Campo Libertador, Cuenca Oriente, Ecuador; Existen Más Reservas Por Recuperar?

El campo Libertador, localizado en la Cuenca Oriente de Ecuador, fué descubierto por CEPE (actualmente Petroproducción), en 1982 con la perforación del pozo exploratorio SecoyaOeste-1; el petróleo originalmente en sitio para Libertador ha sido estimado en 1.28 billones de barriles de petróleo con aproximadamente el 90% contenido en las areniscas "U" Inferior y "T" Inferior, de la Formación Napo; el resto se distribuye entre "T" Superior, "U" Superior y Basal Tena. Con 98 pozos perforados, Libertador a producido hasta Diciembre del 2002, aproximadamente 266 millones de Barriles de petróleo, de gravedad con rango de 22º a 35º API; esto representa un 20% del petróleo originalmente en sitio. La interpretación de la sísmica 3D (240 km2) adquirida durante el 2002, confirma que la estructura en Libertador es un anticlinal de bajo relieve con culminaciones y acumulaciones separadas, resultando en subestructuras alineadas en dos ejes dirección Norte-Sur que se fusionan hacia el Sur (Pichincha y Carabobo); la estructura resultante tiene un área aproximada de 30,000 acres bajo un cierre estructural de 240'. la interpretación de los atributos sísmicos muestra un sistema de lineamientos de dirección principal Noroeste y uno secundario Noreste, heredado del Pre-Cretácico; estos sistemas seguramente controlan la distribución de los reservorios y fluidos, especialmente en la "T" y "U". Los principales reservorios en Libertador, las areniscas "T" Inferior y "U" Inferior, es el resultado de caídas importantes en el nivel del mar en eventos de corta duración dentro del período Albiense- Cenomaniense , seguido por episodios transgresivos; "T" y "U", en la base, son areniscas de cuarzo con estratificación cruzada y laminación paralela; hacia el tope, paulatinamente ambos reservorios muestran un incremento en las intercalaciones arcillosas, contenido de glauconita, bioturbaciones y cemento calcáreo, reflejando el cambio de ambientes de depositación desde fluvial-estuarino hacia marino somero; Basal Tena es un reservorio secundario. A partir del análisis sedimentológico de los núcleos, se reconstruyó el ambiente depositacional y se produjo un modelo de facies, el cual sirve de base para la simulación de los reservorios.