INDICE

CAPITULO I-INTRODUCCION

1.1. Marco referencial…………………………………………………………………………..

1.1.1 Análisis del problema……………………………………………………………………
a) PROBLEMA OBJETO DE INVESTIGACIÓN……………………………………………………
b) Formulación del problema…………………………………………………………………
1.2.1 Objetivos
a) Objetivo general…………………………………………………………………………..
b) Objetivo específico……………………………………………………………………….
1.1.3 Hipótesis…………………………………………………………………………….
1.1.4 Importancia y justificación……………………………………………………….
1.2. Marco teórico y metodológico…………………………………………………..
1.2.1 MARCO TEÓRICO PROPIAMENTE DICHO ………………………………….
1.2.2 MARCO CONCEPTUAL…………………………………………………………
1.2.3 Hipótesis…………………………………………………………………………
1.2.4 Variables…………………………………………………………………………….
a) Variable dependiente………………………………………………………………….
b) Variable Independiente………………………………………………………………
1.3 Metodología………………………………………………………………………….
1.3.1 Métodos que se emplean en la investigación…………………………………….
1.3.2 Procedimiento……………………………………………………………………….
1.3.3 técnica de investigación
1.4 Universo……………………………………………………………………………….
1.4.1 Muestra…………………………………………………………………………….
1.4.2 Población…………………………………………………………………………..
1.5 Recolección de datos
1.5.1 Técnicas……………………………………………………………………………
1.5.2 Materiales………………………………………………………………………….
1.5.3 Laboratorio…………………………………………………………………………
1.6 UBICACIÓN Y EXTENSIÓN DEL PROYECTO
1.6.1Ubicación política………………………………………………………………………
1.6.2Ubicación geográfica…………………………………………………………………
1.6.2Ubicación hidrográfica…………………………………………………………………
CAPÍTULO II. TRABAJOS PREVIOS ENTRE CALLIMURO Y ISLAYCOCHA

2.1. LOS ANDES CENTRALES

2.1.1. Generalidades ....................................................................................................
2.1.2. Unidades Morfoestructurales ............................................................................
2.1.3. Evolución Geodinámica ....................................................................................
2.2. EL ALTIPLANO SUR PERUANO
2.2.1. Estratigrafía Regional........................................................................................
2.2.2. Modelos estructurales ....................................................................................
2.2.3 Perforación de hidrocarburos en el área del campo de petróleo Pirin viejo ......
abandonado
2.3. DISPONIBLE DE DATOS
2.3.1. Sísmico ..............................................................................................................
2.3.2. Gravimetría y magnetometría aérea .................................................................
2.3.3. Datos Bueno .....................................................................................................
CAPITULO III-GEOLOGIA ..................................................................................................
CAPITULO IV-TECTONICA
CAPITULO V - PROPUESTA DE LINEAS DE MAGNETOMETRIA Y SISMICA.................
CAPITULO VI-INVENTARIO DE MANANTES Y CHAPAPOTERAS.................................
CAPITULO VII-GEOLOGIA DEL PETROLEO......................................................................
CAPÍTULO VIII-AREAS DE INTERES Y PROSPECTOS: ISLAYCOCHA Y CALLIMURO.....
CAPITULO IX-PROPUESTA DE LINEA BASE AMBIENTAL..................................................
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..........................................................................
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.......................................................................................
ANEXOS.................................................................................................................................
MAPAS...................................................................................................................................
SECCIONES GEOLOGICAS....................................................................................................
FOTOS........................................................................................................................................
CUADRO Y RESULTADO.......................................................................................................
GRAFICO.................................................................................................................................
 “EVALUACION GEOLOGICA-GEOQUIMICA DE LA ZONA DE ISLAYCOCHA -CALLIMURO
PARA DETERMINAR EL SITEMA PETROLERO”

CAPÍTULO I: INTRODUCCION
1.1 MARCO REFERENCIAL
1.1.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA

a) Problema objeto de investigación

En la actualidad, con la finalidad de la búsqueda de nuevas acumulaciones de hidrocarburos y para apoyar

la caracterización de yacimientos, se utiliza enfoques de SISTEMAS PETROLEROS; la cual se organizan
y categorizan los conocimientos e ideas en modelos conceptuales que tienen como base los procesos
geológicos; por lo tanto el problema es definir el modelo del sistema petrolero.
El concepto de sistema petrolero se usa para investigar las acumulaciones de hidrocarburos y fundamentar
propuestas de plays y prospectos de hidrocarburifero de petróleo y gas natural, esto se define a través de
la existencia de un modelo del sistema petrolero, que puede ayudar significativamente a evaluar el potencial
petrolífero, el riesgo exploratorio, las probabilidades de éxito en el área evaluada y una buena toma de
decisión. El sistema petrolero es un sistema natural, que incluye todos los elementos y procesos geológicos
esenciales para que un yacimiento de petróleo y/o gas exista en la naturaleza; este sistema se estudia
como un modelo dinámico, donde intervienen varias entradas como:
 Cuenca sedimentaria (sedimentos, materia orgánica)
 Su transformación (diagénesis, catagénesis).
 La generación de petrolero y/o gas, que finalmente pueden acumularse en una trampa petrolera.

El modelo del sistema petrolero ISLAYCOCHA – CALLIMURO se correlaciona con los modelos de
sistemas petroleros de la cuenca Titicaca, ya que la zona Islaycocha – Callimuro corresponde a la bordura
noroeste de esta cuenca e involucra un volumen (cuerpo, foco) ,roca generadora activa de petróleo y gas
en la zona de CALLIMURO e incluye todos los elementos esenciales y los procesos necesarios para que
se forme una acumulación de petróleo y/o gas.
 Como roca generadora a Miembro B de la formacion Arcurquina.
 Como roca almacén al Miembro C de la Formacion Arcurquina.
 Como roca sello a la formacion Vilquechico – Muni
 Rocas de sobrecarga el grupo Puno, Tacaza y Maure.
Todos los elementos esenciales se han dado en tiempo y espacio donde han ocurrido los procesos que
dieron origen a una acumulación de hidrocarburos en la estructura de Islaycocha. La ausencia de uno solo
de los elementos o procesos eliminaria la posibilidad de tener un yacimiento. La extensión estratigráfica del
Sistema Petrolero ISLAYCOCHA – CALLIMURO incluye a las rocas generadoras que afloran en la zona
de Callimuro, las rocas acumuladoras que afloran en la estructura de Islaycocha, sellos como Muni y de
sobrecarga Formaciones Puno–Tacaza-Maure, al momento crítico. Las rocas de sobrecarga proveen el
sepultamiento necesario para la madurez de las roca generadora miembro B de la formación Arcurquina e
impactan en la geometría de las TRAMPAS ISLAYCOCHA – TORRENE – SAN SEBASTIAN -
CALLIMURO y de las vías de migración fracturas de fallas abiertas (anticlinales y sinclinales fallados en
forma de corrimiento). El Momento Crítico 83 ma. El momento crítico es el momento en el tiempo que define
la mayor generación-migración– acumulación. Las rocas calcáreas de la Formación Arcurquina se formaron
entre 100.5 a 113 ma; el tiempo de preservación (o conservación), corresponde al tiempo geológico en el
que el petróleo se conservó o en el cual puede degradarse, remigrar o destruirse, por diversos procesos
geológicos.
La definición de un Play ha consistido en el estudio en un prospecto y/o proyectos de exploración petrolera,
de unidades estratigráficas almacenadoras (Miembro B de la Fm. Arcurquina) dentro de la cuenca de
Titicaca. Comprendiendo básicamente: Alcanzando un espesor 150 m., el Miembro B de la formación
Arcurquina en el anticlinal de Callimuro (Fig. Nro. 03); según el ensayo Físico químico del petróleo crudo
de Islaycocha dio la siguiente caracterización geoquímica: una gravedad de 31,1 °API, método ASTM
D287-12b, clasificándolo como petróleo crudo ligero, ideal para refinar en combustibles y derivados;
contenido de Parafinas, de 38,66 % masa, método SARA; contenido de asfaltenos de 0,13 % masa, método
SARA; contenido de Resinas de 1,4 % masa, método SARA; contenido de Aromáticos 33,27 % masa,
método SARA; como otros componentes 26,47 % masa; un Punto de fluidez <-21, método ASTM D97-16ª;
un Poder calorífico Bruto de 46205 MJ/Kg, 46205 KJ/Kg, 19865 BTU/lb, métodoASTM-D240-14; una
Viscosidad cinemática a 50°Cde 5948 cSt – método ASTM D445-15; un ensayo de Agua por destilación de
0,01%Vol(*)métodoASTM-D95-13e1.

Contenido de TOC es de 0.8 % de carbon organico y el tipo de materia orgánica método Rock-Eval defines
Kerogen Type I y II, dentro de la ventana del petroleo y con potencial para generar hidrocarburos liquidos.
Buen potencial de roca generadora; la madurez termal indica una reflectancia de vitrinita de 1.17 de Ro,
que ha alcanzado hasta 130 °C.

b) Formulación del problema

¿Cuál es el modelo del sistema petrolero de las estructuras ISLAYCOCHA – CALLIMURO,

Bordura noroeste de la cuenca del Titicaca?

1.2.1. OBJETIVOS

a) OBJETIVO GENERAL:

Determinar el modelo del sistema petrolero de Ato Pichigua – Espinar- cusco.

b) OBJETIVO ESPECÍFICO:

 Realizar un análisis fisicoquímico de la zona de CALLIMURO tanto en las

muestras de las Calizas como en las aguas sulfuradas para poder correlacionar
con la la calidad de los hidrocarburos de Alto Pichigua – Espinar la cual nos
arrojó 31.1° API
 Realizar un estudio detallado de cartografia de la Formacion Arcurquina ,
Formacion Hualhuani, Formacion Muñani , formación Maure ,Grupo
puno,Tacaza para su posterior análisis e interpretación.
 (Realizar un estudio geológico, geotectónico de la zona de afloramiento y de
las manifestaciones de hidrocarburos en la zona de callimuro y también en el
Distrito de Alto Pichigua - Ascienda Islaycocha.
 Determinar la edad de migración de los hidrocarburos de la zona de
CALLIMURO para su posterio correlacion con la de Islaycocha.
 1.2.3 HIPÓTESIS

 Según las migración secundaria y terciaria por fracturas desde la roca madre por los pliegues fallados
que hayan podido sufrir los hidrocarburos y la viscosidad, fluidez, la alta movilidad, el factor de
recuperación de las reservas almacenadas en la roca reservorio de Islaycocha y Callimuro nos podrá
indicar una baja condensación retrograda, que indicará que durante la vida de nuestro yacimiento la
porosidad y permeabilidad van a ser constantes.

1.14. IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN

La calidad de hidrocarburos que se presenta en Hislaycocha con 31°API clasificándose como hidrocarburo
ligero según los análisis de CENTRIPETRO nos garantiza que el lugar de estudio presenta una
potencialidad de buena calidad de los Hidrocarburos, por ende el estudio de la zona es de mucha
importancia para determinar el potencial hidrocarburífero.
El modelo del sistema petrolero Alto Pichihua – Espinar – Cusco mediante una evaluación del sistema
petrolero, se definirá que existe una correlación con las características del campo de Pirin, ya que presenta
similar evolución sedimentológica, estratigráfica, tectónico – estructural y un modelamiento similar del
sistema petrolero.
Las manifestaciones de hidrocarburos en superficie y la poca información técnica de la zona de estudio,
genera grandes expectativas e interrogantes respecto a un potencial hidrocarburifero de la zona delimitada
ente Islaycocha y Callimuro, habiendo una gran probabilidad se pueda establecer una relación directa o
indirecta, con los campos petroleros de Pirin ubicados en la cuenca Titicaca, ya que dichos campos
petroleros tuvieron éxito durante su explotación.

1.2 .MARCO TEÓRICO Y METODOLÓGICO

1.2.1. MARCO TEORICO PROPIAMENTE DICHO
1.2.2 MARCO CONCEPTUAL

 EL SISTEMA PETROLERO

Un sistema petrolero se define como un sistema geológico que abarca las rocas generadoras de
hidrocarburos relacionadas e incluye a todos los elementos y procesos geológicos que son esenciales para
la existencia de una acumulación de hidrocarburo. En esta definición se involucran los elementos
interdependientes y procesos que dan lugar a la generación, migración y acumulación de los hidrocarburos.
El concepto más utilizado en la industria del petróleo para entender el potencial de hidrocarburos
exploratorio en una región, es el sistema petrolero. Este plantea diversos conceptos que han evolucionado
con los adelantos en la geoquímica orgánica y los sistemas computacionales. Recientemente, el concepto
de Sistema Petrolífero (Perrodon, 1992; Magoon, 1988, 1994, 1995) ha demostrado ser de gran utilidad
para orientar la exploración de petróleo y disminuir los altos riesgos de esta (Demaison y Perrodon, 1994;
Dow, 1994).
Es un sistema natural que comprende un volumen de roca fuente madura de hidrocarburos así como todo
el petróleo y gas generado de dicha roca y que está presente en acumulaciones comerciales y no
comerciales. Un sistema petrolífero incluye todos los elementos y procesos geológicos que son esenciales
para que un depósito de crudo y gas exista (Magoon y Dow, 1994). Las siguientes definiciones de términos
relacionados con elconcepto de sistema petrolífero han sido tomadas de Magoon y Dow (1994). El termino
sistema se refiere a los elementos interdependientes y procesos que forman la unidad funcional que crea
la acumulación de hidrocarburos.
Los sistemas petroleros se pueden clasificar en los siguientes tipos, de acuerdo a las correlaciones aceite-
roca:
1) Sistema petrolero: (incluye el área en la cual se encuentra una roca generadora activa, su red
natural de distribución, y los descubrimientos de la ocurrencia de petróleo genéticamente
relacionados.
2) Sistema petrolero Conocido: Es aquel que presenta una correlación positiva aceite-roca
generadora o gas-roca generadora.
3) Sistema Petrolero Hipotético: Es aquel que no presenta una correlación positiva petróleo roca
generadora y que solo está soportado por evidencias geoquímicas.

 ELEMENTOS QUE FORMAN UN SISTEMA PETROLERO

a) Roca madre, aquella que está generando o ha generado y expulsado petróleo. La roca fuente necesita
haber estado sometida a un calentamiento durante un lapso de tiempo geológico para alcanzar madurez
termal para generar hidrocarburos.
b) Roca reservorio, aquella que almacena el petróleo. El petróleo es almacenado en los poros de esta roca.
c) Roca sello, aquella que impide que el petróleo se escape de las trampas donde se ha acumulado. Las
trampas son los sitios donde existe una disposición geométrica convexa de la roca almacenadora y de la
roca sello que favorece la acumulación del petróleo e impide que este escape hacia arriba o hacia los lados.
d) Roca de sobrecarga, aquella que cubre a la roca fuente y causa su enterramiento a una profundidad tal
que se den las condiciones de temperatura necesarias para que se genere petróleo a partir de la materia
orgánica contenida en la roca fuente.

 TRAMPA O SISTEMA DE ENTRAMPAMIENTO

Según Landes (1975), para el subsistema de Entrampamiento, se tienen a las trampas, las cuales son
obstáculos naturales que impiden la migración de los hidrocarburos y quedan acumulados en ella. La
característica fundamental de una trampa es la forma convexa hacia arriba de la roca porosa del yacimiento,
en combinación con una roca sello más densa y relativamente impermeable, localizada arriba y
lateralmente. La forma definitiva de las trampas en general corresponde con cierta convexidad,
la cual puede ser angular, curvada o una combinación de ambas; el único parámetro geométrico
importante es que debe estar cerrada en los planos vertical y horizontal, sin fugas notables, para formar un
recipiente invertido. Las trampas petrolíferas pueden ser clasificadas de diversos tipos, de acuerdo a
diferentes autores; pero la clasificación más adecuada para su estudio las divide en: estructurales,
estratigráficas y mixtas
  PROCESOS DE UN SISTEMA PETROLERO
a) Formación de las trampas, incluye todos los procesos que producen la disposición geométrica favorable
para que el petróleo quede acumulado y atrapado en ellas. Estos procesos son deformación de las rocas
en el caso de trampas estructurales y procesos sedimentarios y diagenéticos en el caso de trampas
estratigráficas.
b) Generación de hidrocarburos, proceso mediante el cual la materia orgánica contenida en la roca fuente
es convertida en hidrocarburos por la acción del aumento de temperatura y del tiempo.
c) Migración de los hidrocarburos, procesos de movimiento o flujo de los hidrocarburos desde la roca fuente
donde son originados hasta la trampa donde son acumulados.
d) Acumulación de hidrocarburos en las trampas, resultado de la migración de hidrocarburos hacia las
zonas geométricas favorables, trampas. Un sistema petrolífero existe donde se sabe que ocurren todos
estos elementos y procesos esenciales o donde se piensa que hay buenas posibilidades de que ocurran.

 CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS CARBONATADAS

Las rocas carbonatadas son aquellas formadas por la litificación de sedimentos ricos en
carbonatos (>80%), los cuales han sido depositados a partir de la precipitación química
dentro de una solución acuosa.
ORIGEN
A. Rocas carbonatadas detríticas: formadas por fragmentos procedentes de la erosión de rocas
carbonatadas preexistentes.
B. Calizas autóctonas o insitu: constituidas por componentes carbonáticos originados
primariamente, por procesos químicos o bioquímicos, en un determinado ambiente de
sedimentación (continental o marino). Estas rocas, son producto de procesos biológicos e
inorgánicos. Los principales componentes de las rocas carbonatadas se pueden dividir en dos
grandes grupos: ortoquímicos y aloquímicos.

Clasificación de Dunham (1962): Distingue dos tipos generales de carbonatos (rocas y

sedimentos carbonáticos) (1) los que presentan textura deposicional reconocible, y (2) los
que presentan textura cristalina, no siendo posible reconocer la textura deposicional.
1.2.4.VARIABLES
a) Variables Independientes:

 Evaluacion Geologica-Geoquimica
b) Variables Dependientes:

 Sistema petrolero

1.3.METODOLOGÍA

1.3.1 .METODOS QUE SE EMPLEARON EN LA INVESTIGACIÓN

Los métodos usados en la investigación a realizarse sobre la exploración y descripción de los hidrocarburos
son:

1.- Cualitativa
2.- Descriptiva.
 METODO CUALITATIVA

Es cualitativo porque es un método de investigación que tienen por objeto reunir un conocimiento
profundo de las características geológicas, estratigráficas que nos permita definir un modelo
estructural adecuado a un sistema petrolero.

 METODO DESCRIPTIVA

Es descriptivo con varias mediciones, porque se trabajará sobre hechos cumplidos y es apropiada
para establecer posibles relaciones entre la generación de hidrocarburos de una roca fuente y
almacenamiento en una roca reservorio dando a conocer que factores han influido para la
formación del sistema petrolero y la configuración geométrica de un play.

1.3.2 PROCEDIMIENTO
Para dicho estudio se realizo analisis fisicoquimico de las muestra optenidas y recolectar
información referente a los hidrocarburos procedentes del Poblado de Izlaycocha del cual
se realizo estrategias de campo en la zona donde se pudo obtener un seccion geologica
para poder correlacionar con la del titicaca basin e interpretar la secuencia de migracion
en la zona de CALLIMURO y despues definir las variables de interés y para ello se
explicará el proceso mediante el cual fueron analizados las chapapoteras.
RECOLECCIÓN DE DATOS:

Muchas veces no es difícil obtener información acerca de todas las unidades que componen una población
reducida, pero los resultados no pueden aplicarse a ningún otro grupo que no sea el estudiado.

1.4 UNIVERSO

Comenzamos a desarrollar este tema aclarando que existen autores que señalan el
término universo como población; en cambio otros determinan al universo como todo
elemento de una determinada área para investigaciones físicas, dicho de otro modo
para aquellas investigaciones abióticas y elementos inanimados. En tal sentido
nuestro proyecto de investigación abarca el segundo concepto, con lo cual definimos
nuestro universo como el conjunto de formaciones geológicas, fósiles
representativos, interpretación sedimentológica, tectónica y estructural, que en
conjunto nos llevaran a la interpretación de nuestro posible del sistema petrolero, por
lo cual conceptualizamos como universo a la zona de Islaycocha y Callimuro.

1.4.1 MUESTRA
Una muestra es una parte representativa de una población, cuyas características
deben producirse en ella, lo más exactamente posible.

1.4.2. POBLACIÓN

Cuando se trata de una población excesivamente amplia se recoge la información a partir de unas pocas
unidades cuidadosamente seleccionadas, ya que si se aborda cada grupo, los datos perderían vigencia
antes de concluir el estudio. Si los elementos de la muestra representan las características de la población,
las generalizaciones basadas en los datos obtenidos pueden aplicarse a todo el grupo.

1.5. RECOLECCIÓN DE DATOS:

Muchas veces no es difícil obtener información acerca de todas las unidades que componen una población
reducida, pero los resultados no pueden aplicarse a ningún otro grupo que no sea el estudiado.

1.5.1 TECNICAS

1.5.2 MATERIALES

EXTRACTOR:
sirve para tomar muestras en un tanque a cualquier profundidad y evita que se contamine al sacarla. Está
hecho de metal de baja tendencia a la chispa, es decir, que el acero no debe, al tener fricción con el crudo
al desplazarlo dentro del tanque, producir chispas que provoquen el incendio del tanque. tanque.
BOTELLA:
Es un envase de metal o de vidrio donde se recolectan muestras al sumergirlo en un tanque o conectarlo a
una válvula muestreadora. En el fondo tiene un contrapeso con el fin de poder sumergirlo en el tanque. La
abertura de la boca de la botella varía entre 18.75 mm. y 38.1 mm. y tiene una longitud de 349.25 mm. El
diámetro de la boca depende del tipo de crudo a muestrear. Tiene un tapón para proteger la muestra de la
contaminación.

1.5.3 LABORATOTIO
1.6.UBICACION Y EXTENSION DEL PROYECTO

1.6.1.UBICACIÓN POLÍTICA
El área de estudió, políticamente se encuentra ubicado en:

 Comunidades : Hacienda islaycocha, Colcapampa

 Distrito : Alto Pichigua

 Provincia : Espinar

 Departamento : Cusco

 Region : Cusco
1.6.2.UBICACIÓN GEOGRAFÍA
Geográficamente tiene las siguientes coordenadas:

UTM PUNTO INICIAL PUNTO FINAL

ZONA 19 L 19L
NORTE 8369331 8368980

ESTE 0268919 0264493

ALTURA 4183 msnm 4111 msnm

1.6.3. UBICACIÓN HIDROGRÁFICA

Hidrográficamente se encuentra en la cuenca Vilcanota y en la sub cuenca del Huatanay y la Microcuenca
de Pumamarca.
1.6.4. EXTENSIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

Abarca una superficie de 8.40 km2 y con un perímetro de 10.277 km2

CAPÍTULO II. TRABAJOS PREVIOS: ENTRE ISAYCOCHA Y CALLIMURO

2.1. LOS ANDES CENTRALES
2.1.1. GENERALIDADES
Historia de los trabajos de exploración en la cuenca se encuentra en la Cabrera, et. al., 1936 y Newell, 1949
publicaciones. Los geólogos Cabrera, La Rosa y Petersen y otros de la Escuela de Ingeniería de Minas de
la CIM realizaron estudios geológicos primeros en la zona del Titicaca en la década de 1930. Norman D.
Newell seguido estos estudios con una publicación en la Sociedad Geológica del Perú en 1945, y de su
extenso y detallado trabajo en la Sociedad Geológica de América en 1949. Bibliografía de Newell resume
las contribuciones al conocimiento geológico de la cuenca desde 1835.
Newell estableció los conocimientos básicos de la geología, incluido el reconocimiento de la estratigrafía
detallada y algunos de la tectónica cerca de la superficie que afectan a la cuenca del Titicaca. También
contribuyó con un resumen de la historia temprana de exploración de hidrocarburos y reconoció el potencial
adicional para continuar la exploración de hidrocarburos en la cuenca que se inició en el antiguo campo de
petróleo de Pirin.
El Corocoro Compañía llevó a cabo la exploración de perforación utilizando una plataforma de cable en la
cuenca del Titicaca en 1875 para un TD de 182,8 m, lo que dio lugar a un descubrimiento de hidrocarburos
por debajo de 121.9m. Un señor Fanzzini intentó extraer a través de las galerías de aceite de Pirin. Otra
empresa, el Titicaca Oil Company se hizo cargo de la exploración y perforó diez más pozos hasta 1911.
Los siete pozos productivos acumularon algunos 281.250 BO (37.500 toneladas métricas) de petróleo antes
de que el abandono del campo en 1915.
La empresa Sindicato Petrolero del Titicaca exploró las llanuras Corapata sur de Pusi y perforó dos pozos.
La Corporación Peruana exploró la cuenca entre 1922 y 1925 en una concesión de 2,5 kilometros al sur de
la aldea Saman, o 16 kilometros NNO de Pirin. La compañía perforó tres pozos secos que TD en cuarcitas
del Devónico. La Sociedad España Petróleo "Sociedad de Petróleos de España" perforó cinco pozos poco
profundos más en el área de Pirin entre 1917 y 1925.
El Gobierno peruano operaba el campo a través del "Cuerpo de Ingenieros de Minas" CIM (Consejo de
Ingeniería de Minas) 1939-1946 perforar diez pozos secos en Pirin y siete entre 2 y 5 km hasta la SE de
Pirin
Las empresas petroleras estatales y privadas realizaron un extenso trabajo de campo y la foto geológico
geología entre 1958 y 1986. Entre las empresas stos eran Empresa Petrolera Fiscal, Texaco, Gulf Oil
Company y la peruana Petroperú SA. Peruana Gulf Oil Company también adquirió Airmagnetometry en
1969.
Empresa rusa Yugansk Petro Andes SA y Yugansknefftegas SA exploraron la cuenca del Titicaca al oeste
/ noroeste del lago en bloques S-2 y S-4 entre 1991 y 1996. La licencia de exploración en el Bloque se firmó
S-4 en 1996 y cubría 501.340 hectáreas en el Departamento de Puno. Estas compañías adquirieron 551,8
kilometros de sísmica 2D en dos campañas de 307,5 y 244,3 kilometros. de 12 a 24 y de 24 a 48 veces en
los dos bloques entre 1994 y 1996, respectivamente. La calidad sísmica es considerablemente mejor con
la cobertura de veces mayor, pero todavía con una mala definición de mercado de los eventos sísmicos.
Algunos geología de superficie y estudios geoquímicos también se llevaron a cabo en la cuenca.
La Empresa peruana Petro Andes SA inició la exploración en bloques S-2 y S-3 en la cuenca del Titicaca
en 1991. Petro Andes se unió a una compañía rusa para formar el consorcio Yugansk-PetroAndes que
perforó tres gatos monteses Coata 1X y 2X Coata en el Bloque S-2 en 1995 y 1998 y Ayabacas 1X en el
Bloque S-4 No hay producción comercial fue establecido (ex-S-3) en 1997. y sólo el Coata 1X tenido
exposiciones en las calizas jurásicas de la Formación Sipin, originalmente nombrados posible formación de
Copacabana en los informes así operador.

Derechos de la empresa rusa Yukos adquirió entre 2002 y 2003 por un Acuerdo de Evaluación
Técnica TEA en el Bloque 65 que cubre 664,308.750 ha en las antiguas S-3 y S-4 cuadras. La
empresa no pudo Comit a un contrato de licencia. Siberian Oil Company Siboil finalmente firmó un
contrato de licencia en 2005 para el Bloque 105 actual de 443.213 hectáreas que cubren la mayor
parte de las áreas exploradas previamente por las empresas peruanas de Rusia. Pan Andean fue
galardonado Bloque 141 de 516 892 hectáreas en el noroeste y adyacente al Bloque 105 en la
ronda de licitación Perupetro 2007.
Perupetro SA y geólogos del IRD realizaron dos viajes de estudios geológicos de la cuenca del
Titicaca en 2006 y 2007 y sus dos informes se incluyen en el presente informe como Apéndices I
y II (uno está en Inglés y la segunda en español). Geoquímica, palinológicos y termo análisis
cronológicos se llevaron a cabo en muestras de rocas y de petróleo de estas dos excursiones
geológicas por Infologic, British Petroleum y el Sr. Enrique Díaz M. del Instituto Geológico de
España en virtud de determinados proyectos geoquímicos o acuerdos técnicos con Perupetro.
La Cordillera de los Andes es clásicamente considerada como uno de los mejores ejemplos de
cadena de montañas edificada a lo largo de un margen continental por procesos tectónicos ligados
a la subducción de una placa oceánica, en un contexto aparentemente no colisional (Jolivet, 1995).
En efecto, la Cordillera de los Andes se extiende a lo largo de aproximadamente 8000 km del
margen oeste de Sudamérica como resultado del esfuerzo compresional asociado a la subducción de la
placa de Nazca con la placa Sudamericana (Fig. 7).

Fig. 7. Imagen satelital mostrando la orientación preferencial de la Cordillera de los Andes.

Los Andes Centrales al Norte de Chile, Bolivia y sur del Perú forman la parte más amplia de la cadena de
montañas, extendiéndose aproximadamente 1800 kilómetros de norte a sur y 200 a 450 km de oeste a
este; siendo la parte más oriental la que contiene la mayor cantidad de deformación puesto que actúa como
una faja plegada y corrida. Del Altiplano se asume que es producto principalmente del resultado del
acortamiento y engrosamiento tectónico asociado con la faja plegada andina (Isacks, 1988; Sheffels, 1990;
Schmitz, 1994; Lamb y Hoke, 1997) que inició aproximadamente en el Cretáceo tardío - Paleoceno
temprano (Coney y Evenchick, 1994; Sempere, 1995; Sempere et al., 1997; Horton y DeCelles, 1997;
Horton et al., 2001).
Las causas y mecanismos del acortamiento cortical en los Andes Centrales, ha sido explicado por Baby et
al. (1997), refiriendo al Altiplano, como una compleja cuenca intra-montaña neógena deformada por
tectonismo extensional y compresional.

2.1.2. UNIDADES MORFOESTRUCTURALES

Los Andes Centrales se dividen en cuatro provincias morfoestructurales distintas: Cordillera Occidental,
Altiplano, Cordillera Oriental y Zona Subandina (Fig. 8). La meseta de los Andes Centrales es definida
como la región con un promedio de elevación superior a los 3 km (Isacks, 1988; Gubels et al., 1993; Masek
et al., 1994; Lamb and Hoke, 1997) y contiene 3 de las distintas provincias fisiográficas (McQuarrie and
DeCelles, 2001). La Cordillera Occidental con una elevación máxima de 5000 msnm, se caracteriza por
constituir el batolito plutónico andino de mayor volumen. En general, esta cordillera se orienta en dirección
NW a SE; caracterizado por presentar una alineación de conos volcánicos sobre una longitud aproximada
de 300 km con la misma dirección (Bernal y Tavera, 2002). El Altiplano es una gran cuenca endorreica
constituida principalmente por depósitos sedimentarios y volcánicos cenozoicos además viene a ser el
segundo más extenso alto plateau del mundo. (Sempere et al., 2004). Para algunos autores es una cuenca
aislada a partir del Mioceno Superior hasta el presente (Vandervoort et al., 1995),; mientras que otros
proponen que data desde finales del Cretáceo Superior a la actualidad. (Lamb and Hoke, 1997). A su vez,
la Cordillera Oriental con una altura de alrededor de 4000 msnm se distribuye lateralmente en un rango de
90 km presentando una orientación NW - SE; constituyéndose de una faja plegada erosionada pre -
cretácica que principalmente deforma rocas sedimentarias metamórficas paleozoicas localmente intruidas
por granitos pérmicos y triásicos (Louterbach, 2014).

Fig. 8. Mapa de elevación digital (DEM) mostrando las unidades morfoestructurales de la

Cordillera de los Andes.
Por su parte, la Zona Subandina, ubicada al límite este de las mencionadas morfoestructuras, se caracteriza
por ser la parte más activa tectónicamente hablando, traduciéndose ésta en un fuerte plegamiento
originando una espesa secuencia continental de rocas sedimentarias con vergencia contraria a las que se
presentan en el altiplano. (Fig. 9)

Fig. 9. Corte estructural regional W - E (21° S) mostrando las principales estructuras de los
Andes (Armijo et al., 2015).
2.1.3. EVOLUCIÓN GEODINÁMICA
Las mesetas del Tíbet y de los Andes Centrales son los más grandes orógenos tectónicamente
activos. A pesar de tan tamaña importancia, los mecanismos que explican la topografía actual,
modelos tectónicos y evolución geodinámica de los Andes Centrales y en consecuencia del
Altiplano siguen siendo motivo de discusión y requieren de una investigación significativa enfocada
en absolver las interrogantes persistentes.
En la actualidad, diversos autores han mostrado la importancia del acortamiento cortical para
poder explicar de las principales estructuras en los Andes Centrales. (Allmendinger et al., 1986;
Isacks, 1988; Roeder, 1988; Sheffels, 1990; Sempere et al., 1990; Baby et al., 1992; Gubbels et
al., 1993; Schmitz, 1994; Kley y Reinhardt, 1994; Dunn et al., 1995. Es por esto que consideramos
preponderante explicar la distribución de este acortamiento en base a la construcción de secciones
balanceadas, que apoyadas en información geológica y geofísica, han demostrado la
estructuración de este sector de los Andes, que conlleva a explicar el levantamiento del Altiplano
condicionando las unidades sedimentarias ligadas a este. (Modificado de Baby et al., 1997)
Las secciones que muestro, fueron desarrolladas al norte y sur de Bolivia (Fig. 10), enfocadas en
los Andes Centrales, indicando valores de acortamiento que varían desde 191 a 231 km
respectivamente (Fig. 11) (Baby et al., 1997). Los valores que presentan del acortamiento son
contrastados con los trabajos de Sheffels (1990) resultando datos coincidentes (210 km en la parte
central), concluyendo que existe una tendencia proporcional que al incrementarse el acortamiento,
aumenta el espesor de la corteza (Beck et al., 1996).
 Fig. 10. Ubicación de las secciones estructurales desarrolladas (Baby et al., 1997).

Fig. 11. Cortes balanceados mostrando la morfología actual de los Andes Centrales (Baby
et al., 1997).
Tanto en el sector norte como en el sur, los acortamiento asociados a eventos neógenos no son suficientes
para poder explicar el espesor evidenciado a partir de datos geofísicos, debajo del Altiplano; más aún las
estructuras tipo duplex de corteza, pueden esclarecer los espesores para el sector debajo de la Cordillera
Oriental (Baby et al., 1997). Roeder y Chamberlain (1995) propusieron un modelo de deformación previo al
acortamiento neógeno, que pudiese explicar el gran espesor cortical para el Altiplano, sin embargo Baby et
al. (1997) no corrobora dicha premisa al no encontrar evidencia de un acortamiento a inicio o mediados del
Terciario, así como no indicar rastros de erosión más antigua que la ya conocida pre-cretácica, por lo que
desestimamos el postulado previo. Es necesario entender, que durante finales del Paleoceno e inicios del
Oligoceno, lo que es actualmente el Altiplano, se comportaba como una cuenca de antepaís (Sempere,
1995).
Para el presente trabajo consideramos, que el espesor cortical así como el levantamiento del Altiplano,
guarda estrecha relación con la presencia de sedimentos provenientes de la acción de la subducción, los
cuales generan un mecanismo de una corteza underplating para explicar el gran espesor cortical asociado
al espacio debajo del Altiplano (Schmitz, 1994; Baby et al., 1997). Consideramos que el postulado que
argumenta Baby et al. 1997, que aproximadamente a principios del neógeno, el Altiplano fue consecuencia
del movimiento del volumen del material erosionado (underplating), el cual migró hacia al este, causando
su levantamiento y relacionado de manera intrínseca con el desarrollo de la Cordillera Oriental; difiriendo
con los procesos que originaron el levantamiento de los Himalayas, Alpes o Pirineos.
En función a la premisa mencionada, considero necesario generar una síntesis de eventos con la finalidad
de generar un modelo deductivo del levantamiento del área, por ende es necesario conocer que existen
factores que sirven de evidencia para sustentar dicha teoría; tales como (1) la actual estructura de la
litosfera deducida del cartografiado, estudios geofísicos y secciones balanceadas, (2) la historia de la
deformación inferida de los estudios geocronológicos, (3) la historia de la deformación estimada a partir de
los datos de la exhumación de las rocas, (4) la evolución del manto litosférico y la geometría de la
subducción inferidas de la geocronología y geoquímica del magmatismo y emisiones de Helio, (5) la historia
del levantamiento limitada por sedimentos marinos, paleobotánica, cambios biotáxicos, paleoclimatología,
superficies de erosión y paleoaltimetría, y finalmente (6) la historia de la incisión fluvial en los márgenes del
altiplano cuantificados de la geomorfología, estratigrafía y análisis termocronológicos. (Barnes y Ehlers,
2009).

Apoyados en dichos factores mostramos la secuencialidad de eventos, basado principalmente en

evidencias publicadas de datos geo-termocronológicos (Tabla 01), estudios de exhumación (Tabla
02), análisis geoquímicos y/o magmáticos (Tabla 03), entre otros, que marcaron el desarrollo de
los Andes Centrales, que congenian con lo postulado con Baby et al. (1997), en el que manifiesta
que existe una tendencia principal de la deformación, sedimentación y exhumación que prograda
hacia el este, siendo el inicio de tales eventos aproximadamente en el Paleoceno - Eoceno. Siendo
más específicos; la deformación y posterior exhumación empezó a lo largo del flanco occidental
entre aproximadamente los 60 - 40 Ma con un desplazamiento registrado en la Cordillera Oriental
a los 40 Ma. La deformación de la Cordillera Oriental continuó y se distribuyó, desde los ~40 - 20
Ma y fue seguida por una propagación con dirección al este hacia la Zona Interandina y al Oeste
hacia la Zona del Altiplano desde aproximadamente 20 Ma hasta los 10 - 5 Ma. El ancho actual
del Altiplano se infiere que pudo ser alcanzado entre los 25 y 5 Ma. La deformación y posterior
exhumación se propagaron con dirección al este en la Zona Subandina alrededor de los 15 a 10
Ma y continúa hasta la actualidad. Es necesario indicar, que se tienen datos de una exhumación
más joven, atribuyéndose ésta a un evento de principios del Mioceno medio a la actualidad (~23 -
0 Ma), que fue probablemente el resultado de una mayor erosión a lo largo del flanco norte del
Altiplano y relacionado con la deformación del flanco sur de la Puna (Fig. 12) (Bernes y Ehlers,
2009).
Finalmente consideramos que a partir del contraste de la interpretación de Baby et al. (1997) y Sheffels
(1990) con los datos extraídos de la información termocronológica, pudimos dilucidar un modelo
coherente para este sector de los Andes.

Fig. 12. A y B. Imagen mostrando las edades de deformación y exhumación de la zona de

estudio.
(Bernes y Ehlers, 2009) Nótese que las edades asociadas a la deformación subandina son menores que
las del Altiplano o Cordillera Oriental. (PrC = Pre Cordillera, WC = Cordillera Occidental, AL / PU = Altiplano
/ Puna, EC = Cordillera Oriental, IA = Zona Interandina, SA = Subandino, SB / SP = Santa Bárbara / Sierras
Pampeanas).

2.2. EL ALTIPLANO SUR PERUANO

2.2.1. ESTRATIGRAFÍA REGIONAL
La estratigrafía del área de estudio, ha sido tema de discusión a lo largo de todos estos años; desde las
primeras campañas de exploración geológicas a cargo de Cabrera, La Rosa y Petersen (1936) además de
N. Newell (1949) en la década del 40, a la fecha ha habido sustanciales cambios en la disposición de la pila
sedimentaria, variando ésta en función a muchos factores, entre los que se menciona desde la
interpretación personal del geólogo encargado del estudio hasta el dato más fehacientes, las dataciones a
las rocas existentes.
A continuación, haré un recuento de las principales propuestas de disposición estratigráfica de los geólogos
que enfocaron sus estudios en el área de desarrollo de este trabajo.
 Los primeros datos bibliográficos que presentamos hacen referencia a Norman D. Newell (1949) quien
realiza un trabajo exhaustivo de campo y publica la primera propuesta de la columna estratigráfica tipo en
la región del Lago Titicaca, mostrando de base a tope, secuencas silúricas - devónicas preponderantemente
de origen marino, niveles permo - carboníferas marinos y continentales, sedimentos marinos jurásicos
superiores, niveles cretácicos tanto marinos como no marinos; para culminar en paquetes terciarios
intercalados con secuencias volcánicas y rellanando el área una extensa cobertura cuaternaria; es
necesario mencionar que a la fecha dicho trabajo sirve de guía para muchos geólogos que empiezan a
involucrarse en esta zona, claro está, con importantes modificaciones propias de las nuevas
reinterpretaciones. (Fig. 13)

PLEISTOCENO
 Depósito Aluvial, Morrenas de 20 Capa de Arcillas del Río Azángaro (depósitos del antiguo 100m
Lago Ballivián, ancestro del Titicaca). Volcánicos Sillapaca; andesita y flujo de basaltos, tobas,
brechas, que forman la cubierta de la Cordillera Occidental.
 Discordancia Angular: Infrayaciendo capas plegadas y fracturadas por corrimientos y truncadas
por la superficie erosional Puna. Volcánico Tacaza: Flujo de basaltos por debajo arcosas rojas;
anglomerados de andecita y tufo dacítico por arriba.
 Discordancia angular: Extensiva superposición de rocas volcánicas sobre formaciones antiguas.
Grupo Puno: Areniscas, roja a chocolate, arcósicas, y localmente tobáceas, conglomerados de
cuarcitas y andesitas; más arriba, 1800 metros de lutitas chocolate yesíferas con bancos blancos
compactos de toba volcánico cerca al tope. (Equivalente con la Fm. Corocoro de Bolivia).

SISTEMA TERCIARIO
Discordancia Angular: Extensiva superposición del Grupo
Puno sobre rocas antiguas.

SISTEMA CRETÁCICO

 Formación Muñani: Areniscas arcósicas rojo ladrillo sin material volcánico.(800m)

 Formación Vilquechico: Lutitas gris oscuras, silíceas, con más de dos capas de cuarcita blanca.
(680 m)
 Grupo Cotacucho: Areniscas masivas rosadas a rojas, sobreyaciendo e infrayaciendo por lutitas
roja yesíferas, conteniendo capa de arenisca continua probablemente de origen eólico. (1100m )
 Discordancia y regional superposición: En Cordillera orienta, Grupo Cotacucho descansa
localmente sobre rocas devónicas.
 Grupo Moho: Principalmente lutitas, en la parte superior gris oliva oscuras, con capas grises de
cuarcita, en la parte inferior, rojo ladrillo a jaspeado, conteniendo capas continuas de la Fm.
Ayabacas de origen marino, no muy por encima de la base.(800m)
 Areniscas Huancané: Gruesas, marrón claro a rojo, con continuas capas eólicas, rangos a partir
de 60 metros.(500m)
 Lutitas Muni (Posiblemente más antiguas que el Jurásico Superior): Lutitas rojizas a marrones
oscuras con delgadas calizas marinas fosilíferas. (135m)
 Formación Sipín: Calizas, muy arenosas y arcillosas sin presencia de fósiles. (20m)
SISTEMA JURÁSICO
Grupo Lagunillas:
Lutitas gris a negras oscuras, calizas grises oscuras y cuarcitas grises, gradando hacia la parte superior a
capas rojas, con una secuencia completa marina fosilífera. (1200 m)

SISTEMA PÉRMICO
Grupo Copacabana:
Calizas silíceas masivas grises, intercaladas con lutitas rojas a grises, en la base descansa una secuencia
de lutitas grises a negras oscuras parcialmente de origen no marino, localmente areniscas rojas, sin
presencia de fósiles hacia el tope. (Areniscas Tiquina) (800 -1800 m)

SISTEMA DEVÓNICO
Grupo Cabanillas:
Lutitas, y en menor cantidad cuarcitas negras a gris verdosas, contacto basal desconocido.
(3000 m).
Con el pasar de los años, muchos autores (Audebaud, 1978; Laubacher, 1978; Palacios y Ellison, 1986;
Marocco y Laubacher, 1990; Jaillard et al., 1993; entre otros) han realizado trabajos geológicos integrales
y apoyados también en la columna estratigráfica de Newell, concluyeron cada uno con sus respectivas
interpretaciones en los apilamientos estratigráficos que muestro a continuación (Fig. 14):

Fig. 14. Columnas generalizadas de los diferentes autores a lo largo de los años.
Paralelamente, la inversión energética en los años 90 se refleja con las compañías petroleras Yugansk Oil
Company Y PetroAndes S.A., de las cuales en base a sus trabajos respectivos, extraigo la columna
estratigráfica mostrada a continuación (Fig. 15) en la que apreciamos un avance sustancial en cuanto a la
disposición de las unidades así como sus respectivos espesores.

Fig. 15. Columna estratigráfica utilizadas por las empresas PetroAndes S.A. y Yugansk Oil
Company para el desarrollo de sus trabajos.
Posteriormente en el 2001, Acosta efectúa una exhaustiva revisión lito-estratigráfica para la zona
sur del Perú, en la que detalla que muestro a continuación cabe indicar como principal aporte, que
introduce a la secuencia sedimentaria, la unidad formacional fluvio-eólica Quilcapunco de edad
Triásico - Jurásico Inferior? considerada como tal, por superposición estratigráfica; ya que
sobreyace en discordancia al Grupo Mitu o en discordancia angular al Grupo Cabanillas y subyace
a la formación Sipín, considerada para él, como Jurásico Inferior - Medio. (Acosta, 2001) .
Otro aporte no menos importante es la división de la Formación Huancané (Jurásico Superior?) en
tres miembros, uno de los cuales, presenta una base erosiva constituido por conglomerados grano-
decrecientes, con clastos de cuarzo con diámetro promedio de 3 cm, inmersos en una matriz
arenosa; y con presencia también de pequeños diques sinsedimentarios (Acosta, 2001) así como
la modificación de la disposición de las unidades cretácicas mostradas en las columnas previas,
generando un modelo de apilamiento donde los sintetiza en el Grupo Yanaoco y la Fm. Ayabacas,;
menciono estos datos puesto que posteriormente será de mucha relevancia para las explicaciones
a mostrar en adelante.

Fig. 16. Columna Estratigráfica desarrollada por Acosta H. (2001).

 En la década pasada, diversas compañías petroleras tales como Yukos Oil Company (2002 - 2003) y Siboil
del Perú (2006) interesadas en los lotes petroleros de la Cuenca Titicaca, antiguos Bloque 105 y Bloques
S2 - S4 respectivamente (Fig. 17), realizaron trabajos de exploración geológica y geofísica; con la finalidad
de evaluar el potencial petrolífero de la zona, poniendo en manifiesto sus interpretaciones estratigráficas
en este apartado (Fig. 18). Cabe señalar que ambas compañías comparten la misma disposición de la pila
sedimentaria, pero con distinta distribución de las unidades estratigráficas añadiendo datos geoquímicos y
geofísicos de mucha relevancia en la zona de estudio.

Fig. 17. Ubicación de los antiguos lotes de contrato (Yukos Oil Company, 2003).
Fig. 18. Columnas estratigráficas empleadas por las empresas Yukos Oil Company y Siboil
del Perú (2006).
En paralelo a la inversión petrolera, Sempere et al. (2004) realiza importantes contribuciones a la
disposición de la pila sedimentaria generando modelos de distribución tectono-estratigráficas ilustrados en
un corte transversal Mollendo - Putina (Fig. 19) basado en detallados trabajos de campo y contrastados
con dataciones recolectadas; genera a su vez una columna estratigráfica donde divide al Grupo Yanaoco,
en las Formaciones Arcurquina, Murco y Angostura, así como reasigna las edades de las unidades
estratigráficas tanto jurásicas como cretácicas; mientras que por su parte Callot (2008) en su tesis doctoral
muestra una evaluación exhaustiva de la Formación Ayabacas, precisando su edad y a su vez, explicando
su actual distribución así como la caótica morfología que presenta atribuyéndolo a un gigante colapso
submarino; cabe señalar que a su vez aporta una columna estratigráfica generalizada en la cual detalla su
análisis así como información previa (Fig. 20).

Fig. 19. Distribución de las unidades sedimentarias a lo largo de la transecta Molleno -

Putina (Sempere, 2004).
Fig. 20. Columna estratigráfica desarrollada por Callot (2008).
 Finalmente, he preferido tocar en separado, la contribución de Hermoza (Perupetro, 2008) para el
entendimiento geológico del área, apoyándose en los trabajos previos así como con sus interpretaciones
estratigráficas sirviendo en la actualidad para tratar de comprender tan compleja zona con la finalidad de
generar oportunidades de desarrollo energético. Es necesario indicar como principal aporte la inserción de
la secuencia Pérmico Superior - Triásico en el área de estudio, muy semejante a los ya productores niveles
ubicados en Ucayali Sur, Camisea; así como sus descripciones de las demás unidades sedimentarias;
todas éstas reflejadas en su columna de disposición estratigráfica. (Fig. 21)

Fig. 21. Columna estratigráfica de Hermoza (Perupetro S.A., 2008).

Como se demuestra, antes del desarrollo de este trabajo no existe un consenso integral acerca de la
disposición y distribución de las unidades estratigráficas de la zona, a pesar de que existen dataciones para
algunas formaciones (Fig. 22), existen sendas discrepancias en muchas otras, por ende considero
necesario poder discernir un nuevo modelo que compile las interpretaciones previas y obviamente apoyado
en un trabajo de campo minucioso, concluir en una nueva columna y diagrama litoestratigráfico integrado
que pueda ser correlacionable con los eventos tectónicos que han sido preponderantes en la distribución
de la pila sedimentaria de la zona sin olvidar que es necesario involucrarlos con los elementos del sistema
petrolero para generar una mejor visión del potencial hidrocarburífero de la zona.

Fig. 22. Dataciones compiladas de las unidades formacionales del área de estudio.

2.2.2. MODELOS ESTRUCTURALES

Así como es complicado conciliar interpretaciones estratigráficas de la zona, debido a la

alta complejidad geológica que presenta; es también motivo de discusión permanente,
evaluar y poder concluir en un modelo estructural que sintetice los distintos modelos
regionales del área en cuestión. A continuación detallo la evolución de los principales
trabajos que buscaron precisar mediantes secciones esquemáticas y/o estructurales el área
del estudio actual.
Como primer apartado, muestro una recopilación de secciones esquemáticas que los
distintos geólogos, enfocados en dar una explicación estructural del área, contribuyeron
con sus respectivas interpretaciones; cabe indicar que dichos cortes están limitados al
Área de Pirin, el ya conocido yacimiento petrolífero del siglo pasado. (Fig. 23)
Fig.
23.
Evolución de las interpretaciones estructurales del Área de Pirin.
Ya en la década pasada, geólogos como Acosta (2001) así como la empresa estatal Perupetro S.A.
muestran cortes regionales los cuales abarcan un mayor rango de dimensión superficial y tratan de explicar
así, las relaciones entre las estructuras aflorantes con elementos tectónicos activos.
A continuación muestro una de las secciones esquemáticas de Acosta, en la que apreciamos una división
de dominios tectónicos dentro del área de estudio; dominio suroeste, domino central, dominio noreste (Fig.
24); siendo lo más resaltante la ubicación en la parte central de una faja plegada y corrida que cesa su
avance hacia el Lago Titicaca; es bueno acotar también que muestra hacia el noreste, una estructura
inferida (a la fecha, no se tiene información sísmica en esa área) en el subsuelo asociándolo él, a una
inversión tectónica (Acosta, 2001). Por el lado más occidental, apreciamos una seria de fallas que no
guardan relación con los otros dos dominios, aduciendo que trata de representar que están condicionados
por dos factores de deformación distintos.

Fig. 24. Sección estructural desarrollada por Acosta (2001).

Posteriormente Perupetro S.A. (Infologic, 2006) publica una sección regional esquemática (Fig. 25)
abarcando las principales morfoestructuras del área de estudio, resaltando que para el mencionado trabajo
el Grupo Mitu aflora únicamente en la Cordillera Oriental, pero infieren que se encuentra en el subsuelo
condicionando el tipo de deformación tanto para el lado oriental como parte del lado occidental de su
sección. Se puede extraer también que existe el cese de la deformación hacia el Lago Titicaca, de las
secuencias de inversión progradantes hacia el oeste. A su vez consideran que el lado oeste obedece a
otros agentes involucrados en el condicionamiento de las estructuras en superficie.
 Fig. 25. Sección estructural publicada por Perupetro S.A. (Infologic, 2006).

Concluyendo con el recuento, cito el trabajo realizado por Hermoza (Perupetro S. A., 2008) en
que su interpretación estructural muestra que la parte oriental de la cuenca Titicaca corresponde
a la Faja Plegada y Fallada del Altiplano, mientras el borde occidental de la cuenca corresponde
al sistema invertido rift Permo - Jurásico (Fig. 26). Cabe indicar que dicho trabajo abarca también
el desarrollo de una sección estructural (Fig. 27), en la que extraemos también la nula presencia
en superficie del Gp. Mitu (pero sí presente en su interpretación del pozo Coata 1X) condicionante
en el tipo de deformación (sistema de piel gruesa) para su análisis de la parte occidental de la
zona.

Fig. 26. Sección esquemática desarrollada por Hermoza (Perupetro S.A., 2008)
 Fig. 27. Sección estructural desarrollada por Hermoza (Perupetro S.A., 2008)

Como hemos podido leer, las diferentes interpretaciones estructurales muestran sendas dudas con
respecto a entender claramente la deformación existente en la zona; como una somera conclusión podemos
decir que los autores que me preceden no pudieron vincular el lado occidental y oriental del corte, puesto
que dedujeron que se tratara de dos estilos de deformación u otros se apoyaron en sus trabajos de campo
para inferir inversiones tectónicas poco correlacionables con las posibles estructuras en profundidad. Por
estos y otros argumentos, es necesario establecer un modelo que trate de esclarecer la incertidumbre
existente y poder llegar a conciliar las diferentes exégesis de los trabajos precedentes.

2.2.3 PERFORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL ÁREA DEL CAMPO DE PETRÓLEO

PIRIN VIEJO ABANDONADO
Pirin es un pequeño pueblo situado a 20 km de la ciudad de Juliaca ENE y 47 km al NNE de Puno, capital
del departamento de Puno. El Corocoro Compañía perforó el primer pozo en 1875 cerca de un filtre aceite
en la estructura de Pirin, lo que resultó en un descubrimiento de petróleo ligero en 121,9 m (TD: 182,8 m).
Un señor Fanzzini intentó extraer a través de las galerías de aceite de Pirin. Se produjo 2 galones por día.
El Titicaca Oil Company perforó diez pozos de cable, incluyendo siete pozos de petróleo y tres pozos secos,
con TD de entre 51 y 78 m. de 1905 a 1911. Estos pozos acumulados 281.250 BO (37.500 toneladas
métricas) hasta el abandono por extensa invasión de agua en 1915. De acuerdo con los primeros informes
el aceite tenía 39º API; más tarde y los informes actuales se encuentran entre los 36º a 37.7º API.
La empresa Sindicato Petrolero del Titicaca exploró las llanuras Corapata sur de Pusi. Bien No. 1 perforado
calcárea estratos impregnado con aceite a 53.6m. Bueno Nº 2, ubicado a 500 metros de distancia del primer
pozo, perforado a 65.5m en 1908 y al contrario de la primera y estaba libre de agua.
La Corporación Peruana exploró la cuenca entre 1922 y 1925 en una concesión de 2,5 kilometros al sur de
la aldea Saman, o 16 kilometros NNO de Pirin. Bueno Nº 1 fue perforado a 109.5m, o 70m según Rassmuss
de 1935. Desde el 60 de 70m se perforó un cuarcita Devónico duro. El agujero se perdió después de un
mal uso de la dinamita intentar pasar estas rocas duras. Bueno Nº 2 fue perforado adyacente a la Nº 1 bien
y fue abandonado en el TD de 61m, 120m de acuerdo con Rassmuss. Bueno Nº 3 fue perforado en un año
debido a problemas de perforación, alcanzando un TD entre 274 y 300 metros, una gran parte de las rocas
del Devónico. Los tres pozos fueron pozos secos.
La Sociedad España Petróleo "Sociedad de Petróleos de España" perforó cinco pozos poco profundos que
incluyen más de tres pozos de petróleo y dos pozos secos a profundidad total máximo de 125 millones de
1917 a 1925. La producción acumulada en este período fue de 462 BO.
El Gobierno peruano operaba el campo a través de la Escuela de Ingeniería de Minas de la CIM 1939-1946
también sin éxito comercial. Se perforó once pozos, tres en Pirin y siete a una distancia de entre 2 a 5 km
SE de Pirin, a TD de de 57 a 626m. Wells RH 1 a RH 10 fueron perforados entre 1938 y 1945. Todos los
pozos fueron abandonados debido a diferentes razones. Productivo paga no fueron encontrados por los
esfuerzos de exploración llevadas a cabo en el 1900 fuera de Pirin; la tecnología disponible no permitió
completar este objetivo desde la definición geología del subsuelo era escaso y el agua salada y los flujos
de alta presión de gas también se reportaron en el TD de en algunos de estos pozos de cable salvajes
pionero.
El campo petrolero de Pirin fue abandonado con una producción acumulada de casi 0,3 MMBO de 36 a 39º
API. Pozos perforados a través de cable también de agua salada y zonas de gas de alta presión a partir de
1875. La tecnología y la lejanía de la Cuenca del Titicaca deben haber desempeñado un papel importante
a abandonar la exploración y desarrollo de perforación cerca de la mitad del siglo XX.
Numerosos geólogos de diferentes compañías de exploración han visitado y estudiado el campo petrolero
de Pirin en numerosas ocasiones que tratan de desentrañar la complejidad tectónica y estratigrafía de este
campo único aceite viejo. Mayor dificultad en la mayoría de las interpretaciones radica en la identificación
dudosa de las secciones estratigráficas penetradas por los pozos perforados con herramientas de cable en
finales del XIX y principios del siglo XX. Sobre la base de la interpretación actual de Perupetro, se entiende
ahora que la zona es probable que estar relacionado con una compleja tectónica de inversión regionales
asociados a un episodio de rifting PérmicoTriásico-Jurásico y tectónica de la piel delgada de espesor, como
se analiza en otra sección de este informe.
Originalmente, el campo de Pirin se interpretó como "el miembro de inmersión hacia el noreste de la
vaguada Titicaca, roto y aparentemente sellada por la zona de cabalgamiento Pirin" (Newell, 1949). Se
encontraron con la producción de petróleo e importantes muestras de petróleo en Pirin en camas
permeables en la base de la Moho interpretado superior (ahora Cretácico Vilquechico Grupo) y el Ayabacas
caliza sellado por lutitas del Terciario. Espectáculos adicionales de petróleo y gas también se registraron
en los pozos de Pirin en los interpretados Huancané y Sipin Formaciones. Unos galones de "Pirin aceite
tipo" se recuperaron de calizas delgadas por debajo del Terciario en bien RH-10 antes de que se profundizó.
Cabe señalar que estas camas de petróleo afloran cerca.

La naturaleza del atrapamiento de gas y de agua salada en Aguallane Creek (así RH-5) al sur de
Pirin se informó como desconocido, ya que las areniscas gasíferas interpretados afloran por debajo
de los más inferiores brechas terciario en la proximidad de los pozos. Las pequeñas faltas de las
numerosas fallas existentes podrían atrapando petróleo y gas en las capas de arenisca fina poco
profundas. Uno de los pozos de este arroyo aún fluía agua salada según comunicación personal
por la población local y otro pozo estaba goteando aceite ligero, que fue utilizado por la población
local como se ha observado y muestreado por Perupetro y otros geólogos. Trabajo de remediación
llevado a cabo en 2008 por Petroperú sellado tanto los pozos de petróleo y de agua salada.
Un mapa estructural del área de Pirin en 1 / 5.000 muestra la distribución interpretado de la piedra
caliza Ayabacas interpretado en 1945 por la Empresa Petrolera Fiscal (EPF, 1938-1947). La
misma ilustración muestra las columnas estratigráficas de los once pozos con nombre RH-1 a RH-
10 y RH-12 perforado en el Pirin y sus alrededores en un mapa dibujado por el Colegio de
Ingenieros de Minas en 1939. Montaje en el Apéndice 8d incluye el 11 pozos, de los cuales cuatro
RH-1, RH-8, RH-9 y RH-10 se presentan con más detalles en Inglés. Wells RH-2 (productor y
menos profundo bien con TD 57,80 m) y los agujeros secos RH-1 y HR-4 se encuentran en el
campo de petróleo Pirin abandonado. Bueno RH-1 (TD 593.15) m perforado Terciario, Cretácico y
el Grupo de Cabanillas en la parte inferior 101,5 m. Bueno RH-2 se ve en el mapa, rodeado de
siete pozos productivos abandonados adicionales con 250 m más lejos como la separación entre
ellos. Wells RH-8, RH-10 y RH-12 se encuentran a unos 2 km al SSE del campo Pirin, pozos RH-
3, RH-5 y RH-9 unos 3-3,5 km en la misma dirección y así RH- 6 también 3.5 km hasta la SE.
Los pozos secos Pirin fueron abandonados debido a diferentes razones. Wells RH-1 y RH-4 se perforaron
en el Pirin Estructura y pozos RH-3 inundado de agua, RH-5 (TD 505,85 m), RH-6 y RH-7 fueron perforados
fuera de la estructura y en TD'd Terciario. Newell 's Plate 13, la Figura 4 muestra una foto de bien RH-6 de
soplado de agua a gas y la sal no inflamable a considerablemente la altitud. Wells RH-8, RH-9 y RH-10
TD'd en lutitas con delgadas capas de arenisca menores del Cretácico superior por encima de la piedra
caliza en la Ayabacas Aguallane Creek. Estos pozos se encontraron alta presión de gas con grandes
volúmenes de agua salada que viene de zonas por encima de la piedra caliza y detener nuevas
perforaciones. Bien seco RH-9 (TD 626 m) sólo perforó Cretácico. Gas se informó en la parte superior de
la piedra caliza Ayabacas a 425 m, seguida de una zona de agua en las areniscas a 485 m, y el petróleo y
el gas en la Formación de Moho por debajo de 525 m. Esta ocurrencia de hidrocarburos se informó en
areniscas con alta presión y el gas inflamable. No se sabe si esta situación llevó a abandonar el pozo, pero
no así gemelo fue perforado. Se terminó de P & A de pozos RH-8 y 9 con dificultad y el agua salada que
fluye bien RH-10 se informó a alta presión en el año 1946. Este pozo dejó escapar en el TD de 299,92
metros, en la tubería de perforación fue expulsado y el pozo comenzó a fluir alta -Presión agua salada en
una columna de 50 metros de alto. Otro informe de 2001 indicó que el pozo aún estaba fluyendo
considerablemente cantidades de agua salada, como lo fue en 2006 (Pirin personas comunicaciones).
Wells RH-9, RH-10 y RH-12 encontraron que la presión de gas de alta y las tasas de producción de agua
de alta desde el "Cretácico" unidad superior Moho interpretado.

2.3. DISPONIBLE DE DATOS

2.3.1. SÍSMICO
Un total de 473,01 kilometros de sísmica 2D (de un total de 551 kilometros) está disponible en formato
SEG-Y como se describe en el capítulo Geofísica y se muestra en el gabinete 2.

2.3.2. GRAVIMETRÍA Y MAGNETOMETRÍA AÉREA

Carson genera un mapa magnético de intensidad total en 2007 a partir de datos del INGEMMET
airmagnetometric. Muestra la diferencia directamente de las partes oriental y occidental de la
cuenca como se discute en el capítulo Geofísica.
Petroperú SA y Gulf Oil Company adquirieron magnetometría aérea en 1969 (Petroperú SA, 1979).
Intensidad y profundidad a eventos Sótano superficiales y profundas de la meseta del Altiplano y
la intensidad magnética y la profundidad de un sótano de profundidad en el lago Titicaca magnética
Interpretada también se presentan en este informe de 1979.
Yukos (2003) informa de la gravedad y del aire estudios magnetometría por YuganskPetro Andes
SA adquirido e interpretado los datos magnéticos a través de Aero Service Company en los ex-
Bloques S-2 y S-4. Las anomalías magnéticas caracterizan plenamente los lineamientos tectónicos
NW-SE de las principales características tectónicas de la zona.
2.3.3. DATOS BUENO
Registros de alambre de línea en formato LAS digitales están disponibles para los últimos
tres pozos modernos Coata 1X, 2X y Coata Ayabacas 1X perforado por Yugansk entre
1995 y 1997. Documento de copias de estos pozos se presentan en los Anexos VIIIa,
VIIIb y VIIIc. Las columnas litológicas de los 11 pozos de RH de la zona Pirin se
presentan en un montaje en el Apéndice VIIId con cuatro pozos RH (RH-1, RH-8, RH-9
y RH-10) con datos mejorados en inglés. Algunos datos adicionales para estos pozos se
muestran en la Tabla 1.
TITICACA CUENCA
Bueno TD (m) GL m | m DF | KB m | SPUD | aband
1 AyabacasYoX 1,790.00 3825 3828 3829 26-Sep- 12-
97
2 Coata YoX 2,950.00 3824 3828 3829 20-Mar- diciembre12-
95 Sep
3 Coata 2X 2,431.00 3824 3828 3829 22-may- 6-agosto
96
4 RH-1 600.00
5 RH-2 57.80
6 RH-3 454.90
7 RH-4 259.50
8 RH-5 505.90
9 RH-6 444.80
10 RH-7 208.60
11 RH-8 330.00
12 RH-9 626.00
13 RH-10 300.00
14 RH-12 437.60

Tabla 1. Resumen de algunos pozos perforados en la cuenca del Titicaca en 1995 a 1997 y
entre 1938 y 1946.
CAPITULO III.GEOLOGIA
3.2 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA DEL TITICACA

3.2.1 PALEOZOICO
a) Formación Calapuja

Se le ubica en la parte norte de Ayaviri, en una cadena de cerros orientada de

noreste–sureste, formando un monoclinal que buza hacia el NE. Litológicamente
esta formación está constituida por areniscas grisáceas blanquesinas en estratos
delgados inferiores a 50 cm que se intercalan con capitas delgadas de lutita
grisácea a marrón, además existen niveles de cuarcita gris verdosa en estratos
menores a 10 cm, estratos de lutitas arcillosas y cuarcitas nodulosas con un
espesor de 2000 metros.
 b) Formación Cabanillas

Esta unidad se compone de lutitas gris oscuros esencialmente y altamente deformados y alterados
lateralmente presenta secuencias más rojas debido a la oxidación y / o cambios de facies laterales.
Se observa una secuencia de color rojo con evaporitas (yeso) que cubre la serie Devónico en
discordancia angular.

c) Grupo Mitú

El Grupo Mitú consiste en un depósito de sinrift tardía edad Pérmico. Se compone de capas rojas
continentales de limolitas, areniscas y conglomerados, olistostromas con guijarros de cuarzo,
cuarcita, otras metamórficas y rocas volcánicas y incrustadas en arenisca arcósicas a arcillosas-
matriz. Toda la unidad se ve intercaladas con facies rojas fluviales, depósitos fluviales distales y
proximales, aluviales y lacustres de llanuras aluviales y evaporitas.

3.22 MESOZOICO
a) Formación Muni

Define la Formación Muni en la localidad a 4 km al SO del campo petrolero de Pirin. La

unidad es de entre 100 a 250 m de lutitas rojas, areniscas, calizas delgadas camas y recubre de
yeso subyacente y concordantemente con la formación Sipin y Huancane.

b) Formación Sipin

La Formación Sipin está compuesto de carbonato que se superpone a la secuencia de

evaporitas y se compone de calizas finamente laminadas con fuerte olor fétido, ondulites y con
syn-sedimentaria. La parte superior consta de brechas calcáreas intercaladas y no deformadas
negras calizas finamente laminadas con fuerte olor fétido.

c) Grupo Ayabacas

El grupo Ayabacas está compuesto de caliza y fue definido por Cabrera y Petersen, la cual
presenta un color gris oscuro, cristalino, denso, dolomítica, con fauna marina dispersas y
alcanza un espesor de entre 25 a 30 m con una sola litología masiva y al norte del lago Titicaca
el Ayabacas se correlaciona con la Huatasane Dolomita, desde bivalvos (Neithea sp),
equinodermos (Orthopsis sp), corales y gasterópodos de probable edad temprana
Cenomaniano.

d) Formación Huancane
Newell originalmente establecido una edad cretácica para la Formación Huancané y Acosta bajó a un
nivel Jurásico la cual Newell describe la Formación Huancané, cerca de la localidad de Huancané al norte
del Lago Titicaca que recubre y que subyace a la Formación y la Muni "Grupo de Moho .La unidad consta
de una serie de engrosamiento y engrosamiento hacia arriba secuencias de areniscas fluviales y eólicos
cuarzosas. Las areniscas son de color rosa a blanco, grueso a fino de grano, con granos muy
redondeados y esmerilados, bien ordenados.
3.3 ESTRATIGRAFIA DE ISLAYCOCHA-CALLIMURO
3.3.1 MESOZOICO
a) Formación Hualhuani

La Formación Hualhuani aflora al Oeste de la Cuenca Condoroma también la

Formación Hualhuani aflora al Sur y al Este del cerro Antayoc e infrayace en leve
discordancia angular a los eventos Quinsachata-1 y Quinsachata-2 (Grupo
Tacaza). Al Oeste del cerro Antayoc, se encuentra en contacto con las calizas de
la formación Arcurquina, pero sus relaciones no son claras debido al intenso
plegamiento.
Litológicamente está compuesta por bancos gruesos de areniscas cuarzosas
blancas de grano fino a medio que presenta niveles con laminaciones oblícuas
curvas y laminaciones entrecruzadas, y algunas intercalaciones de areniscas
feldespáticas marrón rojizo.

b) Formación Acurquina

Tiene un espesor de 30m compuestos de calizas micriticas, bioclástica y

dolomías intercaladas con calizas margosas y dolomíticas.

c) Formación Muñani
Tiene un espesor de 400m compuestas de areniscas arcosas y limo arcillitas
marrón rojizas intercalados con conglomerados polimicticos( clastos
subredondeados y subangulo
3.3.2 TERCIARIO
a) Grupo Puno

Tiene un espesor de 300m la cual está compuesto de conglomerados

polimicticos(clastos sub-angulosos a sub-redondeados de calizas ,cuarcitas
,arenicas rojas ) en matriz areniscosa intercalados con arenisca conglomeridicas.

b) Grupo Tacaza

Está compuesto por 3 secuencias donde se va determinar los aspectos más

determinantes de los afloramientos presentes.
 c) Formación Maure
Está compuesto por 4 secuencias donde se va detallar los aspectos más
relevantes.

3.4. ROCAS INTRUSIVAS

Ccello coota

Choquechambe

La raya

CAPITULO IV-TECTONICA

GEOLOGIA ESTRUCTURAL REGIONAL Y LOCAL

La cuenca del Titicaca se encuentra entre el oeste y el este de los Andes cordillera que se extiende desde
el norte del Altiplano de Cuzco y Apurímac para el Altiplano de Puno en la frontera con Bolivia en el sureste
de Perú. Las exploraciones actuales en su mayoría están concentradas en la parte de Puno de la cuenca
Pirin, pozos que fueron perforados en primer lugar debido a la existencia de un filtre de aceite. Del mismo
modo, la gran parte se menciona a la filtración del aceite Islaycocha ubicada en la parte SE de la cuenca
del Cuzco a poca distancia al oeste del alto topográfico.
DOMINIO ESTRUCTURAL REGIONAL:
El sistema petrolero presente en la zona de Izlaycocha, está limitada por dos dominios tectónicos
regionales muy importantes que son:

 Sistema de fallas: Urcos – Sicuani – Ayaviri

 Sistema de fallas: Cuzco – Lagunillas - Mañazo
Dichos sistemas de fallas han podido facilitar la migración de los hidrocarburos y posteriormente
poder emanar en la zona de izlaycocha, estos sistemas de fallas se extienden hasta la zona el
norte de Bolivia, lo cual hace correlacionable que los hidrocarburos explotados en Pirin, hayan
sufrido una migración, ya que se observó registros cromatógrafos de gases similares tanto de
izlaycocha como en el de Bolivia, dándose a entender que podrían componer el mismo sistema
petrolero.

Emanaciones de petroleo
Islaycocha
X= 268,901 Y= 8,369,164

Fig.28 Control tectónico por el sistema de fallas presentes en izlaycocha.

Islaycocha está ubicada en la parte centra entre la Cordillera occidental y oriental, en el altiplano occidental.
Se encuentra al oeste de la frontera noroeste del límite actual de la cuenca del Titicaca Altiplano, La
procedencia exacta de las filtraciones no se puede establecer; sin embargo, se puede asumir que
pertenezcan al mismo sistema petrolero de la cuenca de Titicaca.
 Emanaciones de petroleo
Islaycocha
X= 268,901 Y= 8,369,164

Fig.29 .Dominio estructural en Izlaycocha y en la Cuenca Titicaca

CORDILLERA OCCIDENTAL
La elevada altitud de la meseta del Altiplano andino consistente casi 4.000 msnm representa la parte
occidental de la cuenca del Altiplano. Tiene plegable abierta y empuje limitado de edad Neógeno y cubierto
por Neógeno a los últimos sedimentos y rocas volcánicas. El Cinturón Plegado Altiplano de empuje es la
parte oriental de la cuenca del Altiplano formada por una serie de anticlinales y sinclinales alargadas
situadas en la frontera occidental de la Cordillera Oriental.
La Cordillera Oriental que representa el cinturón máxima deformación tectónica.
La Cordillera Occidental es una prominente característica topográfica que se extiende a lo largo de la
margen occidental de los Andes en todo el territorio peruano. Incluye el antiguo Macizo de Arequipa como
parte de esta cordillera en el sur de Perú. Este macizo se encuentra en el margen proto-andino durante la
orogenia Grenville (1300-1000 Mi). Nueva U-Pb geocronología con circón, Fechas de dos dominios
Mesoproterozoico granulita-facies: 1200 Ma al NE de Quilca (16 ° 44'S, 72 ° 24'W) y 970 Ma en las
cercanías de Mollendo (16 ° 58'S, 72 ° 03'W ). Área actual ocupada por este macizo incluye la parte
occidental de la Cordillera Occidental en Arequipa, Moquegua y Tacna se extiende SW en la Fosa del
Pacífico. Los Volcanes cubiertos de nieve alcanzan alturas de más de 5000 msnm en la Cordillera
Occidental.

Fig. 30. Perfil topográfico Oeste Este muestra altitudes de diversas características
tectónicas en la cuenca del Titicaca y cordilleras limítrofes.
CORDILLERA ORIENTAL

La cuenca del Titicaca y la Cordillera Oriental se extienden principalmente en las zonas de Puno y Cuzco.
La Cordillera Oriental se caracteriza por un alto relieve topográfico, que alcanza alturas entre 3.000 y 4.500
msnm Esta cordillera divide las aguas que fluyen hacia el SW de la endorreica del Lago Titicaca en Puno y
hacia el NE hasta el Océano Atlántico. Incluye una serie de montañas cubiertas de nieve con altas altitudes
entre 5.400 a más de 5.800 msnm El pico de Ananea con 5.852 m.s.n.m. que constituye el pico más alto
de esta cordillera, cerca de la frontera con Bolivia.

Fig.31.Sección de SW-NE en el sur de Perú donde se observa el altiplano occidental en

donde se ubica la cuenca Titicaca, limitada por dos altos estructurales (cordillera
occidental y oriental).
Para una mejor compresión del proyecto a continuación se muestra un mapa de la ubicación de
zonas afines y de interés al proyecto de investigación:

Fig.32.Mapa de dominios estructurales presentes en toda la cuenca del Titicaca,

superpuestas sobre una imagen LANDSAT 8; en donde se muestra los pozos modernos
perforados (COATA 1X, COATA 2X, AYABACAS 1X), la ubicación de Lote 105 y el proyecto
Izlaycocha.
GEOLOGÍA DOMINIO ESTRUCTURAL LOCAL:
En zonas cercanas aIslaycocha encontramos las siguientes fallas que tienen direcciones similares,
y perpendiculares a los grandes sistemas de fallas regionales; detallas en un cuadro:

Fig.33.Sistema de fallas locales en la zona de izlaycocha-espinar - cusco

CAPITULO V - PROPUESTA DE LINEAS DE MAGNETOMETRIA Y SISMICA

SISMICA:

Estudios anteriores muestran que en la zona de Pirin se hizo una sísmica 2D pero que estas líneas sísmicas
eran de una pésima calidad y no tuvieron éxito para la interpretación de las secciones. En la fig1 se muestra
las líneas sísmicas que fueron hechos por diferentes compañías como PETROANDES, YUNGASK Y
SIBOIL S.A.
 Fig.34. Mapa base de la línea sísmica en la cuenca del Titicaca.

SISMICA EN ISLAYCOCHA Y CALLIMURO

Los lugares próximos a estos proyectos como son Torrene, Santa Sofía, Callimuro, Islaycocha presentan
las condiciones de un sistema petrolero, debido a estas condiciones debería de hacerse las líneas sísmicas
en varias líneas, ya que permitirá una buena información para estudios posteriores y así poder obtener una
sísmica de buena calidad.

MAGNETOMETRIA
Similar a las líneas sísmicas también deberá de hacerse los pozos para la magnetometría en los lugares
previstos como torrene, santa sofia, callimuro e Islaycocha.
 CAPITULO VI-INVENTARIO DE MANANTES Y CHAPAPOTERAS DE IZLAYCOCHA
Tomando en cuenta la enseñanza del Ingeniero Rómulo Escobedo se hizo la siguiente descripcion
de las chapapoteras encontradas en el Sistema Petrolero de Izlaycocha, dichas chapapoteras de
cierta manera contaminan los afluentes presentes en dicha zona.

CHAPAPOTERA 01
COORDENADAS (UTM) PROFUNDIDAD ANCHO LARGO DESCRIPCION
NORTE ESTE (m) (m) (m) Aguas sulfuradas con olor
fétido, burbujas de metano y
8369331 268919 0.48 2.7 4.8 manchas de petróleo

Fig.35 .toma de fotos de las aguas sulfuradas

CHAPAPOTERA 02

COORDENADAS (UTM) PROFUNDIDAD ANCHO LARGO DESCRIPCION

NORTE ESTE (m) (m) (m) Aguas sulfuradas con olor

fétido y burbujas de metano
8369320 268921 0.48 1.8 2.5
 Fig.36 .calculo d ela profundidad de la segunda chapapotera

CHAPAPOTERA 03

COORDENADAS (UTM) PROFUNDIDAD ANCHO LARGO DESCRIPCION

NORTE ESTE (m) (m) (m) olor fétido con presencia de

manchas de petroleo
8369292 268897 0.0 0.9 1.5

Fig.37 .toma de fotos de la parte organica del afloramiento de petroleo

 CHAPAPOTERA 04

COORDENADAS (UTM) PROFUNDIDAD ANCHO LARGO DESCRIPCION

NORTE ESTE (m) (m) (m) Olor fétido con presencia de

manchas de petróleo
8369286 268895 0.0 6.5 7.7

Fig.38. calculo del area que abarca el afloramiento de material organico.

ANÁLISIS DE MUESTRAS DE AGUA DE LOS POZOS:

QUÍMICA DE DOS MUESTRAS DE AGUA DE LOS POZOS DE PIRIN Y CORAPATA.

Se analizaron dos muestras de agua de pozos en Pirin y Corapata por Petroperú en Lima (Petroperú, 1980).
Los resultados se muestran en la Tabla 4. En cualquier caso, las muestras de agua de la muestra son
relativamente fresco (mg / l = ppm).

Pozos Pirin y Corapata

Identificaciones Individuales
Muestra N° 22 Muestra N° 38 Unidades
Cl 5090.00 730.00 mg/l
𝑆𝑂4 158.00 1735.00 mg/l
𝐶𝑎𝐶𝑂3 0 10.20 mg/l
𝐶𝑎𝐶𝑂3 1185.00 49.60 mg/l
Na 2992.30 509.00 mg/l
K 125.50 10.53 mg/l
California 144.14 568.60 mg/l
Mg 364.90 87.50 mg/l
 CAPITULO VII-GEOLOGIA DEL PETROLEO

7.1 GEOQUÍMICA

7.1.1. DISCUSIÓN GENERAL

El campo petrolero de Pirin abandonado prueba la existencia de un sistema petrolero en la cuenca
del Titicaca. Además, muestra de gas que se encuentran en Pirin y pozos cercanos y la presencia
regional de rocas generadoras en la etapa de generación de gas son claves para un sistema potencial
segunda petróleo. British Petroleum y Infologic en un esfuerzo conjunto con Perupetro realizaron
recientemente algunos análisis geoquímicos en algunas muestras de rocas y del petróleo obtenidos
durante Perupetro / IRD 2006 y 2007 las campañas de campo de la geología y los resultados se
incorporan en el presente informe.
Un informe sobre los "sistemas de petróleo en la cuenca del Titicaca, altiplano peruano" se completó
en base a la geología de campo 2006 y 2007 y la interpretación e integración de los nuevos datos
geológicos y geoquímicos disponibles (Apéndice V, en español). De manera similar, la Figura 37
muestra el sistema de petróleo incluye la nueva columna estratigráfica propuesto para la cuenca
mencionado en la sección bajo la estratigrafía. El informe de esta columna estratigráfica propuesta
está incluida en el Apéndice III, en español.
Petroperú, Vera Gutiérrez Exploración y Producción y Yugansk Petro Andes SA llevaron a cabo los
análisis geoquímicos anteriores. Definieron mejor potencial como rocas generadoras en las
Formaciones del Cretácico y en el Grupo de Cabanillas del Devónico. Rocas del Devónico son
principalmente de origen marino; muestras de esta unidad también muestran resultados pobres en
algunas zonas, con valores de TOC bajas o Dónde se encuentra muy alterado por el metamorfismo.
Una base de datos geoquímicos y fue compilado en forma de tabla se incluye en el presente informe
(Anexo VII).
7.2 OCURRENCIA DE HIDROCARBUROS

El campo petrolero de Pirin tenía una producción acumulada de casi 0,3 MMBO de API 37.7-
40º históricamente atribuido a yacimientos de areniscas en el Moho Grupo Cretácico. La
gravedad API y su carácter parafínico fueron re-confirmados por un análisis reciente
realizado por Siboil actual operador del Bloque 105 en una muestra mixta de los pozos 17 y
19. Las muestras de aceite también se puede encontrar en la Sociedad Geológica Nacional
del Perú. Cabe señalar que las muestras analizadas carecían de los componentes de la luz
debido tanto a un largo período de fugas de los pozos perforados hace más de 100 años y por
el procedimiento de muestreo.

7.2.1 MUESTRA Y FILTRACION DE HIDROCARBUROS

Numerosas filtraciones de aceite y gas han sido documentadas en la Cuenca del Titicaca en los
sedimentos de edad mesozoica. Estos sucesos están presentes en los embalses de Cretácico Inferior del
Muni y la Formaciones huancane y en el Paleógeno del Grupo puno Inferior. Bueno Coata 1X encontró
muestras de petróleo en calizas del Triásico-Jurásico Sipin. Extracción de muestras convencional extensivo
realizado en los núcleos de caliza (identificados como Copacabana por el operador) saturados con aceite
en intervalos de 1590-1594 y 1894-1898 m.
Otras filtraciones de petróleo de la superficie incluyen una larga mencionada en la localidad de Islaycocha
en Espinar, en la extensión noroeste de la cuenca del Titicaca,
en el Cuzco, a 140 km al NE de Pirin (Petroperú, 1965). Otros se informan en la península de Capachica y
en una isla del lago Titicaca cerca del estrecho de Tiquina en Bolivia, 180 km al SE de Pirin. Presencia de
asfalto se informó en Juli y Caracoto cerca del lago. Las calizas Ayabacas eran encontró que el aceite de
teñido en la zona norte de Pirin Taraco (EPF de 1964?). Yukos (2003) reporta 10 previamente registrados
en ninguna muestra de petróleo y gas de la superficie registradas mientras que la prospección de la región
del lago Titicaca, entre 1991 y 1996; Sin embargo, no se documentan ubicaciones de las filtraciones.
El viaje de estudios 2007 Perupetro y el IRD para la cuenca del Titicaca descubrió lo que considerado como
importantes indicaciones directas de la migración de petróleo en reservorios potenciales en la cuenca.
Areniscas Eolias de posible edad Pérmico se encontraron con mancha de aceite en eólica areniscas de la
Huancané Formación. Calizas afloran Sipin en la cresta de una superficie anticlinal 4 km al sur de La ciudad
de Juliaca. Estos calizas muestran fracturas con una posible mancha de aceite.

brechas de calizas negras de la Formación Sipin, a 4 km al sur de Juliaca con posible

mancha de aceite sobre las fracturas

FILTRACION DE PETROLEO Y GAS EN ISLAYCOCHA Y PALLPATA

El SEEP petróleo y gas Islaycocha o Pallpata se describe en el medio de 1920 en la cuenca del Titicaca
Altiplano Cuzco (Rassmuss, 1926). Se encuentra al oeste de la frontera noroeste del límite actual de la
cuenca del Titicaca Altiplano establecido en el acuario aquarum, que cuenta con elevaciones por encima
de 4700 msnm Esta frontera coincide aproximadamente con el límite de NS del Puno y Cuzco
Departamentos. Esto se filtran de petróleo y gas se encuentra a 4100 msnm 2 kilometros ESE de Islaycocha
en el Departamento de Cuzco y algunos 109 kilometros NW de la ciudad de Juliaca. La procedencia exacta
producir la filtración no se puede establecer. El petróleo y el gas se filtran de areniscas tobas y brechas del
Terciario en un núcleo anticlinal en contacto de fallo con rocas calcáreas del Cretácico; otras rocas
volcánicas también afloran en el anticlinal. Ferruginoso y agua sulfurosa lleva aceite con burbujas de gas
ligeros procedentes de debajo de los afloramientos calcáreos. Los habitantes locales recogen esta agua en
pequeños estanques de 20-30 cm, separan el aceite de color verde claro con burbujas de gas raros y,
posteriormente, se hierven y se utilizan en las lámparas. Hubo una filtración de gas con un fuerte olor a
ácido sulfhídrico con alguna mancha de aceite a unos 150 m por debajo hacia Islaycocha.
 VIEJO INFORME DE FILTRACIONES DE HIDROCARBUROS

Cabrera y Peterson, 1936, resumen varias ocurrencias de hidrocarburos documentados

de "Alta presión" y el gas que se filtra con un fuerte olor a H2S en tres orificios con un
diámetro de 1 a 1,5 metros y varios metros de profundidad a lo largo de una falla 7
kilometros NNO de Pirin en el Pocuma Creek. El área se describe como un pantano
extendida con numerosas filtraciones de gas más pequeños. Durante la visita de campo
Perupetro en el año 2006 posiblemente una de estas filtraciones de gas se detectó, al
parecer inflamable, en un valle plano cerca de la carretera para el campo petrolero de Pirin.
Caracoto a pesar de las apariciones de hidrocarburos similares a Pirin y Pocuma fueron
reportados históricamente en Caracoto, a 8 km SSE de Juliaca o 31 kilometros NNO de
Puno, se encontró sólo agua fresca. En su lugar se encontró asfalto llenando un fallo que
afecta a la Formación Ayabacas cerca del cerro Pucará al SW de Caracoto, estas
ocurrencias son de asfalto 0,5-2 cm de espesor en varios lugares y se extienden entre 2 a
8 m de largo. Los depósitos de asfalto de Caracoto son descritos por Newell, 1949, negro,
revestimiento vítreo en los techos y las paredes de las cuevas de piedra caliza. Este
material en inflamable, no bituminosa e insoluble en disolventes de petróleo.

Falla con asfalto en la Formación Ayabacas en Caracoto (Cabrera y Petersen, 1936).

 CAPÍTULO VIII. AREAS DE INTERES Y PROSPECTOS: ISLAYCOCHA Y CALLIMURO

LAS MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS SE REGISTRAN EN:

ISLAYCOCHA(CERRO Y QUEBRADA POCPOQUELLA)

Las manifestaciones de petróleo de la quebrada Pocpoquella se halla a una distancia de 5 kmal

este de casa hacienda Islaycocha localizada a 40km al suroeste del Nudo de Vilcanota en el distrito
de Pallpata, provincia de Espinar, departamento de Cuzco y a 4100m.s.n.m. sus coordenadas
geográficas son:
 Latitud: 14°44^30”S
 Altitud: 71°0840”O

En los alrededores de Isllaycocha afloran rocas del Precretaceo. Cretáceo, paleógeno y Neogeno
intuidos por rocas ashoshoniticas del plio Pleistoceno.
Manifestaciones de hidrocarburos ocurren a 700m al Este de la hacienda de Islaycoha y se
presentan al estado solido, manchas y capas de brea asfáltica: liquido, filtraciones de petróleo y
natas de aceite sobre fuentes y gaseoso desprendimiento de burbujas de hidrocarburos gaseosos
y anhídrido sulfuroso en algunos casos. Por lo general, las manifestaciones se acrecientan en la
temporada de lluvias y están asociadas a fuentes de agua de baja temperatura(18°C). debido a la
agitación que ocacionan en la superficie las burbujas de gas ascendente, las fuentes reciben
localmente la denominación de “hervideros”. El agua de la superficie esta cubierta por una nata
iridicente.
Existen 3 pequeños pozos uno de ellos solo de petróleo, en algunas fuentes se percibe azufre en
suspensión. El análisis de una muestra dio el siguiente resultado:

 Color Pardo oscuro

 Olor Aromatico (sin taza de H2S)
 Gravedad especifica a 15.5°C 0.8455 o 35.9° A.P.I
 Viscosidad saybold Universal a 70°F 74.2/5 S

 Destilación Engler. A 100 f° volumen 100cc.

 Nafta y Kerosene 14%
 Gas oil y lubricante 80%
 Residuo 4%
 Perdidas 2%
 Porcentaje de parafinas 5.36%
 Se solidifica a 60°
 Fasfalto en muy pequeña cantidad
 TORRENE
Sus coordenadas geográficas son:
Latitud: 14°42^10”S
Altitud: 71°0940”O
En la quebradita de la finca Torrene, al NNEde la finca Ancara (3km suroeste de Islaycocha) existen
fuentes con vestigios de petróleo similares a Islaycocha. La época de lluvias es mayor el alumbramiento
de aceite.

CERRO OROCORARA

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°41^07”S
Altitud: 71°0940”O
A una distancia de 3.5 km al norte de Islaycocha, tanto al Este como al Oeste del cerro Orcorara se ha
constatado, en pequeñas quebraditas la presencia de gases de hidrogeno sulfurado en abundancia; en
Orocorara se aprecia azufre en cantidades sicnificativas.

CERRO CALLIMURO

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°38^37”S
Altitud: 71°0800”O
Al pie del cerro Callimuro, en la región de Islaycocha aflora aceite en tiempo de lluvias.

CERRO SAN SEBASTIAN

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°41^30”S
Altitud: 71°1340”O
En la hoyada de la finca de San Sebastian a 9km al ONO de Islaycocha aflora aceite en tiempo de lluvia

COLQUEPATA

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°41^10”S
Altitud: 71°1300”O
A una distancia de 7 km al noroeste de Islaycocha en medio de la pampa de Colquepata aflora aceite en
época de lluvias.
 RIO YAHUARMAYO

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°41^10”S
Altitud: 71°1340”O
En la pampa de Collcapata cerca de las primeras estribaciones a 6 km al noroeste de Islaycocha, en
ambas orillas corre el rio Yahuarmayo deajo a unos 0.30m debajo de la superficie se presenta una capa
de asfalto de 0.25m de grosor. En la hacienda Calluta ubicada en las cercanías, ls lugareños señalan
indicios de aceite.

SANTA SOFIA

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 14°43^15”S
Altitud: 71°1015”O
Se observó la presencia de asfalto cerca de la hacienda Santa Sofía, en la quebrada Pocobambilla.

CAPITULO IX- PROPUESTA DE LINEA BASE AMBIENTAL Y SOCIAL

Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente Guía de Línea Base Ambiental, se

estará a los conceptos y definiciones previstas en la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad
Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el Reglamento Interior de
la Agencia, la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la
Protección al Ambiente, sus Reglamentos, la Ley General para la Prevención y Gestión Integral
de los Residuos, su Reglamento, así como en las Disposiciones Administrativas de Carácter
General emitidas por la Agencia que le sean aplicables y a los siguientes conceptos y definiciones:

I.Aguas someras: Regiones ubicadas en tirantes de agua menores a 500 metros

II. Aguas profundas: Regiones ubicadas en tirantes de agua en el rango de 500 metros a 1,500 metros.
III. Aguas ultraprofundas: Regiones ubicadas en tirantes de agua mayores a 1,500 metros.
IV. Área Contractual: La superficie y profundidad determinadas por la Secretaría de Energía, así como las
formaciones geológicas contenidas en la proyección vertical en dicha superficie para dicha profundidad, en
las que se realiza la Exploración y Extracción de Hidrocarburos a través de la celebración de Contratos
para la exploración y extracción.
V. Área de Estudio en zona marina: Superficie del Área Contractual. En dicha superficie se centrará la
caracterización del medio ambiente en sus elementos bióticos y abióticos, describiendo y analizando, en
forma integral, los componentes en dicha área donde se establecerán las actividades a desarrollar, todo
ello con el objeto de hacer una correcta identificación de sus condiciones ambientales, dando principal
atención a la identificación de daños ambientales.
VI. Daño Ambiental: Es el que ocurre sobre algún elemento ambiental a consecuencia de un impacto
ambiental adverso; VII. Daños Preexistentes: Daños ocasionados a los Pozos y Materiales, así como el
Daño Ambiental presente en el Área Contractual derivado de las Actividades Petroleras que sean
documentados por el Contratista durante la Etapa de Transición de Arranque o identificados en la Línea
Base Ambiental, de conformidad con lo establecido en el contrato correspondiente.
VIII. Identificación de infraestructura existente. Descripción de la infraestructura existente en el Área
Contractual, relacionada con actividades primarias, de servicios e industriales con énfasis en infraestructura
del Sector Hidrocarburos presente y su estado actual (cementación, operación, abandono, entre otros). Lo
anterior a efecto de identificar posibles impactos ambientales generados por su operación.
IX. Línea Base Ambiental (LBA): Las condiciones ambientales en las que se encuentran los hábitats,
ecosistemas, elementos y recursos naturales, así como las relaciones de interacción y los servicios
ambientales existentes en el Área Contractual o Área de Estudio al momento previo a la ejecución de las
actividades del contrato.

CONTENIDO Y DESARROLLO
Asimismo el Regulado identificará la infraestructura existente en el Área Contractual, relacionada con
actividades primarias, de servicios e industriales con énfasis en infraestructura del Sector Hidrocarburos
presente, además de proporcionar datos de la ubicación y estado actual (cementación, operación,
abandono, entre otros) de la misma.
La caracterización de los principales componentes ambientales dentro del Área de Estudio considerará,
como mínimo, lo siguiente:

 Contexto regional.- Análisis de la información de una escala mayor a una menor; resultado de
la investigación bibliográfica, mediante registros del Instituto Nacional de Estadística y Geografía
(INEGI), la Secretaría de Marina (SEMAR), la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de
la Biodiversidad (CONABIO), la Secretaría de Comunicaciones y Transporte (SCT, Dirección
General de Marina Mercante), la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), la Comisión Nacional
de Áreas Naturales Protegidas (CONANP), Instituciones Educativas o de Investigación a nivel
nacional e internacional, información estatal, municipal, entre otros. Es necesario referenciar la
fuente de la información recopilada, donde se observe que fue consultada documentación
actualizada.
 Contexto local (específico del Área Contractual).- Investigación bibliográfica, así como
aquella que derive del trabajo de campo, en la que se describan las metodologías utilizadas, la
propuesta de diseño de muestreo, estrategia y el número de estaciones de muestreo. Asimismo,
considerando que las variaciones estacionales o diferencias climáticas son parte de la variabilidad
natural del ecosistema y definen el comportamiento de la estructura de las comunidades
ecológicas, la disponibilidad de los recursos, características fisicoquímicas del medio y la
distribución espacial, el Regulado indicará la época climática (Nortes, Secas y Lluvias) en la que
se realizaron los trabajos de la LBA.

 Delimitación geográfica del o los polígonos de estudio en función de la asignación otorgada,

considerando los fenómenos meteorológicos dominantes, corrientes marinas, régimen
pluviométrico, además de las características de dispersión en el ambiente, la distribución anual de
la temperatura, condiciones fisiográficas y los Programas de Ordenamiento Ecológico Marino
aplicable.
 Presentar las imágenes satelitales a escala 1:125000 hasta 1:5000, en la que se permita la
correcta visualización de todas y cada una de las áreas en donde se llevarán a cabo las actividades
a desarrollar.
  Realizar las navegaciones previas como apoyo en la planeación y organización de los trabajos en
campo, sobre todo en la identificación de los sitios de muestreo de los diferentes parámetros,
especificando el periodo de duración y rutas de navegación. Asimismo, georreferenciar la
infraestructura existente dentro del Área Contractual.

El diseño del muestreo en el Área de Estudio para establecer la LBA y la exactitud de los puntos
de muestreo que se determinen, dependerá del tamaño del Área Contractual en particular, así
como el alcance y objetivos avalados por la Agencia, por lo que el Regulado podrá diseñar su
estrategia o plan de muestreo, mismo que presentará para cada uno de los apartados que
conforman la LBA considerando, por lo menos, lo siguiente:

 Muestreo sistemático cuadriculado, en donde la disposición general de las estaciones

permitirá subdividir el área en una malla imaginaria cuadricular y tomar las muestras de
6 los puntos correspondientes, asegurando la misma representatividad del número de
muestra (conforme al tipo de análisis indicados en los apartados de la presente guía). El
criterio para el tamaño del cuadriculado considerará que se generen como mínimo 20
puntos de muestreo en el Área Contractual. Dicho muestreo se complementará con un
muestreo dirigido a los puntos en que se centrarán las actividades previstas por el
Regulado en el plan de desarrollo del Área Contractual.

 Red de estaciones de muestreo diseñada de tal manera que proporcione información

sobre las variaciones en la intensidad y dirección de la corriente litoral, de los aportes de
los ríos principales y de las surgencias sobre el talud continental. Dicho muestreo puede
complementarse con un muestreo sistemático cuadriculado.

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA

Características litológicas del Área de Estudio:

A. Descripción del Área de Estudio (anexar un plano de la geología, a escala 1:125000 hasta
1:5000).
B. Describir las características geomorfológicas más importantes del Área de Estudio (aguas
someras, profundas y ultraprofundas).
C. Presencia de fallas en el Área de Estudio.
D. Susceptibilidad de la zona a sismicidad, deslizamiento u otros movimientos de roca.

CLIMA Y METEOROLOGÍA
Obtención de datos de las estaciones meteorológicas cercanas:
A. Temperatura superficial.
B. Temperatura media anual.
C. Temperatura media mensual.
D. Precipitación media anual.
E. Precipitación media mensual.
F. Humedad relativa.
G. Evaporación media anual.
H. Nubosidad promedio anual.
I. Eventos meteorológicos (huracanes, tormentas y depresiones tropicales, entre otros).
J. Vientos dominantes.
K. Velocidad y dirección de los vientos.
L. Presión atmosférica; M. Corrientes marinas.
N. Oleaje.
O. Temperatura del agua.

IDENTIFICACIÓN Y REGISTRO DE DAÑOS AMBIENTALES Y DAÑOS PREEXISTENTES

Identificación del Daño Ambiental. Este apartado tiene como objetivo guiar la implementación de un proceso
metodológico tomándolo como base para la conclusión del análisis del diagnóstico general del Área de
Estudio, para identificar los componentes y factores que resultaron con una afectación significativa por
alguna obra o actividad desarrollada en el pasado, principalmente por actividades del Sector Hidrocarburos.
Para la identificación del Daño Ambiental en el Área de Estudio, es necesario que el Regulado realice, por
lo menos, lo siguiente:
CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES

 Se identificó y describió las manifestaciones superficiales de hidrocarburos encontradas las cuales

pertenecen a emanaciones naturales directas (chapopoteras) de hidrocarburos tanto aceite como
gas acompañado de aguas sulfuradas en la Quebrada Pocpoquella, Islaycocha.
 Se realizó un análisis fisicoquímico en el Laboratorio CERTIPETRO de la UNIVERSIDAD
NACIONAL DE INGENIERIA, en la Facultada de Ingeniería del Petroleo, cuyos resultados se
muestran a continuación en la siguiente tabla:

RESULTADOS ENSAYOS METODO DE ENSAYO RESULTADOS

/ITEM APLICADO OBTENIDOS
3,1 Gravedad °API ASTM D287-12b 31,1
3,2 Contenido de Parafinas, % SARA 38,66
masa
Contenido de asfáltenos,% SARA 0,13
masa
Contenido de resinas,% SARA 1,47
masa
Contenido de aromáticos,% SARA 33,27
masa
Otros componentes,% masa 26,47
3,3 Punto de fluidez, °C ASTM D97-16a <-21
3,4 Poder calorífico Bruto ASTM D240-14 46205
MJ/Kg
KJ/Kg 46205
BTU/lb 19865
3,5 Viscosidad Cinemática, ASTM D445-15 5948
50°C (cSt)
3,6 Agua por destilación, ASTM D95-13e1 0,01
%Vol(*)

 El hidrocarburo de Islaycocha tiene 31.3 grados API clasificándose como un petróleo LIGERO que
indica que al igual que los reportes de PIRIN de 36-37.7 API (TITICACA BASIN- TECHNICAL
REPORT, PERUPETRO 2008) se encuentra en el mismo rango con una diferencia de 5° API
menos, tal diferencia se justifica debido a la emanación en depósitos cuaternarios y bofedales con
abundante saturación de agua y material orgánica los cuales son ambientes para el desarrollo de
bacterias que degradan y disminuyen la pureza del hidrocarburo.

 La geología presente que se identificó fue la Fm. Arcurquina en donde se obtuvo un Az N280° -
Bz 87°SW de estratificación, en base a la investigación realizada pordemos afirmar que la
mencionada formación geológica está conformada por tres niveles, siendo nuestra roca
generadora el nivel medio; asimismo se identificó principales familias de esfuerzos importantes.
También se reconoció una a la Fm. Maure, donde se pudo identificar 4 secuencias cada uno con
su base erosiva.
 Se realizó mapas de los puntos ubicados de las manifestaciones superficiales de hidrocarburos
(VER ANEXOS).
BIBLIOGRAFIA

 CARLOTTO C.V. CARDENAS R.J. Carlier G. Boletín del cuadrángulo del Cusco
28-s – INGEMMET – 2011. Analizar la estratigrafía, la secuencia de formaciones
para el reconocimiento de litología.
 ESTRATIGRAFÍA DEL MESOZOICO y PALEÓGENO AL NORTE DEL LAGO
TITICACA (Thierry SEMPERE1, Harmuth ACOSTA2 & Victor CARLOTT02)
 ESTRATIGRAFÍA y EVOLUCIÓN PALEÓGENO DEL AREA DE LLALLI -
MACARI (DEPARTAMENTO DE PUNO) O. Omar LATORRE l, F. Yovani OROS
l, Thierry SEMPERE 2, Michel FORNARI J & Victor CARLOTTO.
 TITICACA BASIN Technical Report The Hydrocarbon Potential of Titicaca Basin
by Geological – Geophysical Evaluation Group Exploration Management
PERUPETRO S.A.
 Rocas ígneas del sur del Perú, nuevos datos geo cronométricos, geoquímicos y
estructurales entre los paralelos 16° y 18° 30´ latitud sur realizado por (Willian
Martinez Jhon Cervantes)

ANEXOS
PROCEDIMIENTO DEL TRABAJO

Foto N° 01: Zona de inicio Coordenadas N: 8371487 ; E: 0268334

H:4147 ; Z:19 L.
POZO N°1: Luego de caminar aproximadamente 45 min. del lugar donde bajamos de los buses al primer
punto, se procedió con la toma de datos de la chapopotera. Por grupos se tomó puntos GPS, y se comparó
entre los datos tomados (Coordenadas N:8369332; E: 268923; H: 4123)
Para iniciar el trabajo se distribuyo los instrumentos em três grupos como es el grupo de cartografia, grupo
de muestreo y el grupo de geomorfologia como se puede observar em la foto al grupo de muestreo
 Foto N° 02: Zona de trabajo pozo 1 (I-
P1)

Foto N° 03: muestreo de gas Foto N° 04: muestro de liquido

pozo 1 (IP) pozo 1 (I-P1)

Foto N° 05: medicion de la Foto N° 06: muestreo de lodo

profundidad pozo 1 pozo 1 (I-P1)
POZO 1 Y: 8369309 Ancho: 3.4m ancho: 3m ph 6.4
 X: 269005 Longitud: 4.6m longitud: 3.9 conductividad 0
Profundidad:
H: 4133 msnm profundidad: 1.4m ppt 0
1.4m
19L temperatura 19.5

POZO N°2: Se tomó medida de las profundidades en cuatro puntos, los cuales correspondía a los
extremos de largo (4.5 m) y ancho (3.5 m) de la chapopotera.

Foto N° 07: muestreo de gas Foto N° 08: muestreo de liquido

pozo 2 pozo 2 2pozo21

Foto N° 9: muestreo de lodo Foto N° 10: medicion de la

pozo 2 profundidad pozo 2
Y: 8369309 Ancho: 3.20 m ancho: 1.6m ph 5
POZO X: 269006 Longitud: 4m longitud: 2.60 conductividad 0
2 H: 4132 msnm Profundidad: 1m profundidad: 1m ppt 0
19L temperatura 27.8

POZO N° 3: profundidad en el punto principal de la emanación (hervidero de gas sulfuroso), para ello se
utilizó un palo y una wincha.
 Y: 8369293 Ancho: 2.5 m ancho: 90 cm ph 5.49
X:268885 Longitud: 3m longitud: 1.70 m conductividad 0.04
POZO
3 Profundidad: 25 profundidad: 25
H: 4127 msnm ppt 0.02
cm cm
19L temperatura 20.2

Foto N° 11: muestreo de gas Foto N° 12: muestreo de liquido

pozo 3 pozo 3 3

Foto N° 13: medicion de la

Foto N° 14: muestreo de lodo
profundidad pozo 3
pozo 3

POZO N° 4: En este pozo se pudo apreciar la emanacion de aguas sulfuradas cuyo color es de color gris
claro. Tambien se pudo apreciar un constante burbujeo de gases.
 Foto N° 15: Zona de trabajo
pozo 4

Foto N° 16: En esta imagen se puede

apreciar la medida que se hace com el
PHmetro, con el que pudimos obtener
datos de el Ph del agua sulfurada, la
conductividad y la temperatura a la
que se encuentra.

POZO N° 5: este pozo al igual que los demas

tambien muestra um burbujeo, es el pozo con menor area de liquido de coloracion oscura.

Foto N° 19: Zona de trabajo pozo 5 (I-

P5)
POZO Y: 8369274 Ancho: 1.3 m ancho: 50 cm ph 6
5 X:268904 Longitud: 1.5m longitud: 65 cm conductividad 0
 Profundidad: 45 profundidad: 45
H: 4128 msnm ppt 0
cm cm
19L temperatura 8.5

POZO N° 6: este pozo nos muestra uma gran area pero tiene la menor profundidad a comparacion de los
demas pozos (12cm). Casi em toda el area de liquido presenta pequeños burbujeros de gases. No presenta
mucha profundidad de lodos.

POZO Y: 8369336 Ancho: 3.5 m ancho: 90 cm ph 5.26

6 X:268915 Longitud: 4.4m longitud: 1.70 m conductividad 0.05
H: 4126 msnm Profundidad: 12 profundidad: ppt 0.02
cm 12cm
19L temperatura 20.4

N° 7: En este pozo el area del liquido ocupa la totalidad del pozo, com uma profundidad de 45cm, presenta
um burbujeo de gases, este ultimo pozo encontrado se encuentra a uma temperatura de 14.7° C.

Foto N° 20: Zona de trabajo pozo 7 (I-

P7)

POZO Y: 8369337 Ancho: 2.20 Ancho: 2.20 ph 5.09

7 X:268914 Longitud: Longitud: conductividad 0.03
3.30m 3.30m
H: 4126msnm Profundidad: Profundidad: ppt 0.02
45 cm 45 cm
19L temperatura 14.7
MAPA GEOLOGICO DE CALLINURO
 DESCRIPCION DE IMÁGENES TOMADAS EN CALIMURO
PARADA 01
COORDENADAS UTM N: 8388172
E: 271945
ZONA 19L
ALTITUD 4151 m.s.n.m
ERROR +/- 4m
UBICACION CURVA LIMBANI

Descripción: Inicio de la
búsqueda de las calizas
orgánicas bituminosas,
siendo la hora de
partida
8:15am del 30/12/2017
 PARADA 02
COORDENADAS N: 8388088
UTM E: 271862
ZONA 19L
ALTITUD 4155 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
UBICACION PRIMERAS VIVIENDAS EN LA CURVA LIMBANI

Descripción:
Observación de las
primeras viviendas
dando inicio a
nuestra travesía, .

PARADA 03
COORDENADAS N: 8387364
UTM E: 272092
ZONA 19L
ALTITUD 4202 m.s.n.m
ERROR +/- 5 m
RUMBO N330°
BUZAMIENTO 40°SW
Descripción: Caliza
de la Formación
Acurquina, se
observa rocas
fracturadas con un
color GRIS CLARO.
 PARADA 04
COORDENADAS UTM N: 8387221
E: 272104
ZONA 19L
ALTITUD 4208 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO Masivo no presenta
BUZAMIENTO No presenta una inclinación
Descripción:
Caliza de la Formación
Acurquina, se observa
rocas altamente
fracturadas de grano, el
afloramiento tiene un
ancho de 5 metros y un
largo de 12 metros.

PARADA 05
COORDENADAS N: 8386725
UTM E: 271708
ZONA 19L
ALTITUD 4298 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N260°
BUZAMIENTO 50°, 35°, 45° NW
Descripción:
Caliza de la
Formación
Acurquina, se
observa rocas
altamente
fracturados y con
cambios de
diferentes
sentidos de Bz
por l presencia de
la falla langui-
layo.
 PARADA 06
COORDENADAS UTM N: 8386729
E: 271723
ZONA 19L
ALTITUD 4302 m.s.n.m
ERROR +/- 5m
RUMBO N 80°
BUZAMIENTO 45°SW
Descripcion:
Caliza de la Formacion
Acurquina, se observa
rocas fracturadas de
grano medio fino.

PARADA 07
COORDENADA N: 8386472
S UTM E: 271741
ZONA 19L
ALTITUD 4305 m.s.n.m
ERROR +/- 4m
RUMBO N 110°
BUZAMIENTO 50° NE

Descripcion:
Caliza de la
Formacion
Acurquina, se
observa rocas
altamente
fracturadas.

PARADA 08
COORDENADAS UTM N: 8385811
E: 271763
ZONA 19L
ALTITUD 4378 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N 118°
BUZAMIENTO 30° NE

Descripción:
Caliza de la Formación
Acurquina, se observa
rocas levemente
fracturadas, el color
que presentan es gris
clara.

PARADA 09
COORDENADAS N: 8385164
UTM E: 271629
ZONA 19L
ALTITUD 4446 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N 80°
BUZAMIENTO 40° SE
Descripción:
Caliza de la
Formacion
Acurquina, se
observa rocas
altamente
fracturadas Con
presencia de
plegamientos.

PARADA 10
COORDENADAS UTM N: 8384210
 E: 271357
ZONA 19L
ALTITUD 45583 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N 110°
BUZAMIENTO 65° NE
Descripcion:
Caliza de la Formacion
Acurquina, se observa
rocas medianamente
fracturadas, con fuerte
inclinación.

PARADA 11
COORDENADAS N: 8384013
UTM E: 271406
ZONA 19L
ALTITUD 4609 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO No presenta
BUZAMIENTO No se observa inclinación
Descripcion:
Caliza de la
Formacion
Acurquina, se
observa rocas
medianamente
fracturadas. No se
llego a observar
una inclinacion
preferente debido
a la gran erosion a
la que fueron
sometidas

PARADA 12
COORDENADAS UTM N: 8383878
E: 271400
ZONA 19L
ALTITUD 4637 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N 50°
BUZAMIENTO 45° SE
Descripción: Caliza de
la Formación Acurquina,
se observa rocas
medianamente
fracturadas con el
cambio de BZ que se
puede denotar. Se
ubican cerca al cerro
callimuro.

PARADA 13
COORDENADAS N: 8383075
UTM E: 271342
ZONA 19L
ALTITUD 4691 m.s.n.m
ERROR +/- 4m
RUMBO N 165°
BUZAMIENTO 30° NE
Descripción:
Caliza de la
Formación
Acurquina, se
observa rocas
fracturadas.
observa el cerro
callimuro.
 PARADA 14
COORDENADAS N: 8382483
UTM E: 271541
ZONA 19L
ALTITUD 45715 m.s.n.m
ERROR +/- 6m
RUMBO N 330°
BUZAMIENTO 70° SW
Descripción:
Caliza de la
Formación
Acurquina,
afloramiento de
las calizas
bituminosas, en
paquetes de 20
cm de espesor.

PARADA 15
COORDENADAS UTM N: 8381411
E: 271075
ZONA 19L
ALTITUD 4594 m.s.n.m
ERROR +/- 4m
Descripción:
Chapopoteras con
presencia de Aguas
sulfuradas. El diámetro
mayor de las
chapopoteras es de 6m.