YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA
INTRODUCCIONLOS HIDROCARBUROS EN LA ECONOMA BOLIVIANALa
participacin de Bolivia en el espectro mundial de energa es
insignificante y menor al 0,04 % de la produccin mundial de petrleo
lquido y 0,004 % de la produccin de gas natural.A pesar de su
pequeo tamao comparado con los estndares mundiales, la industria
boliviana de hidrocarburos contina siendo uno de los ms importantes
componentes de la economa nacional. Para 1995, cerca del 60 % de
los ingresos consolidados del Tesoro General de la Nacin,
provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o
transferencias directas.PROBLEMASabiendo que la Formacin
Huamampampa se caracteriza por tener alto nivel gasfero y con una
buena cementacin se puede lograr aislar el agua que se generan en
zonas adyacentes a la zona productora de gas.OBJETIVOS
OBJETIVOS GENERALES
Dar a conocer las formaciones que se tienen en la regin, tambin
el saber en qu formaciones es en la que se tiene reservas
hidrocarburo.
OBJETIVOS ESPECIFICOS La existencias de reservas de
hidrocarburos en la formacin los monos. Ubicacin de la formacin los
monos-huamampampa La eficiencia de acumulacin de la formacin los
monos-huamampampa y Pilcomayo. La certeza de la existencia de
reservas hidrocarburos mayores a lo que ahora se a
encontrado.CONTENIDOPRODUCCIN DE HIDROCARBUROSLa produccin de
petrleo 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 petrleo a partir del ao
1957. Desde el ao 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 ao 1995 se tuvo que importar un 40 % del
total de diesel que constituye la demanda nacional.A la produccin
de petrleo y condensado, se aaden los licuables obtenidos en
Plantas de Gas a partir del gas natural, como la gasolina natural y
el gas licuado, cuyos volmenes incrementaron la produccin de
lquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas
licuado).Desde el ao 1997, la produccin de hidrocarburos proviene
de campos operados por compaas privadas, que a noviembre del 2003
alcanzaron un total de 44.350 barriles por da de petrleo,
condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980
millones de pies cbicos / da de gas natural.Los principales campos
productores son: Sbalo, San Alberto, Paloma, Surub, Margarita,
Kanata, Bulo Bulo y Ro Grande.PRODUCCIN DE GAS NATURALPor orden de
importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco
SA, y Petrobras.En el mbito regional, el mayor productor de gas
natural es el departamento de Tarija. No obstante en el ao 2001 el
mayor productor fue Santa Cruz.La importancia de Tarija se
incrementar en los prximos aos conforme se aumenten los volmenes de
exportacin al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San
Antonio, Margarita e Ita estn localizados en ese departamento.Los
yacimientos que producen grandes volmenes de gas acompaado de
volmenes reducidos de un petrleo liviano, son llamados yacimientos
de gas y condensado. En el pas todos los yacimientos productores
importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperacin
ptima del gas y el petrleo de esos yacimientos, en casos
especiales, parte del gas en superficie debe ser
reinyectado.CONSUMO DE GAS NATURALEl uso del gas natural como
combustible se inici en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del
diesel oil en la generacin de energa elctrica. Posteriormente se
implement su uso en Camiri (1980), Villamontes (1981), Cochabamba,
La Paz (1982) y Puerto Surez para generar energa elctrica al Brasil
(1998).Marco Tectnico
RESULTADO TECTNICOLos Andes son el resultado del movimiento de
lasplacas tectnicas, el que ocurre desde el perodoMesozoico. Los
Andes se han levantado por lasubduccindeplacas ocenicaspor debajo
de laplaca Sudamericana. Las placas que actualmente son subducidas
son la de Cocos,Nazca, y laAntrtica. Antes de formarse los Andes el
margen occidental de Sudamrica ya haba sido el lugar de varias
orogenias.
el resulado?
CUENCA SEDIMENTARIAEs necesario recordar que no se puede hablar
del potencial hidrocarburfero de una determinada zona sin antes
conocer y comprender que es una cuenca sedimentaria y su evolucin
petrolera, puesto que son los factores determinantes para la
generacin y acumulacin de hidrocarburos.La Cuenca de Chaco-Tarija
comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas
sedimentarias desde el Silrico al Reciente, donde pueden ser
reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarqua de conjunto de
supersecuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e
historias deposicionales. SECUENCIAS POR TIEMPOEl Ciclo
Siluro-Devnico est compuesto por ms de 3000 m de sedimentos
clsticos de origen marino y edad silrica y devnica, donde alternan
facies arenosas y arcillosas. La ciclicidad y continuidad lateral
de ciertos lmites litolgicos han sido tomadas como base para su
divisin en secuencias y conjuntos de secuencias (Starck 1995;
Albario 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
Formacin Los Monos (Disalvo y Villar 1999). Adicionalmente a su
capacidad generadora estas facies finas constituyen sellos
regionales. Las facies de areniscas cuarcticas de las formaciones
Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri son los reservorios,
alojando la mayor cantidad de reservas de gas de esta cuenca.
El Ciclo Carbnico-Prmico yace sobre el ciclo anterior mediante
una marcada discordancia erosiva, caracterizada por profundos
valles excavados (incised valley). Los depsitos de este ciclo
exceden los 1500 m de espesor y estn compuestos principalmente por
facies clsticas continentales que muestran una importante
influencia de eventos glaciales que afectaron al Supercontinente de
Gondwana durante el Carbnico (Eyles et al., 1995). Trabajos
recientes enmarcan estos sedimentos dentro de un modelo
estratigrfico secuencial, caracterizando sus paleoambientes
deposicionales (Schulz et al., 1999; Viera y Hernndez 2001). Estas
facies glaciales y periglaciales componen una alternancia de
areniscas de canales y rellenos de valles (almacn) y limoarcilitas
rojas y diamictitas (sellos). La parte superior de este ciclo fue
depositada en condiciones climticas ms clidas y con influencia
marina (calizas permo-trisicas de la Fm. Vitiacua).
El Ciclo Mesozoico deposit durante el Jursico cerca de 1000 m de
facies clsticas de origen continental, principalmente elico (Grupo
Tacur), que muestran un proceso de aridizacin que tambin 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 Cretcico Superior hubo
eventos transgresivos que alcanzaron el sector norte de la cuenca
de Tarija (rea de Santa Cruz) que depositaron aproximadamente 300 m
de sedimentos clsticos calcreos.El Ciclo Terciario est vinculado a
una antefosa relacionada con el levantamiento tectnico de la
Cordillera de los Andes, con registros mayores a los 5000 m de
facies clsticas continentales. Exhiben una secuencia tpicamente
grano y estratocreciente, caracterstica de depsitos sinorognicos.
La porcin basal de este ciclo (Fm. Yecua), considerada un sello
regional ms alto de la cuenca, representa una ingresin marina
ocurrida durante el Mioceno.Durante el Terciario Superior la
columna estratigrfica de la Cuenca de Tarija fue afectada por los
ltimos pulsos de la Orogenia Andina, estando completamente
involucrada en el sector externo de la Faja Corrida Subandina. La
deformacin terciaria no afect el sector oriental de la Cuenca,
conocido como Llanura Chaquea. All se destaca la presencia del Alto
de Izozog, una gran estructura enterrada cuyo levantamiento ms
importante fue a fines del Cretcico, asociado a un mximo trmico que
se cree ha desempeado un rol preponderante en la maduracin de las
rocas madre de ese sector de la cuenca.El Subandino es una faja
fallada y plegada de lmina delgada. El despegue inferior se
interpreta como ubicado en la seccin basal del Silrico, que hacia
el sector norte (a la latitud de Santa Cruz de la Sierra) cambia al
Ordovcico, indicando la existencia de despegues ms profundos en
niveles estratigrficos ms viejos.El acortamiento es transmitido
desde el despegue basal en el Silrico cortando en rampa y generando
sistemas duplex de anticlinales de rampa (Belotti et al., 1995;
Starck 1999) o pliegues de propagacin trasladados (Kozlowski et
al., 2001) en las areniscas cuarcticas silricas y devnicas. Este
sistema suele tener un despegue superior en la seccin 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 estratigrficas se
deforman en anticlinales de flancos con alto buzamiento y
frecuentemente fallados en el ncleo. Estos anticlinales angostos
conforman trenes estructurales positivos regionales de varias
decenas de kilmetros de extensin y clara expresin topogrfica, que
en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino. El Pie de
Sierra representa la posicin externa y muestra una deformacin no
tan intensa y un relieve no tan abrupto. Aqu los corrimientos que
despegan del Silrico cortan en rampa secuencia arriba prcticamente
hasta superficie, originando pliegues tpicos de flexin de falla.
Esta regin es limitada por el corrimiento frontal emergente de la
faja corrida, llamada Falla de Mandeyapecua, que tiene un rechazo
superior a los 2000 metros.CUENCAS DE LA REGIN
Dalenz Farjatet al.(2002) interpretaron los depsitos silricos y
devnicos 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, Albario et al.(2002) y lvarezet al.(2003)
establecieron para esta misma regin un modelo de distribucin de
facies en un contexto secuencial, interpretando el ambiente de la
regin como una plataforma silicoclstica marina dominada por oleaje
entre el Ludloviano y el Frasniano, donde la depositacin habra
estado controlada por variaciones eustticas marcadas por al menos
tres eventos de regresiones forzadas indicadas por cuerpos arenosos
depositados hacia el centro de cuenca, integrando estudios
paleontolgicos, en su mayora inditos, para correlacionar las
secuencias. Una mayor inestabilidad tectnica habra afectado la
sedimentacin en los lmites Ordovcico/ Silrico y Devnico/Carbonfero,
y especialmente con respecto a este ltimo lapso, los esfuerzos
traspresivos habran originado levantamientos locales (e.g.,Arco
Puneo, Salfity, 1980, dando lugar a la erosin de los rellenos de
cuenca de manera variable y generando hiatos que resultan ser ms
amplios cuanto ms prximo al margen de cuenca se encuentra la seccin
estratigrfica (Starcket al., 1993 a; Sempere, 1995).La Cuenca de
Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de
rocas sedimentarias desde el Silrico al Reciente, donde pueden ser
reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarqua 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 Silrico al Reciente Principalmente de
sedimentos clsticos de origen marino ciclos sedimentarios
La regin del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de
Tarija, es una provincia gasfera con un rea de 100,000 km2.
El Subandino Sur Se caracteriza:-Relieve quebrado-Serranas
orientadas en direccin noroeste-sureste-Plegamientos rocosos
fracturados y erosionados de las formaciones del Devnico,
Carbonfero, Cretcico y Terciario. Anticlinales asimtricos con
fallas inversas Sinclinales con amplios valles alargados Sistemas
de anticlinales de rampa o pliegues de propagacin trasladados en
las areniscas cuarcticas silricas y devnicas.
El rea de la Faja Plegada y Corrida (FPC) del Subandino Sur,
ubicada al oeste, donde seDistinguen trenes de un espesamiento o
engrosamiento de la seccin devnica importante,Coincidentes con los
grandes ejes estructurales anticlinales.SISTEMA PETROLEROROCA
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 Formacin Los Monos.
Las principales zonas de generacin corresponderan a los
sinclinales, ya que debido a la sobrecarga de los depsitos
terciarios, la Seccin Eifeliano de la Formacin Los Monos habra
alcanzado la ventana de generacin de gas. Los niveles de madurez,
en general bajos o en ventana de petrleo, se encuentran actualmente
en la mayora de los ncleos de los anticlinales El contenido orgnico
en la rocas madre no supera el 1%, alcanzando algunas
ocasionalmente el 2%
El quergeno es de tipo II a III Requiere niveles relativamente
altos de stress trmico para comenzar la etapa de expulsin de
hidrocarburos, en este caso predominantemente gaseosos. La seccin
Emsiano (Los Monos-Huamampampa) constituye una roca generadora
gasfera La Formacin Los Monos -Fallada y no repetida por
apilamiento anti formal. Las unidades estratigrficas se deforman en
anticlinales de flancos con alto buzamiento, que llegan a exponer
en su ncleo, frecuentemente fallado, al Devnico Superior. - Estos
anticlinales angostos conforman trenes estructurales positivos, que
en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino.Los
MonosEsta formacin es la Roca Madre Conformada por limo litas y
lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas.
Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.
CORRELACIN HIDROCARBURO ROCA MADRE Una sobrecarga terciaria y
las secciones Eifeliano y Emsiano de la Formacin Los Monos
constituyen las rocas generadoras de petrleo y gas. Devnico el que
mayor cantidad de reservas aloja. ROCA SELLOEn lo que respecta al
sello, dentro de la columna litolgica general se tienen varias
formaciones lutiticas que cumplen con esta condicin. Como la
principal tenemos a la Formacin Los Monos que se sobrepone a la
roca almacn de la formacin Huamampampa.
La litologa de la formacin Los Monos se describe como una
sucesin de lutitas de color gris oscuro a negro, laminares a
fsiles, muy micceas, bituminosas o carbonosas con intercalaciones
variables de areniscas y limolitas que aparecen en bancos
individuales muy delgados.Sobre la ruta de Tarija, la formacin
comienza con una secuencia granocreciente de ritmitas de capas
tabulares y lenticulares, decimtricas a centimtricas, compuestas
por pelitas negras micceas laminadas y areniscas grisceas de grano
fino a medio con ondulitas, en las cuales se encuentran artejos de
crinoideos y bioturbacin. Le siguen capas de limolitas de color
castao con hyolites y trilobites en el ncleo del anticlinal. Luego
se registran capas centimtricas rtmicas y una sucesin heteroltica
de pelitas micceas oscuras y areniscas micceas ondulticas con
artejos de crinoideos fragmentados, bioturbaciones y restos de
plantas.Esta seccin representa un ciclo transgresivo-regresivo
desde un ambiente nertico medio a nertico interno en la parte
inferior.
La aparicin de restos de plantas marca la proximidad de la costa
al tope de la seccin.Di Pasquo considera que la formacin representa
un ambiente marino marginal.
La sobrepresin en la formacin es una caracterstica regional en
el rea, y supera las 1850 psia, excepto en estructuras en las que
esta formacin es poco profunda o est cerca del afloramiento.
VAS DE MIGRACINLos corrimientos y las fallas principales son la
va de migracin preponderante, tanto en el CinturnSubandino como en
el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. Estos corrimientos tienen
su despegue basal o cortan con muy bajo ngulo las rocas madre
siluro-devnicas, por lo que pueden drenar hidrocarburos de manera
eficiente. A medida que aumenta el rea 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 Cinturn Subandino, donde las seccionesEifeliano y Emsiano son
rocas madre probadas, la sobrepresin generada durante los
estadosfinales de la maduracin produjo el drenaje de hidrocarburos
hacia las rocas almacen en contacto con esas dos secciones. De ese
modo habra tenido lugar la migracin secuencia abajo de Los Monos
Inferior Huamampampa y la migracin secuencia arriba de Los Monos
Superior Tupambi (Starck, 1999)ROCAS ALMACN COMPARTIDASDesde el
punto de vista de produccin de gas y condensado, las rocas almacen
principales en el Subandino Sur, son las formaciones Santa Rosa,
Icla y Huamampampa, siendo sta ltima la mayor productora en los
megacampos San Alberto, Sbalo y Margarita.ROCAS ALMACN Y TRAMPASLa
totalidad de la columna estratigrfica de esta cuenca se caracteriza
por la existencia de numerosos niveles almacn. En sentido general
se los puede dividir en dos grandes grupos, devnico y
supra-devnico, consideracin que sirve de base a Starck (1999) para
su propuesta de sistemas petroleros. Esta divisin se fundamenta
principalmente en que los reservorios devnicos son en general
portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado, mientras
que los reservorios supra-devnicos producen petrleo y/o gas. No es
el propsito de este trabajo hacer una descripcin detallada de las
facies y caractersticas petrofsicas.Las rocas almacen devnicas
corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e
Iquiri. Son areniscas cuarcticas que producen principalmente por
fracturacin, depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma
externa. La Fm. Iquiri presenta caractersticas petrofsicas 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-devnicos.Las rocas almacen supra-devnicos se encuentran en
los ciclos Carbnico-Prmico, Mesozoico y base del Terciario (Fm.
Petaca). Son areniscas de origen elico y fluvial de ambiente
glacial, periglacial y continental que producen por porosidad
primaria, con valores que oscilan entre 12 y 30%.Las rocas almacn
devnicos son en general portadores de gas y condensado y
corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e
Iquiri.Son areniscas cuarcticas 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 fracturacin
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 vara de 1% a
4% y la de fractura no supera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino
Sur de Bolivia estas caractersticas mantienen la existencia de
valores de porosidad ms frecuentes medidos en coronas entre 3% y
4.5%, sin superar el 8.5% y permeabilidades tambin bajas, cuyo
valor ms frecuente es 0.025 mD (Glorioso, 2005).En una descripcin
de los yacimientos San Alberto y Sbalo, 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.Madurez y
timing de expulsinLos principales episodios de expulsin de las
rocas generadoras devnicas y carga en elreservorio se produjeron
unidos a la tectnica andina, durante el Terciario Superior (Dunn et
al., 1995; Moretti et al., 1996).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 produccin
y nuevas perforaciones. Las rocas almacn de Margarita pertenecen a
los niveles de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa.Inici
su produccin en diciembre de 2004 cuando se concluy la instalacin
de una planta de adecuacin de gas y en la actualidad cuenta con una
capacidad de procesamiento de dos millones de metros cbicos diarios
de gas natural, permitiendo adems una produccin promedio de 4.800
barriles diarios de crudo y condensado.El tren estructural del
yacimiento Margarita se ubica al oeste de las estructuras de San
Antonio y Aguarage, siendo parte del mismo ambiente tectnico. La
estructura en superficie no refleja de manera directa la deformacin
del nivel inferior, comprobando la desconexin que genera el nivel
disarmnico de la formacin Los Monos, siendo el nivel inferior el
objetivo prospectivo ms importante con grandes acumulaciones de
gas.Mientras que las estructuras lindantes de Aguarage y San
Antonio se caracterizan por pliegues apretados en superficie, la
que contiene al campo Margarita est compuesta por dos lminas
principales de corrimiento, Bororigua y Mandiyut , que divergen
entre s 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 formacin Los Monos no tiene el tpico apilamiento mltiple en
posicin 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 tambin en seccin normal sin repetir con espesores
verdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 y MGR-4).La estructura
profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de lminas de
corrimiento imbricadas con su despegue inferior en el Silrico o
posiblemente en el tope del Ordovcico y su despegue superior en la
seccin basal de la formacin Los Monos. El flanco oriental de la
estructura se interpreta tambin como fallado, con rechazos y
retrocabalgamientos de escasa magnitud.A la fecha han sido
perforados 4 pozos, cuya profundidad oscila entre 4.000 y 6.000
metros. El campo es operado por la compaa hispano argentina Repsol
YPF y otros dos socios. Actualmente la produccin diaria de gas
natural de ste campo estn bsicamente destinada a la exportacin al
mercado argentino.
Se pronosticaba que para el ao 2012 entregara 8 Mmmcd y a partir
de 2014, entregarn otros 7 MMmcd para alcanzar 15 Mmmcd. Los
clculos de reservas han sido variados y contradictorios: Al ser
perforado el tercer pozo explorador se hicieron clculos de 27
TCF.
En 2006 DeGoyler certifica nicamente 12.6 TCF reservas
probadas.
En julio de ste ao la empresa Ryder Scott certifica 8.8 TCF
recuperables.Esto se debe a que en el calculo de reservas se
trabaja con parmetros 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
geometra es difcil de delinear.HISTORIA DEL CAMPO SAN ALBERTOLos
primeros estudios del campo datan de 1927 y fueron realizados por
gelogos de la Standart Oil Company; entre 1956 y 1957, L.A. Arigs,
trabaj en este sector y en 1963, J. Oblitas, gelogo de YPFB defini
la estructura mencionada.El yacimiento super-gigante de gas de San
Alberto, localizado muy cerca del lmite 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, Ita. Este tren estructural es bien
representativo del estilo tectnico del Subandino Sur, siendo un
anticlinal elongado en sentido meridiano y de flancos con
buzamientos elevados resueltos en unidades del Prmico al Terciario.
Conclusiones1. Se propone la existencia de ms de un sistema
petrolero, en oposicin a la idea tradicional de un nico sistema
vinculado, en sentido amplio, a generacin 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
estimacin de la eficiencia del proceso de generacin acumulacin
(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.REFERENCIASPetroleum basins of South America Volumen
62Edited by A.J. Tankard, R. Surez Soruco, and H.J.
Welsinkwww.iapg.org.ar/.../PerforacionenelsubandinoBolivia-IAPGnqn11-06.pdfvwww.scielo.org.ar/scielo.php?script=sciwww2.sernageomin.cl/.../wxis.exe?...FORMACION%20LOS%20MONOSwww.geolabsur.com/Biblioteca/07%20subandino%20(159-187).pdf