Caracteristicas geologicas generales de los principales campos - IRD

234 Marco RIVADENEIRA, Patrice BABY
Reservorios marg inales constituyen la caliza "B" del Cenomaniano, cuya única
producción comercial se obtuvo del pozo Charapa 1, que produjo crudo de 29-30° API,
la caliza "A" del Turoniano con crudo de 29° API en un pozo del campo Bermejo y, la
arenisca M2 del Turoniano, con producción de crudo de 31° API en un pozo del
campoVHR.
3. FORMACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS Y ACUMULACIÓN DE CRUDO
Las estructuras petrolíferas de la cuenca Orien te se desarrollaron en dos etapas:
l.Turonianosuperior-Maastrichtiano (sincrónico a la depos itaci ónde la secuencia
Napo Superior-formación Tena);
2. Eoceno inferior a medio (sincrónico a Tiyuyacu inferior).
A partir del Paleoceno inferior -es decir luego de la primera etapa de
estructuració n-, la casi totalidad de anticJinales productivos estudiados del "play"
Sacha-Shu shufindi y varios otros de los demás "plays" estaban en capacidad de
acumular hidrocarburos. La excepción constituye los campos Cuyabeno-Sansahuari y
Pucuna, que recién se estructuran en la segunda etapa, es decir en el Eoceno inferior. Al
tiempo Eocen o Tardío. abso lutamente todas las estructuras de los campos estudiados
podían acumular crudo. por lo que Berna! (1998) lo define como el momento crítico del
Sistema Petrolífero Napa de la Cuenca Oriente, ya que la migración parece se dio en
este tiempo, sin descartar otras migraciones posteriores.
En el Plioceno, se inicia una nueva reactivación tectónica que se continúa en la
actualidad, provocando unadeformación adicionalde variasde lasestructuras petrolíferas:
campos Ishpingo. Tiputini, Ta rnbococha del "play" oriental; Bermejo y Oglán del
"play" occidental; Yuralpa y otras ubicadas entre los "plays" central y occidental. Esta
deformación reciente provoca la destrucción de trampas en el "play" occidental, como
es el caso del campo Pungarayacu, que por efecto del levantamiento iniciado hace 10
millones de años y acentuado hace S, sufrió la erosión de gran parte de laroca cobertera,
quedando al descubierto en su parte norte el reservorio Hollín, lo que produjo la
degradación del crudo por efecto de la oxidación deJ mismo y la biodegradación por
acción de las aguas meteóricas.
4. ALGUNAS CARACTERÍSTI CAS DE LOS CRUDOS
En el "play" occiden talsubandino,el crudo Hollín delcampo Bermejo es elcrudo
de mayor calidad de la cuenca tanto por su gravedad (tabla 1),cuanto por tener el menor
contenido de azufre (0.3 2-0,44 %) en peso, níquel (1,7-3,8 ppm.) y vanadio
(1,3-10, I pprn.).
En el "play" Central Sacha-Shushufindi , los crudos livianos y medianos
predominan en el norte, destacándose los crudos del reservorio "T" de Secoya, Atacapi,
Frontera, Shushufindi y Shuara por su bajo contenido de azufre (tabla 1). Los crudos
pesados se desarrollan en dirección sur, evento que se corresponde con el incremento
en el contenido de azufre, inversamente proporcional a la disminución de la gravedad
API, encontrándose crudos altamente sulfurosos (>2%) en el reservorio "T" de