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.

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

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.

La extracción de petróleo en su fase primaria cubre del 15 al 20% del total de reservas in situ, realizando trabajos de extracción secundaria se alcanza una recuperación total del orden de 25 a 30%, quedando 70% de hidrocarburos sin ser extraídos. Ante esta situación se propone una nueva alternativa de explotación mediante trabajos mineros para extraer el hidrocarburo remanente que no puede ser extraído por los métodos tradicionales de explotación petrolífera. Estos trabajos mineros consistirán en la construcción de un pique de acceso de 250m. de longitud y 3m. de diámetro, y una galería maestra de extracción ubicada debajo del yacimiento petrolífero de 1,000m. de longitud y una sección de 2.4 x 2.1m. donde se ubicarán 6 cámaras de perforación espaciadas 150m. En estas cámaras se realizarán las perforaciones radiales de explotación para captar el hidrocarburo por efecto de drenaje gravitacional para su posterior bombeo a superficie. Se estima una duración de 2 años para realizar los trabajos mineros de desarrollo, así como efectuar las instalaciones necesarias para iniciar la explotación del yacimiento Bajo este tratamiento se espera obtener una recuperación del orden del 70% del petróleo remanente en 12 años de explotación. La inversión calculada para la puesta en explotación del yacimiento es del orden de US $ 3'300,000.0, teniendo como indicadores económicos (VAN al 20% = US $ 2'699,400.0) , (TIR = 61.68) , y teniendo como precio base US $ 22/barril de petróleo. Por lo anterior se concluye que la alternativa propuesta tiene todas las condiciones para ser aplicada debido a que ofrece una alta recuperación con una inversión moderada, ofreciendo grandes márgenes de beneficio superando cualquier otro método tradicional de extracción.

La extracción de petróleo en su fase primaria cubre del 15 al 20% del total de reservas in situ, realizando trabajos de extracción secundaria se alcanza una recuperación total del orden de 25 a 30%, quedando 70% de hidrocarburos sin ser extraídos. Ante esta situación se propone una nueva alternativa de explotación mediante trabajos mineros para extraer el hidrocarburo remanente que no puede ser extraído por los métodos tradicionales de explotación petrolífera. Estos trabajos mineros consistirán en la construcción de un pique de acceso de 250m. de longitud y 3m. de diámetro, y una galería maestra de extracción ubicada debajo del yacimiento petrolífero de 1,000m. de longitud y una sección de 2.4 x 2.1m. donde se ubicarán 6 cámaras de perforación espaciadas 150m. En estas cámaras se realizarán las perforaciones radiales de explotación para captar el hidrocarburo por efecto de drenaje gravitacional para su posterior bombeo a superficie. Se estima una duración de 2 años para realizar los trabajos mineros de desarrollo, así como efectuar las instalaciones necesarias para iniciar la explotación del yacimiento Bajo este tratamiento se espera obtener una recuperación del orden del 70% del petróleo remanente en 12 años de explotación. La inversión calculada para la puesta en explotación del yacimiento es del orden de US $ 3'300,000.0, teniendo como indicadores económicos (VAN al 20% = US $ 2'699,400.0) , (TIR = 61.68) , y teniendo como precio base US $ 22/barril de petróleo. Por lo anterior se concluye que la alternativa propuesta tiene todas las condiciones para ser aplicada debido a que ofrece una alta recuperación con una inversión moderada, ofreciendo grandes márgenes de beneficio superando cualquier otro método tradicional de extracción.

Realiza un estudio integrado del análisis estructural y sistema petrolero de las cuencas de Antearco, Trujillo sur y Salaverry norte, estas cuencas se encuentran en constante evolución geológica debido a la convergencia que hay entre la placa de Nazca bajo la placa Sudamericana. Los datos sísmicos son abundantes en la zona de offshore lo cual da rápidamente una imagen de la complejidad estructural caracterizada por una sucesión de periodos de subsidencias y levantamientos relacionados a la convergencia oblicua que varía su orientación de esfuerzos a lo largo de su historia. Se realiza el análisis estructural a través de un conjunto de secciones sísmicas transversales y longitudinales a la costa, para presentar en un primer lugar las 6 secciones estructurales más representativas que permiten ilustrar la deformación del relleno sedimentario y la evolución tectono-sedimentaria. Se demuestra la existencia de fallas paralelas a subparalelas y perpendiculares a la línea de la costa, inversión tectónica reactivando hemi-grabens, pliegues generados por fallas inversas profundas, discordancias angulares y superficies de erosión en el Cenozoico. Se recurrió al análisis del sistema petrolero con datos geoquímicos con el objetivo de determinar el potencial hidrocarburifero a través de la modelización geoquímica 1D en pozos hipotéticos localizados en potenciales estructuras que presentan todos los elementos necesarios del sistema petrolero. Finalmente, la información recopilada a través de la interpretación sísmica y la evaluación del sistema petrolero en el área de estudio permitió determinar 5 posibles leads de exploración (2 en el Cuenca Trujillo y 3 en la Cuenca Salaverry). / Tesis

Analiza la geometría, estratigrafía y sistema petrolero de la zona norte de la cuenca Ucayali. Está basado en la recopilación e interpretación de información sísmica, pozos exploratorios y relevamientos geológicos. El frente subandino peruano contiene un gran potencial hidrocarburífero aún por explorar. El descubrimiento de nuevos prospectos demanda la elaboración de nuevos conceptos a ser aplicados al estudio de las cuencas subandinas. El área de estudio está localizada en los lotes 107 y 133 que están concesionados a la empresa Petrolifera, y ubicados específicamente en la sub-Cuenca del Pachitea dentro de la Cuenca Ucayali norte, en los departamentos de Pasco, Huánuco y Ucayali. La cuenca Ucayali estuvo expuesta a diversos eventos geodinámicos durante el Paleozoico y Mesozoico temprano y se constituyó como una cuenca de ante-país a partir del Cretácico superior. La secuencia estratigráfica actual presenta un apilamiento de series sedimentarias pre-cretácicas distintas en la zona norte de la zona sur de la cuenca Ucayali. Con el aporte de la nueva información sísmica, se ha podido reconocer incongruencias en los modelos estratigráficos actuales y también evidencias que ameritan la elaboración de un nuevo modelo estratigráfico y tectónico. Los resultados muestran: 1) una mejor correlación estratigráfica de las unidades pre cretácicas en las zonas norte y sur de la cuenca Ucayali; 2) el papel preponderante de dos niveles de evaporitas controlando la deformación; 3) la presencia de un sistema petrolero paleozoico que se prolonga hacia la zona norte de la cuenca Ucayali; 4) la preservación de estructuras creadas por una tectónica compresiva pre-andina; 5) un posible potencial de estas estructuras preandinas como nuevos objetivos para futuras exploraciones. Con el objetivo de proponer un diferente entendimiento evolutivo de la cuenca, se realiza un análisis geométrico de la deformación, el cual consiste en la elaboración de cuatro cortes estructurales transversales distribuidos a lo largo de la sub-cuenca Pachitea. Utiliza el método de secciones balanceadas para validar las interpretaciones para tres cortes estructurales. Para el análisis estratigráfico, se utiliza la nueva sísmica junto con correlaciones estratigráficas de pozos y de campo a lo largo de la cuenca Ucayali.

El documento digital no refiere asesor / Se efectúa la evaluación geológica de la formación basal salina en el yacimiento Cobra, ubicado a 8 Km. al norte de la ciudad de Talara, departamento de Piura, para delimitar el reservorio y conocer las características geológicas que permitan obtener producción adicional de petróleo, con la perforación de 4 nuevos pozos. Para la realización de la investigación se contó mayormente con la información contenida en los archivos de pozos perforados en el área de estudio, registros eléctricos; y se ha efectuado la interpretación de la geología del subsuelo del yacimiento desde el punto de vista estratigráfico - estructural. Se ha usado la información de los núcleos convencionales de los pozos cercanos al área. / Trabajo de suficiencia profesional