A escala mundial hay interés en la búsqueda de nuevos medicamentos antibacterianos para tratamientos de enfermedades infecciosas. Ante la comprobada resistencia y recurrencia de Candida albicans, Staphylococcus aureus y otras bacterias, se busca encontrar nuevos productos para el tratamiento contra estos microorganismos. El objetivo de este trabajo fue hallar la acción antifúngica del aceite de la cáscara de la nuez del Anacardium occidentale sobre Candida albicans y la actividad antibacteriana sobre Staphylococcus aureus por lo que se trabajó con cepas de la American Type Culture Collection y con cepas de pacientes portadores de VIH y de prótesis bucal. Se usó como control positivo a la Nistatina para C. albicans y Clorhexidina 2 % para S. aureus. Cada prueba se realizó por quintuplicado. Los resultados mostraron que el aceite del Anacardium occidentale no tiene actividad antifúngica, pero sí demostró tener gran actividad antibacteriana contra S. aureus, mucho mayor que la mostrada por la clorhexidina.

La producción de petróleo del Lote 8, operado actualmente por Pluspetrol, proviene principalmente de los reservorios Cetico, Pona y Vivian de edad Cretácica. Se ha probado también producción restringida en el reservorio Pozo Basal del Terciario. Los parámetros petrofísicos de estos reservorios no son realmente homogéneos, sino que están controlados por procesos diagenéticos que influyen en la calidad de los mismos. Con el objetivo principal de reconocer estos procesos diagenéticos que controlan los parámetros petrofisicos de la roca reservorio Pona, se planteo la necesidad de efectuar un estudio diagenético, para lo cual se evaluaron 30 secciones delgadas de este reservorio, correspondientes a los yacimientos: Pavayacu, Corrientes y Yanayacu, comprendidos entre las profundidades de 2809.50 m. a 3523.33 m. Se realizaron estudios microscópicos en cada sección delgada evaluada: unos de carácter petrográfico y otros propiamente diagenéticos, complementados con una descripción general macroscópica de los núcleos seleccionados correspondientes a este reservorio. La petrografia sedimentaria de las areniscas del reservorio Pona, se realizo en 15 núcleos convencionales, con una descripción litológica, incluyendo las características sedimentológicas, los cuales son mostrados en 7 láminas. El estudio petrográfico, básicamente del tipo microscópico, relacionado a la composición mineralógica se realiza mediante el análisis modal (conteo de puntos), así como para las características petrográficas (texturales) y el estimado de la porosidad visual (aparente). Los análisis de los tipos de contacto y parámetros de empaque nos permitieron interpretar el grado de compactación en esta roca reservorio, los cuales son presentados en 14 gráficos. El estudio diagenético comprende: la inclusión de la roca reservorio en tres modelos diagenéticos, la identificación y reconocimiento de los procesos diagenéticos (primarios y secundarios) que han afectado a esta roca reservorio, asimismo se presenta una discusión de los resultados obtenidos, para intentar dar una explicación satisfactoria de los procesos diagenéticos ocurrentes en las areniscas del reservorio Pona. Se ha realizado un análisis general de los parámetros petrofisicos de esta roca reservorio, principalmente de la porosidad con el incremento de la profundidad de soterramiento. Se comparan los valores hallados de porosidad visual con los valores de porosidad de los registros de densidad (Density Log). Se intenta asimismo discriminar la porosidad (primaria y secundaria), basándose en el reconocimiento de algunos criterios petrográficos en las muestras de estas areniscas reservorio. Como resultado de la integración de todos los análisis efectuados se hace referencia de la ocurrencia de los principales factores diagenéticos y su relación con los parámetros petrofisicos del reservorio Pona. Se ha encontrado evidencias de los procesos diagenéticos en estas areniscas reservorio, como: Compactación, Autigénesis y Cementación (Procesos Primarios) y Descementación (Proceso Secundario) principalmente de la calcita en las muestras correspondientes a los yacimientos Corrientes y Yanayacu. Estos procesos son los que estarían controlando la porosidad y permeabilidad del reservorio Pona, conjuntamente con un factor importante que es la matriz arcillosa intersticial, que tiene una persistente a notable presencia y que podría caracterizar a este reservorio. Si bien es cierto que estos finos intersticiales reducirían la calidad de los parámetros petrofisicos en el reservorio Pona, también estarían produciendo la inhibición de la compactación, pudiendo atribuírsele el efecto moderado de la compactación en las areniscas del reservorio Pona (lineamiento NNW – SSE), encontrado en la mayoría de las muestras evaluadas.

La producción de petróleo del Lote 8, operado actualmente por Pluspetrol, proviene principalmente de los reservorios Cetico, Pona y Vivian de edad Cretácica. Se ha probado también producción restringida en el reservorio Pozo Basal del Terciario. Los parámetros petrofísicos de estos reservorios no son realmente homogéneos, sino que están controlados por procesos diagenéticos que influyen en la calidad de los mismos. Con el objetivo principal de reconocer estos procesos diagenéticos que controlan los parámetros petrofisicos de la roca reservorio Pona, se planteo la necesidad de efectuar un estudio diagenético, para lo cual se evaluaron 30 secciones delgadas de este reservorio, correspondientes a los yacimientos: Pavayacu, Corrientes y Yanayacu, comprendidos entre las profundidades de 2809.50 m. a 3523.33 m. Se realizaron estudios microscópicos en cada sección delgada evaluada: unos de carácter petrográfico y otros propiamente diagenéticos, complementados con una descripción general macroscópica de los núcleos seleccionados correspondientes a este reservorio. La petrografia sedimentaria de las areniscas del reservorio Pona, se realizo en 15 núcleos convencionales, con una descripción litológica, incluyendo las características sedimentológicas, los cuales son mostrados en 7 láminas. El estudio petrográfico, básicamente del tipo microscópico, relacionado a la composición mineralógica se realiza mediante el análisis modal (conteo de puntos), así como para las características petrográficas (texturales) y el estimado de la porosidad visual (aparente). Los análisis de los tipos de contacto y parámetros de empaque nos permitieron interpretar el grado de compactación en esta roca reservorio, los cuales son presentados en 14 gráficos. El estudio diagenético comprende: la inclusión de la roca reservorio en tres modelos diagenéticos, la identificación y reconocimiento de los procesos diagenéticos (primarios y secundarios) que han afectado a esta roca reservorio, asimismo se presenta una discusión de los resultados obtenidos, para intentar dar una explicación satisfactoria de los procesos diagenéticos ocurrentes en las areniscas del reservorio Pona. Se ha realizado un análisis general de los parámetros petrofisicos de esta roca reservorio, principalmente de la porosidad con el incremento de la profundidad de soterramiento. Se comparan los valores hallados de porosidad visual con los valores de porosidad de los registros de densidad (Density Log). Se intenta asimismo discriminar la porosidad (primaria y secundaria), basándose en el reconocimiento de algunos criterios petrográficos en las muestras de estas areniscas reservorio. Como resultado de la integración de todos los análisis efectuados se hace referencia de la ocurrencia de los principales factores diagenéticos y su relación con los parámetros petrofisicos del reservorio Pona. Se ha encontrado evidencias de los procesos diagenéticos en estas areniscas reservorio, como: Compactación, Autigénesis y Cementación (Procesos Primarios) y Descementación (Proceso Secundario) principalmente de la calcita en las muestras correspondientes a los yacimientos Corrientes y Yanayacu. Estos procesos son los que estarían controlando la porosidad y permeabilidad del reservorio Pona, conjuntamente con un factor importante que es la matriz arcillosa intersticial, que tiene una persistente a notable presencia y que podría caracterizar a este reservorio. Si bien es cierto que estos finos intersticiales reducirían la calidad de los parámetros petrofisicos en el reservorio Pona, también estarían produciendo la inhibición de la compactación, pudiendo atribuírsele el efecto moderado de la compactación en las areniscas del reservorio Pona (lineamiento NNW – SSE), encontrado en la mayoría de las muestras evaluadas.

El Marañón, de Diego de Aguilar y de Córdoba ―uno de los poetas alabados por Miguel de Cervantes en La Galatea― cuenta con dos manuscritos. El manuscrito de Oviedo, que ya ha sido editado completamente hasta en tres ocasiones por notables historiadores (la edición más relevante, desde el punto de vista académico, es la de don Guillermo Lohmann Villena1) y el otro manuscrito, el del Museo Británico de Londres, que solo cuenta ―hasta la fecha― con ediciones de pequeños fragmentos; por ello, nos proponemos en la presente tesis realizar la edición íntegra, de este último manuscrito, confrontándola con la referida edición del manuscrito de Oviedo, ya hecha por Lohmann Villena.

En el presente estudio de investigación se ha desarrollado como tema: "Modelado geoquímico 1D de las cuencas subandinas peruanas (Marañón, Santiago, Huallaga, Ucayali y Madre de dios) y Modelado 2D de las secciones balanceadas de las cuencas Marañón-Huallaga y Ucayali". El modelamiento geoquímico 1D y 2D se realizo mediante el software Petromod (Schlumberger), para esto se necesito conocer la estratigrafía, parámetros térmicos ( temperatura BHT y gradiente geotérmica) de los diferentes pozos y datos geoquímicos como el contenido orgánico (TOC) y reflectancia de vitrinita (%Ro) de las rocas madres de dichas cuencas. Con ello se consiguió el cálculo de erosión, edades de generación y expulsión de hidrocarburos en el modelado 1D y la identificación de posibles acumulaciones en las secciones modeladas en 2D. Las cuencas subandinas correspondiente al antepaís amazónico se encuentra ubicada entre los 0° y 14° latitud Sur y entre 69° y 78° longitud Oeste, entre los Andes Orientales y el Escudo Brasileño. Pasando por eventos tectónicos importantes: Tectónica Pre-Andina (comprendiendo la Orogenia Neoproterozoico, Orogenia Hercínica, Orogenia Pan Gondwaniana y Orogenia Juruá) y Tectónica Andina, estando la formación de las cuencas subandinas peruanas supeditada a esta tectónica (a los 10 Ma). Las cuencas de antepaís (como las cuencas subandinas peruanas) presentan cuatro zonas identificas: zona de depósito en acuñamiento (wedge-top), zona de depósito en profundidad (foredeep), zona de depósito en abombamiento (forebulge) y zona de depósito atrás del abombamiento (back-bulge). La estratigrafía identificada en el área de estudio va desde el Paleozoico hasta el Cenozoico. Los rasgos estructurales (altos y bajos estructurales) controlan los parámetros térmicos (flujo de calor, conductividad y gradiente geotérmica) a lo largo de las cuencas. Las cuencas subandinas peruanas presentan los diferentes elementos del sistema petrolero: rocas generadoras, rocas reservorios, rocas sello y sobrecarga. Las rocas generadoras identificas en las cuencas van desde el Paleozoico hasta Paleógeno, presentándose en las siguientes formaciones (o grupos): Contaya, Cabanillas, Ambo, Copacabana, Shinai, Ene, Pucara, Raya, Chonta y Pozo. Las rocas reservorios se encuentran en formaciones (y grupos) de edades que van desde el Devónico al Terciario (Cabanillas, Ene, Copacabana-Tarma, Cushabatay, Agua Caliente, Chonta, Vivian, Casablanca, Pozo y Chambira), siendo las formaciones cretácicas donde se presenta mayor cantidad de acumulaciones de hidrocarburos. Las lutitas y arcillas (en menor medida de calizas) se distribuye desde el Pérmico hasta el Terciario en formaciones (y grupos): Copacabana-Tarma, Ene, Raya, Chonta, Cachiyacu, Huayabamba, Pozo, Yahuarango y Chambira. La sobrecarga ejercida a las rocas generadoras viene principalmente de la carga de las formaciones del Terciario. Las modelizaciones 1D en Petromod (en 64 pozos) permitieron evidenciar la existencia de dos fuertes eventos erosivos en las cuencas: erosión Pre Cushabatay (105 a 145 Ma aprox.) y erosión Terciaria (hace 10 Ma aprox.). La erosión Pre Cushabatay muestra cantidades entre 300 a 4000 m de pila sedimentaria, presentándose la mayor erosión en el actual Arco de Contaya. La erosión Terciaria muestra cantidades entre 100 a 3850 de pila sedimentaria, siendo la zona de depósito en acuñamiento (wedge-top) de las cuencas subandinas las que presentan mayores valores de erosión, principalmente en la cuenca Huallaga. Las edades de generación y expulsión de hidrocarburo fueron diferentes para cada formación. La formación Pozo presenta edades iniciales de generación entre 35-20 Ma y máxima generación entre 13-7 Ma, las edades de expulsión van desde 33-26 Ma y máxima expulsión entre 13-7 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada en la zona NNW de la cuenca Marañón y NNE de la cuenca Santiago. La formación Chonta presenta edades iniciales de generación entre 75- 19 Ma y máxima generación a 7 Ma, las edades de expulsión van desde 38-6 Ma y máxima expulsión entre 10-6 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada en tres áreas: al NE de la cuenca Marañón, al Oeste de la cuenca Santiago y al SE de la cuenca Ucayali. La formación Raya presenta edades iniciales de generación entre 40-16 Ma y máxima generación entre 13-7 Ma, las edades de expulsión van desde 33-7 Ma y máxima expulsión entre 10-7 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada al NE de la cuenca Marañón, cerca al alto de Iquitos. El grupo Pucara presenta edades iniciales de generación entre 70-37 Ma y máxima generación entre 20-10 Ma, las edades de expulsión van desde 48-16 Ma y máxima expulsión entre 13-7 Ma. La ubicación de la "cocina" para este grupo está situada dentro del área NW de la cuenca Ucayali (área cercana a la cordillera Oriental de los Andes).La formación Shinai presenta edades iniciales de generación entre 180-27 Ma y máxima generación a 15 Ma, las edades de expulsión van desde 140-7 Ma y máxima expulsión a 7 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada en el área central de la cuenca Ucayali. La formación Ene presenta edades iniciales de generación entre 190-20 Ma y máxima generación entre 28-13 Ma, las edades de expulsión van desde 150-28 Ma y máxima expulsión a 7 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada al SE de la cuenca Ucayali. El grupo Copacabana presenta edades iniciales de generación entre 268-27 Ma y máxima generación entre 138-13 Ma, las edades de expulsión van desde 190-11 Ma y máxima expulsión entre 20-7 Ma. La ubicación de la "cocina" para este grupo está situada al SE de la cuenca Ucayali. El grupo Ambo presenta edades iniciales de generación entre 330-200 Ma y máxima generación entre 139-10 Ma, las edades de expulsión van desde 277-166 Ma y máxima expulsión entre 33-16 Ma. La ubicación de la "cocina" para este grupo está situada al Este de la cuenca Ucayali, proyectándose hacia Brasil. El grupo Cabanillas presenta edades iniciales de generación entre 300-72 Ma y máxima generación entre 48-13 Ma, las edades de expulsión van desde 298-28 Ma y máxima expulsión entre 33-13 Ma. La ubicación de la "cocina" para este grupo está situada en la zona NE de la cuenca Madre de Dios. La formación Contaya presenta edades iniciales de generación entre 264-147 Ma y máxima generación a 15 Ma, las edades de expulsión van desde 252-60 Ma y máxima expulsión a 14 Ma. La ubicación de la "cocina" para esta formación está situada al NNE de la cuenca Ucayali, faltando datos para verificar la extensión de está. Los tiempos de expulsión de hidrocarburo encontrados en las distintas formaciones (o grupos) presentan potencial de acumulación en las distintas trampas, las cuales se distribuyen en el Oligoceno, Eoceno, Cretáceo Superior, Cretáceo Inferior, Pérmico y Mississipiano (Carbonífero). Las simulaciones 2D de las secciones estructurales, se tomaron de base secciones balanceadas de Camisea (cuenca Ucayali) por Espurt et al., 2011 y Huallaga-Marañón por Calderón et al. (Sometido). Teniendo a estas secciones como base para las diferentes etapas de evolución que tuvieron las cuencas y que se verían reflejado en los distintos modelos. Para la sección Camisea, se plantea que las potenciales rocas madres provienen de los grupos (y formación): Cabanillas, Ambo, Copacabana y Ene. Las áreas de cocina se encuentran ubicadas a los extremos de la sección es decir al Norte y Sur. Los Grupos Cabanillas y Ambo, entraron a ventana de generación de petróleo a los 283 Ma y posteriormente a ventana de generación de gas a los 33 Ma (Oligoceno) al Sur de la sección y a los 14 Ma (Mioceno Inferior) al Norte de la sección. Para el caso del grupo Copacabana y la formación Ene, las rocas madres entraron a ventana de generación de petróleo a los 65 Ma, no llegando a entrar a ventana de generación de gas. El ratio de transformación (TR) de la materia orgánica para los grupos Cabanillas y Ambo llega a 40% -65% en la actualidad, para el grupo Copacabana y la formación Ene llega a 10%- 35% en la actualidad. Debido a que los TR no han llegado a su máximo valor de 100%, se puede deducir que el área de Camisea presenta aun potencial de generación de hidrocarburo. Se evidencio acumulaciones de hidrocarburo presentes en rocas reservorio del Mississippiano, Triásico y Cretácico. Siendo el grupo Ambo la principal fuente de hidrocarburo, seguido por la formación Ene y el grupo Cabanillas. Se encontró además acumulaciones de hidrocarburo aun no explotada de gran potencial para un área comprobada de acumulaciones como son las de las estructuras Cashiriari y San Martin. Para la sección Huallaga-Marañón, se plantea que las potenciales rocas madres provienen de las formaciones (y grupo): Shinai, Pucara, Raya y Chonta. Las áreas de cocina se encuentran ubicadas en el extremo WSW de la sección y el área de foredeep de la cuenca Marañón. Para la formación Shinai entro completamente a ventana de generación de petróleo a los 94 Ma, y a ventana de generación de gas a los 17 Ma. El Grupo Pucara entro completamente a ventana de petróleo a 94 Ma y a ventana de gas a 60 Ma. Las formaciones Raya y Chonta entraron completamente a venta de generación de petróleo a los 60 Ma (Paleoceno) y 30 Ma (Oligoceno), respectivamente. Posteriormente ambas formaciones entran a ventana de generación de gas a los 17 Ma (Mioceno Inferior). El ratio de transformación (TR) de la materia orgánica para el grupo Pucara y la formación Shinai llega a 100% en la actualidad, para la formación Raya llega a 45%-100% (presentando aun potencial de generación al Oeste de la cuenca Huallaga) y la formación Chonta llega a 75%- 100% (presentando aun potencial de generación en la cuenca Marañón). Se evidencio acumulaciones de hidrocarburo presentes en rocas reservorio del Triásico y Cretácico. Siendo la formación Chonta la principal fuente de hidrocarburo, seguido por la formación Shinai. Para el caso de la sección Marañón-Huallaga las zonas de acumulación de hidrocarburo aún no han sido exploradas ni localizadas en pozos, como el caso del pozo Ponasillo 1X donde la profundidad no fue suficiente para encontrar la acumulación encontrada en la simulación 2D de Petromod.

En la presente investigación se evaluó la actividad antibacteriana in vitro del Aceite de la cáscara de la nuez del Anacardium occidentalea partir de distintas concentraciones (al 100 %, al 60 %, al 50 %, al 40 % y al 30 %) sobre dos tipos de cepas de Streptococcus mutans (cepas de Streptococcus mutans ATCC 25175 y aisladas de muestras de pacientes) La siembra, cultivo y recolección del fruto fue llevada a cabo en la ciudad de Iquitos (Loreto-Perú), la extracción del aceite se realizó mediante la técnica sólido-líquido o Soxhlet, el diluyente del aceite fue el Hidróxido de Sodio al 0.1 N, y el control positivo la Clorhexidina al 0,12 %. El aceite de la cáscara de la nuez del Anacardium occidentale en todas las concentraciones utilizadas presentó acción antibacteriana mediante el método de difusión in vitro, sobre ambos tipos de cepas de Streptococcus mutans y tuvo mejor actividad antibacteriana que la Clorhexidina al 0,12 % (p>0,05). No se pudo encontrar diferencias significativas en la acción antibacteriana del aceite a las diversas concentraciones en ambos tipos de cepa, y las cepas de procedencia clínica fueron estadísticamente más sensibles que las cepas ATCC. / Tesis

La cuenca Santiago tiene una extensión de 24000 Km2. Es una cuenca de intermontañas formadas por plegamientos y fallamientos inversos, con estadios de actividad evaporítica que datan desde el Triásico, los cuales han sido observados e interpretadas por varios autores en muchas secciones sísmicas. Existe un adelgazamiento de la secuencia mesozoica en el tope de los domos salinos y al parecer se extiende hasta la base de Pozo; seguido de un período de compresión durante el Mioceno Superior, que invirtió a las estructuras. La información de exploración geológica, geoquímica y geofísica mencionada en este trabajo, es la resultante de una recopilación de datos adquiridos durante varios períodos de exploraciones realizados por diversas compañías, así como evaluaciones y estudios de varios consultores, que demostraron el potencial hidrocarburífero de la cuenca Santiago. Sin embargo, las evidencias físicas de hidrocarburos de producción han sido económicamente negativas, debido a pocos pozos exploratorios dentro de la cuenca. Para encontrar yacimientos con potencial hidrocarburífero, convendría entonces realizar nuevas pruebas y perforaciones de otros pozos en ubicaciones estratégicas recomendadas en esta evaluación. Asimismo, se tienen evidencias en el campo de 23 indicios superficiales de hidrocarburos en toda la cuenca, y algunos indicios de petróleos con hasta 37,9º API (Pozo Piuntza 1X). Estos indicios superficiales de petróleo registrados en la cuenca demuestran su excelente capacidad generativa, sin embargo, también es evidencia de un sistema deficiente de entrampamiento. Las porosidades y permeabilidades de las rocas reservorios han sido en muchos casos afectadas, disminuyendo considerablemente su capacidad debido a la sobrecarga de los sedimentos Terciarios. Por otro lado, se ha realizado una evaluación económica – en base a supuestos- creándose una hoja de calculo en donde se muestra paso a paso cada uno de los parámetros utilizados para este fin. Asimismo, se ha realizado diversas operaciones demostrando hasta que punto influye en la realización del proyecto las variaciones de factores como el precio del petróleo y los porcentajes de las regalías, y en cuanto tiempo el proyecto comenzará a dar resultados positivos.

Evalúa la cuantificación de los compuestos polifenólicos y la actividad antioxidante in vitro de los extractos hidroalcohólicos de Anacardium occidentale L (frutos), Muehlenbeckia volcanica (Benth.) Endl. (planta entera) y Gamochaeta purpurea (L.) Cabrera (planta entera). La cuantificación de los compuestos polifenólicos se evaluó según el método espectrofotométrico desarrollado por Folin y Ciocalteau, utilizando el ácido gálico como estándar y la actividad antioxidante se determinó por el método de DPPH● y ABTS●+. Las determinaciones para el contenido de compuestos polifenólicos de A. occidentale L, M. volcanica y G. purpurea se encuentran entre 6,369 ± 0,27; 53,306 ± 0,57 y 68,915 ± 2,93 mg EAG/ g ES, respectivamente; mientras que sobre la actividad antioxidante según el IC50 se obtuvieron 19,29; 17,55; 4,11 y 5,83; 5,43; 5,26 µg/mL para los métodos de DPPH● y ABTS●+, respectivamente. Se concluye que Gamochaeta purpurea (L.) Cabrera presentó mayor contenido de compuestos polifenólicos con 68,916 ± 2,93 mg EAG/g ES, y con respecto la actividad antioxidante por DPPH● y ABTS●+, ésta presentó un TEAC de 0,428 y 0,5 respectivamente. / Tesis

Publicación a texto completo no autorizada por el autor. / Señala la importancia de dos principales grupos de rocas carbonatadas del Paleozoico y Mesozoico, depositadas sobre casi toda la extensión del territorio peruano, que se han mantenido soterradas por millones de años manteniendo condiciones de reservorios. Estos grupos adquieren singular importancia en las cuencas subandinas de Madre de Dios - Ucayali y Marañón – Huallaga. Los Grupos Copacabana-Tarma y el Grupo Pucará pertenecientes a los períodos Pérmico inferior-Carbonífero superior y Triásico-Jurásico respectivamente. Tienen buenas características de roca reservorio, roca generadora, con espesores entre 200 y 800 metros, interesantes para la exploración por su extensa distribución regional en todas las cuencas subandinas por lo cual deberían ser objetivos en la exploración por hidrocarburos en el Perú. El trabajo señala como objetivo el estudio de las características geológicas de las rocas carbonatadas, que podrían constituir reservorios de hidrocarburos y motivar a las empresas a explorar en este tipo de rocas, en cuencas emergentes Subandinas del Perú. Como conclusiones principales presenta que los parámetros petrofísicos estudiados para las rocas carbonatadas de los Grupos Copacabana-Tarma varían de acuerdo a la posición de la cuenca donde se han depositado, si los depósitos corresponden a la zona entre la línea de playa y la barrera interna, tendremos mayores posibilidades de porosidades secundarias por la dolomitización; esta a su vez presentará una mejor porosidad si proviene de un grainstone comparado con un origen de roca tipo mudstone, la porosidad se incrementará por la presencia de fisuras y/o fracturas por efecto de alguna tectónica que afecte la zona. En el caso de la porosidad secundaria por karstificación, donde las rocas carbonatadas son afectadas por las aguas meteóricas, la porosidad es muy alta, superior al 15%. En cuanto a la delimitación del área donde se pueda explorar por hidorcarburos en rocas carbonatadas del Paleozoico y Jurásico, en los grupos 119 Copacabana-Tarma la actividad debe centrarse en la zona central y sur de la cuenca Ucayali y en toda la cuenca Madre de Dios. / Tesis

En esta investigación nos aproximamos a las consecuencias de las actividades petroleras en el acceso a recursos naturales e hídricos en dos Comunidades Nativas Kukama Kukamiria en la cuenca del río Marañón (Loreto). Se analiza también el rol del Estado y las empresas involucradas en los derrames de petróleo ocurridos en la zona. Con dicho propósito, visitamos las comunidades de Shapajilla y Parinari, donde se realizaron entrevistas, talleres y observación participante.  En este sentido, si bien los derrames han generado trasformaciones en el acceso y uso de agua (por ejemplo en la calidad y cantidad del agua y peces que hay en la zona) se observa que la pesca y el río siguen siendo relevantes para el ecosistema, economía familiar y cosmovisión kukama. No obstante, la concepción de un entorno contaminado sigue generando incertidumbre en la población. / This research will try to address the consequences of oil extraction on the access to natural and water resources, especially in two native communities of the Kukama Kukamiria people located in the lower Marañón basin. Furthermore, we analyze the role of the state and enterprises involved in the oil spills occurred in the area. In this sense, even if the oil spills have transformed the access and use of water (for instance the quantity and quality of water and fish in the area) the river and fishing remain relevant for the ecosystem, family economy and Kukama cosmovision. Nonetheless, the conception of a polluted environment continues to create incertainty in the population.