YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA

INTRODUCCIONLOS HIDROCARBUROS EN LA ECONOMA BOLIVIANALa participacin de Bolivia en el espectro mundial de energa es insignificante y menor al 0,04 % de la produccin mundial de petrleo lquido y 0,004 % de la produccin de gas natural.A pesar de su pequeo tamao comparado con los estndares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos contina siendo uno de los ms importantes componentes de la economa nacional. Para 1995, cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la Nacin, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o transferencias directas.PROBLEMASabiendo que la Formacin Huamampampa se caracteriza por tener alto nivel gasfero y con una buena cementacin se puede lograr aislar el agua que se generan en zonas adyacentes a la zona productora de gas.OBJETIVOS

OBJETIVOS GENERALES

Dar a conocer las formaciones que se tienen en la regin, tambin el saber en qu formaciones es en la que se tiene reservas hidrocarburo.

OBJETIVOS ESPECIFICOS La existencias de reservas de hidrocarburos en la formacin los monos. Ubicacin de la formacin los monos-huamampampa La eficiencia de acumulacin de la formacin los monos-huamampampa y Pilcomayo. La certeza de la existencia de reservas hidrocarburos mayores a lo que ahora se a encontrado.CONTENIDOPRODUCCIN DE HIDROCARBUROSLa produccin de petrleo en Bolivia se inicia a partir de 1925, con el descubrimiento del Campo Bermejo por The Standard Oil Co.Bolivia se autoabastece de productos refinados de petrleo a partir del ao 1957. Desde el ao 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el ao 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional.A la produccin de petrleo y condensado, se aaden los licuables obtenidos en Plantas de Gas a partir del gas natural, como la gasolina natural y el gas licuado, cuyos volmenes incrementaron la produccin de lquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado).Desde el ao 1997, la produccin de hidrocarburos proviene de campos operados por compaas privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por da de petrleo, condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cbicos / da de gas natural.Los principales campos productores son: Sbalo, San Alberto, Paloma, Surub, Margarita, Kanata, Bulo Bulo y Ro Grande.PRODUCCIN DE GAS NATURALPor orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y Petrobras.En el mbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No obstante en el ao 2001 el mayor productor fue Santa Cruz.La importancia de Tarija se incrementar en los prximos aos conforme se aumenten los volmenes de exportacin al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e Ita estn localizados en ese departamento.Los yacimientos que producen grandes volmenes de gas acompaado de volmenes reducidos de un petrleo liviano, son llamados yacimientos de gas y condensado. En el pas todos los yacimientos productores importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperacin ptima del gas y el petrleo de esos yacimientos, en casos especiales, parte del gas en superficie debe ser reinyectado.CONSUMO DE GAS NATURALEl uso del gas natural como combustible se inici en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del diesel oil en la generacin de energa elctrica. Posteriormente se implement su uso en Camiri (1980), Villamontes (1981), Cochabamba, La Paz (1982) y Puerto Surez para generar energa elctrica al Brasil (1998).Marco Tectnico

RESULTADO TECTNICOLos Andes son el resultado del movimiento de lasplacas tectnicas, el que ocurre desde el perodoMesozoico. Los Andes se han levantado por lasubduccindeplacas ocenicaspor debajo de laplaca Sudamericana. Las placas que actualmente son subducidas son la de Cocos,Nazca, y laAntrtica. Antes de formarse los Andes el margen occidental de Sudamrica ya haba sido el lugar de varias orogenias.

el resulado?

CUENCA SEDIMENTARIAEs necesario recordar que no se puede hablar del potencial hidrocarburfero de una determinada zona sin antes conocer y comprender que es una cuenca sedimentaria y su evolucin petrolera, puesto que son los factores determinantes para la generacin y acumulacin de hidrocarburos.La Cuenca de Chaco-Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el Silrico al Reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarqua de conjunto de supersecuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. SECUENCIAS POR TIEMPOEl Ciclo Siluro-Devnico est compuesto por ms de 3000 m de sedimentos clsticos de origen marino y edad silrica y devnica, donde alternan facies arenosas y arcillosas. La ciclicidad y continuidad lateral de ciertos lmites litolgicos han sido tomadas como base para su divisin en secuencias y conjuntos de secuencias (Starck 1995; Albario et al., 2002). Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas solamente las que se asignan a la Formacin Los Monos (Disalvo y Villar 1999). Adicionalmente a su capacidad generadora estas facies finas constituyen sellos regionales. Las facies de areniscas cuarcticas de las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri son los reservorios, alojando la mayor cantidad de reservas de gas de esta cuenca.

El Ciclo Carbnico-Prmico yace sobre el ciclo anterior mediante una marcada discordancia erosiva, caracterizada por profundos valles excavados (incised valley). Los depsitos de este ciclo exceden los 1500 m de espesor y estn compuestos principalmente por facies clsticas continentales que muestran una importante influencia de eventos glaciales que afectaron al Supercontinente de Gondwana durante el Carbnico (Eyles et al., 1995). Trabajos recientes enmarcan estos sedimentos dentro de un modelo estratigrfico secuencial, caracterizando sus paleoambientes deposicionales (Schulz et al., 1999; Viera y Hernndez 2001). Estas facies glaciales y periglaciales componen una alternancia de areniscas de canales y rellenos de valles (almacn) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos). La parte superior de este ciclo fue depositada en condiciones climticas ms clidas y con influencia marina (calizas permo-trisicas de la Fm. Vitiacua).

El Ciclo Mesozoico deposit durante el Jursico cerca de 1000 m de facies clsticas de origen continental, principalmente elico (Grupo Tacur), que muestran un proceso de aridizacin que tambin puede ser identificado en otras regiones de Gondwana. Estas facies arenosas son reservorio en numerosos campos como Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande entre otros. Durante el Cretcico Superior hubo eventos transgresivos que alcanzaron el sector norte de la cuenca de Tarija (rea de Santa Cruz) que depositaron aproximadamente 300 m de sedimentos clsticos calcreos.El Ciclo Terciario est vinculado a una antefosa relacionada con el levantamiento tectnico de la Cordillera de los Andes, con registros mayores a los 5000 m de facies clsticas continentales. Exhiben una secuencia tpicamente grano y estratocreciente, caracterstica de depsitos sinorognicos. La porcin basal de este ciclo (Fm. Yecua), considerada un sello regional ms alto de la cuenca, representa una ingresin marina ocurrida durante el Mioceno.Durante el Terciario Superior la columna estratigrfica de la Cuenca de Tarija fue afectada por los ltimos pulsos de la Orogenia Andina, estando completamente involucrada en el sector externo de la Faja Corrida Subandina. La deformacin terciaria no afect el sector oriental de la Cuenca, conocido como Llanura Chaquea. All se destaca la presencia del Alto de Izozog, una gran estructura enterrada cuyo levantamiento ms importante fue a fines del Cretcico, asociado a un mximo trmico que se cree ha desempeado un rol preponderante en la maduracin de las rocas madre de ese sector de la cuenca.El Subandino es una faja fallada y plegada de lmina delgada. El despegue inferior se interpreta como ubicado en la seccin basal del Silrico, que hacia el sector norte (a la latitud de Santa Cruz de la Sierra) cambia al Ordovcico, indicando la existencia de despegues ms profundos en niveles estratigrficos ms viejos.El acortamiento es transmitido desde el despegue basal en el Silrico cortando en rampa y generando sistemas duplex de anticlinales de rampa (Belotti et al., 1995; Starck 1999) o pliegues de propagacin trasladados (Kozlowski et al., 2001) en las areniscas cuarcticas silricas y devnicas. Este sistema suele tener un despegue superior en la seccin basal de arcillas negras de la Fm. Los Monos que no transmite el acortamiento hacia adelante sino que se deforma con una doble zona triangular con puntos ciegos ubicados en base y techo de Los Monos (Giraudo et al., 1999). Por encima del nivel de despegue localizado en la parte alta de Los Monos, las unidades estratigrficas se deforman en anticlinales de flancos con alto buzamiento y frecuentemente fallados en el ncleo. Estos anticlinales angostos conforman trenes estructurales positivos regionales de varias decenas de kilmetros de extensin y clara expresin topogrfica, que en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino. El Pie de Sierra representa la posicin externa y muestra una deformacin no tan intensa y un relieve no tan abrupto. Aqu los corrimientos que despegan del Silrico cortan en rampa secuencia arriba prcticamente hasta superficie, originando pliegues tpicos de flexin de falla. Esta regin es limitada por el corrimiento frontal emergente de la faja corrida, llamada Falla de Mandeyapecua, que tiene un rechazo superior a los 2000 metros.CUENCAS DE LA REGIN

Dalenz Farjatet al.(2002) interpretaron los depsitos silricos y devnicos del Subandino Sur y el Chaco del norte de la Argentina y sur de Bolivia como una cuenca de retroarco sin acortamiento. En ese contexto, Albario et al.(2002) y lvarezet al.(2003) establecieron para esta misma regin un modelo de distribucin de facies en un contexto secuencial, interpretando el ambiente de la regin como una plataforma silicoclstica marina dominada por oleaje entre el Ludloviano y el Frasniano, donde la depositacin habra estado controlada por variaciones eustticas marcadas por al menos tres eventos de regresiones forzadas indicadas por cuerpos arenosos depositados hacia el centro de cuenca, integrando estudios paleontolgicos, en su mayora inditos, para correlacionar las secuencias. Una mayor inestabilidad tectnica habra afectado la sedimentacin en los lmites Ordovcico/ Silrico y Devnico/Carbonfero, y especialmente con respecto a este ltimo lapso, los esfuerzos traspresivos habran originado levantamientos locales (e.g.,Arco Puneo, Salfity, 1980, dando lugar a la erosin de los rellenos de cuenca de manera variable y generando hiatos que resultan ser ms amplios cuanto ms prximo al margen de cuenca se encuentra la seccin estratigrfica (Starcket al., 1993 a; Sempere, 1995).La Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el Silrico al Reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarqua de conjunto de supersecuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. Es Afectada por la Orogenia Andina (Alto de Izozog) con sedimentos del Silrico al Reciente Principalmente de sedimentos clsticos de origen marino ciclos sedimentarios

La regin del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija, es una provincia gasfera con un rea de 100,000 km2.

El Subandino Sur Se caracteriza:-Relieve quebrado-Serranas orientadas en direccin noroeste-sureste-Plegamientos rocosos fracturados y erosionados de las formaciones del Devnico, Carbonfero, Cretcico y Terciario. Anticlinales asimtricos con fallas inversas Sinclinales con amplios valles alargados Sistemas de anticlinales de rampa o pliegues de propagacin trasladados en las areniscas cuarcticas silricas y devnicas.

El rea de la Faja Plegada y Corrida (FPC) del Subandino Sur, ubicada al oeste, donde seDistinguen trenes de un espesamiento o engrosamiento de la seccin devnica importante,Coincidentes con los grandes ejes estructurales anticlinales.SISTEMA PETROLEROROCA GENERADORA Las facies arcillosas, dominantemente de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo hasta el momento las que se asignan a la Formacin Los Monos. Las principales zonas de generacin corresponderan a los sinclinales, ya que debido a la sobrecarga de los depsitos terciarios, la Seccin Eifeliano de la Formacin Los Monos habra alcanzado la ventana de generacin de gas. Los niveles de madurez, en general bajos o en ventana de petrleo, se encuentran actualmente en la mayora de los ncleos de los anticlinales El contenido orgnico en la rocas madre no supera el 1%, alcanzando algunas ocasionalmente el 2%

El quergeno es de tipo II a III Requiere niveles relativamente altos de stress trmico para comenzar la etapa de expulsin de hidrocarburos, en este caso predominantemente gaseosos. La seccin Emsiano (Los Monos-Huamampampa) constituye una roca generadora gasfera La Formacin Los Monos -Fallada y no repetida por apilamiento anti formal. Las unidades estratigrficas se deforman en anticlinales de flancos con alto buzamiento, que llegan a exponer en su ncleo, frecuentemente fallado, al Devnico Superior. - Estos anticlinales angostos conforman trenes estructurales positivos, que en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino.Los MonosEsta formacin es la Roca Madre Conformada por limo litas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas. Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.

CORRELACIN HIDROCARBURO ROCA MADRE Una sobrecarga terciaria y las secciones Eifeliano y Emsiano de la Formacin Los Monos constituyen las rocas generadoras de petrleo y gas. Devnico el que mayor cantidad de reservas aloja. ROCA SELLOEn lo que respecta al sello, dentro de la columna litolgica general se tienen varias formaciones lutiticas que cumplen con esta condicin. Como la principal tenemos a la Formacin Los Monos que se sobrepone a la roca almacn de la formacin Huamampampa.

La litologa de la formacin Los Monos se describe como una sucesin de lutitas de color gris oscuro a negro, laminares a fsiles, muy micceas, bituminosas o carbonosas con intercalaciones variables de areniscas y limolitas que aparecen en bancos individuales muy delgados.Sobre la ruta de Tarija, la formacin comienza con una secuencia granocreciente de ritmitas de capas tabulares y lenticulares, decimtricas a centimtricas, compuestas por pelitas negras micceas laminadas y areniscas grisceas de grano fino a medio con ondulitas, en las cuales se encuentran artejos de crinoideos y bioturbacin. Le siguen capas de limolitas de color castao con hyolites y trilobites en el ncleo del anticlinal. Luego se registran capas centimtricas rtmicas y una sucesin heteroltica de pelitas micceas oscuras y areniscas micceas ondulticas con artejos de crinoideos fragmentados, bioturbaciones y restos de plantas.Esta seccin representa un ciclo transgresivo-regresivo desde un ambiente nertico medio a nertico interno en la parte inferior.

La aparicin de restos de plantas marca la proximidad de la costa al tope de la seccin.Di Pasquo considera que la formacin representa un ambiente marino marginal.

La sobrepresin en la formacin es una caracterstica regional en el rea, y supera las 1850 psia, excepto en estructuras en las que esta formacin es poco profunda o est cerca del afloramiento.

VAS DE MIGRACINLos corrimientos y las fallas principales son la va de migracin preponderante, tanto en el CinturnSubandino como en el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. Estos corrimientos tienen su despegue basal o cortan con muy bajo ngulo las rocas madre siluro-devnicas, por lo que pueden drenar hidrocarburos de manera eficiente. A medida que aumenta el rea de contacto entre la roca madre y la falla, mayor es el volumen de hidrocarburos migrados (Moretti, 1998).Hacia el sur de Bolivia y norte de Argentina y en el Cinturn Subandino, donde las seccionesEifeliano y Emsiano son rocas madre probadas, la sobrepresin generada durante los estadosfinales de la maduracin produjo el drenaje de hidrocarburos hacia las rocas almacen en contacto con esas dos secciones. De ese modo habra tenido lugar la migracin secuencia abajo de Los Monos Inferior Huamampampa y la migracin secuencia arriba de Los Monos Superior Tupambi (Starck, 1999)ROCAS ALMACN COMPARTIDASDesde el punto de vista de produccin de gas y condensado, las rocas almacen principales en el Subandino Sur, son las formaciones Santa Rosa, Icla y Huamampampa, siendo sta ltima la mayor productora en los megacampos San Alberto, Sbalo y Margarita.ROCAS ALMACN Y TRAMPASLa totalidad de la columna estratigrfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos niveles almacn. En sentido general se los puede dividir en dos grandes grupos, devnico y supra-devnico, consideracin que sirve de base a Starck (1999) para su propuesta de sistemas petroleros. Esta divisin se fundamenta principalmente en que los reservorios devnicos son en general portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devnicos producen petrleo y/o gas. No es el propsito de este trabajo hacer una descripcin detallada de las facies y caractersticas petrofsicas.Las rocas almacen devnicas corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcticas que producen principalmente por fracturacin, depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. La Fm. Iquiri presenta caractersticas petrofsicas algo diferentes, presentando ocasionalmente porosidades primarias que llegan al 19%. En algunos yacimientos, Iquiri alberga acumulaciones de hidrocarburos que la emparientan con los reservorios supra-devnicos.Las rocas almacen supra-devnicos se encuentran en los ciclos Carbnico-Prmico, Mesozoico y base del Terciario (Fm. Petaca). Son areniscas de origen elico y fluvial de ambiente glacial, periglacial y continental que producen por porosidad primaria, con valores que oscilan entre 12 y 30%.Las rocas almacn devnicos son en general portadores de gas y condensado y corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri.Son areniscas cuarcticas depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. En el Subandino Sur tienen muy baja porosidad y permeabilidad (menor a 0.01 mD) y sin fracturacin no hay posibilidad de producir hidrocarburos. Su productividad se debe a un sistema de porosidad doble, de matriz y de fractura (Kozlowski et al., 2005), donde la porosidad de matriz vara de 1% a 4% y la de fractura no supera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino Sur de Bolivia estas caractersticas mantienen la existencia de valores de porosidad ms frecuentes medidos en coronas entre 3% y 4.5%, sin superar el 8.5% y permeabilidades tambin bajas, cuyo valor ms frecuente es 0.025 mD (Glorioso, 2005).En una descripcin de los yacimientos San Alberto y Sbalo, Rebay et al (2001) asignan a la Fm. Huamampampa una porosidad promedio del 4% con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 mD.Madurez y timing de expulsinLos principales episodios de expulsin de las rocas generadoras devnicas y carga en elreservorio se produjeron unidos a la tectnica andina, durante el Terciario Superior (Dunn et al., 1995; Moretti et al., 1996).La historia del campo Margarita comienza con el descubrimiento del pozo Margarita X-I en 1998, a partir de esa fecha se realizaron una serie de ensayos de produccin y nuevas perforaciones. Las rocas almacn de Margarita pertenecen a los niveles de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa.Inici su produccin en diciembre de 2004 cuando se concluy la instalacin de una planta de adecuacin de gas y en la actualidad cuenta con una capacidad de procesamiento de dos millones de metros cbicos diarios de gas natural, permitiendo adems una produccin promedio de 4.800 barriles diarios de crudo y condensado.El tren estructural del yacimiento Margarita se ubica al oeste de las estructuras de San Antonio y Aguarage, siendo parte del mismo ambiente tectnico. La estructura en superficie no refleja de manera directa la deformacin del nivel inferior, comprobando la desconexin que genera el nivel disarmnico de la formacin Los Monos, siendo el nivel inferior el objetivo prospectivo ms importante con grandes acumulaciones de gas.Mientras que las estructuras lindantes de Aguarage y San Antonio se caracterizan por pliegues apretados en superficie, la que contiene al campo Margarita est compuesta por dos lminas principales de corrimiento, Bororigua y Mandiyut , que divergen entre s formando un rasgo distintivo de este tren estructural. A diferencia de otros anticlinales de las Sierras Subandinas, la estructura de Margarita expone un anticlinal de amplia cresta donde la formacin Los Monos no tiene el tpico apilamiento mltiple en posicin de cresta, sino que se puede presentar tanto con espesor duplicado por falla (entre 800 y 1000 m espesor verdadero en MGR-X2 y MGR-X3) como tambin en seccin normal sin repetir con espesores verdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 y MGR-4).La estructura profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de lminas de corrimiento imbricadas con su despegue inferior en el Silrico o posiblemente en el tope del Ordovcico y su despegue superior en la seccin basal de la formacin Los Monos. El flanco oriental de la estructura se interpreta tambin como fallado, con rechazos y retrocabalgamientos de escasa magnitud.A la fecha han sido perforados 4 pozos, cuya profundidad oscila entre 4.000 y 6.000 metros. El campo es operado por la compaa hispano argentina Repsol YPF y otros dos socios. Actualmente la produccin diaria de gas natural de ste campo estn bsicamente destinada a la exportacin al mercado argentino.

Se pronosticaba que para el ao 2012 entregara 8 Mmmcd y a partir de 2014, entregarn otros 7 MMmcd para alcanzar 15 Mmmcd. Los clculos de reservas han sido variados y contradictorios: Al ser perforado el tercer pozo explorador se hicieron clculos de 27 TCF.

En 2006 DeGoyler certifica nicamente 12.6 TCF reservas probadas.

En julio de ste ao la empresa Ryder Scott certifica 8.8 TCF recuperables.Esto se debe a que en el calculo de reservas se trabaja con parmetros de medida que en algunos casos son de cierta subjetividad y en otros, responden a modelos que no son los tradicionales sobre todo si se trata de yacimientos de gas ubicados en rocas fracturadas que conforman trampas ubicadas a profundidades considerables con acumulaciones dentro de una red de fracturas cuya geometra es difcil de delinear.HISTORIA DEL CAMPO SAN ALBERTOLos primeros estudios del campo datan de 1927 y fueron realizados por gelogos de la Standart Oil Company; entre 1956 y 1957, L.A. Arigs, trabaj en este sector y en 1963, J. Oblitas, gelogo de YPFB defini la estructura mencionada.El yacimiento super-gigante de gas de San Alberto, localizado muy cerca del lmite con Argentina, fue perforado en 1990 por la empresa YPFB. Se ubica en el eje estructural de San Antonio, que presenta diferentes culminaciones y donde anteriormente, al sur en Argentina fue perforado Macueta en 1983 y posteriormente, al norte, Ita. Este tren estructural es bien representativo del estilo tectnico del Subandino Sur, siendo un anticlinal elongado en sentido meridiano y de flancos con buzamientos elevados resueltos en unidades del Prmico al Terciario. Conclusiones1. Se propone la existencia de ms de un sistema petrolero, en oposicin a la idea tradicional de un nico sistema vinculado, en sentido amplio, a generacin en la Fm. Los Monos.2.- El sistema petrolero Los Monos-Huamampampa esta en las zonas de Pilcomayo y Faja Corrida del Subandino Sur. Involucran acumulaciones de gas y condensado de manera dominante.3.- La estimacin de la eficiencia del proceso de generacin acumulacin (GAE) indica una baja eficacia de los dos sistemas petroleros, siendo el de Los Monos levemente mejor.4.- Las reservas EUR 2P asignadas al sistema petrolero Los Monos son marcadamente mayores que aquellas del sistema Lochkoviano. Los recursos por descubrir en ambos casos son de magnitud equivalente o superior a los ya descubiertos.REFERENCIASPetroleum basins of South America Volumen 62Edited by A.J. Tankard, R. Surez Soruco, and H.J. Welsinkwww.iapg.org.ar/.../PerforacionenelsubandinoBolivia-IAPGnqn11-06.pdfvwww.scielo.org.ar/scielo.php?script=sciwww2.sernageomin.cl/.../wxis.exe?...FORMACION%20LOS%20MONOSwww.geolabsur.com/Biblioteca/07%20subandino%20(159-187).pdf