GEOLOGÍA DE LA CUENCA SAN JORGE
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7/25/2019 GEOLOGA DE LA CUENCA SAN JORGE
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CONCURSO PBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL PARA LA EXPLORACIN
Y EXPLOTACIN DE REAS COSTA AFUERA (Ronda 01)
E9: GEOLOGA DE LA CUENCA SAN JORGE /ARGENTINA
INTRODUCCIN
DISTRIBUCIN REGIONAL DE LAS CUENCAS
DISTRIBUCIN DE LOS PRINCIPALES YACIMIENTOS
ESQUEMA ESTRUCTURAL
CUADRO ESTATIGRFICO
ROCA GENERADORA
UBICACIN Y DESCRIPCION DE POZOS
CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE / ARGENTINA
Se trata de una tpica cuenca intracratnica de gnesis extensiva desarrolladasobre un Basamento constituido por un complejo de porfidos cuarcferos y tobasasociadas conocido como Grupo Lonco Trapial en su sector norte y como Grupobaha Laura en el sur.
Se extiende como una fosa de direccin E-W entre dos reas relativamentepositivas: el Macizo Nordpatagonico o de Somuncura por el norte y el Macizo delDeseado por el sur. Hacia el este su contorno es mas irregular y esta limitada poruna zona que permaneci siempre estructuralmente elevada, permitiendo laconexin con condiciones marinas slo despus de la sedimentacin del Grupo
Chubut.
La superficie del sector costa afuera es de unos 30.000 km2, con una profundidadmxima de agua de 100 metros.
La Figura 6 muestra la distribucin regional de las cuencas del sur de laArgentina y los elementos megatectnicos ms relevantes.
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Figura-6
Desde el punto de vista estructural se reconocen cinco zonas principales, delas que son de mencionar para costa afuera las denominadas Flanco Norte;Centro de Cuenca y Flanco Sur.La Figura 7 muestra la posicin de las zonas mencionadas al mismo tiempo que ladistribucin de los principales yacimientos. Ntese que por la falta de desarrollo deyacimientos costa afuera, la suma de los yacimientos toma, por el momento, unaforma de herradura.
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Figura-7
El esquema estructural dominante es el de escalones de falla dados por fallasdirectas de alto ngulo, orientadas generalmente E-W, con complejidadesderivadas de patrones de fallas sintticas y antitticas. Los mejores espesores dearenas en las Formaciones productivas se encuentran en la parte superior de cadabloque de falla, indicando su contemporaneidad con la sedimentacin(Figura 8).
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Figura-8
La figura 9 es un cuadro estratigrfico simplificado puesto que desde el punto devista petrolero el inters se focaliza en el denominado Grupo Chubut, tanto en loque se refiere a roca generadora (F. D-129) como a los reservorios de lasFormaciones Castillo y Bajo Barreal ( y unidades equivalentes en los Flancos Nortey Sur).
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Figura-9
La roca generadora est constituida por lutitas negras y calizasoolticas,alcanzando en algunos puntos de control valores de TOC de hasta 4%.Los reservorios son cuerpos arenosos y areno-conglomeradicos de ambiente fluvialy deltaico, que hacia el oeste incrementan progresivamente la participacintobcea. La mayor parte de los reservorios, por la naturaleza del ambiente de
sedimentacin, son discontinuos, lenticulares y raras veces de espesores mayores alos 10 m. Los ms frecuentes estn en el rango de los 5 metros(Figura 10).
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Figura-10
El Flanco Norte tiene en promedio mayor frecuencia y espesor individual de capasarenosas en comparacin con los Flancos Sur y Oeste.
De manera general hay consenso en asignar al Grupo Baha Laura a una fase deSyn Rift temprano, mientras que el Neocomiano se correspondera con un Syn Rifttardo. La secuencia del Grupo Chubut pertenece a la fase Sag.
Por lo descripto ms arriba la porcin costa afuera de la cuenca tienecaractersticas geolgicas iguales a las conocidas en tierra firme.
Fue investigada por sondeos en dos periodos separados por unos 8 aos. La Figura11 indica la posicin de todos los sondeos: 13 en el Flanco Norte; 11 en el centro decuenca y 2 en el extremo nororiental de la cuenca.
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Figura-11
Durante el primer periodo, anos 1970-1971, se perforaron 17 pozos por lasempresas AGIP, TENNECO y SINCLAIR.
De estos 17 comprobaron petrleo 3 pozos: Marta x-1 y x-2 y Petrel x-1. Otros 9con buenas manifestaciones de hidrocarburos y los cinco restantes sin indicioalguno de hidrocarburos.
De los 3 descubridores es el AGIP Marta x-1 el ms relevante. Investig unatrampa con cierre en las cuatro direcciones, con una superficie de unos 30 km2. Unensayo a pozo abierto en el tope de la F. Comodoro Rivadavia produjo 76 m3/d depetrleo de 33*API a una profundidad de 850 m. El segundo sondeo, Marta x-2, aunos 1800 m del descubridor, encontr los mismos niveles 20 m estructuralmentemas bajos, recuperando 27 m3/d petrleo de 31* API.
El pozo TENNECO Petrel x-1, en una posicin profunda del Flanco Norteencontr petrleo en la Formacin Salamanca, midiendo mediante DST unos 75m3/d de petrleo de 25*API.
Estos descubrimientos fueron considerados, en su momento, subcomerciales, raznpor la cual no fueron desarrollados.
El segundo impulso exploratorio fue realizado entre 1978-1981, lapso durante elcual YPF perfor 7 pozos y Shell 2.
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YPF ubic 3 de los sondeos en el Flanco Norte y los 4 restantes en el Flanco Sur.Los dos perforados por SHELL: Astarte y Pandora fueron perforados en el sectornororiental, procurando investigar trampas estructurales someras asociadas aaltos del Basamento. Estos dos pozos atravesaron una columna sedimentaria muydelgada y no tuvieron rastros de hidrocarburos.
De los 7 pozos perforados por YPF 3 fueron descubrimientos no comerciales:Tehuelche x-1 y Mapuche x-1 en el Flanco Norte; Flamenco x-1 en el Flanco Sur.
Los mejores resultados fueron los del Tehuelche x-1, en niveles de la F. Mina ElCarmen. De los diversos ensayos a pozo abierto el ms destacado fue en una capade 5 m de espesor, entre 2352 y 2357 m. Produjo, en un ensayo de unas 30 horas,por surgencia natural 200 m3/d de petrleo de 47* API.
El Mapuche x-1 fue un descubrimiento modesto de solo 10m3/d de 28* API,tambin en la F. Mina El Carmen.
Los 4 sondeos de YPF en el Flanco Sur tuvieron rastros de petrleo, pero el nicoen recuperar petrleo fue el Flamenco x-1. De la F. Mina El Carmen produjo porsurgencia 102 m3/d de petrleo de 30* API.
En conclusin: para el sector costa afuera de la Cuenca del Golfo San Jorge, tantola generacin de hidrocarburos de la F. D-129. Como los reservorios del GrupoChubut no se consideran factores de riesgo, ya que la presencia de petrleo fueconfirmada en la mayora de los pozos perforados, con excepcin de aquellosubicados en reas donde la roca madre se comprob ausente. Esta afirmacin esvalida para lo que se ha dado en llamar Play o Modelo Somero. Es decir el Playreferido a los reservorios clsicamente productores, representados por lasFormaciones Mina El Carmen, Comodoro Rivadavia y Yacimiento El Trbol en elFlanco Norte y Mina El Carmen, Caado Seco y Meseta Espinosa en el Flanco Sur.
Para el Modelo Somero el problema radica en el desarrollo de tecnologas deperforacin y produccin que permitan recuperadas finales por pozo que haganrentable el desarrollo de futuros campos costa afuera.
Por eso, a pesar de los 26 pozos perforados, al costa afuera de la Cuenca del Golfode San Jorge se lo puede calificar como relativamente poco explorado, puesquedan estructuras interesantes que aun no han sido perforadas y otrasincompletamente conocidas.
En este sentido, nuevas alternativas exploratorias pueden ser consideradas deresolverse el problema de rentabilidad de los proyectos. La herradura deyacimientos mencionada en prrafos anteriores puede potencialmente convertirseen una elipse.
Un segundo Play a considerar es el Profundo, el que est poco explorado en tierrafirme y totalmente inexplorado costa afuera. Bsicamente se trata de potencialesreservorios que se encontraran dentro de intervalos equivalentes a lasFormaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera y Pozo Cerro Guadal, en forma de
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hipotticos complejos deltaicos depositados alrededor de bloques elevados deBasamento.
Debe reconocerse que este Modelo Profundo conlleva muchos riesgos eincertidumbres, como as tambin profundidades al objetivo del orden de 4.000-5.000 metros.
Informe Geofsico - rea Enarsa - 9
Introduccin y Ubicacin del bloque
Ilustracin de Campaa ssmica GSI Ao 1978
Ilustracin de Campaa ssmica YMN sobre TaludContinental
Ilustracin de Perfil 2D con rumbo Norte-Sur
Este bloque ubicado en zona de talud tiene una superficie de 11.700 Km2 y la registracion
obtenida para la zona es de 500 km. de ssmica 2D.
La figura 24 deja verificar la necesidad de mayores estudios en el bloque.
Figura 24 -
La informacin en proceso de adquisicin para el SPAM 2008, no est incluida en elpaquete informativo que forma parte del PLIEGO
La ilustracin representa ssmica en el Talud de la campaa GSI en el ao 1978.
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Figura 25 -
La presente imagen deja observar la ssmica en zona de Talud Continental campaa YMN.
Figura 26 -
El perfil 2D con rumbo N -S, en zona de plataforma es observada en la siguiente figura.
Figura 27 -
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Figura 27 -
CONCURSO PBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL PARA LA EXPLORACIN
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