Potencial generador de hidrocarburos y distribución de las secuencias cretácicas Costa afuera (OFFSHORE) del Perú Centro-Norte (Lima - Chiclayo)

Abstract

El área de estudio comprende la Cuenca Salaverry costa afuera, la franja costera y parte de las estribaciones; y se extiende con rumbo NO – SE entre las latitudes de Lima y Chiclayo. Evidencia diferentes afloramientos de petróleo (oil seeps) en sus alrededores (Cuenca Trujillo), como también shows de petróleo en los pozos Morsa 1-X, Lobos 1-X y ODP-679, lo cual revela la existencia de al menos un Sistema de Petróleo activo en los alrededores de la Cuenca Salaverry. Sus afloramientos poseen registro desde el Jurasico hasta el Cenozoico y el 65% de ellos corresponden a rocas Cretácicas que podrían correlacionarse con las formaciones Cretácicas del Noroeste, que conforman los Sistemas de Petróleo de las Cuencas Talara, Sechura y Lancones. La integración de los datos litoestratigráficos y cronológicos (fósiles y dataciones) definen un marco cronoestratigráfico para el Cretácico que permite diferenciar 3 secuencias estratigráficas de segundo orden: Secuencia del Cretácico Inferior (en adelante SCI), conformada por el Gpo. Morro Solar y Gpo. Goyllarisquizga, Secuencia Albiana (en adelante SAL), conformada por las Fms. Inca-Chulec-Pariatambo, las facies sedimentarias del Gpo. Casma y las Fms. Pamplona-Atcogongo como sus equivalentes laterales; y Secuencia del Cretácico Superior (en adelante SCS), conformada por los Gpos. Pulluicana-Quilquiñan. El análisis estructural integrado permite reconocer 5 dominios estructurales onshore-offshore: Dominio NE-SO, Dominio Rumbo Andino, Dominio Deflexión de Huancabamba, Dominio NO-SE y Dominio E-O; que definen Altos y Bajos Estructurales, Cuencas y zonas de aporte. La integración de todos los datos geológicos, interpretación de datos sísmicos y geopotenciales; permite proponer un modelo para la distribución actual onshore-offshore de cada Secuencia Cretácica diferenciada, que brinda las locaciones con mayor probabilidad de encontrar remanentes e interpreta su posible espesor. De esta manera el estudio del potencial geológico-económico de las Secuencias Cretácicas se enfoca en el potencial generador de hidrocarburos. Los resultados de los análisis geoquímicos de 248 muestras, pertenecientes a unidades Cretácicas, integrados con los datos geológicos permiten interpretar que la SAL, representada por las Fms. Inca-Chulec-Pariatambo, posee regular potencial para generar hidrocarburos (24 muestras, promedios: TOC = 1.44% wt, Tmax = 428°C y Ro = 3.10%). En tanto que la SCI, representada por la Fm. La Herradura (3 muestras, promedios: TOC = 0.51% wt, Tmax = 524°C y Ro = 2.60%) y la Fm. Santa-Carhuaz (12 muestras, promedios: TOC = 0.90% wt, Tmax = 315°C y Ro = 4.62%), y la SCS, representada por los Gpos. Pulluicana-Quilquiñan (TOC = [0.03% – 0.29%] wt, con un promedio de 0.10% wt), no poseen potencial para generar hidrocarburos. Dentro de la SAL la Fm. Pariatambo manifiesta las mejores condiciones como “potencial roca generadora” (17 muestras, TOC = [0.05% – 4.37%] wt, con promedio de 1.22% wt, Tmax = [392 – 462]°C, con promedio de 425°C; y sin datos de Ro) y la interpolación evidencia que las curvas de isovalores de TOC poseen una tendencia positiva hacia offshore sobre la zona norte del ”Graben Casma-Malabrigo”, proponiendo una potencial cocina en dicha área de la Cuenca Salaverry. Como elementos adicionales del Sistema de Petróleo: la SCI, representada por las facies de areniscas dentro de la Fm. Salto del Fraile, Fm. Marcavilca y Gpo. Goyllarisquizga; posee potencial como reservorio naturalmente fracturado y la SCS posee potencial como roca de soterramiento, roca sello y posiblemente como reservorio naturalmente fracturado.

The study area comprises offshore Salaverry Basin, the coast and part of the foothills, and it extends with NW – SE strike between Lima and Chiclayo latitudes. It evidence different oil seeps in its surrounding (Trujillo Basin), as well as oil shows in wells Morsa 1-X, Lobos 1-X and ODP-679, which reveals the existence of at least one active Petroleum System in surrounding Salaverry Basin. Its outcrops have record from Jurassic to Cenozoic and 65% of them correspond to Cretaceous rocks that might correlate with Cretaceous formations of Northwest, which compose Petroleum Systems of Talara, Sechura and Lancones Basins. The integration of lithostratigraphic and chronological data (fossils and dating) define a chronostratigraphic framework for the Cretaceous that allows differentiate three second order stratigraphic sequences: Lower Cretaceous Sequence (hereinafter SCI), formed by Morro Solar and Goyllarisquizga Groups, Albian Sequence (hereinafter SAL), formed by Inca–Chulec–Pariatambo Formations, sedimentary facies of Casma Group and Pamplona–Atocongo Formations as its lateral equivalents; and Upper Cretaceous Sequence (hereinafter SCS), formed by Pulluicana–Quilquiñan Groups. The integrated structural analysis allows recognize five onshore-offshore structural domains: NE–SW Domain, Andean Strike Domain, Huancabamba Deflection Domain, NW–SE Domain and E–W Domain, which define structural highs and lows, basins and source areas. The integration of all geological data, seismic and geopotential data interpretation, allows propose a model for onshore-offshore present day distribution of each differentiated Cretaceous Sequence, which provide the locations most likely to find remnants and interpret its possible thickness. Thus the study of geological–economic potential of the Cretaceous Sequences focuses on hydrocarbon generating potential. The geochemical analysis results of 248 samples belong to Cretaceous units integrated with geological data allow interpret that the Albian Sequence, represented by the Inca–Chulec–Pariatambo Formations, holds regular potential to generating hydrocarbons (24 samples, averages: TOC = 1.44% wt, Tmax = 428°C y Ro = 3.10%). While the Lower Cretaceous Sequence, represented by La Herradura (3 samples, averages: TOC = 0.51% wt, Tmax = 524°C y Ro = 2.60%) and Santa–Carhuaz Formations (12 samples, averages: TOC = 0.90% wt, Tmax = 315°C y Ro = 4.62%), and the Upper Cretaceous Sequence, represented by Pulluicana–Quilquiñan Groups (TOC = [0.03% – 0.29%] wt, with average of 0.10% wt), don’t have potential to generating hydrocarbons. Within the Albian Sequence the Pariatambo Formation manifests the better conditions as “potential source rock“ (17 samples, TOC = [0.05% – 4.37%] wt, with average of 1.22% wt, Tmax = [392 – 462]°C, with average of 425°C; and without Ro data) and the interpolation evidence that the isovalues curves of TOC have a positive trend towards offshore on the northern zone of “Casma–Malabrigo Graben“, suggesting a potential kitchen in this area of Salaverry Basin. As additional elements of Petroleum System: the Lower Cretaceous Sequence, represented by sandstone facies within the Salto del Frayle and Marcavilca Formations and Goyllarisquizga Group, has potential as naturally fractured reservoir (NFR); and the Upper Cretaceous Sequence has potential as overburden rock, seal rock and likely as naturally fractured reservoir (NFR).