LA CUENCA DE TARIJA
Páginas: 6 (1283 palabras)
Publicado: 17 de abril de 2015
LA CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA Y NOROESTE DE ARGENTINA: ¿SISTEMA PETROLERO ÚNICO O MÚLTIPLES SISTEMAS PETROLEROS?
El desarrollo de un nuevo marco estratigráfico basado en análisis paleontológicos, geología de campo e interpretación de información sísmica y de pozos en la Cuenca de Tarija, permitió la revisión del potencial generador de hidrocarburos en los conjuntos de secuencias de edad Silúricoy Devónico. Las muestras se extrajeron de diversos pozos y afloramientos en una extensa área que comprende la Faja Corrida del Subandino Sur, el Pie de Sierra y la llanura Chaqueña, entre El Codo de Santa Cruz (17°15’ S) y el yacimiento gasífero Ramos en el noroeste argentino (22°45’ S).
GEOLOGÍA
La Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentariasdesde el Silúrico al Reciente. El Ciclo Siluro-Devónico está compuesto por más de 3000 m de sedimentos clásticos de origen marino y edad silúrica y devónica, donde alternan facies arenosas y arcillosas. Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas la Formación Los Monos. Las facies de areniscas cuarcíticas delas formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri son los reservorios, alojando la mayor cantidad de reservas de gas de esta cuenca.
El Ciclo Mesozoico depositó durante el Jurásico cerca de 1000 m de facies clásticas de origen continental, principalmente eólico (Grupo Tacurú), que muestran un proceso de aridización. Estas facies arenosas son reservorio en numerosos campos como Monteagudo, SanRoque y Vuelta Grande entre otros. La deformación terciaria no afectó el sector oriental de la Cuenca, conocido como Llanura Chaqueña. Allí se destaca la presencia del Alto de Izozog, cuyo levantamiento más importante fue a fines del Cretácico, asociado a un máximo térmico que se cree ha desempeñado un rol preponderante en la maduración de las rocas madre de ese sector de la cuenca.
ROCA MADRELa calidad de la roca generadora varía de pobre a moderada y raramente buena. El contenido promedio de COT es de aproximadamente 1% o menor, ocasionalmente alcanzando un 2%. Los estadios térmicos de generación de hidrocarburos, se registran amplias variaciones desde fase de inmadurez a sobremadurez avanzada dependiendo de la posición estratigráfica y del marco geológico. El querógeno, en general noestructurado, es de tipo II/III a III con capacidad de generación mixta. Las secciones Givetiano y Eifeliano, llamadas Los Monos Superior por Disalvo y Villar (1999), presentan los mejores valores de COT y las facies potencialmente generadoras más ricas en materia orgánica. El Givetiano, tienen una buena proporción de muestras con querógeno que tiende a tipo II, lo que significa mayor propensiónpara originar primariamente petróleo. No obstante, los niveles del Givetiano se encuentran en condiciones desfavorables como rocas generadoras debido a la baja madurez térmica general. La sección Emsiano (Los Monos-Huamampampa), tiene pobre contenido de materia orgánica en Bolivia pero constituye una roca generadora interpretada cómo básicamente gasífera en el noroeste argentino. La secciónLochkoviano (Icla-Santa Rosa) registra el mayor contenido de materia orgánica en el área de influencia de Santa Cruz y en el Alto de Izozog, constituyendo probablemente una roca generadora activa en esa zona.
RESERVORIOS Y TRAMPAS
La totalidad de la columna estratigráfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos niveles reservorio. En sentido general se los puede dividir en dosgrandes grupos, devónico y supra-devónico, los reservorios devónicos son en general portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devónicos producen petróleo y/o gas. Los reservorios devónicos corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcíticas que producen principalmente por fracturación, depositadas en...
El desarrollo de un nuevo marco estratigráfico basado en análisis paleontológicos, geología de campo e interpretación de información sísmica y de pozos en la Cuenca de Tarija, permitió la revisión del potencial generador de hidrocarburos en los conjuntos de secuencias de edad Silúricoy Devónico. Las muestras se extrajeron de diversos pozos y afloramientos en una extensa área que comprende la Faja Corrida del Subandino Sur, el Pie de Sierra y la llanura Chaqueña, entre El Codo de Santa Cruz (17°15’ S) y el yacimiento gasífero Ramos en el noroeste argentino (22°45’ S).
GEOLOGÍA
La Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentariasdesde el Silúrico al Reciente. El Ciclo Siluro-Devónico está compuesto por más de 3000 m de sedimentos clásticos de origen marino y edad silúrica y devónica, donde alternan facies arenosas y arcillosas. Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas la Formación Los Monos. Las facies de areniscas cuarcíticas delas formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri son los reservorios, alojando la mayor cantidad de reservas de gas de esta cuenca.
El Ciclo Mesozoico depositó durante el Jurásico cerca de 1000 m de facies clásticas de origen continental, principalmente eólico (Grupo Tacurú), que muestran un proceso de aridización. Estas facies arenosas son reservorio en numerosos campos como Monteagudo, SanRoque y Vuelta Grande entre otros. La deformación terciaria no afectó el sector oriental de la Cuenca, conocido como Llanura Chaqueña. Allí se destaca la presencia del Alto de Izozog, cuyo levantamiento más importante fue a fines del Cretácico, asociado a un máximo térmico que se cree ha desempeñado un rol preponderante en la maduración de las rocas madre de ese sector de la cuenca.
ROCA MADRELa calidad de la roca generadora varía de pobre a moderada y raramente buena. El contenido promedio de COT es de aproximadamente 1% o menor, ocasionalmente alcanzando un 2%. Los estadios térmicos de generación de hidrocarburos, se registran amplias variaciones desde fase de inmadurez a sobremadurez avanzada dependiendo de la posición estratigráfica y del marco geológico. El querógeno, en general noestructurado, es de tipo II/III a III con capacidad de generación mixta. Las secciones Givetiano y Eifeliano, llamadas Los Monos Superior por Disalvo y Villar (1999), presentan los mejores valores de COT y las facies potencialmente generadoras más ricas en materia orgánica. El Givetiano, tienen una buena proporción de muestras con querógeno que tiende a tipo II, lo que significa mayor propensiónpara originar primariamente petróleo. No obstante, los niveles del Givetiano se encuentran en condiciones desfavorables como rocas generadoras debido a la baja madurez térmica general. La sección Emsiano (Los Monos-Huamampampa), tiene pobre contenido de materia orgánica en Bolivia pero constituye una roca generadora interpretada cómo básicamente gasífera en el noroeste argentino. La secciónLochkoviano (Icla-Santa Rosa) registra el mayor contenido de materia orgánica en el área de influencia de Santa Cruz y en el Alto de Izozog, constituyendo probablemente una roca generadora activa en esa zona.
RESERVORIOS Y TRAMPAS
La totalidad de la columna estratigráfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos niveles reservorio. En sentido general se los puede dividir en dosgrandes grupos, devónico y supra-devónico, los reservorios devónicos son en general portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devónicos producen petróleo y/o gas. Los reservorios devónicos corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcíticas que producen principalmente por fracturación, depositadas en...
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