yacimientos de bolivia
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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
GEOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO, AGUA Y VAPOR
EXPOSICIÓN YACIMIENTOS BOLIVIA
2011-1
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.
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.
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).
Localización
Departamentos de Bolivia
La República de Bolivia presenta una superficie total de1 098 581 km2
Marco TectónicoMarco Tectónico
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.
¿El resultado?
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.
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
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).
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.
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.
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.
CUENCAS DE LA REGIÓN
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).
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
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.
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.
ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS DE INTERÉS PETROLERO
El área de la Faja Plegada y Corrida (FPC) del Subandino Sur, ubicada al oeste, donde sedistinguen trenes de un espesamiento o engrosamiento de la sección devónica importante,coincidentes con los grandes ejes estructurales anticlinales.
b)San Alberto d) Margarita
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.
• Los niveles de madurez, en general bajos o en ventana de petróleo, se encuentran actualmente en la mayoría de los núcleos de los anticlinales
SISTEMA PETROLERO
ROCA GENERADORAEl contenido orgánico en la rocas madre no supera el 1%, alcanzando algunas ocasionalmente el 2%
• 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
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.
Los MonosEsta formación es la Roca
Madre
• Conformada por limo litas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas.
• Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.
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.
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
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.
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.
Vías de migraciónLos corrimientos y las fallas principales son la vía de migración preponderante, tanto en el CinturónSubandino 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 seccionesEifeliano y Emsiano son rocas madre probadas, la sobrepresión generada durante los estadíosfinales 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)
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
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%.
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.
Madurez y timing de expulsiónLos principales episodios de expulsión de las rocas generadoras devónicas y carga en elreservorio se produjeron unidos a la tectónica andina, durante el Terciario Superior (Dunn et al., 1995; Moretti et al., 1996).
CAMPO MARGARITASituación Geográfica
P E
R U
P E
R U
C H
I L E
C H
I L E
OC
EA
NO
PA
CIF
ICO
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
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.
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).
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.
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.
Pozo Exploratorio Margarita X1
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.
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.
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 62Edited by A.J. Tankard, R. Suárez Soruco, and H.J. Welsink