ENTRAMPAMIENTOS DE HIDROCARBUROS EN EL CARBNICO Y EL TERCIARIO SUBANDINO DE LA CUENCA NOROESTE (CUENCA DE TARIJA)

Daniel Starck(1), Alberto Schulz(2) y Marcos Cohen(3)

(1) Tecpetrol. S.A., daniel.starck@tecpetrol.com (2) Tecpetrol. S.A., alberto.schulz@tecpetrol.com (3) Pan American Energy, mcohen@pan-energy.com INTRODUCCIN Desde las primeras dcadas del siglo pasado (Turic 1999; Disalvo 2002; Starck 2002a), han sido explotados yacimientos de petrleo y de gas alojados en rocas de edades carbnicas y terciarias en el extremo norte de nuestro pas (Fig. 1). Es el propsito de este trabajo la descripcin de los distintos tipos de entrampamiento que caracterizan a estos yacimientos. Los entrampamientos de hidrocarburos alojados en unidades pre-carbnicas en la misma zona son tratados en otra contribucin.

Figura 1: Imagen satelital del extremo norte de nuestro pas con la ubicacin de los yacimientos descriptos. AB: Aguas Blancas; Ac-MS: Acambuco-Macueta Sur; CD: Campo Durn; CT-AY: Cerro Tartagal-Alto de

Yariguarenda; LBB: Lomitas Bloque Bajo; Lo: Lomitas; Mj: Madrejones; a-CDS: acatimbay Campo Durn Sur; RP: Ro Pescado; SP: San Pedro; To: Tonono; Tr: Tranquitas

La historia de exploracin de esta cuenca ya ha sido reseada en los trabajos mencionados al comienzo, por lo que no se profundizar ms en la misma. Slo se destacar que la actividad en la cuenca estuvo signada por episodios de gran actividad (las dcadas del 20 y 30 y el perodo 1955-1965) separados por etapas de bajas inversiones, durante las cuales las cuales las produccines de los yacimientos cayeron a niveles bajsimos. Actualmente en la cuenca se registra algo de actividad, aunque sin alcanzar los niveles de los picos mencionados anteriormente.

MARCO GEOLGICO PETROLERO Desde un punto de vista regional, las rocas carbnicas de la zona fueron depositadas en la Cuenca de Tarija, mientras que las rocas terciarias corresponden al relleno de una cuenca orognica (principalmente de antepas) relacionada al crecimiento de la Cadena Andina. Un episodio de generacin de cuenca intermedio a los dos mencionados (la Cuenca Cretcica del Grupo Salta) est representado marginalmente en el rea en estudio. Desde una ptica estructural casi todos los yacimientos se encuentran en el mbito tectnico de las Sierras Subandinas, relacionados a trampas con una fuerte componente estructural. Una excepcin a esto corresponde al Yacimiento Tonono, localizado en el mbito del antepas (Chaco Salteo). Estratigrafa Carbnico a Jursico: Como ya ha sido mencionado, las rocas carbnicas (y hasta Jursicas) que nos interesan fueron depositadas en la Cuenca de Tarija. Esta se desarrolla mayormente en Bolivia, ingresando su extremo sur en nuestro pas, para terminar contra el borde erosivo representado por la Dorsal de Michicola. La base de la sucesin de la cuenca descansa discordantemente sobre rocas devnicas depositadas durante un ciclo tectosedimentario anterior. Esta discordancia basal est relacionada a la tectnica Chnica. El techo de la sucesin est marcado por otra discordancia, en este caso relacionado a la tectnica Araucana, que la separa de unidades depositadas durante el cenozoico. El relleno de la cuenca presenta importantes discontinuidades internas (discordancias) que permiten subdividirlo en paquetes menores, que corresponden a los grupos definidos desde el punto de vista litoestratigrfico. Estos son los grupos Macharet, Mandiyut, Cuevo y Tacur (Fig. 2). Debido a los efectos de la erosin desatada en relacin a la Fase Diastrfica Araucana las distintas unidades presentan una distribucin actual en la que van quedando ms restringidas hacia el norte a medida que se asciende en la columna estratigrfica. Los grupos Macharet y Mandiyut son los nicos con importancia econmica en nuestro pas. Fueron depositados durante el importante evento glacial que afect al Gondwana a fines del Paleozoico. Tanto las facies reservorio como las sello, estn influenciadas por esta actividad glacial (Schulz et al., 1999, entre otros). Grupo Macharet: Se apoya mediando una discordancia sobre el sustrato devnico, aunque en Cordillera Oriental alcanza a apoyar sobre el Ordovcico. Esta discordancia refleja una componente tectnica responsable del basculamiento y erosin del sustrato, a la que se suman los efectos de la importante cada eusttica ocurrida durante el Carbnico medio. Esta componente eusttica es la responsable del corte de una importante red de paleovalles en el sustrato precarbnico. Tres unidades componen este grupo en Argentina: las formaciones Tupambi, Itacuami y Tarija, y la edad del mismo, de acuerdo a los palinomorfos que porta sera Carbnica Superior. La Fm Tupambi es la unidad ms baja del registro carbnico en la porcin argentina de la cuenca de Tarija. Litolgicamente corresponde a un paquete de hasta 500 m de areniscas blanquecinas, de aspecto sacaroide, separadas por intercalaciones pelticas. Las fuertes variaciones laterales que caracterizan a las unidades carbnicas se ven reflejadas en el caso de esta unidad en importantes cambios de espesor y de facies en distancias relativamente cortas. Gran parte de las variaciones de espesor se deben a la naturaleza irregular de la superficie sobre la que se deposit la Fm Tupambi (los mencionados paleovalles). Esta unidad representara principalmente el registro de barras de desembocadura y cuerpos fluviales depositados en una paleogeografa irregular. Si bien las variables condiciones de depositacin resultan por lo general en fuertes cambios laterales, en algunas posiciones de la cuenca se llegaron a depositar paquetes de arenas con espesores de ms de 100 m. Desde el punto de vista petrolero es la unidad que ms hidrocarburos ha producido en la porcin argentina de la A la fecha unos 15 MMm3 de lquidos, y 42.000 MMm3 de gas fueron extrados de esta unidad, prcticamente de tres yacimientos (Campo Durn, Madrejones y San Pedro).

Figura 2: Seccin estratigrfica esquemtica de la Cuenca de Noroeste

La Formacin Tarija corresponde a un espeso paquete (de hasta ms de 500 m) de rocas diamictticas oscuras de origen glacial. Esta composicin litolgica le confiere un carcter de sello eficiente (Starck y Koslowski 1998). Sin embargo, entre las facies diamictiticas se intercalan niveles (generalmente lenticulares) de facies de areniscas. Estos lentes de areniscas han sido productivos en Aguas Blancas, San Pedro, Tranquitas, Vespucio y Lomitas. En general las producciones acumuladas de estos reservorios no han sido muy importantes. Esta formacin presenta adems intercalaciones pelticas oscuras. Una de estas intercalaciones, ubicada en la base, es denominada Formacin Itacuami cuando alcanza un espesor considerable. Grupo Mandiyut: Se apoya mediante una fuerte discordancia erosiva sobre el grupo anterior. En el borde oeste de la cuenca traslapa al Gr Macharet y apoya directamente sobre el sustrato precarbnico. La discordancia basal del grupo se caracteriza nuevamente por la incisin de paleovalles de gran magnitud. Los mismos alcanzan a cortar ms de 400 m dentro de la Fm Tarija y son claramente apreciables en las secciones ssmicas registradas en el Chaco Salteo. Este grupo est compuesto por las formaciones Las Peas y San Telmo. La Formacin Las Peas se caracteriza por ser una unidad de espesores altamente variables y gran contenido de arenas. Al igual que la Fm Tupambi, se deposit sobre una paleogeografa con fuertes paleorrelieves (paleovalles) cortados, en este caso, en la infrayacente Formacin Tarija. Se supone que tambin fue originada en ambientes fluviales y deltaicos, confinados principalmente a los paleovalles. Debido a sus caractersticas litolgicas, la Fm Las Peas se convierte en una importante roca reservorio potencial. Desafortunadamente, la poca cantidad de situaciones de entrampamiento configuradas para niveles estratigrficos de esta unidad ha conducido al hallazgo de pocos (y pequeos) yacimientos.

De esta manera la Fm Las Peas es productiva en los yacimientos Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda, Acambuco-Macueta Sur, Lomitas Bloque Bajo, acatimbay-Campo Durn Sur y Campo Durn Las Peas. Los tres primeros productores de petrleo, mientras que los dos ltimos lo son de gas y condensado. Las producciones acumuladas a la fecha son del orden de los 800 Mm3 de lquidos y 2.000 MMm3 de gas. La Formacin San Telmo est compuesta mayormente por facies pelticas y diamictiticas, presentando entonces buenas cualidades como sello. Sin embargo algunas intercalaciones arenosas han brindado producciones de petrleo y gas. Es interesante destacar que las arenas de mejores espesores y condiciones petrofisicas de esta formacin, pertenecientes al Mb Chimeo, han resultado siempre acuferas (en trminos petrofsicos quizs son los mejores reservorios de la cuenca). La produccin en los dos yacimientos conocidos para esta unidad (Acambuco-Macueta Sur y Campo Durn San Telmo) proviene de delgadas intercalaciones en la mitad basal de la unidad. Grupo Cuevo: Esta muy poco representado en nuestro pas debido a la erosion precretcica. Si a esto se suma que las estructuras anticlinales subandinas estan desventradas, por lo general, en unidades ms antiguas, se tiene un panorama en el que este grupo ha sido poco perforado. Su conocimiento procede entonces del estudio de las secciones afloradas. Tres formaciones lo conforman: la Fm Cangapi, La Fm Vitiacua y la Fm Ipaguazu. La Fm Cangapi corresponde a un paquete de areniscas elicas blanquecinas y abigarradas que alcanzan unos 300 m de espesor. Hacia el techo intercala bancos carbonticos, dando lugar al pasaje transicional a las calizas de la Fm Vitiacua. Esta ltima se compone de una repeticin de ciclos carbonticos de espesores del orden del metro, que alcanza hasta 90 m de espesor. La Formacion Ipaguazu, muy poco representada en nuestro pas, se apoya en forna neta sobre la Fm Vitiacua y se compone de unos 60 m de facies finas rojizas. Se supone una edad Prmica para este grupo, si bien la Fm Ipaguazu podria alcanzar el Trisico. Grupo Tacur: Corresponde a un extenso manto de arenas elicas, que durante el Jursico cubri vastas regiones. La distribucin actual de este grupo en nuestro esta muy restringida a causa de la erosion precretcica. Sus espesores maximos alcanzan los 600 m. Con posterioridad al desarrollo de Cuenca de Tarija se desarrollaron en el noroeste argentino dos ciclos tectosedimentarios ms. Grupo Salta: Representa el relleno de la cuenca distensiva desarrollada durante el Cretcico y el Palegeno. Se reconoce una etapa de sin-rift , representado por el Subgrupo Pirgua, restringido a las fosas extensionales (rifts), y una etapa de post-rift compuesta por los subgrupos Balbuena y Santa Barbara, los que traslapan sobre los bordes de los mencionadas fosas. En el caso de la Cuenca de Tarija, ubicada al norte del rift Cretacico de Lomas de Olmedo, se puede observar el traslape del Subgrupo Santa Barbara sobre las secuencias paleozoicas (biseladas por la discordancia precretacica) del Alto de Michicola. El Subgrupo Santa Barbara, de edad palegena, esta representado en estas posiciones por la Fm El Madrejn, y por la Serie Abigarrada, unidad informal incluida dentro de la Fm Tranquitas. El litosoma seftico basal de esta secuencia palegena es conocido como Conglomerado Galarza, unidad de unos pocos metros de espesor, con una tpica composicin de clastos de pedernal, derivados de los ndulos de la Fm Vitiacua. Grupo Orn: Involucra un espeso paquete de rocas clsticas continentales depositadas en cuencas sinorognicas, contemporneas al crecimiento de la cadena andina. Llega alcanzar los 7000 m de espesor, y su edad abarca desde el Mioceno medio hasta el reciente. Estas secuencias presentan el arreglo general grano y estratocreciente caracteristico de las sucesiones sinorognicas. Se puede distinguir una seccion basal, muy espesa y continua que

corresponde al relleno de la cuenca de antepais generada en respuesta a la reestructuracion de la Cordillera Oriental, y varias secciones localizadas en la parte mas alta de la columna, contemporaneas a la estructuracion de las Sierras Subandinas. Estas secciones son muy jovenes (menos de 5 m.a.) y permiten acotar la edad de las estructuras subandinas. Tradicionalmente en esta espesa columna se reconoce una seccin arenosa basal, la Fm Tranquitas. Mientras que el resto de la secuencia es agrupado bajo la denominacion de Terciario Subandino o tambien de Fm Chaco. Estudios mas recientes (Hernndez et al. 1999, entre otros) abordan la estratigrafa de estas sucesiones con un enfoque ms moderno, y brindan ademas algunas dataciones radimtricas y magnetoestratigrficas. Estructura. La configuracin estructural presente del rea se debe principalmente al accionar de la tectnica andina. Las diferentes fases compresivas andinas plegaron y fallaron el prisma sedimentario de la mitad occidental de la cuenca, involucrndolo en el Orgeno Andino. La mitad oriental de la cuenca fue poco afectada por la tectnica andina y permanece, casi sin deformar, en el subsuelo del antepas (Chaco Salteo). En las latitudes en cuestin, el Orgeno Andino presenta un piedemonte externo caracterizado por una tectnica de lmina delgada (thin skin) conocido como Sierras Subandinas. Al oeste del mismo, en una situacin ms interna, se desarrolla la Cordillera Oriental, con un estilo de lmina gruesa (thick skin) (Fig. 3).

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SIERRA DE LOS CINCO PICACHOS

NOGALITO SIERRA DEL PESCADO DESECHOCHICO RAMOSAGUAS BLANCAS AGUARAGE

CAMPO DURN

CORDILLERA ORIENTAL S I E R R A S S U B A N D I N A S

0 50 km

N.M

-10 km

TERCIARIOCARBNICO A JURSICO Fm LOS MONOS

Fms ICLA y HUAMAMPAMPACMBRICO + ORDOVCICO PRE-CMBRICO + +

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Figura 3: Corte estructural transversal de las Sierras Subandinas (tomado de Starck et al. 2002)

Las Sierras Subandinas consisten en una faja plegada y corrida, desarrollada a lo largo de varios centenares de kilmetros en Bolivia y cuyos 150 km australes ingresan en el norte de nuestro pais (Fig. 1). En superficie se componen principalmente de unos 7 trenes estructurales positivos orientados en direccin SSW-NNE y de gran desarrollo longitudinal. Cada uno de estos trenes est conformado por anticlinales ms o menos fallados en su flanco (disposicin en echelon). Estos anticlinales involucran a las distintas unidades del Carbnico al Terciario, que se acomodan sobre un ncleo conformado por las pelitas de la Fm Los Monos fuertemente deformadas. A este tipo de estructuras se relacionan los campos de hidrocarburos descubiertos entre los 20 y los 70. Con el avance de la exploracin se pudo, demostrar que los anticlinales superficiales se encontraban despegados por encima de estructuras positivas desarrolladas en niveles silricos y devnicos. Tras tres dcadas de exploracion de estos anticlinales profundos, los que albergan yacimientos gigantes de gas, se tienehoy un panorama mas acabado de las estructruras subandinas (Belloti et al, 1995; Starck y Kozlowski 1995; Starck et al., 2002b entre otros). Estas se ajustaran a un modelo estructural en el que se reconocen los siguientes niveles:

1. Basamento estructural: Comprende las unidades anteriores al Silrico y no participa de la deformacin. 2. Nivel estrucural inferior: Comprende las unidades del Silrico y el Devnico Medio (Formaciones

Kirusillas, Santa Rosa, Icla, Huamampampa y la parte basal de la Fm Los Monos) que conforman las estructuras profundas. Esta limitada por niveles de despegue localizados en la Fm Kirusillas y la Base de la Fm Los Monos.

3. Nivel estructural intermedio: Esta compuesto por la parte media de la Fm Los Monos, tambin est limitada por niveles de despegue. Es responsable del desacople entre las estructuras profundas y las superficiales.

4. Nivel estructural superior: Comprende todas las unidades desarrolladas por encima del nivel de despegue localizado en la parte alta de la Fm Los Monos. Es el que conforma las estructuras aflorantes.

La deformacin en la faja plegada subandina se relaciona entonces a un despegue basal localizado en la Fm Kirusillas, estando cada tren anticlinal vinculado a rampas que trepan desde este despegue basal al ubicado en la base de la Fm de Los Monos. De esta manera el nivel estructural inferior adopta la configuracion anticlinales relacionados a rampas que se emplazan como una cua tectonica a lo largo del despegue de la base de la Fm Los Monos. El nivel estructural intermedio se caracteriza por la alta deformacion y complicaciones tectonicas en las que se llega a triplicar el espesor estratigrfico de la Fm Los Monos. Estas complicaciones se desarrollan por encima de la superficie de despegue ubicada en la base lal unidad, la que mecanicamente se comporta como un bajacorrimiento desarrollado por encima de la cua tectonica del nivel estructural inferior. El nivel estructural superior presenta un plegamiento concntrico en el que los ncleos de los anticlinales estn rellenos por las pelitas del nivel estructural intermedio. Es comun que estos anticlinales se encuentren afectados por corrimientos en su flanco este, los que pueden alcanzar varios kilometros de desplazamiento. Menos comn es la presencia de bajocorrimeintos. Las trampas que se tratarn en este trabajo estn localizadas en las estructuras relacionadas a este nivel estructural. Como ya se coment esta estructuracin es sumamente recientes, ya que se defini en los ultimos 5 millones de aos. Contrastando con la fuerte deformacion de la faja plegada, el antepais (Chaco Salteo) se encuentra poco estructurado, siendo el rasgo ms conspicuo la suave pendiente regional de las secuencias precretcicas. Estas se acomodan segn un grosero homoclinal que inclina hacia el noroeste un par de grados. Esta pendiente regional tambien afecta a la parte actualmente plegada de la cuenca y se debe principalmente al basculamiento relacionado a la apertura de la fosa tectonica de Lomas de Olmedo a comienzos del Cretcico. Algunas fallas normales, de rumbo aproximado ENE-WSW, que afectan a las secuencias paleozoicas representan las fallas mas externas del campo distensivo cretacico (Fig.3). En la parte oeste del antepas se suma al citado basculamiento el efecto de la subsidencia flexural debida al crecimiento de la cadena andina. SISTEMA PETROLERO La Fm Los Monos, unidad ms alta del registro Siluro-Devnico representa la nica roca madre comprobada en la zona. La misma se encuentra actualmente en ventana de generacin de petrleo o de gas (dependiendo de la posicin estratigrfica dentro de la unidad y/o de la ubicacin geogrfica) y alimenta un Sistema Petrolero que por medio de la migracin secuencia arriba (Starck, 1999; Disalvo y Villar, 1999) permiti la carga de los reservorios involucrados en las trampas en cuestin. Esta roca madre habra entrado en la ventana de generacin durante el Mesozoico, llegando al pico de generacin durante la depositacin de las espesas secuencias cenozoicas. LOS ESTILOS DE ENTRAMPAMIENTO La suma de una importante tectnica compresiva y una estratigrafa compleja, con fuertes cambios laterales ha confluido en un escenario de entrampamientos variado. De esta manera las trampas conocidas presentan componentes estructurales y estratigrficas en proporciones variables.

Dado que prcticamente la totalidad de los yacimientos descubiertos se encuentran ubicados en los ejes subandinos, donde la prospeccin ha sido focalizada desde el punto de vista estructural, las trampas presentan una fuerte componente estructural. Sin embargo este predominio del condicionamiento estructural no ha impedido que las fuertes variaciones estratigrficas que caracterizan tanto a las secuencias Carbnicas como Terciarias tengan tambien un fuerte control sobre la distribucin de los hidrocarburos en la trampa, llegando a veces a ser un factor determinante en el entrampamiento. En el esquema de clasificacin de trampas de Vicelette et al. (1999) los yacimientos que nos interesan pertenecen entonces al Sistema Estructural y al Sistema Combinado Estructural/Estratigrfico. Trampas estructurales o con fuerte componente estructural (Sistema Estructural) Anticlinales compresivos Entre las trampas estructurales se destacan los anticlinales con cierre en los cuatro sentidos. Estos se presentan como culminaciones en los ejes estructurales positivos que caracterizan al nivel estructural superior de las Sierras Subandinas. En esta situacin, los reservorios que presentan buena continuidad lateral alcanzan condiciones ptimas de entrampamiento. Este es el caso de la Fm. Tupambi. Como ya se mencion esta unidad presenta un importante contenido de arenas, las que a pesar de la variaciones laterales, alcanzan importante continuidad lateral. Por otra parte el hecho de estar en contacto estratigrfico con la roca madre (Fm Los Monos) y estar cubiertas por un sello eficiente (la Fm Tarija, Starck y Koslowski 1998) crea las condiciones ideales para el entrampamiento de hidrocarburos. Los yacimientos de Campo Durn, Madrejones y San Pedro responden a esta situacin, y en conjunto produjeron ms del 90% de los hidrocarburos extrados de la cuenca. En el esquema de clasificacin de trampas propuesto por Vincelette et al. (1999) tendran la siguiente sistemtica: Sistema: Estructural

Rgimen: Pliegue Clase: Anticlinal Local

Subclase: Simple/Limitado o atravesado por fallas Superfamilia: Tectnico

Familia: Pliegue compresional Yacimiento Campo Durn: Es el yacimiento ms importante de la Cuenca de Tarija. La historia de exploracin y desarrollo del mismo puede consultarse en Starck et al. (2002). Se encuentra ubicado en una culminacin anticlinal en el ms externo de los ejes estructurales subandinos (Fig. 3). Presenta un hundimiento sur marcado, mientras que hacia el norte una suave silla (combinada con variaciones faciales) lo separa del yacimiento Madrejones. Dos fallas longitudinales (Fallas C y CD) cortan al anticlinal (y al yacimiento), dividindolo en tres bloques (Fig. 4). En el sur del yacimiento ambas fallas convergen. Se describirn aqu las caractersticas de los bloques central y occidental (Bloques I y II), que en conjunto conforman una trampa anticlinal fallada. El bloque bajo oriental (Bloque III) ser tratado ms adelante en la seccin referida a los entrampamientos vinculados a fallas. El anticlinal Campo Durn se presenta entonces como un anticlinal asimtrico del nivel estructural superior. Debido a que el acortamiento general de la estructura no es muy importante (es del orden de los 2 km), el nivel estructural intermedio no llega a tener crecimiento vertical notable y la estructura no alcanza mayores complejidades. Sin embargo, la geometra del pliegue presenta una llamativa variacin en sentido norte sur (Fig 4). De esta manera en el sector sur del yacimiento, se presenta como un anticlinal asimtrico, fallado en su flanco este, con una cresta relativamente estrecha.. Hacia el norte la estrutura se ensancha, las fallas se separan en planta, y la parte alta del pliegue comienza a hacerse ms plana, inclinando suavemente hacia el oeste. En esa direccin comienza a delinearse un kink, que hace que el pliegue tienda a parecer un pliegue cajn (o medio cajn). Ms hacia el norte, en el hundimiento de la estructura, la Falla C pierde rechazo hasta desaparecer totalmente, mientras que la parte plana superior de la estructura es rotada hasta llegar casi a la horizontalidad.

Esta rotacin se debera al incipiente crecimeinto vertical de la Fm Los Monos en la parte trasera del pliegue. Ms al norte (en Madrejones) esta deformacin de la Fm Los Monos se resuelve como un bajocorrimiento (Fig. 4). La Fm Tupambi fue bastante estudiada en Campo Durn y Madrejones, donde puede

epLpmdFigura 4: Mapa estructural y cortes seriados de los yacimientos Campo Durn (CD) y Madrejones (Mj). En el caso de Campo Durn el nivel

mapeado corresponde aproximadamente al tope de la arena Violeta, en el caso de Madrejones est referido al tope de la Seccin Amarilla,

ubicada unos 200 m ms bajo.

subdividirse en cuatro secuencias (Penna y Rodrguez 1993; Starck et al. 2002a). De esta manera se reconocen las secuencias (de abajo hacia arriba) Amarilla, Rosa, Marrn y Violeta. La Secuencia Amarilla puede alcanzar espesores de hasta 200 m y est constituida por areniscas sucias, grises, finas a medias, que se intercalan con pelitas. La Secuencia Rosa se caracteriza en la mitad norte del yacimiento por albergar una seccin arenosa de unos 50 m de espesor y notable continuidad lateral. Estas arenas se muestran ms limpias que las de la secuencia infrayacente. La Secuencia Marrn se caracteriza por el predominio de facies finas. Las intercalaciones arenosas que presenta esta secuencia adquieren importancia hacia la parte norte del yacimiento, como as tambin en Icua y sur de Madrejones. Por ltimo la Secuencia Violeta puede superar los 150 m de espesor, con un importante contenido de arenas. La granulometra de las mismas y la presencia de estratificacin entrecruzada observable en coronas sugieren condiciones ambientales de mayor energa que

n las secuencias ms bajas. Estas arenas se intercalan con otras ms sucias (vaques), con peores condiciones etrofsicas. as secuencias definidas presentan fuertes variaciones laterales, y las relaciones estratigrficas entre ellas son or lo general erosivas. Quizs el caso ms significativo de estas variaciones se note en la Secuencia Violeta, la isma se apoya discordantemente sobre las secuencias inferiores, mediando un importante paleorrelieve. La

istribucin de espesores para la Secuencia Violeta sugiere una paleovalle orientado oblcuamente a la

estructura, rellenado por un importante espesor de arenas reservorio. Estas variaciones adicionan cierta compejidad estratigrfica al patrn estructural dominante del yacimiento. Si bien las propiedades petrofsicas de la Fm Tupambi no son muy buenas, los importantes espesores netos y las caractersticas de los fludos explotados (principalmente gas y condensado) permitieron que los pozos de Campo Durn produjeran con excelentes caudales (ms de 500.000 m3/d de gas y ms de 300 m3/d de lquidos). La porosidad es principalmente primaria, si bien en algunos testigos se observa la presencia de fracturas. Puede ser que en algunos pozos esta fracturacin haya mejorado las permeabilidades de las areniscas. Por otro lado, el comprobado carcter sellante de algunas fallas (el caso de la Falla CD), demuestra que los planos de ruptura, en estas litologas, no garantizan conectividad. Esta situacin podra derivar en la existencia de bloques aislados o semiaislados con un deficiente drenaje de las reservas. En cuanto a los fludos de reservorio, el Yacimiento Campo Durn es, en trminos generales, un yacimiento de gas y condensado con un halo de petrleo voltil. Analizado con un poco ms de detalle, se puede concluir que se trata de ms de un yacimiento, con contactos agua-petrleo y petrleo-gas independientes. Las columnas mineralizadas de algunos de estos yacimientos superan los 300 m de gas, valores importantes, sobre todo si se tiene en cuenta que en el cierre de la trampa hay contribucin de fallas. El Yacimiento Campo Durn lleva acumulados ms de 8 MMm3 de lquidos y 29 MMm3 de gas (esta produccin incluye tambin el bloque bajo). Yacimiento Madrejones: Est ubicado a unos 10 km al norte de Campo Durn, con el que comparte muchas caractersticas. La trampa nuevamente corresponde a un anticlinal, aunque en este caso est limitado en ambos flancos por fallas inversas (hacia el este un corrimiento, y hacia el oeste un bajocorrimiento (Fig. 4). El yacimiento se desarrolla en este bloque intermedio, el que presenta un suave relieve estructural y que hunde suavemente hacia el sur hacia la silla que lo separa de Campo Durn. Hacia el norte el yacimiento tiene una pequea continuacin en Bolivia para luego hundir marcadamente en esa direccin. La profundidad media de este yacimiento, descubierto por el pozo M-2 en 1953 es de 3700 m.b.n.m. y fueron perforados 38 pozos para desarrollarlo. La Formacin Tupambi sufre importantes variaciones entre Campo Durn y Madrejones. La Secuencia Violeta, que aporta los mejores reservorios en la parte central de Campo Durn no se encuentra desarrollada en Madrejones, donde el grueso de la produccin proviene de las secuencias Rosa y Amarilla. La Secuencia Marrn presenta un notable desarrollo de arenas en el extremo sur del yacimiento. Como resultado de la prdida de arenas, y del menor relieve estructural (siempre respecto a Campo Durn), el Yacimiento Madrejones alberga una columna mxima de hidrocarburos de unos 200 m. Esta columna est constituida por gas hmedo (similar al de Campo Durn), y slo habra una fase de petrleo voltil en las arenas de la Secuencia Marrn en el sur del Yacimiento. Parte del cierre de la trampa corresponde a cierre contra las fallas que flanquean al anticlinal, en las cuales la Fm Tuapambi se superpone a la sellante Fm Tarija. Las producciones por pozo fueron del mismo orden que en Campo Durn. Las acumuladas de este yacimiento son de 4,2 MMm3 de lquidos y 13,8 MMm3 de gas. Yacimiento San Pedro El yacimiento San Pedro est localizado en la Sierra de San Antonio (Fig. 1) y se ubica en la culminacin de una estructura anticlinal de rumbo N-S. Fue descubierto en el ao 1928 por la Standard Oil Company (SOC) de Nueva Jersey. En la dcada del 30 se llev a cabo la fase ms intensa del desarrollo, inicindose la produccin de petrleo en 1932 y alcanzando un pico mximo de produccin de 720m3/d de petrleo en Mayo de 1934. En ese momento la produccin de San Pedro representaba el 10% de la produccin total del pas (Reed 1946). El campo ha estado en produccin hasta el ao 1961, fecha en que es abandonado. En el ao 2002 se reinicia la explotacin de petrleo, mediante la reparacin de algunos pozos de la SOC. En su primera y principal etapa de explotacin, el yacimiento acumul 2.715.000 m3 de petrleo, siendo un 96,1% proveniente de la Fm. Tupambi y el 3,9% restante de la Fm. Tarija. En su segunda etapa de produccin,

ha acumulado (junio 2005) 4481m3 de petrleo de la Fm. Tupambi, con una produccin diaria de 4m3/d a travs de 1 pozo. La SOC ha perforado un total de 67 pozos, de los cuales 56 fueron productores de la Fm. Tupambi, 3 de la Fm. Tarija y 8 han sido estriles. La principal fuente de informacin sobre el campo son los legajos de pozo de la SOC y el trabajo publicado por Reed (1946). Actualmente no hay disponibles testigos coronas ni muestras de recortes de perforacin, as como

tampoco hdificulta l

SP-45 SP-68

SP.x-1

0m 500m

Eh=Ev

Tc. Subandino 1000 1000

SP-71(proy)

A A

7526

000

7524

000

7522

000

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-800-1

200

-140

0 -600 -400

0

-200

-120

0-1

000

-800

-1523

A

6,5 km en

enfocada En superfpresenta iinclinacioantigua afEn subsue(Fig xx). (Reed 194Fm. Tranquitas

200ay perfiles elctricos, a excepcin de unos pocos pozos que cuentan con GR y/o SP/RES. Este hecho a descripcin y caracterizacin del yacimiento. Por otra parte, la

Fm. San Telmo

Fm. Las Peas

Fm. Tarija

Fm. Tupambi

Fm. Los Monos

-1000

0

-2000

-1000

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SAN PEDRO

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3/d

GAS INYECCION DE GAS PETROLEO AGUA

Figura 5: mapa estuctural correspondiente al tope de la Fm. Tupambi, corte estructural en el sector norte del campo e historia de produccin de San Pedro.

ssmica 3D registrada en1999 fue

o (Fig. 5). La unidad ms

a zona mineralizada presenta una extensin de la direccin N-S y 0,5 km en la direccin E-O (Fig. 5).

a los reservorios devnicos ms profundos, y no resuelve la estructura carbnica. icie, el anticlinal de San Pedro se manifiesta como un pliegue asimtrico, en el cual el flanco dorsal nclinaciones suaves a moderadas (15 a 60) al Oeste, mientras que el flanco frontal posee fuertes nes al Este, llegando a estar en algunos sectores subvertical e incluso rebatidlorante corresponde a la seccin superior de la Fm. Tarija (Di Marco 2004). lo, la geometra de la trampa puede ser reconstruida a partir de la gran cantidad de pozos existentes Corresponde a un anticlinal elongado y asimtrico de rumbo N-S, posiblemente fallado internamente 6; Cceres 2001), y con cierre en los cuatro sentidos. L

Las areniscas de la seccin superior de la Fm. Tupambi son el reservorio ms importante del campo. En San Pedro esta formacin presenta un espesor de 300m y se caracteriza por la alternancia de niveles arenosos potentes con intercalaciones de cuerpos pelticos y, en menor medida, de niveles de diamictitas. La zona C mencionada por Reed (1946) comprende los 60m superiores de la Fm. Tupambi y su profundidad media es de aproximadamente 875m. De acuerdo a los datos de testigos coronas mencionados por Reed, la porosidad promedio del campo es del 12%, aunque es posible que localmente posea valores mayores. De hecho, en el legajo del pozo SP-62 se menciona valores de porosidad medidos en testigos coronas (obtenidos por percusin) de 25%. A modo de comparacin, en los pozos San Pedrito.e-3 y San Pedrito.x-2, la porosidad promedio de la Fm. Tupambi calculada a partir de registros elctricos es del orden del 9 % al 10 %. Estos pozos atraviesan la Fm. Tupambi en el flanco oeste del anticlinal y una profundidad de entre 2000 m y 2500 m. Reed (1946) menciona la presencia en los testigos coronas de planos de clivaje que invariablemente muestran petrleo, hecho que tambin es mencionado en los legajos de algunos pozos. Las producciones iniciales ms altas del campo se localizan a lo largo de la cresta del anticlinal (Cceres 2001), siendo frecuente en estos casos caudales iniciales mayores a 100 m3/d e incluso, en algunos casos, mayores a 200 m3/d. A su vez Reed (1946) destaca que, habiendo en ese entonces 26 pozos productivos, el 67% de la produccin del campo provena de 8 pozos de excepcional desempeo, ubicados todos a lo largo de la cresta o levemente al este de la misma. Di Marco (2004) realiz un estudio del sistema de fracturas naturales en el anticlinal de San Pedro, determinando que la zona ms intensamente fracturada en la Fm. Las Peas, de litologa y espesores similares a la Fm. Tupambi, corresponde a la cresta y al limbo frontal de la estructura. La extrapolacin de esta caracterstica a la Fm. Tupambi, podra explicar el excelente desempeo de los 8 pozos mencionados por Reed (1946). La suma de estas evidencias (altos caudales en la cresta, mayores producciones y acumuladas en la zona crestal y frontal del pliegue, presencia de fracturas naturales con petrleo en los testigos coronas) permiten clasificar al campo San Pedro como un reservorio naturalmente fracturado, hecho que ya fuera sugerido anteriormente (Cceres 2001; Starck 2002). Las diamictitas de la Fm. Tarija son las responsables de sellar la trampa de San Pedro. Si bien el cierre estructural es mayor, la altura de la columna de hidrocarburos (150 m) estara controlada por la capacidad sellante de las diamictitas. La existencia de cuerpos arenosos saturados con hidrocarburos dentro de esta formacin y la presencia de manaderos de petrleo en ambos flancos de la estructura aflorante (Reed 1946) confirmaran este concepto. El contacto agua petrleo original se ubicara entre las profundidades de 175 msnm y 150 msnm. Reed (1946) destaca que debido a la produccin errtica y a la irregular acuatizacin de los pozos, una tabla de agua uniforme es cuestionable, atribuyendo esto al posible fallamiento del campo. De acuerdo a la informacin de los legajos, San Pedro habra sido un yacimiento subsaturado de petrleo con ausencia de un casquete original de gas (Cceres 2001), aunque debido a la continua inyeccin de gas durante parte de la explotacin del campo, se gener una calota de gas artificial. La presin original del campo de acuerdo a Reed, habra sido de 52kg/cm2 referida a una profundidad de 275 msnm. Durante los primeros aos de explotacin la presin fue sostenida, en parte, mediante la reinyeccin de gas. A partir del ao 1940, debido a la depletacin y al aumento del porcentaje de agua, la produccin de petrleo comenz a declinar. De acuerdo a los legajos de pozo, a comienzos de la dcada del 50 la presin en algunos sectores del campo haba cado por debajo de los 20kg/cm2. En el ao 2000, mediante la realizacin de gradientes de presin estticos en algunos de los pozos, se observ que el campo mostraba una parcial represurizacin que se habra producido por la presencia de un acufero activo conectado al reservorio. Yacimiento Aguas Blancas Es el yacimiento ms antiguo explotado en la cuenca Norte. Fue puesto en produccin por la Standard Oil Co. De Nueva Jersey en 1926 como una extensin austral del yacimiento Bermejo que explotaba en Bolivia. De acuerdo a Zunino (1944) el yacimiento en conjunto (Bermejo Aguas Blancas) se presenta como un largo y estrecho domo con cierre estructural en todo sentido. La produccin consista de petrleo negro (26 API, 0.896 g/cm3), y del lado argentino se logr una acumulada de unos 200 MMm3. Los niveles reservorio se localizaban en la Fm Tupambi y en los lentes arenosos de la Fm Tarija.

Yacimiento Rio Pescado Este yacimiento, localizado sobre la Sierra Baja de Orn a unos 30 km al NW de Orn fue descubierto por YPF en 1932. Se encuentra alojado en una culminacin anticlinal algo fallada del mencionado eje estructural (Constantini et al.2002a). Los reservorios explotados en este yacimiento se encuntran dentro de la secuencia orognica terciaria y eran conocidos como Complejo Petrolero y Complejo Alto.La ubicacin precisa de estos niveles era incierta, y se supona que estaban ubicados en la base del Terciario Subandino. En el ao 2000 se perfor el pozo RP-1001, el cual pemiti identificar por medio de los perfiles elctricos que estos reservorios se localizaban en la Serie Gris Neta y la Serie de Transicin de la Fm Tranquitas respectivamente (Constantini et al. 2002a). La trampa esta constituida por una cpula anticlinal elongada en sentido NNE-SSW de unos 3 km de largo por menos de un km de ancho. El sello de la misma lo constituiran las facies finas ubicadas en el tercio inferior del Terciario Subandino El yacimiento tuvo una primera etapa de produccin hasta 1956 en la que produjo 588 Mm3 de petrleo. En 1986 se lo reabri, y hasta 1992 acumul unos 35 Mm3 ms. Por ltimo en 2000 comenz una nueva reactivacin, durante la cual acumul (hasta la fecha) unos 82 Mm3. Yacimientos con cierre contra falla Al describirse las caractersticas del nivel estructural superior se mencion la presencia de corrimientos que afectan el flanco oriental de las estructuras. Relacionado a los bloques bajos de estos corrimientos se han descubierto varias acumulaciones comerciales de hidrocarburos. En estos casos la superficie de los corrimientos constituye el cierre pendiente arriba de la trampa, mientras que los cierres laterales (norte y sur en este caso) pueden estar controlados por variaciones estratigrficas. La complejidad estructural de este tipo de entrampamientos, imposibles de visualizar por ssmica y difciles de reconstruir a partir de geologa de superficie, hizo que el descubrimiento de los mismos se produjera al perforar las estructuras anticlinales adyacentes y superpuestas. Debido tambien a la dificultad de prospeccin de estas trampas las mismas constituyen todava un play no demasiado explorado y con posibilidad de brindar nuevos hallazgos. En las condiciones ideales el corrimiento provera un cierre eficiente al superponer sobre los niveles reservorios unidades ms antiguas de propiedades sellantes. Sin embargo, la mencionada superposicin no es una condicin estrictamente necesaria, ya que se ha podido comprobar que en los yacimientos en cuestin los corrimientos no siempre superponen rocas sellantes por encima del reservorio. Es obvio entonces que la zona de falla se comporta como un sello eficiente en s misma. Tres yacimientos de estas caractersticas han sido descubiertos (y siguen en explotacin) en la cuenca. Estos son: Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda, Campo Durn Bloque Bajo y Lomitas Bloque Bajo. De acuerdo a Vincelette et al. (1999) estos yacimientos se describiran de la siguiente manera. Sistema: Estructural

Rgimen: Falla Clase: Inversa

Superfamilia: Tectnico Familia: compresiva

Yacimiento Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda. Este yacimiento fue descubierto y puesto en explotacin por la Standard Oil de Nueva Jersey en 1927. El mismo fue descubierto al perforarse la culminacin de Cerro Tartagal, ubicada sobre la Sierra de Aguarage (unos 12 km al NW de Tartagal). La exploracin de la cpula anticlinal aflorante slo brind producciones no comerciales de la Fm Tupambi. Sin embargo los pozos fueron lo suficientemente profundos como para alcanzar el bloque sobrecorrido, y poder reconstruir la geologa existente por debajo del corrimiento. Los cortes estructurales de esa

con la que se tiene hoy da. Los pozos que entraron a l on la mineralizacin de la misma y fueron puestos en p e petrleo. En 2001 Tecpetrol perfor el pozo Alto de Y ductivos de Cerro Tartagal con el objetivo de constatar lpYmEebiyrmtdn Y

fpoca muestran una interpretacin totalmente coincidentea Fm Las Peas por debajo del corrimiento comprobarroduccin. Entre 1927 y 1965 acumularon 18000 m3 dariguarenda x-1, a unos 3 km al norte de los pozos proa extensin norte de la acumulacin e investigar el contenido de fluidos de otras unidades del bloque bajo. El ozo fue perforado siguiendo una trayectoria curva (utilizando la experienca adquirida en el desarrollo del acimiento Lomitas Bloque Bajo) y result productivo de la Fm las Peas (a la fecha lleva acumulado 20000 3 de petrleo). l Yacimiento de encuentra alojado en la Fm Las Peas del Bloque Bajo. En esa posicin el espesor stratigrfico de la unidad es del orden de los 500 m, con una alta relacin net/gross. La actitud estructural del loque bajo es la de un homoclinal con una fuerte inclinacin al este, llegando a veces a la verticalidad o nclusive a estar rebatidos. El espesor estratigrfico de la Fm Las Peas representa entonces el ancho del acimiento en la direccin E-W. Como ya se mencion el corrimiento, suborizontal en el sector del yacimiento, epresenta el cierre hacia arriba y se ubica en una cota que alcanza los 100 m (sobre el nivel del mar) en su punto s alto, mientras que el contacto agua petrleo se estima en 200 m. Puesto que el corrimiento acompaa la

endencia estructural del anticlinal aflorante, es muy probable que tambin constituya los cierres laterales en ireccin al norte y al sur, al hundirse en esas direcciones. Se estima que el largo del yacimiento en sentido orte-sur puede alcanzar los 6 km.

acimiento Lomitas Bloque Bajo Este yacimiento se ubica km al sur del yacimiento Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda, probablemente sobre el mismo bloque. La configuracin estructural de la trampa es muy similar a la de Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda, pero a una cota estructural ms baja. De esta manera, las capas subverticales de la Fm Las Peas (y las unidades infra y suprayacentes) son sobrecorridas por la lmina superior del corrimiento de la Sierra de Aguarage. El mencionado corrimiento presenta (en la posicin del yacimiento) una baja inclinacin, y representa el tope del yacimiento. Indudablemente la superficie o zona de falla relacionada al corrimiento obra como un sello efectivo, por lo menos para la magnitud de las columnas de fluido entrampadas por debajo de el (unos 250 m de petrleo sin gas cap original). El yacimiento comprende entonces un prisma limitado por la base y el techo de la Fm Las Peas (al oeste y este respectivamente) y por encima por el corrimiento. El cierre norte del yacimiento estara controlado por la prdida de espesor y desmejoramiento de la calidad del reservorio en esa direccin (comprobado por el pozo Lo-1002). En direccin sur tambin se producira un desmejoramiento de las facies, que combinado con la componente de hundimiento del corrimiento en esa direccin controlaran el cierre sur del entrampamiento. El ancho del yacimiento, de hasta 300 m corresponde al espesor de la Fm Las Peas,

Figura 6: Mapa estructural a la falla que constituye el cierre del Yacimiento Lomitas Bloque Bajo, la geologa

presente bajo la misma. El yaciemiento se encuentra alojado en las arenas de la Fm la Peas por debajo de la alla. El rayado horizontal simboliza desmejoramiento de

las facies reservorio.

la que se encuentra compuesta por areniscas finas a conglomerdicas. Del total del espesor de la formacin se estima que un 30 % corresponde a net pay, con porosidades de hasta el 20% de acuerdo a datos de perfiles. El yacimiento fue puesto en produccin en 1985, y se han perforado en total 15 pozos. En un principio los pozos eran verticales, pero luego se adoptaron diseos de alto ngulo y hasta horizontales para minimizar el riesgo de no impactar la formacin productiva. La posicin subvertical de las capas del yacimiento plantea adems algunos problemas en cuanto al movimiento de los fludos dentro del mismo (al igual que en el caso de Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda). Por ejemplo el tensor que representa la variacin de la permeabilidad (permebilidad paralela a la estratificacin vs. permeabilidad perpendicular a la capa) esta rotado unos 90 respecto a los yacimientos clsicos. Es as que habra que esperar un buen drenaje vertical y a lo largo del rumbo del yacimiento (N-S), mientras que el drenaje en sentido E-W (perpendicular a las capas) sera menos importante. Este yacimiento lleva acumulados 540 M m3 de petrleo.

Yacimiento Campo Durn Bloque Bajo Se encuentra alojado en el bloque bajo de la estructura de campo Durn, al este y por debajo del ya descripto yacimiento Campo Durn. La falla CD separa la acumulacin alojada en la trampa anticlinal de la desarrollada en el bloque bajo (Fig.4). La estratigrafa de la Fm Tupambi de este bloque es coincidente con la descripta al tratar el yacimiento Campo Durn. Desde las primeras etapas del desarrollo del yacimiento Campo Durn se trat de investigar el contenido de fluidos del bloque bajo de la estructura. Algunos de los pozos que llegaron a este bloque pudieron comprobar un contenido de fluidos distinto al existente en la trampa anticlinal. En otros pozos la seccin atravesada de este bloque fue puesta en conjunto con niveles del bloque suprayacente. En 1996, la perforacin del pozo CD-1001 comprob la existencia de presiones en el bloque III mayores a las existentes en los bloques I y II atrayendo nuevamente la atencin. Sin embargo, hasta ese momento ninguno de los pozos que afectaron a este bloque habia atravesado las mejores secciones reservorio (principalmente la Seccin Violeta del sector medio del yacimiento). De esta manera en 2003 fue perforado el pozo CD-1003 con el objeto de evaluar las reservas presentes en estos reservorios. Este pozo, sumado al CD-1004 perforado a continuacin, con producciones iniciales del orden de los 60 m3/d de petrleo y 200000 m3/d de gas, permitieron conocer el estado presente de las presiones y la disposicin de los fluidos en el bloque. Se pudo comprobar que las presiones en este bloque al momento de perforar estos bloques eran de 150 kg/cm2 para la seccin violeta, 200 kg/cm2 par la seccin rosa y 250 kg/cm2 para la seccin amarilla. Estas presiones son ms altas que existentes entonces en los otros bloques, lo que sumado a los distintos contactos de fluidos, vuelve a indicar que se trata de una acumulacin independiente. Sin embargo las presiones observadas son inferiores a las presiones iniciales del yacimiento lo que indicara que las reservas del bloque han sido parcialmente drenadas de alguna manera. La produccin estimada de los pozos que interesaron el bloque es insuficiente para haber producido la caida de presin observada en el mismo, por lo que no queda otra explicacin que la de una prdida a traves de la Falla CD. En las condiciones estticas originales la diferencia de presiones entre los bloques situados a ambos lados de la falla era inferior o igual a la capacidad sellante de la falla. Esto permit el que los bloques se comportaran como yacimientos independientes, con diferentes columnas de hidrocarburos y diferentes contactos de fluidos. La estimacin de las presiones del Bloque III a partir de las columnas de hidrocarburos (se carece de mediciones de presin) indica que las presiones de este bloque podran haber sido algo mayores (unos 8 kg/cm2) que las conocidas en el Bloque I y II. Es posible entonces que si esta diferencia corresponde a la capacidad sellante de la falla, se habra producido un pasaje de fluidos durante el llenado de la trampa (principalmente gas?) hacia los bloques superiores, enriqueciendo en lquidos al Bloque III. La Falla CD presenta numerosos sectores en los que se produce la superposicin de arenas del Bloque II por sobre arenas del Bloque III (Fig.7 ), sectores por los que pudo haberse verificado el pasaje. En esta situacin la altura de la columna de hidrocarburos del Bloque III estara controlada por la capacidad sellante de la falla.

Figura 7: Diagrama de superposicin (Diagrama de Allen) de la falla CD. En lneas contnuas (sin relleno) las arenas Violeta, Rosa y Amarilla del Bloque II, En lneas cortadas (y con relleno) las

mismas arenas en el BloqueIII. El rayado oblicuo muestra las zonas de contacto entre arenas de los dos bloques.Estn indicados tambien los contactos agua-hidrocarburo en los dos bloques.

Debido a la historia de produccin del Yacimiento Campo Durn se produjo una importante cada de presin (cay por debajo de los 100 kg/cm2) en el mismo. Indudablemente el diferencial de presin entre los bloques que se alcanz fue suficiente para producir el fallo del sello relacionado a la falla, produciendose un importante pasaje de fluidos del Bloque III al Bloque II. De esta manera, reservas originalmente alojadas en el Bloque III fueron drenadas a traves de pozos perforados en el Bloque II. Seguramente el pasaje se produjo nuevamente en la porcin central del yacimiento, donde el Bloque II fue ms drenado y adems donde el plano de falla presenta las m quizs contr n del bloq iento, dond arece confexiteEl ymxisupeesas algun Yaci Debiy terEn lentracontiesta un tiejes culmayores zonas de contacto entre arenas (Fig.7). La mayor movilidad del gas respecto al petrleo ol el pasaje selectivo de este fluido, el que a su vez tendra un mayor impacto en la caida de presi

ue bajo. De acuerdo a esto, en posiciones del Bloque III ms alejadas de la zona central del yacime se producen los mayores contactos entre arenas, deberan preservarse presiones ms altas. Esto p

irmarse por las diferentes presiones medidas en los pozos CD-1003 y CD-1004, y por las diferencias ntes entre las distintas secciones arenosas del bloque. acimiento con un contacto agua-petrleo ubicado en aproximadamente 3600 m, tendra una columna ma de hidrocarburos (petrleo y algo de gas) de 500 m. La longitud en sentido norte sur del mismo rara los 15 km y los cierres norte y sur estaran controlados por el hundimiento del plano de la falla CD en direcciones a los que se le sumara un deterioro de las facies reservorios (incluyendo el acuamiento de as de las secciones arenosas).

mientos combinados estructural estratigrfico

do a las fuertes variaciones estratigrficas que presentan los reservorios alojados en las unidades carbnicas ciarias, los cambios estratigrficos constituyen muchas veces un factor determinante en el entrampamiento. os yacimientos descriptos antes, las variaciones laterales de los reservorios no eran importantes en el mpamiento, o eran accesorios a la componente estructural. Sin embargo en los casos que sern descriptos a nuacin las componentes estratigrficas juegan un papel determinante en la configuracin de la trampa. De manera los acuamientos pendiente arriba de niveles porosos dentro de la secuencia analizada constituyen po de entrampamiento bastante comn en la cuenca. Estas situaciones han sido probadas sobre los distintos estructurales y demuestran la existencia de acumulaciones de hidrocarburos pendiente abajo de las inaciones estructurales presentes en dichos ejes.

De a pamientos pueden clasifiacarse dela siguiente mane Siste R

Yaci cuerdo a la sistemtica de Vincelette et al. (1999)estos entramra: ma: Estructural Sistema: Estratigrfico gimen: Pliegue Rgimen: Depositacional

Clase: Anticlinal Local Clase: Reservorio Local Subclase: Simple Subclase: Arenisca Local

Superfamilia: Tectnico Superfamilia: Arenisca aluvial Familia: Pliegue compresional Familia: Fluvial

Subfamilia: Faja Plegada y Corrida Subfamilia: Canal

miento Tranquitas:

Este yacimiento, descubierto en 1930 se encuentra ubicado en el hundimiento sur del Anticlinal de Aguarage,abarcando unos 10 km de longitud por un ancho promedio menor al kilmetro. En este sector el anticlinal de Aguarage presenta un anticlinal secundario, apretado, ubicado al este del eje principal y relacionado a un bajocorrimiento (Fig. 8). Ambos ejes muestran un pronunciado hundimiento hacia el sur, tendencia que se inicia en la culminacin de Cerro Tartagal, ubicada a unos 25 km ms al norte. En el anticlinal secundario (Eje Oriental) fueron explotados niveles arenosos lenticulares dentro de la Serie Abigarrada de la base de la secuencia terciaria (Constantini et al. 2002b). En el anticlinal principal (Eje Occidental) los principales niveles productivos se encontraban dentro de la Fm Tarija. En ambos ejes la estructura controla el cierre en sentido E-W, mientras que el cierre buzamiento arriba a lo largo de los ejes esta dado por el acuamiento en esa direccin de los distintos niveles de reservorio, los que se comportan como yacimientos independientes. En todo el yacimiento fueron perforados unos 180 pozos, que acumularon en unos 1,3 MMm3. De estos, unos 800.000 m3 se obtuvieron en la Fm Tarija por medio de unos 120 pozos.

Figura 8: Mapa estructural al tope de la Serie Abigarraday cortes transversales del Yacimiento Tranquitas

En la parte central del yacimiento se presenta una intercalacin de arenisca con importantes espesores (ms de 100 m), que se acua rpidamente tanto hacia el norte como hacia el sur. Debido a esta geometra fue interpretada como el relleno de un paleocanal orientado E-W y de unos pocas centenas de metros de ancho (Zunino 1945). Este cuerpo de arena, con porosidades del 20 % y permeabilidades del orden de los 100 mD, tuvo una acumulada de 233 Mm3 de petrleo, principalmente a partir de 4 pozos. El Yacimiento Tranquitas fue abandonado en 1962. En 2002 se ha recomenzado con la explotacin del mismo recuperndose desde entonces unos 53 Mm3 adicionales. Yacimiento Lomitas-Vespucio El Yacimiento Lomitas constituye la continuacin buzamiento arriba del Yacimiento Tranquitas. Fue descubierto en 1927 por la Standard Oil Company de Nueva Jersey (SOC), produciendo hasta la dcada del 60. El Yacimiento Vespucio corresponda a una pequea pertenencia minera (2000 x 500 m) localizada dentro de los cateos Lomitas de la SOC y explotada por YPF. Al igual que en el caso de Tranquitas, el Anticlinal de Aguarage en el sector de Lomitas presenta un marcado hundimiento hacia el sur, por lo que las acumulaciones de hidrocarburos tienen que estar controladas por cierres estratigrficos pendiente arriba (hacia el norte). De esta manera los niveles explotados corresponden principalmente a lentes de areniscas localizados dentro de la Fm Tarija. Fueron perforados un centenar de pozos, siendo de poco ms de medio milln de m3 el volumen de petrleo recuperado de estos yacimientos. Yacimiento Acambuco/Macueta Sur El yacimiento Acambuco/Macueta Sur est localizado en la Sierra de San Antonio (Fig 1) y se ubica en la culminacin de una estructura anticlinal local ubicada en el hundimiento sur del anticlinal de Macueta/San Alberto. La zona productiva corresponde a areniscas fluviales ubicadas dentro de la Fm. San Telmo. Fue descubierto por YPF en el ao 1970 mediante la perforacin del pozo Ac.x-1 y puesto en produccin en 1977. En las dcadas del 80 y 90 Bridas complet el desarrollo del campo, con la perforacin de 4 nuevos sondeos. Al 30 de junio de 2005 la acumulada de petrleo es de 124.987m3 y la produccin diaria promedio de 9m3/d. El 95% de esta acumulada proviene de los niveles arenosos de geometra lenticular ubicados en la Fm. San Telmo, mientras que el 5% restante corresponde a la Fm. Las Peas.El anticlinal de Acambuco/Macueta Sur corresponde a un pliegue asimtrico, con cierre en los cuatros sentidos y con un limbo dorsal (flanco oeste) tendido y un limbo frontal (flanco este) empinado. El tipo de estructuracin correspondera a un plegamiento del tipo fold bend folding (Iigo 2004) y el acortamiento medido para la cubierta carbnica es de 3.5km (Iigo 2004). En superficie, la unidad ms antigua aflorante corresponde a la Fm. Cangapi (Iigo 2004). Para el techo de esta unidad, se midi un cierre estructural propio de 125m (Iigo 2004), mientras que para el nivel reservorio, en la Fm. San Telmo, el cierre mnimo es de 83 m. Sin embargo, el factor estructural no es el nico interviniente en el entrampamiento puesto que la Fm. San Telmo muestra variaciones estratigrficas. Tanto el espesor como la calidad del reservorio presentan importantes variaciones laterales, razn por la cual de los 5 pozos perforados en la Fm. San Telmo, slo dos han tenido producciones significativas de petrleo, mientras que los restantes han tenido producciones marginales. El espesor total del intervalo productivo vara entre 28m y 5m, el espesor neto de arena entre 22m y 4m y el espesor til permeable entre 11 m y 0 m. La porosidad promedio es del 14% en los mejores pozos y del 8% en los ms pobres. Tal como se mencion, la geometra de los cuerpos es lenticular, encontrndose los mayores espesores en el centro de la estructura y disminuyendo hacia el Norte y especialmente hacia el Sur. De hecho, el pozo MacSx-1001, el ms alto de la estructura, atraves tan slo 5 m de arena, con un ensayo sin entrada, resultando improductivo en este nivel. El sello de la acumulacin de Macueta Sur est dado por una secuencia de arcilitas castaas a grisceas de aproximadamente 35m de potencia que corresponderan a depsitos de origen lacustre (Fig. 9).

Con relacin a los fluidos, el petrleo de Macueta Sur posee una densidad de 39 API y un contenido de gas muy bajo. Si bien la posicin del contacto de agua no se conoce, la altura de la columna est acotada entre el 85 y 125m, por lo tanto el contacto se ubicara entre los 250 msnm y los 275 msnm. Al da de la fecha el campo no ha producido agua, lo que sugiere la ausencia de un acufero activo.

MacS-1001 Ac.x-1 Mac.S-1004

Fm.

Can

gapi

Fm.

San

Telm

o

1005

1001

1002

1004

1003

Ac.x-1 Lnea2D

Figura 9: mapa estructural correspondiente al tope del nivel productivo en el campo Macueta Sur, lnea ssmica 2D interpretada en la que se observa el estilo estructural y corte estratigrfico nivelado a la base

del nivel peltico que sella la estructura. Pueden notarse las fuertes variaciones en el espesor de los niveles productivos

Yacimientos Campo Durn (Las Peas y San Telmo) y acatimbay-Campo Durn Sur: Estos yacimientos de gas y condensado se encuentran ubicados en los plunges del anticlinal de Campo Durn (Fig. 10), por encima del yacimiento desarrollado en la Fm Tupambi. El Yacimiento Campo Durn Las Peas Fm fue puesto en evidencia en 1996 al perforarse el pozo CD xp-1001. Ese mismo ao se produjo el descubrimiento de acatimbay-Campo Durn Sur. El yacimiento Campo Durn San Telmo fue definido al intervenirse antiguos pozos y punzarse delgadas intercalaciones arenosas de la mitad inferior de la formacin. La ubicacin de estos yacimientos en los hundimientos del anticlinal esta controlada por el acuamiento pendiente arriba de los niveles reservorios. En el caso del Yacimiento Campo Durn-Las Peas el acuamiento parece estar controlado por un rasgo erosivo en el techo de la formacin (Starck et al. 2002). A la fecha se han obtenido de este yacimiento unos 1320 MMm3 de gas y unos 180 Mm3 de condensado. La produccin del Yacimiento Campo Durn-San Telmo proviene de varios niveles lenticulares de areniscas, y alcanza a la fecha unos 600 MMm3 de gas y 70 Mm3 de condensado.

En acatimbay Campo-Durn Sur la produccin provino de un cuerpo arenoso de la base de la Fm San Telmo (o en la Fm Las Peas segn Disalvo et al. 1999). Como en el caso de los anteriores, se trata de un cuerpode dimensiones limitadas, tal como lo demuestra la evidencia ssmica (Disalvo et al. 1999) como as tambin la perforacin de pozos que resultaron improductivos. La produccin acumulada de este yacimiento es de unos 850 MMm3 de gas y 130 Mm3 de condensado. Trampas del Chaco Salteo: Fuera del mbito plegado de la cuenca se

redeavJolaQhi L BthFigura 10: mapa estructural al tope de la Fm Las Peas (o a un nivel cercano) mostrando la ubicacin de los

yacimientos alojados en rocas del Grupo Mandiyut en el Anticlinal de Campo Durn

conocen dos acumulaciones de hidrocarburos las que corresponden a los yacimientos Tonono y Jolln. Yacimiento Tonono Se trata de un campo descubierto en 1969, que acumul ms de 100.000 m3 de condensado y quem ms de 250 MMm3 de gas, en el poco tiempo que estuvo en produccin (Disalvo 2002). Sus dos pozos exitosos tuvieron producciones excelentes, ms de 700.000 m3/d (el doble que un pozo de Campo Duran), con excelente relacin gas/petrleo, a slo 2800 metros de profundidad. Tradicionalmente, este descubrimiento se consideraba un yacimiento estratigrfico "puro" formado por la geometra de los paleocanales de la Fm. Tupambi. De acuerdo a Disalvo (2002) el origen de la acumulacin es ms complejo. Uno de sus cierres, el Este, sera contra una falla distensiva y su vinculacin con los canales sera indirecta, ya que lo que

almente se punz y produjo fueron los dos o tres metros superiores del tope de un apilamiento multiepisdico barras, (posiblemente de desembocadura) que rellenan los canales. Este tope desarroll, por diagnesis o entamiento del material fino, porosidades del orden del 18% y permeabilidades excelentes. El Yacimiento lln correponde a una acumulacin muy localizada de petrleo alojada en los niveles arenosos lenticulares de Fm Tarija. uizs lo ms destacable de estos pequeos yacimientos sea que son indicativos que realmente existe drocarburo entrampado en el antepas. El desafo es encontrarlo.

ista de trabajos citados

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