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5/16/2018 Campos Petroecuador - slidepdf.com

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2301. "PLAYS" PETROLEROSMarco RIVADENEIRA, Patrice BAB YLa Cuenca Oriente (fig. 1) co nstituye el segmento más prolífi co de la provinciapetrolera Putumayo-Orient e-Marañón. En diciembre de 200 1, con taba co n un volumen original de petr óleo en sitio de alrededor de 30 000 mill ones de ba rri les y reservasorigi nales (pro badas + probabl es) de 7 800 mill ones de barr iles, de las cuales se hab ían

producido hasta dicha fecha el35 % (2900 millone s de barriles), que equiva len

al 9,8%del petróleo en sitio.En la Cuenca Oriente se han descub ierto hasta el año 200 1 ciento dos camposde crudo, de los cuales 59 se enco ntraban en producción , 12 es taban cerrados, y3 1

campos desc ubiertos aún no habían sido desarrollados.Esta cuenca ha sido seg mentada en tres unidades tectón icas (cf introducción deeste libro), los que a su vez co nstituye n sendos "Pl ays Petroleros" (fig. 1)concaracterísticas parti cul ares de sus trampas, yac imientos y cru dos .? COLOMBIA,.Jl '

O f.,fJ~~.::.«'~\~?2' ,,1, I/, I~ /'CORDILLERA .r CUTUCU\100 ~ ,'i -- I

__ _ o -- -PERU O km \I 50Fig. 1 - Mapa tectónico de la Cuenca Oriente, mostrando los "Plays" petroleros.



CORREDOR CAMPO RESERVaRlOS TIPO DE CRUDO CRUDOS - CONTENIDO DE AZUFREcal Cal cal CalHolI T B U A M2 M1 BT HolI T B U A M2 M1 BTSUSANO/NO Bermej oSACHA - FronleraSHUSHUF/NOI Tapi -Tel eleCharapaLago AgrioGuanta -DurenoAtacapi

Parahua cuShuaraSecoy aShushuqui - Pich inchaShushufind iSachaHuama vacu - Pucuna ICoca-Pavamino -- Culebra-Yulebra - YucaAucaRumivacu I IConona co - Tiguino I ICAP/RON· VHR -- - - TlPUTINI Sansahuari I I I I I I I ICuyabe no I I I I I I I I

e· ,-l;;OO-O;;OOOer; nO,Z.-o;;O

Z!j:-ot:~n::s:-oO(.1)-o~;;o

Ot:~O:/lCALIDAD DE LOS CRUDOSpesado <20 APImediano 20-30 APIliviano > 30 APICONT ENIDO DE AZUFRE (% EN PESO)



<0.50[0 .5, 1.0][1.0, 2.0]>2.0Tabla I - Calidad d~ los crudos y contenido de azufre.N'-'"'V>



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS§'\ \/+ //\ /\ I\ \ J\

\\\ -"\\ \ \- J -\ -zc eoo \\ "\II/ESCAl-AGRAFtCA

o os , 1 S 2 2 5 ~Kilometros237I\10000CA iPO BERMElJO, ¡,Ir A 8STRl!("lT R,\I. REf ER81\CII loAL. 1'Of'E HOloUNPR ... ~uING. J. CISNEROS JUNIO. 1998Fig. 2 - Campo Bermejo: mapa estructural.



238 Marco RIVADENEIRA, Patrice BABY1 0M'DDLE·UPPERJURASS'C(M.sahualtl Fm )1.52.02.5IRD-PETROPRODUCC10NNE ~

5KMBERMEJO (CP78- 321)Fig. 3 - Campo Bermejo: sección sísmica CP321.IRD·PETROPRODUCC10 N(Hoillr:Fm.)SE~~=~=i~~rff"atl'TURONIAN-CAMP... (Upper Napa Fm.)- - - - - - - -90 MaALBIAN·TURONIAN(Lower NaDO ,Fm.)BN-2.~~-¡ ~ PALE OCENE

(Uppe r Tena Fm.)r,YN-OEFORMA TlONMAA STRI CHTI AN(Lowe r Tena Fm. )1-~1-1.00.5Fig. 4 - Campo Bermejo: sección sísmica CP88-4010.



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 139La caliza HA ", que constituye yacimiento de crudo en el pozo Bermejo N-2, fuedesc rita en núcleos de los pozos Bermejo N-6, Bermejo N-I6 y Bermejo N-19(Rivadene ira, 1994, Jaillard, 1997), El ambiente es an óxico, de muy baja energía,comorefleja el alto contenido de materia orgánica de las calizas ymargas, predominantementede color negro y la ausencia de organi smos y actividad bentónica, El medio dedepositación fue bastante somero, como atestiguan las frecuente s estructu ras dedesecación que hablan de períodos de exposición subarea l de las mismas, lo que

evidencia que éstas se depos itaron en un medio regresivo, progradante y que segúnJa illard (1997) constituye el depósito de alto nivel de la secuencia,5. J, 4. Caracte rísticas de los crudosEl crudo Hollín tiene una gravedad API de 34°, el crudo proveniente delreservario caliza "A": 31° y el de Tena Basal: 30°,Los contenidos de azufre varían ere0,32 y 0,44 %P (tres muestras) para el crudo Hollín, Son de 0,58 % para el crudo de lacaliza "A" y entre 0,89 y 0,94 %P (2 muestras) para el petróleo del reservorio TenaBasal.La relación pristano/fitano en dos muestras del crudo Hollín es de 1,36 y 1,50,lo que indica un fuerte componente terrestre en la roca madre generadora ,

5. J. 5. Volca nismoExiste una amplia actividad volcánica, representada por una serie de cuerposígneos localizados en Napa Medio (Turonia no) y Napa Superior (Coni acianoCarnpaniano)y tobas cerca al contacto entre las formacio nes Tiyuyacu Inferior ySuperior.Se ha definido la presenc ia de varios cuerp os basálticos que en el casodelpozo

Bermejo N-16 es de tipo olivínico, hipoabisal, y está localizado al nivel de la caliza A.mientras que en el pozo Bermejo 4, parece tratarse de un flujo de lava ubicadoestratigráficamente en la parte inferior de Napa Superior. En la localidad La Pizarra. aorillas del río Aguarico. se describen tobas en una secció n silicificuda bajo el co

n tactoNapo-Tena . que puede corresponder a la zona MI (Riva ícneira ct a!.. [ l) 9 5 ).En lasección correlativa del pozo Bermejo N-2. se describen varios cuerpos volcánicos.5. 2. El campo Pungaruya cu5. 2. J. Breve rcseiia hist oricaEste campo contiene la mayor acumuluci ón de crudo de la cuenca Oriente. Laetimología de varios nombres geogr áficos locales como el del campo. tomado de unode los ríos que lo cruzan y cuyo signilicado cn quechua, la lengua de 10 :-' aborígenes lela zona es río (yacu) de orea (pungara). el río HolIín nominado así posiblemente por color negro Je .., u ~ abruptas márgenes en las que anura la Iormuci ón Hollín de arisca.'

bituminosas. habla del conocimiento ancestral de la presencia de manaderos de brea. lamisma que era urilizuda para el cula fureo de las canoas y posiblemente para elencendidode mechas.CEPE (Corporaci ón Estatal P -trulera Ecuatoriunu). antecesora d . Petroecuador.realizó el levantumiento geol ógico del área entre finales de los setenta e inicios los



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 245IRD·PETROPRODUCCIONSHUSHUFINDI FIELD(Flower Structure) [ /;5T-----+-Fig. 8 - Campo Shushufindi: sección sísmica PE95-2096, mostrando la megaestructuraen flor Sacha-Shushufindi,IRD·PETROPROOUCCIONBASEMENT?OLlGOCENE

(Orteguaza Fm )PALEOCENE MAA8TRICHTIAN(Tena Fm ).' TURONIAN - CAMPANIAN(Upper Napa Fm )LOWER EOC ENE~~~~~ (Lower Tiyuyacu Fm )UPPER EOCENE!!!!~!!iMNir·(upper Tiyuyacu Fm- - - - - - - - -90 MaALBIAN TURONI AN(Lower Napo Fm.)1IIIiii~li~~~¡~~~~~~il APTIAN- AL81AN

___,. (Hallln Fm )2.01 51 KM SHUSHUFINDI (PE-92-2200)Fig . 9 - Campo Shushufindi : sección sísmica PE92-2200, mostrando un onlap sobre lacaliza

HA" en el periclinal sur de Shusbufindi.



246 Marco RIVADENEIRA, Po/rice BABYOLlGOCENE(Orteguaza Fm.)OCENENEOGENE- - (Chalcana Fm.)IRD-PETROPRODUCCIONEAST ' - " 1°":;::li

SSFO A48 9OU - - - - ALBIAN

- TURONI ANIlilllll~IIIIIIIIIII:L:O\:.'e:r~Na~pafm.)APTIAN- ALBIAN(Hall!nfm.·UPPER JURASSIC(Chapíza fm.)201 5Flg, 10 - Cam po Shushulindi: sección sísmica PE92-270.Arenisco "T". Es de gra no medio a gru eso con ocasionales fin os, similar a "U",con idént icos minerales accesorios . La matri z es caolin ítica y en men or proporc

iónclorítica. La porosidad igua lque en "U·' es inte rgranular y esporádi camente intraanularcon un va lor pro medio del 18 %. La zona co n mejo res va lores de permeabilidad yporosidad se ubi ca ge ne ra lme nte a la base de la ar eni sca.6. l . 4. Ambient es sedime nta rios de lo s p rincipales res er voriosEn el estudio de simulac ión matemáti ca desarrollado por la consultora ssr(199 1), se define para los reservorios " U" y "T" un modelo deltaico influenciado porol as . con barras de desembocadura de orientac ión N-S y s ubambiente s de relleno decana l, barra s de marea y dep ósit os lobulares de grietas de desb orde (crevasse

). Sedescribe la presen ci a de abunda ntes fósil es y bioturbaci ón, ocasion ales es camas depeces y d ientes de tibu rón..Otros estudios (Dashwood & Abbott, 1990; Fomey et al., 2003 ; Barragán et al.,en es te libro), consider an qu e lo s reservorios "T' y "U" son el re sultad ode caídas en el



2502 03.08a u m@nloSACHA PROFUNDOProyectado 4,5 Km N

_ pre.pumbucza .,c=Jpumbulza

_ MacumaMarco RIVADENEIRA, Patrice BAB Y

SHUSHUF INDI A·39"- ...'"mc=Jcn."u 8ACHA-8HU8HUFINDI (88-2[78-272])152.0FiA. 12 - ' amllo Sacha: sección sísm ica SS·2 178-272J mostrando el anticlinal Sachprofundo (modificado de Díaz el ti l., capítulo 1 de este lihro).fRD·PETROPRODUCCfONEAST .OLlGOCENE ran.ou-u &". 1UPFf REOCEMIl lpPel Tt'f"J).cw FI" 1l~"' apo ~ ""

80 "".ofttlJ -ruR.ON {t.CNor- ~ aoo rlft ,¡~iE;~i§I~¡"U'PlOT¡O,Al..E...-..u.u.PBPIAENR.t\tJodR'.lArlSSFt:olC'I 1· (C~.F,"JPALEOZOICFiJ.:. 13 - Camilo Sacha: sección sísmica PE-92-22()(I.



PETROPRODUCCIÓN: PRINCJPALES CA!'.I POS PETROLEROS 25310015000100 10000.. ATACAPI 110005000100000009995000. AGUARICO 1ESCALA GRAFICAO--1 -2-3

Kilometros~~T.~!~~~~S~~CAMPO LIBERTADORMAPA ESTRUCTURALBASE CALIZA "A"9990000PR . ~,¡ot,tFig. 14 - Campo Libertador: mapa estructural.



254 Marco R1VA DENElRA, Patrice BABY. ~ f'lO \PICHINCHA CP-332 PICHINCH A 11 KM.111111!11!111~,t (Ortequaza Fm )Fig, 15 - Campo Libertador: secci ón sísmica CI'-.U2 con el pozo Pichincha 1./RD-PETROPRODUCC/ONPIll..fOl2.0

SECOYA (CP-329)Fig. 16 - Campo Libertador: seccién sísmica CP·329 mostrando la estructura Secoyay el pozo Secoya l.



MarcoR1VADENE1RA, Po/rice BABY

El contenido de azufre es bajo y varía entre 0,49 y 0,97 % P en cuatro mue strasde crudo de 'T' y para el crudo del reservorio "U" entre 0,82 y 0,88 % (2 muestras deSecoya), 1,0 I % (l muestra de Shuara), 0,89 -1,33 % (2 muestras de Shushuqui) y 1,17 %P (Pacayacu).

Al punto de burbuja, las viscosidades del crudo son de 1,520cp para "T" y

1,253cp para "U" .Larelaciónpristano/fitanodeloscrudos"T"varíaentre0,95 y1,24,mientrasquela de los crudos "U" entre 0,82 y 1,05, lo que indica que los crudos del reservorio "T"tienen un mayor aporte de materia orgánica terrestre que los crudos "U".

6. 3. 6. s/ol canism oEnel pozo Shuara4,a9167,5'que correspondealtechode lasecuencia"T",seencontróuncuerpoígneogranudode 10cmdeespesor,compuesto fundamentalmenteporfeldespatopotásicoyconmenosdel 10 %decuarzo,alque Labogeo(l995)definecomo sienita.

6. 4. Campo Auca-Auca sur6. 4. J. Breve reseña históricaEstecampofuedescubiertoconlaperforacióndel pozo Auca 1,queseinicióel16 de febrero y fue completado el30 de marzo de 1970, alcanzando una profundidadde

10 578'. Su producción fue de 3 072 BPPD de Jos reservorios Hollín (31° API) y "T"(27° API). El costo del pozo fue de alrededor de 300 000 USD.

En la recomendación, el geólogo de Tex aco sustenta la necesidad de perforar elpozo por la gran dimensión de la estru ctura, por estar ubicada en el tren productivo Sachay por la necesidad de evaluar el potencial en la parte sur de la concesión Coca.

En abril de J 975,estecampocomenzóaproducir6 752bpd.Posteriormente,conaltibajos, mantiene un incremento de producción hasta que enjulio de 1994, alcanzasu

máxima producción histórica promedio con 24 367 bpd. Durante los primeros mesesdel 2003, estuvo produciendo alrededor de 16500 bpd.

6. 4. 2. La estructura Altca y su edadEs un anticlinal bastante simétrico, elongado en dirección NNO-S, deaproximadamente 23 km de longitud, que se ensancha en dirección norte (fig. 17) conmuypoca alteración tectónica al techode laareniscaU principal.Lasfallasobservadasen las secciones sísmicas alcanzan solamente Hollín y Napo Basal (fig. J8).

La estructura Altca seformó durante el Maastrichtiano-Paleoceno, como seevidencia en la sección sísmica CP-83-314 (fig. 18), que muestra deformación sintectade los depósitos de la Formación Tena.

6. 4. 3. Características litológicas de los reservoriosHollín Principal . Es unaarenisca masivade cuarzo, no pudiéndose realizarunadescripción más detallada por carecer de núcleos.



'CII'ALL:S CA lv!POS I'I:-.rrWLLROS( SCAl.....GR,AFICA, 1!l ~ 2 ~ 3PETROPRODUCCIONCAMPOS AUCA. AUCA ESTE,CONGA Y CONGA SURMAPA DE PROFUNDIDADTOPE "U" PRINCIPA Lle ~ m ~.----- - -8850

-8850993000992000o35' 00 SJUN'O . I~Fig. 17 - Campo Auca: mapa estructurul.



258 Marco RIVADENElRA, Patrice BABYIRD-PETROPRODUCCIONAUCA (83-314)PALEOC ENEMAA8TRICHTlAN (Tena Fm )SYN-DEFORMA TlON=======~;;;::~:::!.... ---TUROÑIAN. CAf.tP'AN IA~90 Ma- lU.pJte(_N..~~ Fm)A.l.BIAN - TURO' IlAN(lowet Napa Fm 1

~~AUCA 1(PROYECTADO) 2.0~~"""'-::"-IIII-l-lll-h~"i¡r:,,:':",I-iml-.:'';;;;;;;¡i¡¡¡;;;;¡ (Chaleana Fm , 1.5_ 1Fig. 18 - Campo Auca : sección sísmica 8 .~ · 3 1 4 .Hollín Superior. Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino, con contenidoalto a medio de glauconita, e importante presencia de material carbonáceo. La porosidadpromedio es de 14 %.Arenisca "T" . Consiste en una arenisca cuarzosa, limpia de grano fino, conesporádicas capas de arcilla. Los poros en algunas muestras se encuentran rellenos

conillita y caolinita. Su porosidad es del 12 % en promedio. Hacia arriba ("T ' Superior), sedesarrolla una arenisca cuarzosa-glauconítica de grano fino, en partes con fuertebioturbación.Arenisca" U". Arenisca cuarzosa limpia. masiva. Hacia el techo del cuerpo "U "principal (el más limpio y desarrollado, ubicado en la parte inferior), se encuentran¡;rnolitas en estratos delgados. La arenisca 'T" Superior (¿y Media ?), es una areniscacuarzosa-glauconítica de grano fino, dispuesta en capas delgadas, con importantebioturbación. En promedio, presenta una porosidad del 13 %.Arenisca Tena Basal. Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada, de grano

medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19 %.6. 4. 4. Ambientes sedimentarios de los reservoriosLas arenisca Hollín se depositó en un ambiente fluvial evolucionando a unambiente platafórrnico, posiblemente estuarino, con influencia mareal,Las areniscas "T" y "U ' fueron depositadas luego de una importante regresiónmarina con un desplazamiento de la línea de costa en dirección Oeste, a partir de lacual

y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con ingresos fluviales



2óO Marco RIVADENEIRA, Patrice BABY

de 2003,aunatasadeaproximadamente 85bpd.Laubicacióndelpozo,segúnelreportedel geólogo 1. B. Taylor Jr., fue definida el 7 de noviembre de 1966 por él y R. D.Hall,en el flanco oeste de la estructura determinada por sísmica, sobre la base de un mapa"contorneado a un probable horizonte de caliza Napo que muestra la cresta de laestructura algo más hacia el sur", y ubicado a 15,3 km del campamento base de Sta.

Ceciliaendirección N 75° E.Dicha ubicaciónfuecambiada unos 350 mhaciaelsur,porlogística y por encontrarse estructuralmente más alta en 20'. En el programa deperforaciónsedefinecomo objetivoprimariolaformaciónHollín ycomosecundariolasareniscas ycalizas NapoylosconglomeradosTiyuyacu.Es te primer des cubrimi entoconfirmóelpotencialpetrolíferodelacuencaOriente ymarcóelinicio deunaagresivaetapadeexploración,queculminoenlosaños siguientesconeldescubrimientodelosm ás grandes campos de la cuenca.

Lago Agrio es el primer campo de la Cuenca Oriente, que se incorpora a laproducción en mayo de 1972, con una producción promedio diaria para ese mes de10 450 barriles de crudo. Durante los primeros años, muestra una producción erráticacon fuertes altibajos. En noviembre de 1973, el campo alcanza su máximo pico de

producción histórica con 53618 bpd en promedio, la producciónsigue inestablehastamarzode 1975 enquecaea 4 893 BPPD,incrementándosealmessiguientehasta 30 210BPPD. Recién a partir del año 1980, empieza a mostrar una declinación paulatina sinaltibajos.Ainiciosde 2003, sereportabaunaproducciónpromediodiariadealrededorde 5 600 barriles.

6. 5. 2. La estructura Lago Agrio y su evoluciónLa estructura Lago Agrio, a nivel de la base de la caliza "A", está limitada en su flanco oriental por una falla transpresional que, en dirección sur, continúa hacia laestructura Palo Rojo,y hacia elnorte, corta el flanco orientaldel campo Charapa.La falla

tienerechazos variables,alcanzandoelmayor saltoenlapartemásaltade laestructuray es de SO mseg. El anticlinal Lago Agrio tiene una orientación NNE-SSO, y unalongitudaproximadade JJ kmconunanchopromediode 4,5 km.Muestraunaltonortedemayorrelieveydesarrolloareal,conuncierre estructuralalabasecaliza"A"de 55mseg. (Petrotech, 1995) y, un alto sur de menores dimensiones y menor relieveestructural (fig. 19).

La estructura Lago Agrio crece en dos etapas, como resultado de esfuerzostranspresivosquereactivan la fallaorientaldelcampodandoinicioalaformaciónde laestructura: enelMaastrichtiano,contemporánea aladepositaciondeTena Inferior yparece que en el Mío-Plioceno (fig. 20), la ultima reactivación tectónica provoca unflexuramientode lascapasque alcanza horizontescercanosalasuperficie.

6. 5. 3. Ambientes sedimentarios de los reservoriosHollín. Es el principal reservorio del campo. Lamentablemente, la muy escasainformacióndisponibleno permitedesarrollarunmodelodel mismo,pero porcorrelacióncon afloramientos y sobre la base de pocos registros de pozos de este campo queatravesaron la sección completa de Hollín, se deduce un ambiente de depositación



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 261'1' ....'':;oe[ ' F:: 'ITW PH() l~ U ( T I O ;-'; I"'I ¡«. fiPU "n A 11' ¡;U'WItw.'lnr. ~ LIU~" H f(O U ~l lI~ I \ 1' ,\ ~: ::i TH (''1'1 [, Al1. \ H A:" /-: 1Jp. IJ e .IUZA/ ,.. 1

/\~/lF:~~ ' \ 1~ ;R... 11 \I I. ~ :l" /. ,\(J:~ ll 1'."" ----¡'I ( ~ IING. P ACUÑA JUNIO 1998

Fig. 19 - Campo Lago Agrio: mapa estructura l.



262 Marco RIVADENEIRA, Patrice BAB YIr-=~----=-=================-==-=====~Fig.20 - Campo Lago Agrio: secci ón sísmica PE-92-352E.fluvial. Según White el al. (1995), Hollín se desarrolló en paleo-valles formados poerosión del sustrato pre-Hollín, sobre los cuales se instaló un ambiente tipo "braid"(entrenzado), representado por canales apilados con estratificación cruzada festoneaday planur,con intercalaciones menores de lutitas carbo náceas conabundantes fragmentos

le ño-os y limolitas, culminando con depósito s de llanura costera posiblem ente enunambien te estuarino dominado por mareas. Finali za el ciclo en un ambiente netamenterransgresivo de plataforma, correspondiente al fin de] ciclo Hollín Superior.6. 5. 4. Caracteristicas de fos hid rocar bu ro sLos crudos tienen los siguientes rangos de gravedad:Hollín :28-32°; "T" :29-34°;"l": 29-3 1° y Tena Basal: 28-29°.Los contenidos de azufre de tres muestras de crudo Hollín son de 0,29, 0,5 l Y0.57 % en Peso, mientras que una muestra de ''1 "' y otra de Tena Basal dieron valoresde 0,53 y 0,94 % en Peso, respectivamente.La relación pristano/fitano para los crudos Hollín es de 1,17 en una muestra

analizada que indica una materia orgánica depositada en condicion es marino-marginales,con gran componente terrestre.,J gas de este campo tiene un importante contenido de C0 2, como se indica enla tabla 3. lo que es característico de los campos que se ubican cerca al borde occidentalde la cuenca (Bermejo, Caja ).



PETROPRODUCClÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 265IRO-PETROPROOUCCIONr~l-CONONACO·S ~ NEOGENE

_ . _ (Chalcana Fm IOLlGOCENE(OrtecuazaFm)PALEOZOICUF'PER ECCENEt Up~ TI)'U)'aaJ Fm

LOWER EOCENE(Lower Tryv yacu Fm )PALEOCENEMAASTRICHTJAN(Ter.a Fm )- TURQNIAN · CAfl,JPANIAN (U""",,,-Fm)i(/ U,i . _ . _ AL8 lAN · TURONI.AN'1Iilllllillili!iiil~iltl~'-~-N~"~""Fm1~ ,"""&~ , ,,.," , . ,112.0¡ KM CONONACO (PE-91-2356)Fig. 22 - Campo Cononaco: sección sísmica PE-91-2356.y afloramientos, podemos asimilar para Hollín un ambiente fluvial que evoluciona a

deltaico y/o estuarino, con influencia mareal, culminando con una plataforma marinasomera.Arenisca "T". White & Barragán (l997) analizaron tres núcleos (Cononacos 4,20 Y24), definiendo un ambiente de canales fluviales a deltaicos (canales distributarios),que evolucionan a un ambiente de llanura marea] rica en lodo y arena, culminandocon

un ambiente de plataforma marina. Los subambientes definidos son relleno de canalesy "sand flats". Jaillard (1997) analiza el núcleo del pozo Cononaco 20, y define una

secuencia que se someriza hacia arriba, es decir define una progradación de un sistemaelástico de tipo deltaico, con una evolución que va de pro delta distal a la base hasta unallanura deltaica al techo.6. 6. 4. Características de los crudosLa gravedad del crudo del yacimiento Hollín es de 30-34° API, con un porcentajeen peso de azufre de l,03 % (un análisis). El crudo de "T" es de 19-23° API con uncontenido de azufre en una muestra de 2,0 % P, Yel petróleo de "U" es de 20° API.Se tiene un solo valor de pristano/fitano de J, J4 para un crudo Hollín, queindicaría un crudo con fuerte aporte terr estre.6. 7. El Campo Culebra-Yulebra-Anaconda6. 7. /. Breve reseña histórica

Inicialmente, se consideraban tres campos independientes: Culebra, Yulebra yAnaconda. Texaco perforó el pozo Culebra 1el 8 de noviembre, siendo completado el17 de diciembre de 1973. Alcanzó los 10 625' de profundidad y produjo durante las



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALESCAMPOS PETROLEROS 267 _8750- 875GULEBRA 1 ogCULEBRA 1'# - - - - -- - - ... - - - - - - - - - - - ·78 276''"" .

_8750

oooNgen ANACONDAJoOO~''""o.ESCAl..AGR.-.ftCA15 25PETROPRODUCCIONCAMPOSCUL EBRA, YUL EBRA, ANACONDAMAPA ESTRUCTURAL

TOPE ARENISCA ·U " PRINCIPALING . J. RICAUTE JUNIO.199aFig. 23 - Campo Culebra-Yulebra-Anaconda: mapa estructural.



270 Marco RIVADENE lRA , Patrice BABYI!! .~ - "------ /''" ,/o'liI ~_:~... ~ LE;-'(,AI , GRAI"le

o . ~ I l . ~ .. v "OCTUBRE. 1997\/-,w". / /IO, /I! rr -¡ ~ ~,.'..

) ~-JL1" ('losl' UU~I:UI I . 1>1" 111 }I ) G~'I ".,./ .! I . / //. , rII/\ -.

;'~..,... -//Fig. 25 - Campo Guanta-Dureno: mapa estructural.



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 271IRD-PETROPRODUCCIONNE..'~lllií~~~~~~~~~~~~~¡i¡¡~~ T{UUpRpOerNNIAaNpa·CFmAM) PANIAN

_ SYN-DEFORMATIONgo M. - - - - - - - - .ALBIAN TURONIAN(Lcwer Naco Fm.)2 O Al:.U~~~ (Hom" Fm )

~~I~I~i~l~i~~;I~i~l~ii¡~ MID(~~~¡'~:a~~FfSSIC1 KM GUANTA PE-92-1113)Fig. 26 - Campo Guanla-Dureno: sección sísmica PE·92·IIB.Produjo I 044 bpd de los reservorios Hollín Superior (340 bpd, 23° API), "T" (520 bpd,30° API) Y"U" ( 184 bpd, 27° API).Este campo inicia su vida product iva en diciembre de 1980, con I 150 bpd. Aligual que algunos otros campos, mue str a dos reacti vaciones en su perfil de producción:la primera cara cterizada por un incremen to acel e rado hasta reb asar los 6 000 bpd(febrero-agos to de 198 1), seg uido por una declin ac ión hasta los 1 166 bpd enmayo de

1989. Una seg unda en la que alca nza e l record históri co de 8304 bpd en mayo de1997,declinando hasta 4 200 bpd enjulio de 2000. La última reacti vación encuentra al campocon produccione s supe riores a los 7 000 bpd a inicios de 2003 .6. 9. 2. La estruc tura Yuca y su evol uc iónSe trata de una es tructura de orientac ión N-S integrada por dos altos, el mayordeellos ubicado al nort e co n un cierre est ructural ce rcano a los 70' y el delsur con un c ierrede alrededorde 30 ' (f ig. 27) . En la fig. 28 , se presenta cóm o una antic linal de relieve muysuave, algo as imétrico, desarrollado en el Maastrichtiano-Paleoceno, evidencia la

deformación sin-tec tónica de la Formación Ten a.La Formación Hollín está afe ctada por fallas normales sin-se dimentarias, lasmismas que fuer on parcialmente invertidas durant e el episodio de tran spresión cretácico.



272 Marco RIVADENEIRA, Patrice BABY---- ---~-MAPA ISOCRONO REFERIDOA LA BASE DE LA CALIZA "AOP'R ..!1'O¡.l161l20-t-, /OCTUBRE, 1997I

I"J,l 'I\ING. M POZO-- - -~-------.PETROPRODUCCION I IiLo8'O EQ ~~ re IE("-~CIO N) C( 5 "'Rj;!OtL O~c~'-1 III

,/É\; , JI - (576°40'W4....._-2 3Kllometros\.10o/

//iFig. 27 - Campo Yuca: mapa es tructural.



PETROPRODuccróN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 273IRD-PETROPRODUCCfON.52.01 KMYUCA 10 YUCA 12 NE~NEOGENEr (Cn ajcana Fm.)OLlGOCENE

UPPER EOCENE(Up Tryuyacu Fm ILOWER EOCENEPAlEOCENESYN-DEFORMA nON(Tena Fm )MAASTRICHTIANTURONlAN-GAMPANIAN(uccer Naco Fm JALBIAN·TURONIANü.o....er Napa Fm )APTIAN-AL BIAN Hollln Fm I' PALEOZOIC

YUCA ( PE-91-2234)Fig. 28 - Campo Yuca: sección sísmica PE-91-2234.6, 9, 3. Litología de los reservoriosLamentabJemente, en este campo la información de las características de lasrocas reservorio "T" y "U" es muy escasa, por cuanto de los pocos núcleos tomadosseha conservado solo una pequeña parte,Arenisca "T", En el remanente del núcleo del Yuca lO, se describe una areniscade JO' de espesor de grano fino a medio con laminación planar y "ripples". Hayabundantes detritos carbonáceos. En el Yuca 12, se presenta una arenisca glauconíticay un complejo laminado de lodolita/limolita (White et al., 1995),Arenisco "U ". Petrotech (1995) identifica en su estudio sobre la base de la

información de secciones sísmicas un cambio lateral de facies detríticas a calcáreas6, 9, 4. Ambientes sedimentarios del reservorio "T"Arenisca "T". White & Barragán (1997) examinaron los núcleos de los pozosYuca N-2 y Yuca 10, definiendo sobre la base de la escasa información de pedazosremanentes de núcleo del Yuca 10, un ambiente deposicional cercano a la línea de costa,con influencia marea] y fluvial (aunque en la descripción se define a los cuerposarenosos como barras de desembocadura, indica que igualmente pueden ser definidoscomo bancos de marea o facies de canal). El núcleo del Yuca N-2 indica un ambiente neto de plataforma marina.6, 9. 5. Caracteristicas de los CUIdas

El crudo de Hollín es de 28° API, el de "T' de 29° y el de "U" de 19°APl. Se cuentacon un análisis del contenido de azufre para el crudo Hollín de 1,45 % Peso, y uno delcrudo "T" de 1,05 CJo P.



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 27520PfI ~20 piMOCTUBRE,1997. I -,III-- , --- , I1------

\' O'

<o , \ o, _ ((l' \ - 1CAr,PO ATACAPI PARAHUACUMAPA ISOCRONO REFERIDOA LA BASE DE LA CALIZA "A"ING. M. POZO!1I\(i \ \ I : I

, \ I7W40'W3 4Kilometros,,'/10oI/I1 \ í\I

/\/I IIFig. 29 - Campo Atacapi-Parahuacu: mapa estructural.



276 Marco RlVADENElRA, Patrice BABYIRD-PETROPRODUCCIONTuRO Nt..\N CAl..lf'AN1,\N(Upper N3 ~O Frn )90 MaAlStAN - TURON1AN(Lower Napo Fm )APTIAN- ALBIANl'

Fig. 30 - Campo Parahu acu: sección sísmica PE-92-352 E.6. 11. El campo Atacapi6. /1. J. Breve reseña históricaEl campo Atacapi fue descubierto por Texaco con el pozo Atacapi 1, cuyaperforación se inició el ó de agosto, alcanzó Jos 9 848' de profundidad, y fue comploel 28 de septiembre de 1968. Produjo un total de 3 :·;00 bpd (1 960 bpd de 29° API delyacimiento " U" y 1 840 bpd de 34° API de "T").Su producc ión arranca al igual que Parahuacu en diciembre de 1978. Desde enerode 1979, se estabilizó con una producción ligeramente superior a los 4000 BPPDhastaagosto de 1984. En febrero de 198/, produce 7 /48 bpd -su máximo histórico-o6. / J. 2. La estructura Atacapi \' su evolución

Es una estructura asi.nét-ica de orientación N-SSE, de 17 km de longitud y 2 kmde ancho aproximados (fig. 29), limitada al este por una falla que desaparece enla parte

sur del campo.La estructura se desarrolló en el Maastrichtiano-Paleoceno, con deformaciónsin-tectónica de los depósitos Tena, cuya variación de espesores refleja el crecimieode la estructura (fig. 31 ).6. / J. 3. Ambientes sedimentarios de los reservo riosAreniscas "Y" y "un. SSI (l994b) asigna un ambiente deltaico marino eoninfluencia fluvial, con subambientes de canales distributarios de dirección NNE-SSO



PETROPRom CCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 277IRD-PETROPRODUCCION(Hcltin Fm.)NEOGENE(Cnalcana Fm.)EA5T~PALEOCENE. SYN·DEFORMATlON(Tena Fm.)

MAASTRICHTIANE~~?i.' T U RON IAN - CAMPANIAN(Upper Napo Fm.190 MaALBIAN-TURONIAN(l ower Napo Fm )ATACAPI-S 2.01.51 KM. ATACAPI (PE - 352 E)Fig. 31 - Campo Atacapi: sección sísmica PE·92-352 E.y barr as de desembocadura principalm ente , con ocu rrencias menores de barrasdereba lse y depósitos de "c revasse splay" .

6. 11. 4. Caracteristicas de los crudosLos crudos de los reservorios 'T" y "U" tienen 32° y 23° API respectiv amente,co n co ntenidos de azufre de 0,51 para e l primero (una mues tra) y 0,62, 0,7 l% P para elsegundo (dos mue stras).La rela ción prista no/ fitano para una muestra de crudo " U" dio 0,93, que indica una roc a fuente marin a co n a lgo influe ncia co ntinental.6. 12. El campo Tapi-Tetete6. 12. l . Breve res e ña historicaEste campo está co nformado por dos alto s estructu rales , que se co nsideraba nindepend ientes. Fue descubierto co n la perfora ción del pozo Tetete l en ju liode 1980,

e l mismo que alcanz ó los 9 400 ' de profundidad, y dio l 645 BPPO de los reservorios'T' ( 1 315B PPO, 30° AP1) Y"U" (330 BPPO, 29° API ). Ent re septiembre y oc tubre de1985 , se perforó la es truc tura Tapi co n el pozo Tapi l , e l que llegó a los 9 [83' deprofu ndidad y produj o 2045 BPPO de [os reservorios 'T' ( 1333 BPPO, 29° API ) Y"U"(7 12 BPPO, 28° APl) .



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 2791 1/'" i l'. 'Oc~~.E~\~!I';' (auneos 1 l . .: ~ ~\

\\tle : 25 ÓCOCAMPO F'RONTERA-TAPI- 'fElTE:1'E\l Af' .\ t~S 'f R L: (' TU R.\ L REF'ERIlJOA l.A nASr. UE: LA C. LIZA .. \ -- .1,.-ING. M. POZO(modificado)OCTUBRE, 1997Fig. 32 - Campo Tapi-Tetete: mapa estructural.



280 Marco RIVADENEIRA , Patrice BABYTAPI EXTRUSIVE STRUCTURETAPI-S /RD·PETROPRODUC C/OEAST~NEOGENEFig. 33 - Campo T..pi: secci ón sísmic.. PE· 91·149W.VISTA EXTRUSIVE STRUCTUR EVISTA· 'IRD-PETROPRODUCCION1 5

2: o¡::~¡lbCl~'"2 0

_ BASALTIC TUFF CONENEOGENE(CMlca na Frn.¡OllGOCENE(Ortequaza Fm )

UPPER EOCENE iUpper Tryuyacu Frn.)LOWER EOCENE(Lower Tiyuyaco f m.)PALEOCENE(Tena Fm.)MAASTRICHTIANTURONIAN-CAMPANIAN. (Uppe< Napo Fm )-ALElIAÑ.ruRoÑiAÑ-90 M"(Lowtl<Napo Fm )APTIAN·ALB IAN (Hollín Fm )MIOOLE·UPPER JURASSIC(Chapqa Fml

UPPER TR I.~S S I C ·LOWE R JURASSIC(SllchaJSanllJgo Fm IVISTA (PE-92-1125)Fig. 34 - Estructura Vistu: sección sísmica PE-92-1125 .



PETROPRODUCCIÓN: PRU-'¡C IPALES CAMPOS PETROLEROS,!l ',1.281l..,:-;{"\ GR\flL'-\o:. I I ti .) .? ~ :.,sC\MI'O CII,\IlAI' ,\~\A I' ¡\ E';TRUC.'TI'1l,\ L R8F'r.llI!lO

_~ 1-1 tl ,\;:i f: m; 1. \ CALll:A ". 'le ":5 pod

Junio, 1998 (rnodificado)Fig. 3S - Campo Charapa: mapa estructural.



284' \., "', \ '.:§:Il CP.10S!Marco R1VADENE1RA, Patrice BABY10 000(f'(Y.) "OO"' (NJ5 00ll

10000 ooae-cooo-.-:.:2 3

_! JKm§ ~ C . I O~ ~~

_____ ~ _ J.. . It-YG P ENOARA I JVNl 00Fig. 37 - Campo Cuyabeno-Sansahuari: mapa estructural.



PETROPRODUCCIÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROSSANSAHUARI·Ol(PROYECTED) 285IRD-PETROPRODUCCION1.5

_.....NEOGENE. (Chalcana Fm.) = OLlGOCENE(Orteguaza Fm.)

UPPER EOCENEruooerr iyuyacu)LOWER EOCENE(Lower Tiyuyacu Fm.)t>ALu.:t~ ~I'JlI(;HT~rT:ofAAJ C.oWP"'''IA~ -- -=-.'lU:;,IlA1'. 90 Ma'l"'''''''CIOfft'l1....OT:'" ,t.,Lftw.,,...,. rlll ~"" ~ -liPPER JtJA)..SSJt;l~. F,," ,BASEMENTSANSAHUARI (PE-91-3ü28)1.5

2.0Fig. 38 - Campo Sansahuari: sección sísmica PE-91-3028.;=~~E~~U~P:::P>Ef!R"¡ElOS~C:JF:.~N¡¡E: (Up. Tiyuyacu Fm.1, LOWER EOCENE(Lowe r Tryuyacu Fm.),5YN-DEFORMAT/ON~~~~e~~M~~~~; PALEOCENE·MAASTR (Tena Fm.) !~! ~~~~~;~~~1~5!s~1= T(UUpRpOerNNIAaNpo- FCmA.M) PANIANALBIAN _TURONIAN 90 Ma(Lower Napo Fm.)fo:o,o:~~~~;A P T . ALB. \HOllin FmI . Plc~ 1M~N~ FFig. 39 - Campo Cuyabeno S: sección sísmica CP-I08.



PETROPRODUCC¡ÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 287t..l ( .11 I { I~l ..YA1'4 rsm ll{i'1 .~ Al , Rr:fUll OOA 1.-\ 11"-" 1. In: 1.... (' tU'!.A a ¡\\ -,0 ,~-I tIC! U : Xtf.'f:'TliOI'k'ilh l ltT !Or;

)IN(¡ P ENOARAB OCTlJaRE. 1991Fig. 40 - Campo Víctor Hugo Ruales (VHR): mapa estructural.



PETROPRODUCC1ÓN: PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 29 1de barriles. Finalmente, entre abril y mayo de 1993, se perfora el pozo exploratorioTarnbococha-.l . en la estructura del mismo nombre, obteniéndose una producción totalde 6067 bpd. Estos des cubrimientos le convierten a Petroecuador, la estata l petroleraecuatoriana, a pesarde toda su carga de problemas. a pesarde que se le niega lomínimaposibilidad fi nanciera y estructural de fun ciona r como empresa, en el protago

nista delos mayores descubrimientos de crudo (El campo Libertador a inicio s de los ochentae ishpingo a inicios de los noventa), luego de la etapa inicial de los grandesdescubrimientos de fines de los sesenta e inicios de los setenta.7. 3. 2. Las estructuras y su evolució nEl "rrend" estructural Ishpingo- Tambococha-Tiputini-Imuya es un sistematranspre sional, asociado a la falla regional Yasuní de orientación NNE-SSO (fig. 42),que a la altura de la estructura Imuya - al norte-, presenta un fallamiento deorientaciónNNO-SSE.La falla principal es ele altoángulo hacia superficie.disminuyendosu buzamiento y tornándose lístrica bajo la secuencia cretácea (fig. 43). El anticli

lTiputini muestra una dirección NNO de su eje, divergente a la orientaci ón de la fallaprincipal NNE-SSO, mostrando la morfología típica de un pliegue formado en uncontexto transpresivo.Son estructura s antiguas como muestra la deformación sin-seel imentaria deTiyuyacu inferior (enalgunas secciones,se observan indicios de una primera reactivaci ónCretácico tardía,que afectaNapo Superior y la Formación Tena).La última reactivaciónse inició probablemente en el Mio-Plioceno, y se continúa hasta el presente, ya quelafalla alcanza la superficie como se observa en varias seccione s sísmicas (figs. 43 y 44),

deformando los depósitos más recientes.fRD-PETROPRODUCCIONTIPUTINI 1 MINAS S E ~. - ~..- i~~~ '5 KMTIPUTINI (PE-91-38)Fig. 43 - Campo Tiputini: sección sísmica PE- 91-38.



,

INDICE

PRÓLOGO 9René MaroccoAGRADECIMIENTOS 11I NTRODUCCIÓN 13Patrice B ABY, Marc o RIVADENEIRA, R oberto B ARRAGÁNCapítulo 1: Estratigrafía, estructura y evolución

geodinámica de la Cuenca OrienteEL PRE-APTENSE EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA 23Marlon DíAZ, Patrice B ABY, Marco RIVADENEIRA. Fred éricCHRISTOPHOULE STRATIGRAFÍA SECUENCIAL DEL CRETACIO DE LA CUENCAORIENTE DEL ECUADOR 45Roberto BARRAGÁN, Fr éd éric CHRISTOPHOUL, Howard WHITE,Patrice B ABY, Marc o RIVADENEIRA, F élix RAilI/ÍREZ, J o séR ODASM AGMATISM O ALCALI NO INTRA-PLACA EN LA CUEN CACRETÁClCA ORIENTE, ECUADOR: EVIDENCIAS GEOQUÍMICAS,GEOCRONOLÓGICAS y TECTÓNICAS 69R oberto B ARRAGÁN, Patrice B ABY

DINÁMICA DE LA CUENCA DE ANTE-PAÍS ORIENTAL DESDEEL PALEÓGENO 93Frederic CHRISTOPHOUL, José David B URGOS, Patrice B ABY,Jean-Claude SOULA, Severine BÉs DE B ERe, Celso DÁVILA,Michel ROSERO, Marc o R¡VADENEIRA



CUANTIFICACIÓN DE LAS EROSIONES TERCIARIAS Y PLIO-CUATERNARIAS EN LA PARTE SUR DE LA CUENCA ORIENTE 115losé David BURGos, Patrice BABY, Frédéric CHRISTOPHOUL,Jean-Claude SOULA, Philippe ROCHATHIDROCLIMATOLOG ÍA DEL ORIENTE E HIDROS EDIMEN-TOLOG ÍA DE LA CUENCA DEL NAPO 131Alain L ARAQUE, l ean Loup G UYOT, Rodrigo POMB OSAL A SUPERFICIE MERA-UP ANO: MARCADOR GEOMORFOLÓGICODE LA INCI SIÓN FLU VIATIL y DEL LEV ANT AMIENTOTECT ÓNICO DE LA ZONA SUBANDINA 153

Séverine BEs DE BER c, Patrice BAB Y, Jaime ROSERo, MareSOURIS, Jean-Claude SOULA, Frédéric CHRISTOPHOUL, lorgeVEGAEL ENJAMBRE SÍSMICO DE MACAS (CORDILLERA DECUTUCÚ) 169Denis LEGRAND, Patrice BABY, Francis BONDoux, Catherin eDORBATH, Séverine BES DE BERc, Marco RlvADENEIRAEVOL UClÓN MAGMÁTICA ACTUAL DE LA ZONA SUBANDINA:VOLCANES EL REV ENTADOR y S UMACO, MODELO SGEODIN ÁMICO S PRELIMINARES 183Roberto BARRAGAN, Patrice BABYCapítulo 2: Historia de la exploración yprincipales campos petroleros de la

petroproducciónBREVE RESEÑA HISTÓRICA DE LA EXPLOTACIÓN PETROLERADE LA CUEN CA ORIENTE 205Marco RlvADENEIRACARACTERÍSTICA S GEOLÓGICAS GENERALES DE LOSPRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS DE PETROPR ODUCCIÓN 229Marco RlvADENEIRA, Patrice BABY

campos petroecuador

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