Informe de Salida de Campo

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RESUMEN

Los análisis químicos han demostrado que tanto la formación calizas Ayabacas, como la formación Cabanillas presentas condiciones muy favorables para la generación de hidrocarburos, consecuentemente constituirán las principales rocas madres del petróleo y/o gas en el área de Pirín. El petróleo en Pirín fue hallado en la discordancia pre-terciaria, debajo de las primeras capas del grupo Puno. La formación Huancané en el campo de Pirín presenta características litológicas de gran desarrollo textural y mineralógico de grano fino a medio limpias y porosas, siendo la roca almacén en esta área. El tipo de roca de cobertura con sus principales características de impermeabilidad y plasticidad lo constituyen las rocas carbonatadas de calizas de Ayabacas. Donde el yacimiento de hidrocarburos de Pirín, están cubiertos por calizas finas compactas. Las trampas del yacimiento de hidrocarburos de Pirín se encuentran en anticlinales fallados. La cantidad de hidrocarburos recuperados en toda la cuenca por el momento se ha calculado en 467 millones de barriles de petróleo.

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1. CAPÍTULO I

ASPECTOS GENERALES 1.1. INTRODUCCIÓN En la cuenca del Titicaca, en el año 1875 se perforó un pozo en Pirín por la Cía. Corocoro, alcanzando la profundidad de 122 metros, que dieron una producción acumulada de 50 barriles de petróleo. Entre 1905 y 1911 la CIA. Titicaca Oíl perforó 11 pozos superficiales entre 51 y 78 metros de profundidad, de los cuales 7 resultaron productores los que hasta 1915 tuvieron un acumulado de 284,511 barriles de petróleo 36º API. En el periodo de 1917 y 1919, la empresa chilena sociedad de petróleos, hizo intentos por recuperar la producción de Pirín, perforando 5 pozos de las cuales 3 resultaron productores, con una acumulación de 462 barriles. En 1922 a 1925, se hizo cargo la Cía. Peruvian Corporation, perforando 3 pozos con resultados negativos. Entre 1939 y 1946, el gobierno peruano a través de la dirección de petróleos, perforo 13 pozos exploratorios, con profundidades entre 259 y 626 metros de aquellos algunos resultaron manifestaciones de hidrocarburos registrándose una producción acumulada de 400 barriles de petróleo. Entre 1958 y 1965 la empresa petrolera Fical reinicio los trabajos exploratorios, efectuando estudios geológicos de superficie. La Cía. Gulf y Texaco también realizaron estudios en ese periodo. 1.2. OBJETIVOS 1.2.1. GENERAL Ø Reconocer insitu rocas madre, almacén, estructuras favorables para el emplazamiento de gas y petróleo, para su posterior estudio económico y su rentabilidad. 1.2.2. ESPECIFICO Ø Estudio de los terrenos devónicos – Tectónico del área. Ø Establecer la secuencia estratigráfica local, cronología y datación de las fases de deformación que afectaron a dicha área. Ø Determinar la geología del yacimiento en base a los cartografiados, muestreos en el área de estudio y proponer un modelo paragenético petrolífero. Ø Realizar el cartografiado Geomorfológico, Litológico, Minero, Geotécnico y de Pasivos ambientales del área de estudio. Ø Realizar la caracterización y zonificación de macizos rocosos y terrosos del área de estudio. Ø Identificar los pasivos ambientales que afectan perjudicialmente y dar recomendaciones de mitigación para disminuir sus efectos e impactos negativos al ecosistema. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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1.3. UBICACIÓN 1.3.1. POLÍTICA El área de estudio se encuentra ubicada a 37 Km. Aproximadamente de la carretera Juliaca–Huancané. Localizándose al Norte de la Región de Puno. CUADRO Nº 01 UBICACIÓN POLÍTICA DEPARTAMENTO PROVINCIA

Puno Huancané

DISTRITO

Pusi

SECTOR

Pirín

3

1.3.2. GEOGRÁFICA Geográficamente el área de estudio se ubica dentro de las coordenadas UTM descritas en el Cuadro N° 02. CUADRO N° 02 COORDENADAS (UTM) N° DE PUNTO

NORTE

ESTE

1

8301000

392000

2

8295000

392000

3

8301000

399000

4

8295000

399000

1.4. ACCESIBILIDAD La zona de Pirín tiene un rápido acceso, el recorrido se realiza desde el distrito de Juliaca que se encuentra a 45 Km de la ciudad de Puno. Luego desde Juliaca, se puede dirigir a la localidad de Ayabacas que tiene un recorrido de 11 km. y desviando a Pusi por carretera afirmada por 18 km. Seguidamente un viaje de 10 km. Hacia la comunidad Jatún Ayllu sector Pirín, ubicado al norte a 10 Km. quedan restos y pequeñas cantidades de dicho recurso. Haciendo un total de 48 km lo que implica un viaje de aproximadamente 50 minutos también se da una vuelta por la localidad de Taraco por una distancia de 35 km. En la Comunidad de Jatún Ayllu sector Pirín, ubicado al norte a 10 Km. quedan restos y pequeñas cantidades de dicho recurso. Se tiene algunas instalaciones subterráneas consistentes en tuberías de perforación vertical, por algunas de ellas emana poca cantidad de petróleo crudo que es aprovechada por los pobladores de la zona. Siendo la ruta de transporte más utilizada es la vía Juliaca – Pusi. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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Las vías de acceso a la zona de estudio se realiza a través de la Carretera Puno – Huancané, descrito en el CUADRO N° 03 el recorrido efectuado. CUADRO Nº 03 ACCESIBILIDAD TRAMO

TIPO DE VÍA

DISTANCIA (Km)

TIEMPO (MIN)

PUNO – JULIACA

ASFALTADA

45

45

JULIACA – PUSI

TROCHA CARROZABLE

18

30

PUSI – PIRÍN

TROCHA CARROZABLE

10

20

4 1.5. CLIMA Es típico de nuestra región de Puno debido a la intensa acción de heladas y a la intensa precipitación en épocas de lluvia. Su clima es variado; templado en la zona circunlacustre y frígido en la parte alta. Pueden diferenciarse tres zonas Ø Zona Circunlacustre; que posee tierras de cultivo ubicadas en orillas del lago Titicaca. Ø Zona con Pendientes; de poca inclinación y planicies cubiertas de vegetación aprovechada para pastoreo de ganado, ubicada mayormente en la parte occidental del distrito. Ø Zona alta que tiene Colinas; pendientes, cerros rocosos, con tierras no aptas para cultivos y con flora silvestre. 1.6. CAPITAL NATURAL 1.6.1. RECURSOS BIOLÓGICOS 1.6.1.1. Flora La zona presenta una vegetación que es característica del altiplano, según la época del año y se distinguen dos tipos: Ø En épocas lluviosas los afloramientos se encuentran generalmente cubierta por plantas silvestres y pastos naturales que se encuentran en la zona. Ø Como también se encuentran tubérculos, como la papa, oca. Cereales como, cebada, quinua, y avena. etc. 1.6.1.2. Fauna Posee una gran variedad de fauna doméstica y silvestre. Ø Fauna Silvestre.- La fauna silvestre caracterizada por las aves, peces, serpientes, roedores y anfibios. Ø Fauna domestica.- Se caracteriza por poseer animales, algunos traídos por los españoles como vacuno, ovino, porcino y equino.

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1.6.2. RECURSOS NATURALES Presenta una gran variedad y estas a la vez sirven de sustento y son la base potencial para el desarrollo de nuestra región, y de la población. Entre las más importantes tenemos: Ø Ø Ø Ø Ø

El Lago Titicaca Salar de la Comunidad de Muni. Fuente de Petróleo Piedra de Yeso Cantera De Travertino 1.6.2.1.

EL LAGO TITICACA

En la zona presenta una profundidad entre 7 a 15m. La calidad de agua es dulce, presenta un color transparente azulino verdoso y temperatura variada. Cerca de las orillas es favorable el desarrollo de la actividad agrícola por la humedad y la ganadería por la presencia de pastos naturales.

Fotografía N°01: Vista del Lago Titicaca tomada desde la cantera de travertinos.

1.6.2.2.

EL SALAR DE MUNI.

Los campesinos extraen sal para el autoconsumo humano y animal, como también para vender en pequeñas cantidades en la feria dominical del distrito.

Fotografía N°02: Vista del Salar de Muni

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1.6.2.3.

Yeso

Este recurso se tiene en varias canteras comunales del distrito que es explotada por los pobladores de la zona para uso y mercadería. 1.6.2.4.

Cantera De Travertinos

Se encontró en la Comunidad de Atún Ayllu, explotada anteriormente por una empresa Italiana, actualmente es explotada por campesinos de la localidad para luego venderlos en las zonas urbanas como Juliaca y Huancané. 6

Fotografía N°03: Canteras de travertinos explotadas por los pobladores

1.6.2.5.

Petróleo

En la Comunidad de Jatún Ayllu sector Pirín, ubicado al norte a 10 Km. quedan restos y pequeñas cantidades de dicho recurso. Se tiene algunas instalaciones subterráneas consistente en tuberías de perforación vertical, por algunas de ellas emana poca cantidad de petróleo crudo que es aprovechada por los pobladores de la zona. Ø PETROLEO EN LA CUENCA DE PUNO o La prueba más concluyente del potencial petrolífero de la cuenca del Titicaca, es la producción del petróleo en el campo de Pirín (desde 1875) o La cuenca del Titicaca reúne características estructurales, petrofísicas y bioestratigráficas excelentes para la generación y entrampamiento de hidrocarburos.

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2. CAPÍTULO II

GEOMORFOLOGÍA 2.1. GEOMORFOLOGIA REGIONAL El departamento de Puno se ubica al sureste del Perú, en la Meseta del Collao en donde se ubica el lago más alto del mundo, El Titicaca. La geomorfología del área ha sido definida teniendo en cuenta los diferentes agentes erosivos tanto agradacionales como degradacionales, dentro de ellos se encuentran las principales zonas de erosión como son los ríos y quebradas lo cual está presente en la zona de trabajo. Regionalmente la zona de trabajo se encuentra en las unidades geomorfológicas denominadas como la meseta del Collao o meseta del altiplano. En la formación de las diferentes unidades geomorfológicas, la tectónica ha jugado un papel muy importante en el modelamiento de la morfología que se observa actualmente en la zona, llegando a formar las diferente s unidades geomorfológicas con su respectivo modelado superficial. A la vez el altiplano se encuentra subdividido en sub. Unidades los mismos que están considerados como: Ø CORDILLERA OCCIDENTAL Abarca la parte Oeste de la zona de trabajo, formando parte del sistema orográfico principal, se caracteriza por presentan relieve abrupto con pendiente extremas, otro rasgo característico es la erosión profunda efectuada por la erosión y por las aguas de escorrentía, estos son los fenómenos que han ido originando diferentes unidades geomorfológicas. La litología de esta unidad morfoestructural está constituida en su mayoría por rocas de origen volcánico, y en pequeña escala por rocas sedimentarias y son las que por motivos de erosión han quedado expuestas. Ø ALTIPLANO Esta unidad morfo-estructural está reconocida desde la Cordillera Occidental y en dirección S-E hasta el Lago Titicaca. En un aspecto general esta unidad se caracteriza por su topografía llana y por una cadena de cerros que se encuentran circundando. Dentro de esta unidad se encuentran las terrazas de origen fluvio-aluvial así mismo se encuentra formada por zonas de pendiente muy variable.

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2.2. GEOMORFOLOGÍA DE PIRÍN La geomorfología local está definida por las diferentes tipos de relieve, unidades existentes en la zona de estudio, para la formación de estos los aportes ha sido de diferentes medios que sirven como condicionantes para el modelado de cada uno de ellos. La geodinámica interna se encarga de construir y transformar continuamente la corteza terrestre, la alteración física y química del material. La composición de las rocas que afloran dentro del área de estudio ha dado lugar a la formación de diferentes unidades como son planicies y superficies onduladas, sabiendo que es muy importante la descripción de cada una. 2.2.1. DESCRIPCION DE LAS UNIDADES GEOMORFOLOGICAS En el área de estudio se han identificado las unidades geomorfológicas y se ha clasificado de acuerdo a la forma dominante que se presenta en campo, para el modelad o de las unidades ha intervenido el factor topográfico de la zona, para su descripción se ha visto conveniente clasificar en sistemas y son los siguientes: 2.2.1.1. SISTEMA MONTAÑOSO Ø Colinas Altas (Ca).- En el área de estudio está representado por presentar elevaciones de gran magnitud. Ø Colinas Medias (Cm).- Se encuentran ligeramente alargadas, se encuentra en menor proporciona con la comparación de las colinas altas. Ø Colinas Bajas (Cb).Se encuentran moderadamente alargadas, presentan cierto redondeamiento en sus geoformas, debido a la erosión. Ca Cm Cb

Fotografía N°04: Apreciaciones de colinas altas, medias y bajas.

2.2.1.2. SISTEMA FLUVIAL Ø Llanuras (Ll).- Se caracteriza por presentar un relieve suave es decir de poca pendiente, en donde el material cuaternario se encuentran acumulados, representan un ambiente deposicional. Ø Bofedales (Bof).- Interviene el factor hídrico y en el desarrollo de algún tipo de plantas silvestres. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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2.2.1.3. SISTEMA GLACIAL Ø Valle en V.-Este tipo de geoforma se ha formado gracias a la erosión glacial, en la zona han intervenido los factores hidrológicos y topográficos. Ø VALLE. Esta forma de relieve se presenta como una depresión alargada creada principalmente por la erosión o denudación producida por los ríos y glaciares se presenta en forma de gargantas, valles en V, valles en U. 2.2.1.4. SISTEMA ANTROPICO Ø Viviendas (Vv).- Han sido construidos por las personas que albergan en dicha comunidad, puesto que su permanencia es por largo tiempo. Ø Red Vial (Rv).- Esta vía ha sido realizado con la finalidad del fácil desplazamiento de las personas que habitan en los lugares cercanos a ello. Ø La geomorfología local se caracteriza por tener un origen tectónico, donde se muestra una compresión y extensión situados a lo largo y ancho de una depresión, en depósitos de origen marino. En la zona se expone sedimentos petrificados de calizas, lutitas, areniscas (a gran escala). 2.2.1.5. RELIEVE TOPOGRAFICO. En el área de estudio se pudieron observar las siguientes unidades geomórficas: Ø Planicies, lomadas, diaclasas, plegamientos, y otros. Ø LOMADA. Son formas geomórficas similares a montañas pero más pequeñas en forma de domo. Ø ESCARPA. Son geoformas que se localizan entre los estratos no perturbados o solo levemente inclinado, entre los cuales destaca una capa dura que queda sobresaliendo entre otros materiales más blandos.

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3. CAPITULO III

LITOESTRATIGRAFIA REGIONAL Y LOCAL 3.1. LITOESTRATIGRAFIA Geológicamente forma parte de la cuenca Titicaca, la cual corresponde a una depresión o una artesa elongada de dirección NO-SE, producto de la reactivación de bloques fallados (pilares o horst) durante diferentes fases tectónicos que permitieron la acumulación de sedimentos continentales y marinos de aguas someras cuyas edades van desde el devónico (Paleozoico inferior ), hasta el Cuaternario, pasando por el Jurásico Superior – Cretácico, Cretáceo inferior –medio – Terciario, estimándose que la columna estratigráfica completa debió sobrepasar los 30,000 m. de sedimentos, pero debido a los diferentes ciclos erosivos han dejado un espesor de 16,000 – 20,000 m. en la cuenca. 3.2. PALEOZOICO – DEVÓNICO 3.2.1. ORIGEN – EVOLUCIÓN A partir del carbonífero superior se observa sedimentación de evaporitas y carbonatos al NE de Titicaca. Tanto marinos como de ambientes transicionales, entre la “Cordillera Oriental” y “la Cordillera Occidental” se formaron las facies peliticas (Grupo Cabanillas), alternado con los depósitos siliciclásticos y derrames volcánicos resultantes de la actividad tectónica y magmática del margen activo de Gondwana (Grupo Mitu). 3.2.2. GRUPO CABANILLAS (D-Ca) En el área de estudio estos terrenos se encuentran ampliamente expuestos a 3Km. al Norte de Pirín este grupo está formado por lutitas negras, intercaladas por areniscas limolíticas de un metro de espesor y areniscas cuarcíticas de grano fino. Contienen fósiles bien preservados en concreciones limolíticas (Trilobites, Braquiópodos). Tanto como en cerro Imarrucos como en cerro Chillojachi no se ha observado el contacto inferior del grupo Cabanillas. El contacto superior corresponde a una discordancia angular con la formación Sipín del Jurásico superior - Cretáceo inferior. 3.3. MESOZOICO – CRETÁCEO 3.3.1. ORIGEN – EVOLUCIÓN Durante el triásico la cuenca se mantuvo como un alto estructural sin deposición alguna hasta el Jurásico medio, en que se depositan sedimentos marino continentales del (Formación Sipín). En el Cretáceo las continuas transgresiones y regresiones dieron lugar a la acumulación de sedimentos continentales marino (Formación Muni), y transgresiones muy característicos en la cuenca, se forma un mar epicontinental (Formación Huancané), durante el Cretáceo medio surge una nueva transgresión donde se depositan facies carbonatadas (Grupo Moho) además se dan nuevas condiciones que cambió el carácter de las __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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rocas, en vez de calizas y areniscas se forman sedimentos exclusivamente de ambientes continentales además ocurre el primer plegamiento denominado “Plegamiento Andino” el cual produce cambios en la morfología de los afloramientos rocosos Mesozoicos. 3.3.2. FORMACION SIPIN (JsKi-Si) En el área, la Formación Sipín mas constituida mayormente por Calizas marrón terrosas a amarillentas arenosas con laminaciones cruzadas y Calizas gris obscuras, micríticas finalmente laminadas, en parte arenosas. En los afloramientos, la Formación Sipín se presenta con dos características: en la primera “in situ”, los estratos de Calizas están distorsionadas, replegadas constituyendo pliegues anticlinales recumbentes. Una segunda característica es que la Formación Sipín se presenta sobreponiéndose casi en forma horizontal a formaciones cretácicas más jóvenes, constituyendo un sobrescurrimiento de gran amplitud, con una dirección Oeste – Este. 3.3.3. FORMACION MUNI (JsKi-mu) Localmente presenta cambios de espesores y de facies, como ocurre en los Cerros Muñohorcco y Muñihorcco que dio lugar a la formación de un horizonte de brechas con fragmentos Devónicos situados cerca del tope de la Formación Muni. La Formación Muni está compuesta de arcillas arenosas rojas, que gradan transicionalmente a las areniscas Huancané. En la base de la Formación Muni, en el pozo RH –1, se atravesaron delgadas capas de caliza arenosa (10m) brechas y areniscas que en otros puntos, y aflorando en la superficie llegan a tener 100m presentan características de roca reservorio. La base de la formación incluye un cuerpo de 7m de caliza gris verdosa y aunque estas capas no se mantienen constantes, constituyen objetivos petroleros secundarios que deben ser probadas. Los espesores de la Formación Muni el área del lote S- 2 varía entre 60 140m, es decir, existe un engrosamiento regional del depósito del Noroeste al Suroeste. 3.3.4. FORMACION HUANCANÉ (Ki-hu) Los rasgos de esta unidad sugieren un material de proveniencia eólica. Una unidad superior de areniscas de aspecto lajoso, estratificación paralela y normalmente de textura fina. La base de los ciclos se encuentra por lo general poco erosionada; asimismo, parte de la secuencia está ligeramente disturbada. Estos detalles observados permiten sugerir que no hubo interrupción en la sedimentación durante la depositación de los ciclos de la Formación Huancané.

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El contacto inferior con la Formación Muni es transicional, el contacto superior con el Grupo Moho es concordante. La edad de la Formación Huancané es Cretáceo inferior y parece ubicarse en el Aptiano – Albiano. Debido a la ausencia de fósiles, esta determinación se basa únicamente en su posición estratigráfica y a principios básicos de correlación. 3.3.5. GRUPO MOHO (Ks-mo) En el presente estudio se ha adoptado la nomenclatura propuesta por Newell, aunque como unidad estratigráfica en el área Pirín – Pusi solamente están presentes tres subunidades. En Putina (NE del lago) donde tiene su mayor desarrollo, el grupo está constituido por las siguientes subunidades que brevemente describimos. Ø Subunidad 1.- consta de una serie de características de lutitas rojizas, arenosas, deleznables, cuyo espesor es variables en la localidad de Moho tiene 74m. Ø Subunidad 2.- está representado por las calizas Ayabacas, la cual es persistente y está ampliamente desarrollada en la cuenca. Es una caliza de color gris clara a obscura, de textura muy fina, fosilífera (se ha encontrado Turritelas, Braquiópodos y Equinodermos) en algunas localidades como Muni se observó horizontes de caliza bituminosa con olor a petróleo. Su espesor varía de 20m en Putina a 65m al Oeste del Lago Titicaca Ø Subunidad 3.- constituida por una secuencia de lutitas abigarradas de colores marrón, verde, amarillo con intercalaciones de lutitas negras y rojas. Intercala un horizonte de ortocuarcitas blancas de 16m, que solamente está en Putina. Hay horizontes que contienen foraminíferos y carofitas tienen un espesor de 300m. Ø Subunidad 4.- es un paquete de una serie delgada de ortocuarcitas blanquecinas, grano medio a fino redondeado, compacta y con rizaduras, tiene espesor de 20 a 27m. Ø Subunidad 5.-reperesentada por limolitas y lutitas gris verdosa a verde oliva, con estratificación muy delgada su espesor varia de 120 a 220m. Ø Subunidad 6.- comprende de lutitas gris violácea, con concreciones algo fosilífera, con intercalación delgada de caliza silícea, morada. En el tope intercalan bandas de pedernal violáceo. Hay horizontes lutáceas con abundantes carofitas, el espesor varia de 60 a 100 m. fraccionada en bloques, en un completo desorden, tanto que en un examen detallado de campo, pueden reconocerse las tendencias estructurales generales dentro de los bloques desordenados de las calizas intensamente fracturadas.

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3.3.6. CENOZOICO 3.3.6.1. ORIGEN – EVOLUCION Junto al levantamiento empezó la denudación sufriéndolas rocas una descomposición que dio lugar a la acumulación de depósitos de ambientes netamente continentales las cuales están formados por clastos de calizas, lutitas con capas de areniscas compactadas (Grupo Puno) las cuales formaron facies moláseaicas en una cuenca intracontinental limitada en su orilla pacífica recién formada; se acumularon arenas y arcillas las cuales fueron formadas, causando una suave ondulación de las capas sedimentarias. Se conoce muy poco de las intrusiones de rocas plutónicas que posiblemente siguieron a este plegamiento, los depósitos que se formaron son típicos de un ambiente continental así se tiene areniscas rojizas, areniscas deleznables y conglomerados con rodados heterogéneos (Grupo Puno). 3.3.6.2. GRUPO TACAZA (Np-ta) Es del sistema Neógeno-Paleógeno, en el Neógeno superior ocurre la gran fase de dislocación denominado “Plegamiento Quechua” la cordillera se elevó por encima de los 4000 msnm, las dislocaciones que originaron son más que todo de tipo tensional acompañado de intensos volcanismos. 3.3.6.3. GRUPO PUNO (P-pu) El nombre de este Grupo fue propuesto por primera vez por Cabrera La Rosa y Petersen (1936), para los conglomerados rojos principalmente constituido por rodados de caliza del Cretáceo y rocas volcánicas, que reposan en discordancia sobre las calizas del Grupo Moho al NO DE Puno. Newell (1945) posteriormente incluyo en este grupo a una serie que comprende areniscas arcósicas y tufáceas, rijas y chocolate conglomerados y capas de lutitas areniscas, marrón rojizas y supra yacentes aquellos conglomerados, recalcando que muy pocas de estas unidades son persistentes. La unidad se extiende desde Pirín hasta la Península de Capachica, donde las areniscas y conglomerados bastante conspicuos, forman una cadena de cerros cuyos estratos están en posición vertical y recumbentes. El espesor medido cerca al Cerro Cojehorcco tiene 350m pero la península llega alrededor de 1000m. 3.3.7. CUATERNARIOS 3.3.7.1. ORIGEN – EVOLUCIÓN Durante el cuaternario no hubo mayores perturbaciones tectónicas; más con el comienzo de sistema empieza la glaciación la cual más tarde da lugar a la formación de depósitos fluvioglaciares en las vertientes de la Cordillera asimismo se formaron depósitos aluviales __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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dentro de las cuales caen los fluvioglaciares que se acumularon por desintegración de las rocas de los Andes. Los depósitos fluviales fueron más recientes, tienen la misma constitución litológica que las terrazas anteriores pero se encuentran mejor clasificados y conforman el relieve actual. 3.3.7.2.

TRAVERTINO SACATIO (Qh-t)

El nombre fue asignado por Newell (1949) a una serie de depósitos calcáreos de colores blanquecinos a amarillentos que afloran en los alrededores de Pirín. Los travertinos son depósitos calcáreos de color blanco, amarillos a marrón claro, textura radial en delgadas capas de aspecto fluidal y cavernosa, compacto con estratificación en bancos gruesos. Estos depósitos son resultados de la disolución parcial de calcáreos infra yaciendo al paso de aguas subterráneas y/o juveniles y la posterior precipitación de aquellos fluidos saturados de CO3Ca a través de fractura pre-existentes y planos de fallas de gran salto (falla Pirín); los espesores encontrados en estos depósitos alcanzan los 10m. 3.3.7.3.

SEDIMENTOS ALUVIALES (Qh-al)

Los sedimentos aluviales como los depósitos de morrenas, gravas y suelos modernos, están cubriendo indistintamente todas las formaciones más antiguas. Son utilizados actualmente en la agricultura.

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COLUMNA ESTRATIGRAFICA REGIONAL DE PIRIN

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PERFILES GEOLÓGICOS

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4. CAPITULO IV

TECTONICA REGIONAL Y GEOLOGIA ESTRUCTURAL 4.1. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL La evolución estructural es relacionada con la parte sur andina del Perú. Afectado por diferentes movimientos tectónicos, la orogenia herciniana y andina, estos sucesos tectónicos han dejado muchos rasgos estructurales que afloran en la superficie de la cuenca, como levantamientos, plegamientos, fallas, hundimientos, anticlinales, sinclinales, provocados por fuerzas internas y externas que actuaron desde el precámbrico hasta la actualidad, motivo por lo cual las estructuras que más resaltan a la vista son los pliegues constituidos por calizas de la formación Ayabacas. 4.2. PLEGAMIENTOS Las calizas de la formación Ayabacas se encuentra totalmente plegada y fallada debido al intenso tetanismo que ocurrió en esa zona.

Fotografía N°04: Vista al SUR – ESTE, pasando el pueblo de Pusi.

4.3. FALLAMIENTOS Son Desplazamientos en cuerpos estratigráficamente depositados y petrificados

Fotografía N°05: Vista al Nor – Este, en Pirín. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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4.4. CRONOLOGÍA DE LOS EVENTOS TECTONICOS 4.4.1. CICLO OROGENICO PALEOZOICO: Orogenia eoherciniana – devoniano – carbonífero – 340 – 320 m.a. Orogenia tardiherciniana – permiano medio – 265 – 260 m.a. 4.4.2. CICLO OROGENICO ANDINO Orogenia peruana – santoniana – 80m.a Orogenia incaica – eocénica – oligocénica – 40 a30 m. a. Orogenia quechua – oligoceno tardío – plioceno – 30 – 7 m.a. En la orogenia quechua existen 5 deformaciones:     

D 1. pre – grupo puno – pre – grupo Tacaza en la cordillera 30 m.a. D 2. Intra grupo Tacaza 22m.a. D 3. Post grupo Puno 16m.a. D 4. Post grupo Sillapaca y post grupo Tacaza 7m.a. D 5. Deslizamiento gravitacional calizas Ayabacas 7 m.a.

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5. CAPÍTULO V

PROCESOS Y MEDIOS SEDIMENTARIOS 5.1. INTRODUCCIÓN En la interpretación de los sedimentos existentes en la zona de estudio se consideró lo siguiente: La composición de las rocas que indican sus áreas de origen. Las texturas y estructuras que reflejan la dinámica del transporte y la depositación. Los fósiles nos permiten y ayudan a determinar la edad de las diferentes formaciones y así poder hacer la reconstrucción de los diferentes medios sedimentarios. El objeto de este capítulo es examinar los procesos y medios sedimentarios de las rocas existentes en la zona. Los procesos de la sedimentación se produjeron dentro de un complejo de las condiciones físicas, químicas y biológicas, bajo las cuales se acumularon los sedimentos por las relaciones entre el continente y el mar, y por la acción de los agentes geológicos dominantes (vientos, ríos, etc.). 5.2. TRANSPORTE Y DEPÓSITO DE LOS SEDIMENTOS Los fragmentos no consolidados productos del intemperismo son movidos por los fluidos y constituyen la fuente principal de componentes detríticos sedimentarios. Durante en transporte, las partículas tienen una gran propiedad la cual es su velocidad de asentamiento, esta propiedad es determinada por el tamaño la esfericidad y la densidad de la partícula. Dentro de los sedimentos clásticos en la cuenca tenemos al GRUPO CHAGRAPI, (areniscas y lutitas), lutitas, limolitas y areniscas de la formación Calapuja. Las areniscas maduras de la formación Huancané (angostura); areniscas Cotacucho, areniscas Muñani; las famosas areniscas y conglomerados del grupo puno. La deposición de los sedimentos no clásticos se rigen con las leyes que difieren de los que rigen los sedimentos clásticos. Los componentes de los sedimentos no clásticos son formados por agentes químicos y biológicos a partir del material que va en solución; por lo tanto para los no clásticos las condiciones fisicoquímicas y bioquímicas del medio desempeñan una parte más importante que los factores puramente físicos. El agua del mar es el medio en que se forman la mayoría de los sedimentos no clásticos, en nuestro caso como sedimentos no clásticos tenemos la formación calizas Sipín, las calizas bituminosas, formadas en condiciones de estancamiento en las que se preservan cantidades de materia orgánica de la formación calizas Ayabacas entre los principales. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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5.3. FLUIDOS Y FUERZA DE ARRASTRE Durante el transporte y deposición de los sedimentos (partículas en movimiento), y la velocidad del asentamiento; existen otras fuerzas opuestas al movimiento estas establecen un equilibrio en la sedimentación y se denominan fuerzas de arrastre. Entre los movimientos de los fluidos que intervienen en el transporte y deposición podemos mencionar a los siguientes: 5.3.1. FLUJO LAMINAR Relativamente lento, las partículas se mueven según trayectorias paralelas formando capas y láminas. La cual se encuentra gobernada por la ley que relaciona la tensión cortante con la velocidad de deformación angular, es decir que la tensión es el producto de la viscosidad por el gradiente de velocidad. 5.3.2. FLUJO TURBULENTO Las partículas se mueven en forma desordenada en todas las direcciones, es imposible conocer la trayectoria de una partícula individualmente. Es decir ocurren al azar pequeñas fluctuaciones de velocidad transversalmente a la línea de la corriente. 5.4. ELEMENTOS Y FACTORES DEL MEDIO En el estudio de los medios ambientes de deposición de esta parte del Altiplano, se consideró que el sedimento se deriva de alguna fuente y es transportada por algún agente. Durante el proceso se desarrollaron formas erosiónales de los terrenos y así mismo formas de deposición de los terrenos y sedimentos en dicho área. 5.5. PROCESO SEDIMENTOLÓGICO GEOLÓGICAS

EN

DIFERENTES

EDADES

El área de estudio es el resultado de una serie de eventos geotectónicos por los cuales ha pasado y se han generado sedimentos para su posterior diagénesis y litificación de estos sedimentos, originando así diferentes unidades lito-estratigráficas. Iniciamos con la depositación de los sedimentos en el ordovícico superior, donde se acumularon grandes cantidades de material arcilloso y limos junto con capas intercaladas de arenas en un ambiente marino de poca profundidad, esta consolidación de sedimentos en este periodo geológico dio origen a la formación Calapuja. Posteriormente ya en el silúrico – devónico se depositaron sedimentos de origen pelítico esto también en un ambiente marino superior a la formación Calapuja, depositándose grandes cantidades de arcillas y limos juntamente con bastante materia orgánica, como son restos de plantas y organismos vivos, de la consolidación de estos sedimentos se dio origen a la formación __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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Chagrapi del grupo Cabanillas. Conocemos su gran cantidad de restos en su afloramiento ahora vistos como fósiles. Seguidamente se dio lugar a la depositación de sedimentos de origen marino – continental denominados mixtos, con sedimentos de arenas y limos de diferentes tamaños en un ambiente deltaico que dieron lugar al grupo Ambo. Posteriormente el tectonismo Eohercínico dio lugar a una disconformidad angular entre las rocas del devónico inferior (grupo Cabañillas) y los sedimentos deltaicos supra yacentes del Grupo Ambo. Una disconformidad menor entre los sedimentos Mississipianos y pérmicos se debe a la tectónica tardihercínica. Ya en el mesozoico se empezó con una sedimentación del Jurásico superior al Cretácico inferior en la denominada cuenca Yura, la que fue rellenada entre otros con sedimentos terrígenos del Grupo Lagunillas. A inicios del cretáceo, se depositaron las arcillas y limos como también los carbonatos que se suponen que son de ambiente marino, los cuales dieron lugar a la formación Muni. Posteriormente se dio la depositación de arenas los cuales fueron producto de la erosión de las rocas ya existentes por un factor fluvial la cual genero grandes acumulaciones de arenas con gran contenido de cuarzo, por sus propiedades físicas esta formación presenta una porosidad y permeabilidad buena la cual sería una buena roca almacén para el depósito de petróleo de la zona a la cual se denomina como Formación Huancané. Luego se dieron grandes acumulaciones de carbonatos en un ambiente marino juntamente con materia orgánica y restos de seres vivos como son los bivalvos, esta acumulación de estos carbonatos dio origen a la formación Ayabacas, que luego sufrieron movimientos orogénicos que causaron plegamientos y fallamientos que ahora a esta formación la denominamos como una Megabrecha. En el cretáceo superior se dio la depositación de sedimentos de origen continental causada por la acción fluvial, se depositaron grandes cantidades de arenas y limos de colores grises y rojizas, esta sedimentación que se dio origen en el cretáceo origino la formación Vilquechico y posteriormente la formación Muñani, esta última con grandes cantidades de arenas y limos de color rojizo. Existentes, esta concentración de grandes cantidades de sedimentos arenosos y grabas dieron el origen al grupo Puno. Ya en el pleistoceno se producen erosión de los materiales volcánicos que se dieron en el mioceno y plioceno, y también de otras unidades sedimentarias que afloran, se dio la acumulación de las arenas y limos en algunos casos sedimentos angulosos generados por los glaciares, como también materia orgánica, restos de plantas que se depositaron en un ambiente continental, generándose así la formación Azángaro, cabe resaltar que esta formación los __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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sedimentos no se encuentran bien consolidados, debido a que sigue en un proceso de diagénesis. También durante el pleistoceno se producen a nivel mundial severas oscilaciones climáticas que dan lugar a las extensas y prolongadas fases glaciales, dos de las cuales se reconocen en el país. Estas glaciaciones modelaron directamente los relieves ubicados por encima de los 3,600 m.s.n.m., dejando un paisaje de altiplanicies onduladas, ahora colonizadas por una cobertura vegetal propia de la zona Altoandina. En tiempos holocénicos, se deposita una nueva serie de sedimentos constituidos principalmente por materiales aluviales, lacustres y coluviales. En el holoceno esto ya en la actualidad, se vienen generando acumulaciones de sedimentos tanto aluviales, coluviales y lacustres como se pudo apreciar en la zona de estudio. La acción fluvial, se viene generando por la acción de los ríos, como también la escorrentía de las aguas superficiales, esta acción fluvial genera sedimentos redondeados a subredondeados por el transporte que sufren en todo el cauce trayectoria. Los sedimentos coluviales se han generado por erosión de unidades lito estratigráficas ya existentes, los cuales son angulosos.

las

En las riberas del lago se viene acumulando material fino con partículas de arenas finas esto por la acción de invasión de las aguas del lago y van generando así las bien conocidas llanuras circunlacustres. Se pudo apreciar también que este valle ha sido ocasionado por una zona de debilidad que dejo la falla, y en el plano de falla se puede observar sedimentos triturados muy angulosos.

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6. CAPÍTULO VI

PALEONTOLOGÍA Y ESTRATIGRAFÍA 6.1. PALEONTOLOGIA El estudio de la paleontología se divide en paleontología de los vertebrados e invertebrados, la micropaleontología. La paleontología se refiere al estudio de los fósiles que representa lo que una vez fue un organismo viviente, cuyos restos impresos en la roca son testimonio en un numero de factores o condiciones que debieron cumplirse en la naturaleza . Los fósiles requieren mucho cuidado al ser recolectados y preparados para su análisis. Los principios biológicos tienen un apoyo marcado en los, conciertos estratigráficos y son tomados en consideración en el presente trabajo. La zona de estudio no solo trae consigo una serie de información geomorfológica, litológica, tectónica, sino también quizás la información más importante que es la paleontología, con la cual podría relacionarse muy ampliamente con el yacimiento petrolífero en Pirín. En el distrito de Taraco se puede observar la geomorfología actual y lo cual se deduce que actuaron varios procesos tectónicos antes de la deposición de los fósiles y por ende el yacimiento de petróleo. En toda la parte sur del Perú, actuaron varios procesos orogénicos en la cual dieron forma al relieve actual de la zona, y en esta parte del tema se relaciona ampliamente con el origen de los fósiles y del yacimiento petrolífero. 6.2. FASES OROGÉNICAS Hubo varias fases orogénicas siendo una de ellas la más importante: 6.2.1. CICLO HERCINICO Este ciclo se inicia con una transgresión marina durante el Siluriano y se prolonga hasta finales del Paleozoico, comprende este ciclo dos fases Eoherciniana y Tardiherciniana. Durante la fase Eoherciniana se deposita una potente secuencia de areniscas y pelitas, con variada fauna de trilobites, braquiópodos, conularias, crinoideos, gasterópodos y pelecípodos; constituye el basamento sobre las cuales se encuentran los materiales Mesozoicos y Cenozoicos. La fase Tardiherciniana tiene sus inicios a fines del Pensilvaniano, trae consigo la apertura de cuencas y reinicio de transgresivos hasta el Pérmico inferior, etapa en la cual se depositan las facies carbonatadas del Grupo Tarma y Copacabana, en cuanto a macizos Triásicos no son reconocidas en la cuenca. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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6.2.2. INTERPRETACIÓN Quizás esta etapa o ciclo sea la más importante en la formación de hidrocarburos en la zona de Pirín, como se sabe Pirín pertenece o está dentro de la cuenca del Titicaca, en el ciclo Hercínico hubo una invasión marina lo cual se sedimentaron las pelitas, siendo ésta la formación Chagrapi (lutitas grises) que es de ambiente marino, lo cual alojaron a los trilobites, braquiópodos, conularias, crinoideos, gasterópodos, algas marinas, entre otros que dieron origen al yacimiento de Pirín. 6.3. FÓSILES QUE PUDIERON HIDROCARBUROS EN PIRÍN

POSIBLEMENTE

LUGAR

A

LOS

6.3.1. CONULARIA Las Conularias son un grupo de animales, invertebrados, que se desarrolló desde el Proterozoico al Pérmico. La teoría más generalizada sobre la morfología de las conularias, resumiendo, es la siguiente: Fueron organismos confinados en una estructura piramidal cuadrangular (cuerpo de la conularia), en cuya composición interviene el fosfato de calcio, ésta pirámide remata en la parte más ancha por otra pirámide menor invertida, respecto al cuerpo, que constituye el cierre de la conularia (polo oral), las cuatro aristas que unen las dos pirámides se pueden considerar como charnelas.

LOCALIDAD COORDENADAS UTM COTA TIPO DE FÓSIL FECHA

Taraco, Cerro Imarrucos E: 394250 N: 8303635 3950m.s.n.m. CONNULARIA, 17/05/13

6.3.2. BRAQUIÓPODOS Los Braquiópodos son animales con concha similar a la de los bivalvos, que viven normalmente fijos a los fondos marinos mediante un pedúnculo que sale normalmente por un orificio llamado foramen. Se diferencian de los bivalvos en que las valvas son de tamaño desigual y cada una es simétrica respecto a un plano longitudinal vertical. Aunque se extienden desde el Cámbrico a la actualidad, el desarrollo de los braquiópodos ha sido mucho mayor durante el Paleozoico y Mesozoico. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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LOCALIDAD COORDENADAS UTM COTA TIPO DE FÓSIL

Taraco, Cerro Imarrucos E: 394289 N: 8303534 4020m.s.n.m. BRAQUIÓPODOS,

FECHA

17/05/13

6.3.3. TRILOBITE Los trilobites tienen el cuerpo aplanado y liso, más o menos ovalado y dividido en tres tagmas, céfalo (cefalón), tórax y pigidio; tórax y pigidio forman el tronco. Presentan dos surcos longitudinales que dividen el cuerpo en tres lóbulos claramente delimitados (de donde deriva su nombre): uno central (llamado glabela en el céfalo y raquis en el tronco) y dos laterales (denominados genas o mejillas en el céfalo y pleuras en el tronco). El tegumento dorsal era una gruesa cutícula impregnada de carbonato cálcico, lo que ha facilitado su fosilización. Su tamaño varía desde unos pocos milímetros a más 60 cm en algunas especies gigantes.

LOCALIDAD COORDENADAS UTM COTA TIPO DE FÓSIL FECHA

Taraco, Cerro Imarrucos E: 395228 N: 8303778 3852m.s.n.m. TRILOBITE, 17/05/13

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6.4. ESTRATIGRAFÍA En el cuadrángulo de Huancané 31 – X, específicamente en la localidad de TARCO - PUSI y sus alrededores presentan; cuyos afloramientos son rocas que van desde edades muy antiguas hasta edades muy recientes como de Paleozoico (Silúrico - Devónico) al Cenozoico como de depósitos fluviales, palustrinos y coluviales. Dentro de esta sucesión de rocas se pueden distinguir las siguientes etapas: Paleozoico Superior, compuesto por una sedimentación de lutitas, pelitas micáceas, limonitas, intercaladas con areniscas muy finas laminares; el Mesozoico del sistema de Cretáceo compuesto por sedimentos netamente de calizas carbonatadas; el Cenozoico de gravas redondeadas, subangulosas a subredondeados, arena, limos, y materia orgánica. 6.4.1. RELACIONES ESTRATIGRÁFICAS El contacto inferior con la Formación Chagrapi no se puede observar en la zona dividuo a los constantes erosiones que sufre las partes altas del Cerro Imarrucos; en la que las partes bajas están cubiertas por materiales de depósitos Recientes , pero esta infrayace en contacto con las calizas en la parte alta del Cerro Imarrucos. Se observa plegamiento, fallamiento y fracturamiento, zonas que han sufrido dividuo en su gran mayoría a las fuerzas compresivas.

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7. CAPÍTULO VII

ROCA GENERADORA DEL YACIMIENTO PETROLÍFERO DE PIRÍN 7.1. RESULTADOS Y DISCUCION 7.1.1. ROCA GENERADORA DEL YACIMIENTO PETROLÍFERO DE PUSI - PIRIN Las condiciones favorables de generación de hidrocarburos en el área está plenamente demostrado por la antigua producción del campo de Pirín (aproximadamente de 287,000 barriles de petróleo de 36° API), cuyo reservorio lo constituyen las capas las capas permeables del Grupo Moho, ubicado inmediatamente debajo de la discordancia pre-terciaria. Faltaba sin embargo demostrar analíticamente, cuáles eran las rocas que potencialmente habrían podido generar esos y otros hidrocarburos. El presente Trabajo a través de los Estudios de la interpretación de los análisis geoquímicos, sobre muestras recientes, permitirá conocer, qué formaciones presentan condiciones favorables para la generación de hidrocarburos. Para esto se necesitó hacer una Caracterización de la roca Generadora, particularmente, la caracterización de las rocas generadoras sirve para hacer un modelado de generación del petróleo. Para describir a una roca generadora se realizan análisis en el laboratorio sobre la cantidad de materia orgánica contenida en ella (cálculo del Carbono Orgánico Total, COT), y el tipo de materia orgánica que contienen (determinación del Índice de Hidrógeno, IH). Además, un análisis de pirolisis Rock-Eval permite obtener sus parámetros cinéticos. 7.1.2. CARBONO ORGÁNICO TOTAL (T.O.C.) Fueron efectuados análisis de carbono orgánico total. Estas se realizaron en muestras del paleozoico, cretáceo inferior y medio, muestreadas en excavaciones superficiales de campo. 

Paleozoico

El primer muestreo se realizó en el devónico Cabanillas sobre lutitas, lodolitas y más raramente en limolitas lutáceas. Para obtener resultados buscados, se hizo lo posible por extraer rocas más frescas, los mismos que fueron-enviados al laboratorio de geoquímica -de la empresa Petróleos del Perú S.A. En efecto los valores de carbono orgánico total fluctuaron entre 0.25 y 1.05 %, es decir parte de aquellos muestras ya presentaban potencial de roca madre lo que permitió continuar evaluando el devónico Cabanillas por otros métodos geoquímicos, particularmente pirolisis (rock-Eval), con resultados favorables como se verá más adelante. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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

Jurásico

En muestras existentes en la empresa Petróleos del Perú, se efectuaron análisis de carbono orgánico total, que pertenecen al pozo RH-13 del antiguo campo de Pirín; estas muestras están constituidos por una sucesión de lutitas y calizas grises, con características litológicas similares a las del jurásico Lagunillas no aflorante en el área de estudio. Aquellas muestras arrojaron valores entre 0.05 a 0.16 % de T.O.C., con potencial muy pobre a regular de roca madre. Por tener un potencial muy pobre en los resultados de T.O.C. como roca madre en la generación de hidrocarburos; las muestras del pozo RH-13 no se volvieron a realizar análisis de laboratorio por otros métodos. 

Cretáceo Inferior

Las calizas de la Formación Sipín, en las secciones muestreadas, presentan valores entre 0.01 y 0.28 % de carbono orgánico total, lo que equivale a un potencial de muy pobre a pobre de roca madre, en la generación de hidrocarburos. Al igual que la formación Lagunillas, no se realizan más ensayos de laboratorio, por ser muy pobre. Las Lutitas y lodolitas de la Formación Muni presentan regulares valores de potencial como generador de hidrocarburos que fluctúa entre 0.04 a 0.43 & estos resultados nos lleva a tener cierta esperanza en obtener resultados un tanto positivos en los análisis de laboratorios siguientes. 

Cretáceo Medio

Las unidades del Grupo Moho, más que toda la segunda unidad, arrojan por lo general valores regulares de potencial de roca madre en la generación de hidrocarburos. En el área estudiada de las muestras tomadas en superficie, fluctúan entre 0.04 hasta 0.60 % de carbono orgánico total. Mientras tanto que al efectuar análisis en las muestras existentes en la empresa Petróleos del Perú S.A. del pozo RH-11 del antiguo campo de Pirín, arrojando valores de T.O.C. desde 0.52 al 0,92 % correspondiente incluso a la categoría de muy buen potencial para generar hidrocarburos. Por otra parte, también es necesario resaltar -los resultados de laboratorio del empresa Petróleos del Perú S.A., que efectuaron en muestras tomadas en el cerro Pucará - Huaraya, ubicado al norte de la ciudad de Puno, en que arrojan valores entré 0.47 a 0.92 %, que corresponde a un buen potencial de roca madre. Los últimos valores mencionados, se toman solo como referencia, ya que se encuentra fuera del área del estudio; pero sin embargo se habría producido la migración desde estos puntos de generación.

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7.2. ÍNDICE DE ALTERACIÓN TERMAL (I.A.T.) 7.2.1. PALEOZOICO En el devónico Cabanillas el rango de presencia de kerógeno varía entre escaso y común. En cuanto a la tipología, es mayormente de naturaleza herbácea y carbonácea. Los polinomorfos se hallan carbonizados dando un IAT de 5. Correspondiendo a una facie diagenética de tipo senil. Vale la pena señalar que estas rocas además de haber sufrido los efectos tectónicos de tres orogenias (Eoherciniana, Tardihercínica y Andina), sufrieron también los efectos térmicos de más de una pulsación ígnea, tal como es posible observar en el cerro Catalia al norte de Pirín, donde es muy elocuente la red de fracturas rellenadas de material volcánico básico fuertemente intemperizado. Sin embargo, debemos pensar que si aquellos efectos térmico- tectónico ha afectado la materia orgánica residual después de la migración de los hidrocarburos potencialmente generados, aquellos altos valores IAT no tendrán importancia sino solo como valor referencial del kerógeno residual. Más adelante veremos que ese parece ser el caso del devónico Cabanillas. 7.2.2. JURASICO La cantidad de kerógeno encontrado en las muestras de canaleta del pozo de RH – 13, varía de escaso a abundante. En cuanto a la tipología del kerógeno, predomina el de naturaleza amorfa, seguido del carbonácea y herbáceo. Se les asigna un IAT entre 2 y 3. Correspondiente a una facie diagenética predominantemente madura, es decir, apto para la generación de hidrocarburos, debe señalarse al respecto que la muestra de canaleta a la profundidad de 200 m. corresponde a una arenisca limonita impregnada con bitumen, intercalada de caliza gris. 7.2.2.1.

JURASICO SUPERIOR - CRETACEO INFERIOR

La Formación Muni en la sección de Caminaca presenta una proporción de kerógeno variado entre escaza y común .respecto a la litología, los materiales amorfos y herbáceos son los predominantes. Los poliformos bien preservados dan un IAT de -2, correspondiente a un facie diagenética inmadura 7.2.2.2.

CRETÁCEO MEDIO SUPERIOR

La caliza Ayabacas tanto en las secciones Cerro Lomas Paty Paty y Muni chico, cuanto en el pozo RH-11, presenta un contenido de kerógeno mayormente fluctuando entre frecuente y abundante. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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La litología predominante fue la amorfa. Las lecturas del IAT sobre el escaso material herbáceo, alcanzando valores de 3, correspondiente a una fase diagenética madura, consecuentemente con potencial para generación de petróleo, gas condensado y metano térmico. 7.3. CROMATOGRAFÍA LIQUIDA DE COLUMNA Fueron efectuadas 5 separaciones columnares, pertenecieron a los extractos soxhlet obtenidos de las areniscas Huancané y las calizas Ayabacas. A ello se debe agregarse el fraccionamiento del crudo de Pirín. 7.3.1. ARENISCAS HUANCANÉ El bitumen impregnado en estas rocas contiene entre 307 y 745 ppm. De hidrocarburo de C15 (saturados y aromáticos) y entre 697 y 758 ppm de compuestos NSO y asfáltenos. 7.3.2. CALIZAS AYABACAS El contenido de hidrocarburos mayores que C15 alcanzan los 210 ppm. (Saturados y aromáticos), rango que representa a un buen potencial de roca generadora, tal como además parecen confirmar los datos ploteados, donde se combina con otros parámetros. Sintetizando diremos que los análisis geoquímicos, han demostrado, que tanto la caliza Ayabacas cuanto con el devónico Cabanillas presenta condiciones muy favorables para la generación de hidrocarburos, consecuentemente constituirían las principales rocas madre del petróleo y/o gas en el Área, lo que no excluye sin embargo que rocas del pérmico Copacabana, Jurásico Lagunillas (no aflorante) y lutitas del moho, también lo sean, debido a las excelentes características. 7.4. EVALUACIÓN DE ROCA MADRE POR PIROLISIS Se han efectuado análisis sobre muestras del paleozoico y del cretáceo medio. No se realizó análisis de pirolisis en el resto de las muestras por considerarse, muy pobre en la generación de hidrocarburos. 

Paleozoico.- El devónico Cabanillas de acuerdo a los índices de hidrógeno y oxígeno corresponden al tipo III de kerógeno (propensión a la formación de gas) con un grado de madurez elevada, y conformado esencialmente por material proveniente de vegetales superiores. Esto concuerda con los estudios de tipología del kerógeno, en que se señalaba que los materiales predominantes eran los herbáceos y carbonáceos. En cuanto al índice de productividad o índice generador, de los cinco análisis todas muestran valores entre 0.10 y 0.40, correspondiente a la zona de generación del petróleo.

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Aquel índice de productividad, combinado con la temperatura máxima de pirolisis, que más de una muestra pertenecen claramente dentro de la ventana dl petróleo, por lo que se debe considerar como potencial roca generadora de hidrocarburos en el área 

Cretáceo medio.- En cuanto a las unidades uno y tres del grupo Moho, no presenta indicios de buen generador de petróleo, por lo tanto solo se han considerado para estos análisis muestras que pertenecen a la formación Ayabacas. En las calizas Ayabacas, los índices de oxigeno e hidrogeno sitúan a su kerógeno dentro del grupo I (amorfo) genéticamente propenso a la generación de petróleo lamina 12. El índice generador o de productividad alcanza un promedio de 0.19 correspondiente al rango de generación de petróleo; esto es confirmado al hacer participar otro parámetro importante como es la temperatura de pirolisis (lamina 13), permitiéndonos observar que las calizas Ayabacas se encuentran dentro de la ventana del petróleo; el cual nos da la esperanza de que esta formación haya generado petróleo.

7.5. ROCA ALMACEN Roca almacén, puede ser cualquier roca que tenga porros interconectados, dependiendo además de su extensión y ubicación favorable para los yacimientos petrolíferos rentables. En el área de estudio como roca reservorio principal es la Formación Huancané, que presenta características litológicas de gran desarrollo textural y mineralógico de grano fino a mediano limpias y porosas. Hasta la actualidad en el campo Pirín, el petróleo hallado fue en la discordancia pre terciaria, debajo de las primeras capas del grupo puno. Numerosas muestras, fueron sujetas a mediciones de laboratorios y análisis al microscopio electrónico obteniéndose una lista sorprendente de valores con porosidad y permeabilidad variable. 7.5.1. FORMACION HUANCANE En Puno afloran en las localidades de Totorane, Aychuyo, hacienda Taya taya, Lacarimpa, cerro Yanacaca, San Pedro de Chacas, con una litología de areniscas cuarzosas de grano medio a grueso redondeados a subredondeados, con estratificación sesgada en estratos de 0,40, 0,60 y 1,20 m, generalmente blancos con tonalidades amarillentas, rosadas y marrones, con niveles de oxidación mineral por el contenido de óxidos de hierro. La edad fue asignada por NEWELL, (1945) dentro del cretáceo inferior y posteriormente fue asumida por el Proyecto Integrado del Sur como del Neocomiano a Cenomaniano, al igual que los trabajos de DOUBINGER y MAROCCO, (1976) donde se reporta microflora de edad neocomiana. En Puno se le ha asignado la misma edad. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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7.5.2. GRUPO MOHO Se le atribuye una edad del cretáceo medio entre el Cenomaniano y Maestrichtiano. Fue designada por Newell (1945-1949), cuyo afloramiento se encuentra en un área tipo cerca de la localidad de Moho. Esta constituido en casi 90% de lutitas de color rojo ladrillo, marrones, negras y grises; en la parte media de la sección hay areniscas grises de grano fino, cerca de la base esta la persistente caliza Ayabacas limitada por lutitas rojas. Generalmente el grupo Moho se encuentra sobre yaciendo en forma concordante a la formación Huancané; su tope es transicional con la formación Vilquechico. En general la litología es similar a la formación Muni, domina limolitas y fangolitas abigarradas con estratificación delgada, laminación en rizaduras y horadadas, teniendo varios rasgos persistentes formados por areniscas cuarzosas de estratificación cruzada entre 20 y 50m. de grosor. La potencia total es de aproximadamente 980 m. En la región de Putina, donde tiene su mayor desarrollo, el grupo está constituido por las siguientes unidades (INGEMMET 1991), Ø UNIDAD A: Consta de una serie de lutitas rojizas, arenosas, deleznable, con espesor variable, en la localidad e Moho tiene 74 m. Ø UNIDAD B: Está representada por las calizas Ayabacas, la cual es persistente y está ampliamente desarrollada en la cuenca del Titicaca. Es una caliza de color gris clara a oscura, de textura muy fina, fosilífera. Ø UNIDAD C: Consta de una secuencia de lutitas abigarradas de colores marrón, verde - amarillo con intercalaciones de lutitas negras y rojas. Ø UNIDAD D: Es un paquete de una serie delgada de ortocuarcitas blanquecinas de grano medio a fino, redondeado, compacta y con rizaduras, con espesor de 20 a 27m. TOTAL DE RESERVAS RECUPERABLES EN MMBSL. Reserva continental 274 Total 467 barriles. Reserva en el lago 193

Por lo tanto el total de reservas recuperables es de 467 millones de barriles de petróleo, en toda la cuenca del Titicaca.

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7.6. EVALUACION PRELIMINAR DE RESERVAS GEOLOGICO DE LA ZONA DE ESTUDIO 7.6.1. Calculo de reservas probables

POR

METODO

Para conocer un campo petrolífero, el requisito fundamental es el conocimiento del volumen del petróleo que originalmente se encuentra en un yacimiento. La zona neta productiva, es la parte dl espesor del yacimiento de donde se produce petróleo y se determina de acuerdo con los valores de permeabilidad, porosidad y saturación de agua. En el área de estudio se ha tomado para el cálculo de reservas los siguientes parámetros. Ø Ø Ø Ø Ø Ø

Porosidad 20% Saturación de agua(SW)= 40% Espesor(h)= 80 pies Factor volumen de formación(Vo)= 1.15 Factor de recuperación(FR)= 25 % Factor éxito(FI)= 40%

Luego se aplica el método volumétrico. Ni= 7758X V * POROSIDAD * (1-SW) Vo Volumen (V) = 9142.8 acres X 60 pies =548,568 acres-pies. Luego calculamos petróleo In-situ (Ni) 7758(548,568)(0.20)(1-0.40) 1.15

Luego: Ni=444´082,491.6 barriles de petróleo El petróleo recuperable es: NR= Ni x FR NR=444´082,491.6 X 0.25 NR = 111´020,622.9 barriles de petróleo Por último aplicamos el factor de éxito (FI) NRe = NR X FI NRe = 111´020,622.9 X 0.40 NRe = 44´408,249.16 barriles de petróleo En consecuencia el volumen de petróleo recuperable con éxito es de 44 millones de barriles de petróleo.

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7.6.2. CALCULO ECONOMICO Para realizar nuestros cálculos económicos, se toma criterios geológicos de estratigrafía para ser probadas con pozos exploratorios considerando que las profundidades oscilarían entre 5000 a 12000 pies; el costo por pozo seria entre 1, 000,000 y 1, 200,000 dólares y el tiempo necesario para la perforación de cada pozo es aproximadamente de 3 meses. 7.7. ROCA DE COBERTURA 7.7.1. GENERALIDADES Es una roca protectora con un horizonte impermeable y plástica que detendrá la migración de los fluidos y protegerá el petróleo y gas de los agentes atmosféricos destructores. El papel de las rocas de cobertura, es asegurar la estanqueidad de los almacenes, siendo la impermeabilidad, su cualidad principal. Estos horizontes impermeables, se designan con el término general de rocas de cobertura ("cap-rock", "seal"). 7.8. TIPO DE ROCA DE COBERTURA Las características de impermeabilidad y plasticidad, se encuentran en diferentes tipos de rocas, principalmente arcillas, ciertos carbonatos y evaporitas. Las rocas carbonatadas, constituyen más a menudo almacenes cubiertos por rocas diferentes, que coberturas. Sin embargo, la roca de cobertura es exclusivamente de sedimentación casi exclusivamente carbonatada, donde la cobertura de los almacenes está formada por calizas. Muy a menudo, se trata de calizas más o menos arcillosas y margas. Donde el yacimiento de hidrocarburos de Pirín, están cubiertos por calizas finas compactas. 7.8.1. FORMACIÓN AYABACAS. (K-ay) Fue estudiada por primera vez, en la localidad de Ayabacas por CABRERA y PETERSEN, (1936) como una secuencia de calizas y capas rojas. Posteriormente fue estudiada por NEWELL, (1945-1949), y posteriormente, en el Proyecto Integrado del Sur (1991) es elevada a la categoría de Formación Ayabacas. En la hoja de Puno se la describe como calizas micríticas gris claras con niveles de limo arcillitas rojas en estratos entre 0,80 y 1,20 m. En la zona de estudio las calizas micríticas son masivas en estratos medios de 1,5 a2 m con abundante vetilla de calcita bien replegadas suprayaciendo a un nivel de capas rojas de la Formación Ayabacas. Se aprecian varios niveles de calizas nodulares, con lentes y brechas calcáreos.

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En todos los afloramientos destaca el predominio de las calizas y limo arcillitas rojas; destacando en algunos lugares las limo arcillitas rojas sobre las calizas como en el cerro Caracollo. 7.9. POTENCIA DE LAS COBERTURAS En las regiones de tectónica tranquila, es suficiente un delgado espesor de roca impermeable, para asegurar una buena cobertura. En la zona de Pirín, el almacén del petróleo se debió contener con un nivel de espesor de 12 a 20 m. de carbonatos finos. 7.9.1. TRAMPAS • Las partes altas de los pliegues (anticlinales) son trampas comunes para el petróleo y el gas salvo que la secuencia rocosa se haya invertido, la roca que está más abajo es más antigua. Los diagramas muestran dos ejemplos de trampas naturales donde se puede encontrar petróleo. Caso típico de "Anticlinal". El petróleo y el agua se encuentran atrapados entre los mantos impermeables. Este tipo de entrampamiento está generado por violentos movimientos de la corteza terrestre que someten a las rocas del subsuelo a grandes presiones. Los hidrocarburos son recursos no renovables que tardan millones de años en formarse. 7.9.2. TRAMPAS PETROLIFERAS Es una estructura geológica que hace posible la acumulación o denostación del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable. Los detalles estructurales y diagénesis de los yacimientos de petróleo ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la gran importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural. 7.9.3. Tipos de Trampas Petrolíferas Las trampas petrolíferas pueden ser clasificadas de diversos tipos, de acuerdo a diferentes Autores; pero la clasificación más adecuada para el estudio de éstas, se dividen en 3, las cuales son: 7.9.3.1.

Trampas Estructurales

Una trampa estructural es aquella en la que el límite superior se ha vuelto cóncavo, visto desde abajo, por alguna deformación local, como plegamiento o fallamiento, o ambos, de la roca reservorio. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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7.9.3.2.

Trampas Estratigráficas

Una trampa estratigráfica es aquella en la que el principal elemento conformador de la trampa es alguna variación en la estratigrafía, en la litología o en ambas de la roca reservorio, como ser cambio de facies, variaciones locales en la porosidad y en la permeabilidad. 7.9.3.3.

Trampas Combinadas

Entre ambos extremos, en forma de una gradación continua, se encuentran trampas en las que se da casi cualquier combinación imaginable de estructura y estratigrafía. Pero cuando se llega al terreno compartido entre la trampa estratigráfica y la estructural resulta sumamente difícil decidir la importancia relativa de ambos factores. Por tanto, las trampas en las cuales, no existe un factor predominante entre los estructural y estratigráfico, se denominan intermedias o Trampas Combinadas. 7.9.3.4.

Domo salino

Los programas de perforación de pozos dirigidos, son para evitar el problema de perforar un domo salino. En vez de perforar a través de la sal, el pozo es perforado a un lado del domo y luego es desviado alrededor y debajo de la cresta saliente del domo salino. Según esta teoría, el petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente. El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se convierte en hidrocarburos. 7.10.

HISTORIA DE PIRÍN

El campo petrolífero de Pirín está en la región andina del sur del Perú y a 3,900 m.s.n.m., es el más alto conocido del mundo. Está situado en el departamento de Puno, provincia de Huancané y distrito de Pusi, cerca al noroeste del Lago Titicaca. Las informaciones más antiguas del petróleo de Pirín son las de Posth en 1893, quien da a conocer que en 1875, la Corocoro Company perforó un pozo que halló petróleo a 121.9m. de profundidad y tuvo una producción de alrededor de 7 toneladas en 20 hr. Antes de que lo inutilizara un derrumbe, pues solo sus primeros 30m. fueron forrados. En 1876, un señor apellidado Fazzine excavó un pique de 1.5m. de diámetro y 18m. de profundidad, a partir del cual por filtración se extrae petróleo por __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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baldes; como pozo de agua subsuelo que desmantelaba los pozos y emulsionaba el petróleo. Así era imposible continuar adelante. El proyecto fue abandonado durante diez años, hasta que en 1917 se estableció en el puerto de Iquique una pequeña compañía, formada por capitales chilenos, la “Sociedad de Petróleos España”, que por la suma de 30 mil libras adquirió los derechos sobre la concesión, instalaciones, maquinaria y trabajos ejecutados por la primera compañía. 7.10.1. PIRIN

TRAMPAS PETROLIFERAS EN EL YACIMIENTO DE

Este fue el yacimiento más estudiado de la región, pero existían otras áreas en la misma cuenca que también llamaron la atención de los buscadores de petróleo; tal fue el caso de Corapata a 10 kilómetros al sur de Pirín, y de Samán, a orillas del río Ramis, donde la “Peruvian Corporation”, administradora del ferrocarril, inició trabajos de exploración en 1921. Finalmente la búsqueda en la provincia de Huancané resultó infructuosa y los campos del departamento de Puno regresaron a manos del Estado en 1924. Los alineamientos anticlinales Huatta - Coata y Pusi-Pirín estuvieron presentes y no permitieron la migración del petróleo, hidrocarburo que habría madurado durante el terciario, constituyéndose en trampas potenciales, como en el campo de Pirín. Es importante mencionar que estudios geofísicos realizados en la zona de estudio, han evidenciado estructuras anticlinales donde estarían entrampado el petróleo. En el Altiplano, los yacimientos de Pirín se encuentran en anticlinales fallados, en las Formaciones Huancané, Ayabacas y Sipín de facies marinas del Cretáceo inferior. En la cuenca del Titicaca se han identificado numerosas estructuras importantes mediante estudios geológicos y geofísicos. La complejidad tectónica de la zona produjo levantamientos (horst) y algunas actividades insipientes ígneas que favorecieron la migración del petróleo hacia estos horst donde quedaron entrampados Las trampas principales en la zona de Pirín son del tipo estructural estando los hidrocarburos en los anticlinales y a veces limitados por fallas. 7.10.2.

ESTRUCTURAS PRODUCTORAS.

Son las estructuras anticlinales en dirección NW-SE en la cuenca del Titicaca, que han sido identificadas mediantes estudios geológicos y geofísicos, estas estructuras son: Ø ANTICLINAL DE HUATTA-COATA.- DE aproximadamente 50 KM., de largo, presenta 3 culminaciones, siendo la central la más importante. Ø ANTICLINAL DE JULIACA-CARACOTO.- Se encuentra dividido en dos anticlinales de 20 KM., de largo con dos culminaciones cada uno. __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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Ø ANTICLINAL DE PUSI-PIRIN.- Siendo de +- 40 KM., de largo, aquí se encuentra el campo de Pirín, es de tectónica muy compleja y limitados por la falla de Pusi y Calapuja. 7.10.3. TIPO DE PETRÓLEO EN PIRIN Ø Por su composición química Este tipo de clasificación depende estrictamente de la presencia de ciertos componentes químicos en el petróleo, así como de la unión de éstos en elementos más complejos. Su importancia radica en las características particulares que cada uno de estos elementos le añade al petróleo por lo cual el petróleo de Pirín es de tipo Parafínico, cuyo componente principal es el compuesto químico llamado parafina. Son muy fluidos y de color claro. Proporcionan una mayor cantidad Ø Por su densidad Esta clasificación lo sustenta la gravedad API (del Instituto de Petróleo Americano), que es una “medida de densidad”. La Gravedad API se basa en la comparación de la densidad del petróleo con la densidad del agua, es decir, se busca determinar si el petróleo es más liviano o pesado que ésta última. La clasificación propuesta por el Instituto de Petróleo Americano indica que a una mayor gravedad API el petróleo será más liviano. Determinación de la gravedad API:

Gravedad API del petróleo PIRIN. 39º Con densidad de 0.830 g/cm3, por lo tanto está entre el petróleo mediano a liviano. 7.10.4.

POR LA PRESENCIA DE AZUFRE

La presencia en los hidrocarburos implica la necesidad de mayores procesos de refinamiento, y por ende un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo. La determinación del azufre se llevó a cabo por oxidación de éste por medio de ácido nítrico y óxido de magnesio, disolución en ácido clorhídrico diluido y precipitación por adición de cloruro de bario. Este método, a pesar de no ser tan exacto como aquel que uso la bomba de oxígeno, puede considerarse como bastante satisfactorio. Porcentaje medio de azufre es 0.080%, por lo tanto pertenece a Petróleo Dulce (Sweet Crude Oil) dado que contiene menos del 0.5% de contenido __________________________________________________________________________________________________________ INFORME DE CAMPO ZONA PETROLÍFERA DE PIRÍN GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO – UNA PUNO JULIO 2015

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de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina. 7.10.5. RESERVAS EVALUACION PRELIMINAR DE RESERVAS POR METODO GEOLOGICO DE LA ZONA DE PIRIN 7.10.5.1.

CALCULO DE RESERVAS PROBABLES:

Para conocer un campo petrolífero, el requisito es el conocimiento del volumen del petróleo que originalmente se encuentra en un yacimiento. La zona neta productiva, es la parte del espesor del yacimiento de donde se produce petróleo y se determina de acuerdo con los valores de permeabilidad, porosidad y saturación del agua. En el presente estudio mostramos en orden de prioridad las estructurales, dimensiones, el área en acres, las reservas In -situ y las reservas recuperables. En el área de estudio se ha tomado para el cálculo de reservas los siguientes parámetros:        

Arena neta 60 pies porosidad 18 - 20% Saturación de agua 40% Espesor (h) 80 pies Factor de recuperación 25% Factor de volumen 1.5% Factor de éxito (FI) = 40% Factor volumen de formación (Vo)= 1.15

La cantidad de hidrocarburos recuperables en toda la cuenca por el momento se ha calculado un total de 467 millones de barriles.    

En continente 20 anomalías In-situ recuperable 274 barriles En el lago 15 anomalías In-situ recuperable 193 barriles

Luego aplicamos el método volumétrico.

Volumen (V) = 9142.8 acres x 60 pies = 548, 568 acres- pies Luego el cálculo del petróleo in situ (Ni):

Ni = 444 082 491,6 barriles de petróleo

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Por último aplicamos el factor de éxito (FI) o NRe = NR (FI) o NRe = 111 020 622,9 x 0,40 o NRe = 44 408 249,16 barriles de petróleo En consecuencia el volumen de petróleo recuperable con éxito es de 44 millones de barriles de petróleo. 7.10.5.2. Cálculo Económico Para realizar nuestros cálculos económicos, se toma criterios geológicos de estratigrafía, para ser probadas con pozos exploratorios y considerando que las profundidades oscilaran entre 5,000 a12, 000 pies. El costo por pozo seria entre 1 000 000 y 1 200 000 dólares y el tiempo necesario para la perforación de cada pozo es aproximadamente de tres meses. A continuación un cuadro en resumen de las inversiones requeridas, así como de los tiempos necesarios para cada etapa para un proyecto de exploración, teniendo en consideración dos equipos de perforación. Levantamiento sísmico (200 Km.) Perforación de 5 pozos explorados Perforación de 4 pozos confirmados Perforación de 15 pozos desarrollados Facilidades de producción Líneas de recolección Tanques de almacenamiento, lineal, troncal y otros

$ 1 200 000

12 meses

$. 5 500 000

7.5 meses

$. 4 500 000

6 meses

$. 16 500 000

22.5 meses

$. 15 000 000

TOTAL DE INVERSION REQUERIDA: $. 42 700 000

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RESULTADOS Y CONCLUSIONES RESULTADOS  La cuenca Titicaca está localizada en el sur del Perú, y comprende algunas regiones adyacentes de Bolivia, Argentina y Chile. Esta cuenca productiva de hidrocarburos, es un ejemplo clásico de la depresión inter montana de la meseta alta del Collao (más de 4,000 mts.), y en tiempos modernos un hundimiento longitudinal complejo en la parte central de los Andes.  Estructuralmente la cuenca Titicaca es bastante compleja y variada, por el resultado de varias etapas de actividad tectónica que afectaron la zona durante su historia geológica; la cuenca se halla delimitada y alineada Noroeste-Sureste con la dirección de los Andes, constituyéndose en una cubeta de las planicies altas; tiene una extensión aprox. de 1,500 km. de largo por 150 km. de ancho.  La sección sedimentaria en la cuenca Titicaca abarca desde el Cámbrico-Ordovícico, una gruesa sección del Grupo Cabanillas del Silúrico-Devónico, las intercalaciones de areniscas y lutitas del Grupo Ambo y Tarma del Carbonífero, las calizas y areniscas del Grupo Copacabana y Mitu del Pérmico, las calizas de la formación Sipín del Jurásico Superior, las areniscas y las calizas del Grupo Moho del Cretáceo, que se encuentran ampliamente desarrolladas en la cuenca Titicaca, y finalmente las areniscas del Grupo Puno del TerciarioCuaternario.  Las rocas de mayor potencial generador de hidrocarburos son las lutitas del Grupo Cabanillas del Silúrico-Devónico, así como las calizas Ayabacas del Grupo Moho del Cretáceo. En la localidad de Muni, se han reportado afloramientos de horizontes de estas calizas bituminosas con olor a petróleo, que tienen espesores de más de 200 mts.  Se han registrado afloramientos de petróleo y gas a lo largo de la cuenca. El campo productivo de Pirín fue explorado y perforado desde el año 1875 hasta 1945; la producción acumulada fue de 261,000 barriles de petróleo, de las areniscas permeables del Grupo Moho del Cretáceo. En la perforación del pozo Coata 1X, se encontró en las muestras de rocas presencia de petróleo y gas a 250 mts en las areniscas del Grupo Puno del Terciario Inferior.  El tipo de trampa que se presenta en Pirín es estructural

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CONCLUSIONES  En el Lote 105, el área con mayor potencial para prospectos y trampas estructurales es la parte central del lote; la mayoría de estos prospectos estarían alineados a lo largo del extenso anticlinal Coata, que tiene una orientación Noroeste-Sureste, y están relacionados con rocas reservorio del Cretáceo y del Grupo Puno del Terciario Inferior. Las areniscas permeables del Grupo Moho del Cretáceo, contienen la mayor parte de las reservas probadas de la cuenca Titicaca.  Para hallar un yacimiento de petróleo, primero se ubica las zonas de cuenca o ríos de gran acumulación sedimentaria con restos orgánicos y utilizar métodos indirectos; lo siguiente es observar el tipo de roca, el muestreo y medición de estratos sedimentarios. Y por último utilizar métodos Geofísicos que nos darán resultados de cómo se encuentra y a qué distancia aproximada y sus posibles valores en contenido de hidrocarburos.

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