postales geología hidrocarburos Bolivia

1. UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
GEOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO, AGUA Y VAPOR
EXPOSICIÓN YACIMIENTOS BOLIVIA
2011-1

2. LOS HIDROCARBUROS EN LA ECONOMÍA BOLIVIANA
La participación de Bolivia en el espectro mundial de energía es
insignificante y menor al 0,04 % de la producción mundial de petróleo
líquido y 0,004 % de la producción de gas natural.
A pesar de su pequeño tamaño comparado con los estándares
mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de
los más importantes componentes de la economía nacional. Para 1995,
cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la
Nación, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos
o transferencias directas.

3. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
La producción de petróleo en Bolivia se inicia a partir de 1925, con el descubrimiento del Campo
Bermejo por The Standard Oil Co.
Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año
1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue
decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el
año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional.
A la producción de petróleo y condensado, se añaden los licuables obtenidos en Plantas de Gas
a partir del gas natural, como la gasolina natural y el gas licuado, cuyos volúmenes
incrementaron la producción de líquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado).
Desde el año 1997, la producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías
privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por día de petróleo,
condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos / día de
gas natural.
Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Margarita,
Kanata, Bulo Bulo y Río Grande.

4. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
Por orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y
Petrobras.
En el ámbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No
obstante en el año 2001 el mayor productor fue Santa Cruz.
La importancia de Tarija se incrementará en los próximos años conforme se aumenten los
volúmenes de exportación al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e
Itaú están localizados en ese departamento.
Los yacimientos que producen grandes volúmenes de gas acompañado de volúmenes reducidos
de un petróleo liviano, son llamados yacimientos de gas y condensado. En el país todos los
yacimientos productores importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperación
óptima del gas y el petróleo de esos yacimientos, en casos especiales, parte del gas en
superficie debe ser reinyectado.
CONSUMO DE GAS NATURAL
El uso del gas natural como combustible se inició en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del
diesel oil en la generación de energía eléctrica. Posteriormente se implementó su uso en Camiri
(1980), Villamontes (1981), Cochabamba, La Paz (1982) y Puerto Suárez para generar energía
eléctrica al Brasil (1998).

5. Localización

6. Departamentos de Bolivia
La República de Bolivia
presenta una superficie
total de
1 098 581 km2

7. Marco TectónicoMarco Tectónico

9. RESULTADO TECTÓNICO
Los Andes son el resultado del movimiento de las placas
tectónicas, el que ocurre desde el período Mesozoico. Los
Andes se han levantado por la subducción de placas
oceánicas por debajo de la placa Sudamericana. Las placas que
actualmente son subducidas son la de Cocos, Nazca, y
la Antártica. Antes de formarse los Andes el margen occidental
de Sudamérica ya había sido el lugar de varias orogenias.

11. ¿El resultado?

12. CUENCA SEDIMENTARIA
Es necesario recordar que no se puede hablar del potencial
hidrocarburífero de una determinada zona sin antes conocer y
comprender que es una cuenca sedimentaria y su evolución
petrolera, puesto que son los factores determinantes para la
generación y acumulación de hidrocarburos.
La Cuenca de Chaco-Tarija comprende rellenos con espesores
mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el Silúrico al
Reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios
con jerarquía de conjunto de supersecuencias que tienen diferentes
mecanismos de subsidencia e historias deposicionales.

13. El Ciclo Siluro-Devónico está compuesto por más de 3000 m de
sedimentos clásticos de origen marino y edad silúrica y devónica, donde
alternan facies arenosas y arcillosas. La ciclicidad y continuidad lateral de
ciertos límites litológicos han sido tomadas como base para su división en
secuencias y conjuntos de secuencias (Starck 1995; Albariño et al., 2002).
Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y gris oscuro tienen
potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas
solamente las que se asignan a la Formación Los Monos (Disalvo y Villar
1999). Adicionalmente a su capacidad generadora estas facies finas
constituyen sellos regionales.
Las facies de areniscas cuarcíticas de las formaciones Santa Rosa, Icla,
Huamampampa e Iquiri son los reservorios, alojando la mayor cantidad de
reservas de gas de esta cuenca.
SECUENCIAS POR TIEMPO

15. El Ciclo Carbónico-Pérmico yace sobre el ciclo anterior mediante
una marcada discordancia erosiva, caracterizada por profundos
valles excavados (incised valley). Los depósitos de este ciclo
exceden los 1500 m de espesor y están compuestos
principalmente por facies clásticas continentales que muestran una
importante influencia de eventos glaciales que afectaron al
Supercontinente de Gondwana durante el Carbónico (Eyles et al.,
1995).
Trabajos recientes enmarcan estos sedimentos dentro de un
modelo estratigráfico secuencial, caracterizando sus
paleoambientes deposicionales (Schulz et al., 1999; Viera y
Hernández 2001). Estas facies glaciales y periglaciales componen
una alternancia de areniscas de canales y rellenos de valles
(almacén) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos). La parte
superior de este ciclo fue depositada en condiciones climáticas
más cálidas y con influencia marina (calizas permo-triásicas de la
Fm. Vitiacua).

17. El Ciclo Mesozoico depositó durante el Jurásico cerca de 1000 m de
facies clásticas de origen continental, principalmente eólico (Grupo
Tacurú), que muestran un proceso de aridización que también puede
ser identificado en otras regiones de Gondwana.
Estas facies arenosas son reservorio en numerosos campos como
Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande entre otros. Durante el
Cretácico Superior hubo eventos transgresivos que alcanzaron el
sector norte de la cuenca de Tarija (área de Santa Cruz) que
depositaron aproximadamente 300 m de sedimentos clásticos
calcáreos.

20. El Ciclo Terciario está vinculado a una antefosa relacionada con el
levantamiento tectónico de la Cordillera de los Andes, con registros mayores a
los 5000 m de facies clásticas continentales. Exhiben una secuencia
típicamente grano y estratocreciente, característica de depósitos sinorogénicos.
La porción basal de este ciclo (Fm. Yecua), considerada un sello regional más
alto de la cuenca, representa una ingresión marina ocurrida durante el
Mioceno.
Durante el Terciario Superior la columna estratigráfica de la Cuenca de Tarija
fue afectada por los últimos pulsos de la Orogenia Andina, estando
completamente involucrada en el sector externo de la Faja Corrida Subandina.
La deformación terciaria no afectó el sector oriental de la Cuenca, conocido
como Llanura Chaqueña. Allí se destaca la presencia del Alto de Izozog, una
gran estructura enterrada cuyo levantamiento más importante fue a fines del
Cretácico, asociado a un máximo térmico que se cree ha desempeñado un rol
preponderante en la maduración de las rocas madre de ese sector de la
cuenca.
El Subandino es una faja fallada y plegada de lámina delgada. El despegue
inferior se interpreta como ubicado en la sección basal del Silúrico, que hacia el
sector norte (a la latitud de Santa Cruz de la Sierra) cambia al Ordovícico,
indicando la existencia de despegues más profundos en niveles estratigráficos
más viejos.

21. El acortamiento es transmitido desde el despegue basal en el Silúrico
cortando en rampa y generando sistemas duplex de anticlinales de rampa
(Belotti et al., 1995; Starck 1999) o pliegues de propagación trasladados
(Kozlowski et al., 2001) en las areniscas cuarcíticas silúricas y devónicas.
Este sistema suele tener un despegue superior en la sección basal de arcillas
negras de la Fm. Los Monos que no transmite el acortamiento hacia adelante
sino que se deforma con una doble zona triangular con puntos ciegos
ubicados en base y techo de Los Monos (Giraudo et al., 1999). Por encima
del nivel de despegue localizado en la parte alta de Los Monos, las unidades
estratigráficas se deforman en anticlinales de flancos con alto buzamiento y
frecuentemente fallados en el núcleo. Estos anticlinales angostos conforman
trenes estructurales positivos regionales de varias decenas de kilómetros de
extensión y clara expresión topográfica, que en número de seis a ocho
constituyen el Cinturón Subandino.
El Pie de Sierra representa la posición externa y muestra una deformación no
tan intensa y un relieve no tan abrupto. Aquí los corrimientos que despegan
del Silúrico cortan en rampa secuencia arriba prácticamente hasta superficie,
originando pliegues típicos de flexión de falla. Esta región es limitada por el
corrimiento frontal emergente de la faja corrida, llamada Falla de
Mandeyapecua, que tiene un rechazo superior a los 2000 metros.

22. CUENCAS DE LA REGIÓN

23. Dalenz Farjat et al. (2002) interpretaron los depósitos silúricos y devónicos del
Subandino Sur y el Chaco del norte de la Argentina y sur de Bolivia como una
cuenca de retroarco sin acortamiento.
En ese contexto, Albariño et al. (2002) y Álvarez et al. (2003) establecieron
para esta misma región un modelo de distribución de facies en un contexto
secuencial, interpretando el ambiente de la región como una plataforma
silicoclástica marina dominada por oleaje entre el Ludloviano y el Frasniano,
donde la depositación habría estado controlada por variaciones eustáticas
marcadas por al menos tres eventos de regresiones forzadas indicadas por
cuerpos arenosos depositados hacia el centro de cuenca, integrando estudios
paleontológicos, en su mayoría inéditos, para correlacionar las secuencias.
Una mayor inestabilidad tectónica habría afectado la sedimentación en los
límites Ordovícico/ Silúrico y Devónico/Carbonífero, y especialmente con
respecto a este último lapso, los esfuerzos traspresivos habrían originado
levantamientos locales (e.g., Arco Puneño, Salfity, 1980, dando lugar a la
erosión de los rellenos de cuenca de manera variable y generando hiatos que
resultan ser más amplios cuanto más próximo al margen de cuenca se
encuentra la sección estratigráfica (Starck et al., 1993 a; Sempere, 1995).

24. La Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de
rocas sedimentarias desde el Silúrico al Reciente, donde pueden ser reconocidos
varios ciclos sedimentarios con jerarquía de conjunto de supersecuencias que tienen
diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. Es Afectada por la
Orogenia Andina (Alto de Izozog) con sedimentos del Silúrico
al Reciente Principalmente de sedimentos clásticos de origen marino ciclos
sedimentarios

25. La región del Subandino Sur y Pie de Monte
de la Cuenca de Tarija, es una provincia
gasífera con un área de 100,000 km2.

26. El Subandino Sur
•Se caracteriza:
-Relieve quebrado
-Serranías orientadas en dirección noroeste-sureste
-Plegamientos rocosos fracturados y erosionados de las
formaciones del Devónico, Carbonífero, Cretácico y
Terciario.
• Anticlinales asimétricos con fallas inversas
• Sinclinales con amplios valles alargados
• Sistemas de anticlinales de rampa o pliegues de
propagación trasladados en las areniscas cuarcíticas
silúricas y devónicas.

28. ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS DE INTERÉS PETROLERO

34. El área de la Faja Plegada y Corrida (FPC) del Subandino Sur, ubicada al oeste, donde se
distinguen trenes de un espesamiento o engrosamiento de la sección devónica importante,
coincidentes con los grandes ejes estructurales anticlinales.

36. b)San Alberto d) Margarita

37. ROCA GENERADORA
• Las facies arcillosas, dominantemente de
colores negro y gris oscuro tienen
potencial como roca madre de
hidrocarburos, siendo hasta el momento
las que se asignan a la Formación Los
Monos.
• Las principales zonas de generación
corresponderían a los sinclinales, ya que
debido a la sobrecarga de los depósitos
terciarios, la Sección Eifeliano de la
Formación Los Monos habría alcanzado la
ventana de generación de gas.
SISTEMA PETROLERO

38. ROCA GENERADORA
El contenido orgánico en la rocas madre no supera el 1%,
alcanzando algunas ocasionalmente el 2%

39. • El querógeno es de tipo II a III
• Requiere niveles
relativamente altos de stress
térmico para comenzar la
etapa de expulsión de
hidrocarburos, en este caso
predominantemente
gaseosos.
• La sección Emsiano (Los
Monos-Huamampampa)
constituye una roca
generadora gasífera

40. La Formación Los Monos
-Fallada y no repetida por apilamiento anti
formal.
- Las unidades estratigráficas se deforman en
anticlinales de flancos con alto buzamiento,
que llegan a exponer en su núcleo,
frecuentemente fallado, al Devónico Superior.
- Estos anticlinales angostos conforman
trenes estructurales positivos, que en
número de seis a ocho constituyen el
Cinturón Subandino.

41. Los Monos
Esta formación es la
Roca Madre
• Conformada por
limo litas y lutitas
negras laminadas
con finas capas de
areniscas.
• Extremadamente
afectada por
plegamientos y
fallas.

42. CORRELACIÓN HIDROCARBURO – ROCA
MADRE
• Una sobrecarga terciaria y las
secciones Eifeliano y Emsiano de la
Formación Los Monos constituyen las
rocas generadoras de petróleo y gas.
• Devónico el que mayor cantidad de
reservas aloja.

43. En lo que respecta al sello, dentro de
la columna litológica general se
tienen varias formaciones lutiticas
que cumplen con esta condición.
Como la principal tenemos a la
Formación Los Monos que se
sobrepone a la roca almacén de la
formación Huamampampa.
La litología de la formación Los
Monos se describe como una
sucesión de lutitas de color gris
oscuro a negro, laminares a físiles,
muy micáceas, bituminosas o
carbonosas con intercalaciones
variables de areniscas y limolitas
que aparecen en bancos
individuales muy delgados.
ROCA SELLO

44. Sobre la ruta de Tarija, la formación comienza con una secuencia
granocreciente de ritmitas de capas tabulares y lenticulares, decimétricas a
centimétricas, compuestas por pelitas negras micáceas laminadas y
areniscas grisáceas de grano fino a medio con ondulitas, en las cuales se
encuentran artejos de crinoideos y bioturbación.
Le siguen capas de limolitas de color castaño con hyolites y trilobites en el
núcleo del anticlinal. Luego se registran capas centimétricas rítmicas y una
sucesión heterolítica de pelitas micáceas oscuras y areniscas micáceas
ondulíticas con artejos de crinoideos fragmentados, bioturbaciones y restos
de plantas.

45. Esta sección representa un ciclo transgresivo-regresivo desde un
ambiente nerítico medio a nerítico interno en la parte inferior.
La aparición de restos de plantas marca la proximidad de la costa al
tope de la sección.
Di Pasquo considera que la formación representa un ambiente marino
marginal.
La sobrepresión en la formación es una característica regional en el
área, y supera las 1850 psia, excepto en estructuras en las que esta
formación es poco profunda o está cerca del afloramiento.

46. Vías de migración
Los corrimientos y las fallas principales son la vía de migración preponderante, tanto en el Cinturón
Subandino como en el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. Estos corrimientos tienen su
despegue basal o cortan con muy bajo ángulo las rocas madre siluro-devónicas, por lo que pueden
drenar hidrocarburos de manera eficiente. A medida que aumenta el área de contacto entre la roca
madre y la falla, mayor es el volumen de hidrocarburos migrados (Moretti, 1998).
Hacia el sur de Bolivia y norte de Argentina y en el Cinturón Subandino, donde las secciones
Eifeliano y Emsiano son rocas madre probadas, la sobrepresión generada durante los estadíos
finales de la maduración produjo el drenaje de hidrocarburos hacia las rocas almacen en contacto
con esas dos secciones. De ese modo habría tenido lugar la migración secuencia abajo de Los
Monos Inferior – Huamampampa y la migración secuencia arriba de Los Monos Superior –
Tupambi (Starck, 1999)

48. Desde el punto de vista de producción de gas y
condensado, las rocas almacen principales en el
Subandino Sur, son las formaciones Santa Rosa, Icla y
Huamampampa, siendo ésta última la mayor
productora en los megacampos San Alberto, Sábalo y
Margarita.
ROCAS ALMACÉN COMPARTIDAS

49. ROCAS ALMACÉN Y TRAMPAS
La totalidad de la columna estratigráfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia
de numerosos niveles almacén. En sentido general se los puede dividir en dos grandes
grupos, devónico y supra-devónico, consideración que sirve de base a Starck (1999)
para su propuesta de sistemas petroleros. Esta división se fundamenta principalmente
en que los reservorios devónicos son en general portadores de gas y ocasionalmente
condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devónicos producen petróleo
y/o gas. No es el propósito de este trabajo hacer una descripción detallada de las facies
y características petrofísicas.
Las rocas almacen devónicas corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla,
Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcíticas que producen principalmente por
fracturación, depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. La Fm.
Iquiri presenta características petrofísicas algo diferentes, presentando ocasionalmente
porosidades primarias que llegan al 19%. En algunos yacimientos, Iquiri alberga
acumulaciones de hidrocarburos que la emparientan con los reservorios supra-
devónicos.
Las rocas almacen supra-devónicos se encuentran en los ciclos Carbónico-Pérmico,
Mesozoico y base del Terciario (Fm. Petaca). Son areniscas de origen eólico y fluvial de
ambiente glacial, periglacial y continental que producen por porosidad primaria, con
valores que oscilan entre 12 y 30%.

50. Las rocas almacén devónicos son en general portadores de gas y
condensado y corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla,
Huamampampa e Iquiri.
Son areniscas cuarcíticas depositadas en ambiente marino litoral y de
plataforma externa. En el Subandino Sur tienen muy baja porosidad y
permeabilidad (menor a 0.01 mD) y sin fracturación no hay posibilidad de
producir hidrocarburos.
Su productividad se debe a un sistema de porosidad doble, de matriz y de
fractura (Kozlowski et al., 2005), donde la porosidad de matriz varía de
1% a 4% y la de fractura no supera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino
Sur de Bolivia estas características mantienen la existencia de valores de
porosidad más frecuentes medidos en coronas entre 3% y 4.5%, sin
superar el 8.5% y permeabilidades también bajas, cuyo valor más
frecuente es 0.025 mD (Glorioso, 2005).
En una descripción de los yacimientos San Alberto y Sábalo, Rebay et al
(2001) asignan a la Fm. Huamampampa una porosidad promedio del 4%
con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 mD.

51. Madurez y timing de expulsión
Los principales episodios de expulsión de las rocas generadoras devónicas y carga en el
reservorio se produjeron unidos a la tectónica andina, durante el Terciario Superior (Dunn et al.,
1995; Moretti et al., 1996).

52. CAMPO MARGARITA
Situación Geográfica
PERU
PERU
CHILE
CHILE
OCEANOPACIFICO
P
A
R
A
G
U
A
Y
P
A
R
A
G
U
A
Y
ARGENTINAARGENTINA
B R A S I L
B R A S I L
BOLIVIA
Ubicación

53. La historia del campo Margarita comienza con el descubrimiento del pozo
Margarita X-I en 1998, a partir de esa fecha se realizaron una serie de
ensayos de producción y nuevas perforaciones. Las rocas almacén de
Margarita pertenecen a los niveles de las formaciones Huamampampa, Icla
y Santa Rosa.
Inició su producción en diciembre de 2004 cuando se concluyó la instalación
de una planta de adecuación de gas y en la actualidad cuenta con una
capacidad de procesamiento de dos millones de metros cúbicos diarios de
gas natural, permitiendo además una producción promedio de 4.800 barriles
diarios de crudo y condensado.

54. El tren estructural del yacimiento Margarita se
ubica al oeste de las estructuras de San
Antonio y Aguaragüe, siendo parte del
mismo ambiente tectónico. La estructura en
superficie no refleja de manera directa la
deformación del nivel inferior, comprobando
la desconexión que genera el nivel
disarmónico de la formación Los Monos,
siendo el nivel inferior el objetivo prospectivo
más importante con grandes acumulaciones
de gas.
Mientras que las estructuras lindantes de
Aguaragüe y San Antonio se caracterizan
por pliegues apretados en superficie, la que
contiene al campo Margarita está compuesta
por dos láminas principales de corrimiento,
Bororigua y Mandiyutí , que divergen entre sí
formando un rasgo distintivo de este tren
estructural. A diferencia de otros anticlinales
de las Sierras Subandinas, la estructura de
Margarita expone un anticlinal de amplia
cresta donde la formación Los Monos no
tiene el típico apilamiento múltiple en
posición de cresta, sino que se puede
presentar tanto con espesor duplicado por
falla (entre 800 y 1000 m espesor verdadero
en MGR-X2 y MGR-X3) como también en
sección normal sin repetir con espesores
verdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 y
MGR-4).

55. La estructura profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de
láminas de corrimiento imbricadas con su despegue inferior en el
Silúrico o posiblemente en el tope del Ordovícico y su despegue
superior en la sección basal de la formación Los Monos. El flanco
oriental de la estructura se interpreta también como fallado, con
rechazos y retrocabalgamientos de escasa magnitud.

56. A la fecha han sido perforados 4 pozos, cuya profundidad oscila entre 4.000 y
6.000 metros. El campo es operado por la compañía hispano – argentina Repsol –
YPF y otros dos socios. Actualmente la producción diaria de gas natural de éste
campo están básicamente destinada a la exportación al mercado argentino.
Se pronosticaba que para el año 2012 entregaría 8 Mmmcd y a partir de 2014,
entregarán otros 7 MMmcd para alcanzar 15 Mmmcd. Los cálculos de reservas
han sido variados y contradictorios:
Al ser perforado el tercer pozo explorador se hicieron cálculos de 27 TCF.
En 2006 DeGoyler certifica únicamente 12.6 TCF reservas probadas.
En julio de éste año la empresa Ryder Scott certifica 8.8 TCF recuperables.
Esto se debe a que en el calculo de reservas se trabaja con parámetros de medida
que en algunos casos son de cierta subjetividad y en otros, responden a modelos
que no son los tradicionales sobre todo si se trata de yacimientos de gas ubicados
en rocas fracturadas que conforman trampas ubicadas a profundidades
considerables con acumulaciones dentro de una red de fracturas cuya geometría
es difícil de delinear.

57. Pozo Exploratorio Margarita X1

58. HISTORIA DEL CAMPO SAN ALBERTO
Los primeros estudios del campo datan de 1927 y fueron
realizados por geólogos de la Standart Oil Company; entre
1956 y 1957, L.A. Arigós, trabajó en este sector y en 1963,
J. Oblitas, geólogo de YPFB definió la estructura
mencionada.
El yacimiento super-gigante de gas de San Alberto,
localizado muy cerca del límite con Argentina, fue perforado
en 1990 por la empresa YPFB. Se ubica en el eje estructural
de San Antonio, que presenta diferentes culminaciones y
donde anteriormente, al sur en Argentina fue perforado
Macueta en 1983 y posteriormente, al norte, Itaú. Este tren
estructural es bien representativo del estilo tectónico del
Subandino Sur, siendo un anticlinal elongado en sentido
meridiano y de flancos con buzamientos elevados resueltos
en unidades del Pérmico al Terciario.

59. Conclusiones
1. Se propone la existencia de más de un sistema petrolero, en oposición a la idea tradicional de un
único sistema vinculado, en sentido amplio, a generación en la Fm. Los Monos.
2.- El sistema petrolero Los Monos-Huamampampa (!) esta en las zonas de Pilcomayo y Faja Corrida
del Subandino Sur. Involucran acumulaciones de gas y condensado de manera dominante.
3.- La estimación de la eficiencia del proceso de generación – acumulación (GAE) indica una baja eficacia de
los dos sistemas petroleros, siendo el de Los Monos levemente mejor.
4.- Las reservas EUR 2P asignadas al sistema petrolero Los Monos son marcadamente mayores que aquellas
del sistema Lochkoviano. Los recursos por descubrir en ambos casos son de magnitud equivalente o
superior a los ya descubiertos.

60. Referencias
www.iapg.org.ar/.../PerforacionenelsubandinoBolivia-IAPGnqn11-06.pdf
www.scielo.org.ar/scielo.php?script=sci...pid...
www2.sernageomin.cl/.../wxis.exe?...FORMACION%20LOS
%20MONOS
www.geolabsur.com/Biblioteca/07%20subandino%20(159-187).pdf
Petroleum basins of South America Volumen 62
Edited by A.J. Tankard, R. Suárez Soruco, and H.J. Welsink