la cuenca de tarija, bolivia y noroeste de argentina

LA CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA Y NOROESTE DE ARGENTINA: SISTEMAPETROLERO NICO O MLTIPLES SISTEMAS PETROLEROS?

Carlos E. Cruz1, Claudio A. Sylwan2 y Hctor J. Villar3.1: Pluspetrol S.A., Buenos Aires, Argentina, [email protected]: Pan American Energy L.L.C., Buenos Aires, Argentina, [email protected]: FCEN-Dep. Cs. Geolgicas, UBA-Conicet, Buenos Aires, Argentina, [email protected]

Keywords: Tarija Basin, Bolivia, Argentina, petroleum geochemistry, petroleum systems.

Abstract. The Tarija Basin of Bolivia and Northwestern Argentina: A single petroleum system or multiplepetroleum systems?.

The development of a new stratigraphic framework in the Tarija Basin allowed the review of thehydrocarbon source potential within the clasically recognized Devonian sequence sets. Nearly 1000 rocksamples data (TOC, Rock-Eval pyrolysis and kerogen microscopy) were evaluated for source rock typingand maturity assessment. Poor to moderate, and occasionally good source rock qualities have been recordedin most of the evaluated samples. Variations from thermal immaturity to overmaturity are dependent onstratigraphic position and geologic setting. Effective expulsion of hydrocarbons is believed to have begun atrelatively high levels of thermal maturity (VRE>0.9-1.0%), with prevalence of gassy hydrocarbons.Modeling of hydrocarbon generation of the Devonian source rocks demonstrates that the main episodes ofexpulsion and charge occurred coupled to the Andean tectonics. A generally low thermal heat flow linked tothe Tertiary foreland deposits constrained the maturation process.Hydrocarbon occurrences are restricted to light oil, condensate and gas. Gas chromatography and biomarkerdata of 10 oil/condensate samples along with isotope data of 29 gas samples from different reservoirs andfields were evaluated. The predominance of condensate accumulations precluded assessing definite oil-source correlation patterns. Nevertheless, genetic relations were proved for Givetian and, particularly, theEifelian sources. Isotope data, arranged by reservoir and geographic location, point to significant variationsin thermal maturity, allowing for distinct kitchens of a same source rock and/or co-sourcing.Three petroleum zones are recognized in the Tarija Basin: Santa Cruz, Pilcomayo (extending up to northernArgentina) and the South Subandean Thrust Belt. In addition to the proved Los Monos charge systems, twopetroleum systems are proposed: Seccin Lochkoviano-Carbnico(.) and Kirusillas-Santa Rosa(.).

INTRODUCCINEl desarrollo de un nuevo marco estratigrfico basado en anlisis paleontolgicos, geologa de campo einterpretacin de informacin ssmica y de pozos en la Cuenca de Tarija (Albario et al., 2002), permiti larevisin del potencial generador de hidrocarburos en los conjuntos de secuencias de edad Silrico yDevnico. El diagrama de la Figura 1 incluye una columna estratigrfica generalizada para toda el rea deestudio, detallndose las rocas generadoras comprobadas y potenciales de los niveles pelticos siluro-devnicos que corresponden a episodios transgresivos y de mxima inundacin. Estas rocas madre recibende manera informal el nombre de la edad a la que pertenece el correspondiente conjunto de secuencias oepisodios.Informacin geoqumica de aproximadamente 1000 muestras de rocas (contenido orgnico total COT,pirlisis Rock-Eval y microscopa del quergeno) fue asignada a las correspondientes secuenciasestratigrficas y evaluada para identificar tipos de quergeno y madurez trmica. Las muestras se extrajeronde diversos pozos y afloramientos en una extensa rea que comprende la Faja Corrida del Subandino Sur, elPie de Sierra y la llanura Chaquea, entre El Codo de Santa Cruz (1715 S) y el yacimiento gasfero Ramosen el noroeste argentino (2245 S). La zona denominada Boomerang, ubicada al norte y noroeste de ElCodo de Santa Cruz se excluye de este estudio. Las muestras de hidrocarburos lquidos fueron obtenidas dediversos yacimientos, descubrimientos recientes y manaderos superficiales como Ro Grande, La Pea, Tita,Ro Seco, Tacobo, Tajibos, Monteagudo, Arroyo Taput (Sierra de Charagua), Ro Pilcomayo yMadrejones. Las muestras de gas corresponden a los yacimientos Ro Grande, La Pea. Tundy, Ro Seco(Escarpment e Iquiri), Tacobo, Tajibos, Monteagudo, San Roque, Vuelta Grande, Camiri, Tatarenda (Iquiri

1 V Congreso de Exploracin y Desarrollo de Hidrocarburos, Mar del Plata, Nov. 2002, IAPG. CD-ROM, 19 p.

18

20

22

20

22

6264

A R G E N T I N A

PARAGUAY

BOLIVIA

Villamontes

100 km63 62

ELDORADO

TATARENDA

SAIPUR IZOZOG

CARANDAEL CEDRO

AREA TARIJA

VESPUCIO

ISIRI

MATARAL

BERMEJO

BERMEJO

PARAPET

USTAREZ

CARANDAIGUA

IIGUAZU

RAMOS

MIRAFLORES

TACOBO

CURICHE

RIO GRANDE

MADREJONES

LA PEA

RO SECO

SAN PEDRITO

CAMIRI

TUNDY

HUAYCO

VUELTA GRANDE

SAN ROQUE

TAJIBOS

PILCOMAYOSEEP

TAPUT SEEP

MONTEAGUDO

TITA

Santa Cruz de la Sierra

MACUETA

Figura 1. Mapa de ubicacin y columna estratigrficageneralizada correspondiente a la Cuenca de Tarija, surde Bolivia y noroeste de Argentina. Los nombres de lasedades designan informalmente los ciclos sedimentariosdel Devnico. A la derecha de la columna se indican losnombres formacionales de Bolivia.

AFLORAMIENTO

POZO

GAS

PETRLEO

MUESTRAS


y Huamampampa), Huayco, Ramos (Santa Rosa y Huamampampa), San Pedrito (Huamampampa y SantaRosa), Macueta y Madrejones.El objetivo de este trabajo es esencialmente caracterizar el hbitat de hidrocarburos del rea, diferenciandoregiones con patrones determinados de generacin y tipo de hidrocarburos. Sobre esta base, se pretendedefinir zonas donde las evidencias apuntan ya sea a un sistema petrolero nico o, alternativamente, sugierenla interaccin de sistemas petroleros mltiples. Algunos de los resultados preliminares y parte de lashiptesis que aqu se discuten fueron sintticamente presentados en AAPG Denver 2001 (Cruz et al., 2001)y Hedberg Mendoza 2001 (Cruz y Villar 2001).

GEOLOGALa Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde elSilrico al Reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarqua de conjunto desupersecuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. Estos ciclossobreyacen en discordancia a rocas de edad Cambro-Ordovcico consideradas basamento econmico.El Ciclo Siluro-Devnico est compuesto por ms de 3000 m de sedimentos clsticos de origen marino yedad silrica y devnica, donde alternan facies arenosas y arcillosas. La ciclicidad y continuidad lateral deciertos lmites litolgicos han sido tomadas como base para su divisin en secuencias y conjuntos desecuencias (Starck 1995; Albario et al., 2002). Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y grisoscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas solamente las que seasignan a la Formacin Los Monos (Disalvo y Villar 1999). Adicionalmente a su capacidad generadora estasfacies 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 estacuenca.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 1500m de espesor y estn compuestos principalmente por facies clsticas continentales que muestran unaimportante influencia de eventos glaciales que afectaron al Supercontinente de Gondwana durante elCarbnico (Eyles et al., 1995). Trabajos recientes enmarcan estos sedimentos dentro de un modeloestratigrfico secuencial, caracterizando sus paleoambientes deposicionales (Schulz et al., 1999; Viera yHernndez 2001). Estas facies glaciales y periglaciales componen una alternancia de areniscas de canales yrellenos de valles (reservorios) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos). La parte superior de este ciclo fuedepositada 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 seridentificado en otras regiones de Gondwana. Estas facies arenosas son reservorio en numerosos camposcomo Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande entre otros. Durante el Cretcico Superior hubo eventostransgresivos que alcanzaron el sector norte de la cuenca de Tarija (rea de Santa Cruz) que depositaronaproximadamente 300 m de sedimentos clsticos calcreos.El Ciclo Terciario est vinculado a una antefosa relacionada con el levantamiento tectnico de la Cordillerade los Andes, con registros mayores a los 5000 m de facies clsticas continentales. Exhiben una secuenciatpicamente grano y estratocreciente, caracterstica de depsitos sinorognicos. La porcin basal de esteciclo (Fm. Yecua), considerada un sello regional ms alto de la cuenca, representa una ingresin marinaocurrida durante el Mioceno.Durante el Terciario Superior la columna estratigrfica de la Cuenca de Tarija fue afectada por los ltimospulsos de la Orogenia Andina, estando completamente involucrada en el sector externo de la Faja CorridaSubandina. La deformacin terciaria no afect el sector oriental de la Cuenca, conocido como LlanuraChaquea. All se destaca la presencia del Alto de Izozog, una gran estructura enterrada cuyo levantamientoms importante fue a fines del Cretcico, asociado a un mximo trmico que se cree ha desempeado un rolpreponderante 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 comoubicado 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


Figura 2. Distribuciones del contenido de materia orgnica de las muestras evaluadas.

Figura 3. Determinacin de tipos de quergeno por pirlisis Rock-Eval.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 40 80 120 160 200IO (mg CO2/g COT)

IH (m

g H

C/g

CO

T)

FrasnianoGivetianoEifelianoEmsianoPragianoLochkovianoSilrico

III

IV

II

I

COT (%peso)

0

20

40

60

80

100

120

140

FrasnianoGivetianoEifelianoEmsianoPragianoLochkovianoSilrico

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 >2.0

Frec

uenc

ia


viejos. El acortamiento es transmitido desde el despegue basal en el Silrico cortando en rampa y generandosistemas duplex de anticlinales de rampa (Belotti et al., 1995; Starck 1999) o pliegues de propagacintrasladados (Kozlowski et al., 2001) en las areniscas cuarcticas silricas y devnicas. Este sistema sueletener un despegue superior en la seccin basal de arcillas negras de la Fm. Los Monos que no transmite elacortamiento hacia adelante sino que se deforma con una doble zona triangular con puntos ciegos ubicadosen base y techo de Los Monos (Giraudo et al., 1999). Por encima del nivel de despegue localizado en laparte alta de Los Monos, las unidades estratigrficas se deforman en anticlinales de flancos con altobuzamiento y frecuentemente fallados en el ncleo. Estos anticlinales angostos conforman trenesestructurales positivos regionales de varias decenas de kilmetros de extensin y clara expresintopogrfica, que en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino. El Pie de Sierra representa laposicin externa y muestra una deformacin no tan intensa y un relieve no tan abrupto. Aqu loscorrimientos 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 emergentede la faja corrida, llamada Falla de Mandeyapecua, que tiene un rechazo superior a los 2000 metros.

ROCA MADREEn la mayor parte de las rocas evaluadas, la calidad de la roca generadora vara de pobre a moderada yraramente buena, lo cual concuerda con los resultados de Moretti et al. (1995). El contenido promedio deCOT es de aproximadamente 1% o menor, ocasionalmente alcanzando un 2% (Figura 2). Respecto de losestadios trmicos de generacin de hidrocarburos, se registran amplias variaciones desde fase de inmadureza sobremadurez avanzada dependiendo de la posicin estratigrfica y del marco geolgico. El quergeno, engeneral no estructurado, es de tipo II/III a III (Figura 3) segn la pirlisis Rock-Eval con capacidad degeneracin mixta (gas/petrleo). Debido al limitado contenido de materia orgnica y al carcterparcialmente refractario del quergeno, se cree que la etapa de expulsin de hidrocarburos comienza aniveles relativamente altos de stress trmico, a una RVE>0.9-1.0% (reflectancia de vitrinita equivalente),con predominio de hidrocarburos gaseosos. Las secciones Givetiano y Eifeliano (formaciones Iquiri y LosMonos, Figura 1), llamadas Los Monos Superior por Disalvo y Villar (1999), presentan los mejores valoresde COT y las facies potencialmente generadoras ms ricas en materia orgnica (Figuras 2 y 3) en la granmayora de las reas evaluadas. Ambas secciones, pero principalmente el Givetiano, tienen una buenaproporcin de muestras con quergeno que tiende a tipo II, lo que significa mayor propensin para originarprimariamente petrleo. No obstante, los niveles del Givetiano se encuentran en condiciones desfavorablescomo rocas generadoras debido a la baja madurez trmica general. La seccin Emsiano (Los Monos-Huamampampa) llamada Los Monos Inferior por Disalvo y Villar (1999), tiene pobre contenido de materiaorgnica en Bolivia pero constituye una roca generadora interpretada por los mismos autores cmobsicamente gasfera en el noroeste argentino. La seccin Lochkoviano (Icla-Santa Rosa) registra el mayorcontenido de materia orgnica en el rea de influencia de Santa Cruz y en el Alto de Izozog, constituyendoprobablemente una roca generadora activa en esa zona. La poca cantidad de muestras de esta seccin esconsecuencia del limitado nmero de pozos que la han perforado. La informacin disponible sobre elSilrico se obtuvo de muestras de afloramiento de la faja corrida interna e indica niveles de elevadasobremadurez y escasa riqueza residual en materia orgnica. Sin embargo, se considera que los valores deCOT podran haber sido significativamente ms altos previo a la sobremaduracin (Figuras 2 y 3). No secuenta con informacin de otros sectores de la zona de estudio.La Figura 4 corresponde a los perfiles geoqumicos de los pozos DRD-X1001 (El Dorado), UTZ-X1(Ustarez) y Ve.x-1 (Vespucio), los dos primeros en la zona de Santa Cruz y el ltimo en el Pie de Sierra delnorte argentino. Aunque en el pozo DRD-X1001 (Figura 4a), perforado con inyeccin inversa, se efectu unsevero tratamiento de limpieza y extraccin previo al anlisis, no se descarta cierta distorsin de los valoresde COT y Rock-Eval. De todas formas, se cree que las sutiles diferencias que presentan las distintassecciones entre s son autnticas, siendo notables los buenos valores de COT e IH (ndice de hidrgeno) delLochkoviano, comparables con aquellos del Givetiano y Eifeliano. Otros hechos destacables en este perfilson la madurez trmica baja del Eifeliano y no especialmente alta del Lochkoviano (Ro algo superior a 1%).El pozo UTZ-X1 (Figura 4b) se ubica en la regin de influencia del Alto de Izozog, afectada por un flujotrmico elevado que induce una madurez trmica excesiva. Los aspectos significativos de este pozo son lamadurez trmica del Eifeliano (Los Monos) en fase de generacin de petrleo (Ro~0.9%) y los excelentesvalores de COT de hasta el 2% en el Lochkoviano (Devnico basal Santa Rosa-Icla Boomerang Shale


Prof.(m)

DIOXIDO deCARBONOORGNICO

HIDROCARBUROSLIBRES

NDICE dePRODUCCIN

BAJOMOD.-ALTO

CONTENIDO ORGNICO

Inm

adur

o

Petr

leo

Gas/

Cond

.

Inm

adur

o

Petr

leo

Gas/

Cond

.

Inm

adur

o

Petr

leo

Gas/

Cond

.

REG

.

POTENCIAL deGENERACIN

MOD.

POBR

E

BUENO GAS

MIX

TO

TIPO HC

PETRLEO PETRLEOGAS

MIX

TO

TIPO HC

Figura 4. Perfiles geoqumicos de los pozos: a) DRD-X1001 (El Dorado); b) UTZ-X1 (Ustarez) yc) Ve.x-1 (Vespucio)

??

? ?

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

5800

6000

6200

6400

6600

a) EL DORADO -X1001

Fr

Gi

Ei

Em

Pr

Lo

GR AIT

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

b) USTAREZ -X1

Gi

Ei

Em

Pr

Lo

Sil

GR ILD

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

COT(%peso)

0 2S2

(mgHC /g roca)S2/S3

100S3

(mgCO /g roca)2IH

(mg HC/g COT)IP

(S1/S1+S2)S1/COT(mg HC/g)

0 00500 0.5500 10 0 1 2Tmax

(C)

400 490Ro(%)

0.2 1 2TAI

1 41

c) VESPUCIO.x-1

Gi

Ei

Em

Pr

GR RD/RS

Fr: Frasniano - Gi: Givetiano - Ei: Eifeliano - Em: Emsiano - Pr: Pragiano - Lo: Lochkoviano - Sil: Silrico


CARBNICO

FRASNIANO

GIVETIANO

EMSIANO

PRAGIANO

LOCHKOVIANO

SILRICO

Ro 0.7%

Ro 1.0%

Ro 1.3%

KIRUSILLAS

SANTA ROSA

HUAMAMPAMPA

IQUIRI

NSANTA CRUZ

?

?

SNW ARGENTINA

?

ROBOR= = JUMBATE

TARABUCO

EIFELIANO

ICLA

ICLA

- 5000m.r.n.m.

SIN ESCALA

LOS MONOS

SUPERIOR

LOS MONOS

INFERIOR HUAMAMPAMP

A

SANTA ROSA

?

LOS MONOS

BOOMERANGSHALE

- 4000m.r.n.m.

?

Figura 5. Modelo estratigrfico para el Devnico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz (adaptado de Albario et al., 2002)con posibles zonas de generacin en el Pie de Sierra y sentido de migracin de hidrocarburos.


Jumbate), a pesar de su alta madurez trmica (Ro>2%). Esta seccin Lochkoviano es estratigrficamentecorrelacionable con las arcillas negras marinas de la Fm. Robor (Boomerang Shale) en la zona delBoomerang, donde presenta muy buenos parmetros geoqumicos y es roca madre probada de petrleo(Laffitte et al., 1998). Este hecho, considerado en conjunto con los registros de muy buena riqueza orgnicadel Lochkoviano en DRD-X1001 y UTZ-X1, dos pozos distantes en el sector norte de la zona de estudio,sugieren fuertemente que esas caractersticas son generales para la zona de Santa Cruz. El pozo Ve.x-1(Figura 4c) presenta valores de COT interesantes tanto en el Eifeliano (Los Monos Superior) como en elEmsiano (equivalente a Huamampampa en Bolivia y Los Monos Inferior en Argentina segn Albario et al.,2002), siendo el Eifeliano ms propenso a la generacin de petrleo de acuerdo con los datos Rock-Eval. Unaspecto destacable es que, a profundidades ms someras en Ve.x-1 (Figura 5), niveles estratigrficos de edadequivalente presentan mayor madurez trmica que los correspondientes en DRD-X1001 (Figura 4a y c), enun marco de idntico ambiente tectnico (Pie de Sierra). Un patrn de mayor madurez trmica tambinmuestra el pozo To-1 (Tonono), ubicado 50 km al noreste de Ve.x-1 (Disalvo y Villar 1999), a pesar de quelos niveles devnicos son ms someros an. Esta situacin se interpreta como indicador de un incrementodel flujo trmico regional de sentido Norte a Sur.

RESERVORIOS Y TRAMPASLa totalidad de la columna estratigrfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos nivelesreservorio. 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 sefundamenta principalmente en que los reservorios devnicos son en general portadores de gas yocasionalmente condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devnicos producen petrleo y/ogas. No es el propsito de este trabajo hacer una descripcin detallada de las facies y caractersticaspetrofsicas.Los reservorios devnicos corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Sonareniscas cuarcticas que producen principalmente por fracturacin, depositadas en ambiente marino litoraly de plataforma externa. La Fm. Iquiri presenta caractersticas petrofsicas algo diferentes, presentandoocasionalmente porosidades primarias que llegan al 19%. En algunos yacimientos, Iquiri albergaacumulaciones de hidrocarburos que la emparientan con los reservorios supra-devnicos.Los reservorios supra-devnicos se encuentran en los ciclos Carbnico-Prmico, Mesozoico y base delTerciario (Fm. Petaca). Son areniscas de origen elico y fluvial de ambiente glacial, periglacial y continentalque producen por porosidad primaria, con valores que oscilan entre 12 y 30%.Las trampas son mayormente estructurales, no siendo comn el entrampamiento puramente estratigrfico.Algunas acumulaciones en el Terciario, donde los reservorios son areniscas fluviales efmeras de marcadalenticularidad, posiblemente tengan una fuerte influencia estratigrfica en el entrampamiento.Las principales vas de migracin estn vinculadas a sistemas de fallas y fracturacin.

MODELADO TRMICO Y CINTICOEl modelado de generacin de hidrocarburos de las rocas madre devnicas (consultar tambin Dunn et al.,1995; Moretti et al., 1996) muestra que los principales episodios de expulsin y carga se produjeron unidosa la tectnica andina.A pesar de profundidades de soterramiento considerables, la existencia de un rgimen de flujo trmico suavevinculado a la depositacin del Terciario Orognico impuso restricciones al proceso de maduracin. En elrea de influencia de Santa Cruz (Figura 6a), el espesor del Terciario (no ms de 2500 m de potencia en lossinclinales) no result suficiente para madurar la seccin Eifeliano (Los Monos), pero s el intervaloLochkoviano, que alcanza la madurez trmica necesaria para la expulsin efectiva de hidrocarburos (valoresde reflectancia de vitrinita en el rango de 0.9-1.1%). La seccin Silrico habra alcanzado una madurezmayor (Figura 7a), de etapa de generacin de gases ricos en transicin a gas seco. Segn las posicionesmodeladas no se han encontrado diferencias sustanciales entre sinclinal y anticlinal. De acuerdo con lastrampas efectivamente alimentadas por hidrocarburos y su madurez estimada, la movilizacin desde lascocinas ocurri por medio de fallas.Hacia el sur, en el rea de influencia de Ro Pilcomayo-Villamontes, se interpreta un incremento del flujotrmico y, por consiguiente, la seccin Eifeliano deviene en roca generadora efectiva. En el norte deArgentina, el espesor de la columna terciaria aumenta y, adems, los valores de flujo trmico son


0.7

RIO SECO EL DORADO

1.3

Terciario

Mesozoico

Carbnico

Devnico Medio

Devnico Inferior

Silrico

1.0

a)

-10

-8

-6

-4

-2

n.m.

2 km

2.0

1.3

0.7

1.0 0.71.0

1.3

Mesozoico

Carbnico

Devnico Medio

Devnico Inferior

Silrico

TerciarioHUAYCO - ISIRI

HONDURASb)Migracin

Petrleo

Petrleo y Gas

Gas

3 km

-10

-8

-6

-4

-2

n.m.

2 km

0.7

1.3

Figura 7. Cortes geolgicos incluyendo ventanas de madurez segn reflectancia de vitrinita: a) Ro Seco - El Dorado en la zona de Santa Cruz y b) rea de Entre Ros en la Faja Corrida interna.

1.0

0.7%Ro

1.0%Ro

2.0%Ro1.3%Ro


probablemente ms altos en el marco regional. All la seccin Eifeliano (Los Monos Superior en Disalvo yVillar, 1999) es roca generadora probada de hidrocarburos, del mismo modo que es considerada la seccinEmsiano (Los Monos Inferior en Argentina y Huamampampa en Bolivia; Albario et al., 2002).En la Faja Corrida, el rgimen trmico suave es compensado por las espesas columnas del TerciarioOrognico que alcanzan hasta 5000 m. La Figura 6b muestra las ventanas de madurez modeladas enposiciones de sinclinal. El cambio a posiciones de anticlinal es notable (Figura 7b), con ventanas demadurez cortadas por los corrimientos. La seccin Eifeliano (Los Monos) es roca madre comprobada depetrleo y posiblemente gas, encontrndose en etapa de generacin pstuma de petrleo, llegando a ventanade gas en los sinclinales. Por otro lado, la seccin Givetiano (Iquiri) podra constituir una roca generadoraactiva de encontrarse soterrada adecuadamente. Se considera que la sobrecarga durante el Carbonfero fueconsiderable para la maduracin de las rocas generadoras de edad Silrico, que actualmente podran estargenerando gas seco en una etapa pstuma o de expulsin final. En este sector de la Cuenca las vas demigracin preferenciales tambin son las fallas.

HIDROCARBUROSLa presencia de hidrocarburos en la cuenca (Illich et al., 1981) se limita a petrleo liviano, condensado ygas. Para su caracterizacin en el presente estudio, se evaluaron datos de cromatografa en fase gaseosa,isotpicos y de biomarcadores de 10 muestras de petrleo/condensado junto con datos isotpicos de 29muestras de gas (Figura 1) de diferentes reservorios y yacimientos.Un aspecto importante de la evaluacin es que el predominio de acumulaciones de condensado dificulta laevaluacin de patrones definidos de correlacin petrleo-roca madre y petrleo-petrleo. No obstante, secomprobaron relaciones genticas para rocas givetianas y en especial eifelianas, que originaron petrleos deafinidad mixta marino-terrestre. En particular, la seccin Givetiano (un extracto de muestra de corona deIquiri del pozo Curiche-X1) se interpret como la roca madre de un afloramiento de petrleo de generacintemprana en el Arroyo Taput, en el frente de corrimiento emergente en la Sierra de Charagua, colectado deareniscas de la Fm. Iquiri (Figura 8a). Los fingerprints de biomarcadores (triterpanos y esteranos) de laFigura 8b tambin muestran el vnculo gentico de un petrleo de Monteagudo de reservorio mesozoico conlas rocas madre eifelianas de la faja corrida, especficamente un extracto de una muestra del pozo ISR-X1(Isiri). Esta misma vinculacin exhibe una muestra de un afloramiento de petrleo en la base del Carbnico(Tupambi) en el Ro Pilcomayo, 10 km al norte del pozo ISR-X1.En el rea de Santa Cruz, un petrleo del yacimiento Ro Grande (reservorio Carbnico) se consideraoriginado en etapa de pico mximo de generacin, a un nivel de madurez superior al de la seccin Eifelianoy comparable al de la seccin Lochkoviano del pozo DRD-X1001 (Figura 4a). En tanto, un condensado delreservorio Huamampampa en el pozo TCB-X1001 (Tacobo), aunque con prdida importante decomponentes livianos, registr una madurez estimada de 1.2-1.3%Ro (anloga a la de condensados delCarbnico de Ro Seco y Terciario de Tajibos). Se lo interpreta como originado sobre el final de la etapa degeneracin de gases hmedos, fase de madurez propia del Lochkoviano en DRD-X1001 y comparable a laatribuida a la seccin Lochkoviano de TCB-X1001, de acuerdo con el perfil de madurez trmica proyectadoa partir de medidas de Ro. En la misma zona pero en la regin de influencia del Alto de Izozog, un petrleodel yacimiento Tita (reservorio Carbnico) sugiere una madurez trmica de 0.9% RVE, similar a la quepresenta la seccin Eifeliano del pozo UTZ-X1 (Figura 4b). De acuerdo con los fingerprints debiomarcadores, el petrleo de Tita muestra consanguinidad con el petrleo del yacimiento Monteagudo y,consecuentemente, se interpreta como generado por la seccin Eifeliano (Los Monos).Las acumulaciones de gas se atribuyen a generaciones mltiples. Los datos isotpicos, organizados por edadde reservorio y ubicacin geogrfica (Figura 9), sealan variaciones importantes en la madurez trmicapermitiendo la postulacin de distintas cocinas de una misma roca madre y/o cogeneracin.Los gases de reservorios supra-devnicos (Figura 1) se dividen en tres grupos (Figura 9 a y c): 1) muestrasde Ro Grande-La Pea-Tundy junto con muestras de Ro Seco y Tajibos del rea de Santa Cruz; 2)muestras de San Roque y Vuelta Grande en el rea de Pilcomayo; 3) muestras de Monteagudo en la FajaCorrida del Subandino Sur. Los gases del conjunto (1) muestran segn sus datos isotpicos de metano(Figura 9a) mayor madurez respecto de los otros gases y, adems, apartamiento significativo de la lneacogentica metano-etano. Se los interpreta como mezclas de diferentes gases con aportes de una roca madrecon mayor madurez que la seccin Eifeliano (Los Monos) de las zona, posiblemente la seccinLochkoviano. La madurez trmica de la fraccin hmeda derivada de los valores isotpicos de propano


19

/3

20

/3

21

/3

22

/3

23

/3

24

/3

24

/4

25

/3

29

/3

26

/3 28

/3

Ts

Tm

29H

30H

31H

34H

32H

33H

35H

29Ts

30

dia

H

19/3

20/3

21/3

22/3

23/3

24/3

24/4

25/3

29/3

26/3

28/3

Ts

Tm

29H

30H

31H

34H

32H

33H35H

29Ts

30dia

H

TRITERPANOS M/Z 191

C27 Diasteranos

C29 Diasteranos

C29 Esteranos

C27 Diasteranos

C29 Diasteranos

20S

20R

20S

20R

C27 Esteranos

C27 Esteranos

C29 Esteranos

Esteranos de cadena

corta

ESTERANOS M/Z 217

Esteranos de cadena

corta

20S

20R

20S

20R

19/3 2

0/3 21/3

22/3

23/3

24/3

24/4

25/3 2

9/3

26/3 2

8/3 Ts

Tm

29H

30M

30H

31H

34H

32H29M

33H

35H

TRITERPANOS M/Z 191

19

/3 20

/3 21

/3

22

/3

23

/3

24

/3 24

/4

25

/3 29

/3

26

/3

28

/3

Ts

Tm

29H

30M

30H

31H

34H

32H

29

M

33H35H

C27 Diasteranos

C29 Diasteranos

C29 Esteranos

20S

20R

C27

20S

20R

Esteranos de cadena

corta

Esteranos de cadena

corta

ESTERANOS M/Z 217

C27 Diasteranos

C29 Diasteranos

C29 Esteranos

20

S

20

R

20

S

20

R

Extracto de Iquiri - Curiche-X1

Petrleo del ManaderoTaput - Sierra de Charagua

Esteranos

C27 Esteranos

Extracto de Los Monos - Isiri-X1

Petrleo del Yacimiento Monteagudo

Figura 8. Correlaciones petrleo-roca madre: a) afloramiento de petrleo inmaduro en F. Iquiri de la Sierrade Charagua con un extracto de la seccin Givetiano (Iquiri) del pozo Curiche-X1 en el Pie de Sierra yb) del yacimiento Monteagudo con un extracto de la seccin Eifeliano (Los Monos) del pozo Isiri-X1 en laFaja Corrida del Subandino Sur.


Gases de ReservoriosSupra-Devnicos

Gases de ReservoriosDevnicos

-50

-45

-40

-35

-30

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-40 -35 -30 -25 -20

0.5

0.7

0.9

1.1

1.31.5

1.8

2.0

2.5

3.0

Refle

ctanc

iade

lavit

rinita

equiv

alente

(%Ro

)

-40 -35 -30 -25 -20

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.8

2.0

2.5

3.0

Refle

ctanc

iade

lavit

rinita

equiv

alente

(%Ro

)

Mezcla de diferentesgases

termognicos

-40 -35 -30 -25 -20

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.8

2.0

2.5

3.0

Refle

ctanc

iade

lavit

rinita

equiv

alente

(%Ro

)

Mezcla de diferentesgases

termognicos

13

C (met ano )

13

C (propano )

13

C (met ano )

-40 -35 -30 -25 -20

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.8

2.0

2.5

3.0

Refle

ctanc

iade

lavit

rinita

equiv

alente

(%Ro

)

13

C (propano )

13

C (etano ) 13

C (etano )

13

C (etano )13

C (etano )

1

2

3

4

6

5

Ro~0.9-1.3%

Ro~0.85-1.8%

(a) (b)

(c) (d)

Ro Grande - La Pea - Tundy (CARBNICO)Ro Seco (CARBNICO)

Monteagudo (JURSICO)

San Roque - Vuelta Grande (CARBNICO - JURSICO)Tajibos (TERCIARIO) Ramos - Huayco - San Pedrito - Macueta & Madrejones(HUA) (ICLA)

Ramos - San Pedrito (SANTA ROSA)

Tatarenda (HUAMAMPAMPA)

Camiri - Tatarenda (IQUIRI)

Tacobo & Ro Seco(HUAMAMPAMPA) (IQUIRI)

Figura 9. Evaluaciones de la madurez trmica de las muestras de gas divididas en reservoriossupradevnicos y devnicos. El gas de Tacobo no cuenta con dato isotpico de propano.


versus etano (Figura. 9c), por el contrario, registra madureces equivalentes de fase tarda de petrleo, conTajibos y Ro Seco como los fluidos ms maduros. Esta caracterstica guarda consistencia con la madurezequivalente de los hidrocarburos lquidos del Yacimiento Ro Grande y la que se interpreta para loscondensados de Ro Seco, Tacobo y Tajibos. Los gases del grupo (2) tienden a una madurez equivalentemenor que las del grupo (1). Esto se interpreta como si hubieran sido generados por una roca madre msjoven y menos madura que la seccin Lochkoviano del rea de Santa Cruz y, considerando el incrementohacia el sur del flujo calrico de acuerdo con la geoqumica de rocas y el modelado, se concluye que en estazona la seccin Eifeliano ha alcanzado la madurez para generar esos hidrocarburos. Por ltimo, a los gasesdel grupo (3) se les atribuye una identidad propia de la Faja Corrida.Los gases de los reservorios devnicos muestran ciertas peculiaridades en su distribucin. En particular, lafraccin isotpica del metano (Figura 9b) del gas de Santa Rosa en el Yacimiento Ramos exhibe unaidentidad de 13C mucho menos negativa si se la compara con la del gas de Huamampampa. Esto se atribuyea un probable aporte de gas seco desde una roca generadora muy madura (presumiblemente una seccinsilrica), situacin que naturalmente es mucho ms probable que el aporte de una roca madre terrgena nodocumentada (quergeno Tipo III / carbn). La existencia de un gas de mayor madurez en reservorios deSanta Rosa tambin se produce en San Pedrito (Figura 10), lo que refuerza la hiptesis de generacin enrocas silricas, ya que a diferencia de Ramos y San Alberto, en San Pedrito las acumulaciones deHuamampampa y Santa Rosa no comparten un mismo contacto de agua por lo que podra interpretarse comocargados por diferentes rocas generadoras. Una situacin anloga se registra en el gas de TCB-X1001reservorio Huamampampa. Por otro lado, el gas de Ro Seco reservorio Iquiri, isotpicamente equivalente alos gases del grupo (1) de los reservorios supra-devnicos, es interpretado como originado en la seccinLochkoviano. Los gases de Ramos-San Pedrito en Santa Rosa, TCB-X1001 Huamampampa y Ro SecoIquiri registran los istopos de metano ms pesados y, aunque pertenezcan a dos mbitos geolgicosdistintos, integran el grupo (4) de la Figura 9b. Los gases del grupo (5) registran gran dispersin de valoresde Ro equivalente (~0.9-1.5%) en el grfico etano-propano (Figura 9d), interpretndose una generacin encocinas profundas de Los Monos en sentido amplio y aporte menor de gas seco (Figura 5) de madurezavanzada (Ro equivalente ~1.8-2.0%; Figura 9b). Los datos isotpicos de los gases de los reservorios deIquiri, acumulados en los yacimientos Tatarenda y Camiri (grupo 6) sugieren madurez similar a la de loshidrocarburos lquidos de la Faja Corrida y comparable a la de la seccin Eifeliano en esa zona, por lo quese concluye que all los hidrocarburos provienen de esa seccin.El conjunto de los datos de los veintinueve gases evaluados, haciendo abstraccin del reservorio de que setrate, sugiere una tendencia generalizada de aumento sutil de la madurez en sentido norte-sur, no slo en elPie de Sierra sino tambin en la Faja Corrida.

DISCUSINEl predominio de petrleos livianos, condensados y gases en esta cuenca no permite correlaciones petrleo-roca madre y petrleo-petrleo definitivas y generalizables desde el punto de vista molecular (fingerprintsde biomarcadores). Aunque ello fue factible en casos puntuales de verdaderas acumulaciones petrolferas(del tipo petrleo marrn-verdoso de API~40-50), las conclusiones son difcilmente extendibles a gases ycondensados bien livianos que constituyen las mayores acumulaciones. Para estos hidrocarburos lasrelaciones genticas son ms tentativas, inferidas a partir del anlisis composicional e isotpico de losfluidos en conjuncin con la evaluacin de la distribucin regional de rocas generadoras probadas ypotenciales, sus variaciones de madurez trmica, sus timings de generacin y sus tipos de fluidos asociados.A partir de este tipo de aproximacin se discuten diversos aspectos, tanto vinculados a sistemas de cargacomo de distribucin de tipos de hidrocarburos por rea y reservorio, que ayudan a comprender patrones delhbitat petrolero de la cuenca.Este estudio ha probado relaciones genticas (Figura 8) de un petrleo temprano de la Sierra de Charaguacon la seccin Givetiano (Iquiri), y de petrleos de Monteagudo, Tita y manaderos del Ro Pilcomayo con laseccin Eifeliano (Los Monos). Esta ltima relacin ha sido verificada tambin en el norte de Argentinadonde se ha definido (Disalvo y Villar 1999) un sistema petrolero para Los Monos Superior (seccinEifeliano de este trabajo). Los mismos autores proponen otro sistema petrolero hipottico para Los MonosInferior (equiparable a la seccin Emsiano, Figura 5), como una variante del sistema petrolero de LosMonos migracin secuencia abajo de Starck (1999). A su vez este ltimo autor propone otro sistema


-60

-55

-50

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

1 2 3 4

SP3-SR

SP2-Hu

Mac1002H-Hu

3

1 2+

-60

-55

-50

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

1 2 3 4

SP3-SR

SP2-Hu

Mac1002H-Hu

-60

-55

-50

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

1 2 3 4

SP3-SR

SP2-Hu

Mac1002H-Hu

0

-4000

HUAMAM

PAMPA

ICLA

SANTA R

OSA

LOS MONOS

CARBNICO

BOLIVIA

TERCIARIO

1

32

45

6

SanAlberto

5

ARGENTINA

NS

Au

me

nto

de

ma

du

rez

64

KIRUSILLAS

13C

Ramos MacuetaSan Pedrito

13C 13C

Au

me

nto

de

ma

du

rez

Au

me

nto

de

ma

du

rez

C1 C2 C3 n-C4 C1 C2 C3 n-C4 C1 C2 C3 n-C4

1, 4 y 6: muestras de Fm. Huamampampa2: muestra de Fm. Icla

3 y 5: muestras de Fm. Santa Rosa

Ramos MacuetaSan Pedrito

Figura 10. Corte estructural N-S de la Sierra de San Antonio, entre los yacimientos Ramos y San Alberto,con grficos de Clayton (1991) indicando la composicin isotpica de los gases.


petrolero para Los Monos migracin secuencia arriba, equiparable al sistema de Los Monos Superior. Estasrelaciones de consanguinidad son valederas y concordantes con las desarrolladas en este trabajo. Peroextendiendo el anlisis a toda la Cuenca de Tarija la complejidad se incrementa notablemente, no sloporque en otros sectores de la cuenca es muy probable la participacin de mltiples sistemas generadoressino tambin porque contribuciones de distinto origen y madurez se mezclan en un mismo reservorio. Esteescenario parece ms frecuente en reservorios gasferos, como en las ya discutidas acumulaciones de Ramosy San Pedrito (reservorio Santa Rosa), Huayco (reservorio Huamampampa) y Tacobo (reservorioHuamampampa), donde la fraccin metano del gas muestra una madurez mucho ms elevada que la delcondensado asociado. Otro ejemplo est dado por el petrleo de Tita (reservorio Tupambi), que se interpretacomo mezcla hidrocarburos livianos de madurez elevada posiblemente generados en la seccinLochkoviano, con petrleo Eifeliano de madurez ms moderada, segn sus biomarcadores. Estos elementosinducen a pensar en la interaccin de sistemas petroleros mltiples de acuerdo con el sector de la cuenca quese analice, ya que las caractersticas regionales tienen una influencia muy marcada. El modelo estratigrficode la Figura 5, abarcando desde el Norte de Argentina a la zona de Santa Cruz, sintetiza la complejidad de laasignacin formal a rocas de distinta edad (Albario et al., 2002) y las diferentes secciones generadorassegn la regin, que aportan hidrocarburos de distinta madurez a un mismo o a distintos reservorios.En este sentido, las acumulaciones de hidrocarburos de esta cuenca presentan propiedades singulares decarcter regional, que se diferencian por algunos de los elementos y procesos de los sistemas petroleros(Magoon y Dow 1994), en particular, roca madre y maduracin. En consecuencia, es aplicable la definicinde Perrodon (1983) quien dice que los factores geolgicos que gobiernan la distribucin de lasacumulaciones y en especial la presencia combinada de roca madre, reservorios y sellos, exhiben una ciertaextensin geogrfica que est reflejada por la formacin de una familia o grupo de acumulaciones y por unconjunto de elementos naturales del mismo tipo o que tienen la misma funcin. Desde el punto de vistageogrfico y de acuerdo con sus dimensiones y complejidad, esas familias de acumulaciones y conjuntosnaturales definen la existencia de una zona o provincia petrolera. Cada zona o provincia se caracteriza por elpredominio de alguno de los sistemas petroleros actuantes en la cuenca. Sobre la base de este concepto, enla Cuenca de Tarija se han identificado tres zonas petroleras (Figura 11) y se proponen dos sistemaspetroleros adicionales a los ya aceptados. Otras provincias petroleras, como la del Boomerang, no han sidoanalizadas en este trabajo. La propuesta implica el reconocimiento de la multiplicidad de sistemas petrolerosen este sector de la cuenca, desfavorecindose, por lo tanto, la idea prevaleciente de un nico sistemavinculado a la roca madre Los Monos.La seccin Lochkoviano es probablemente la principal roca madre en la zona petrolera de Santa Cruz, enun contexto de bajo flujo trmico y una sobrecarga terciaria no relevante (inferior a 2600 metros). Estaprovincia se caracteriza por tener un potencial generador de hidrocarburos bueno en la seccinLochkoviano, tal como lo registran los pozos Izozog y Ustarez y por la impronta isotpica de los gases deRo Grande-La Pea-Tundy y Ro Seco-Tajibos. Las acumulaciones de hidrocarburos ms importantes hastael momento se encuentran en reservorios de edad Carbnico en los campos Ro Grande La Pea TundyEn esta zona se propone el sistema petrolero Seccin LochkovianoCarbnico(.), que podra considerarsecomo una extensin hacia el sur del sistema de la Fm. Robor propuesto para la zona del Boomerang porLaffitte et al. (1998). No se descarta que pudiera haber contribucin de otras rocas generadoras, msmaduras (silricas?) como en Tacobo o, alternativamente, vinculadas a cocinas localizadas de la SeccinEifeliano (Los Monos Superior), que han alcanzado fases de expulsin debido a flujos trmicos anmaloscomo el del Alto de Izozog, y contribuido a acumulaciones como la de Tita.La seccin Eifeliano se reconoce como la roca generadora preponderante en la zona petrolera de Pilcomayo,acoplada a un aumento en el flujo trmico regional. Esta zona o provincia se extiende hasta el norte deArgentina, en el dominio del Pie de Sierra, donde la seccin Emsiano (Los Monos Inferior) deviene rocageneradora (Figura 5). En esta rea, los gases asociados a petrleo y condensado tienen un patrn isotpicoque difiere parcialmente de aquel de la regin de Santa Cruz. Los sistemas petroleros actuantes ac son lospropuestos por Disalvo y Villar (1999) y Starck (1999). El sistema petrolero Carga Secuencia Abajo de esteltimo autor, no presentaba acumulaciones hasta el reciente descubrimiento de gas y condensado enHuamampampa e Icla en Madrejones, donde la madurez de los hidrocarburos es comparable a la de LosMonos Inferior.


22

PARAGUAY

62

FLUJO TRMICO BAJO

SOBRECARGA TERCIARIA NO RELEVANTE

EIFELIANO POCO MADURO

LOCHKOVIANO PRINCIPAL ROCA MADRE

100 km64

18

Ro SecoRo Seco

A R G E N T I N A

Vuelta GrandeVuelta Grande

San RoqueSan Roque

INCREMENTO DEL FLUJO TRMICO

HACIA EL SUR

SOBRECARGA TERCIARIA MODERADA

EIFELIANO PRINCIPAL ROCA MADRE

LOCHKOVIANO ?

Ro GrandeRo Grande

SANTA CRUZ

18

62

Figura 11. Zonas con caractersticas petroleras distintivas de la Cuenca de Tarija.( ) Santa Cruz; ( ) Pilcomayo; ( )Faja Corrida del Subandino Sur.A B C

A

20

C

20

Camiri

IQUIRI (GIVETIANO) ROCA MADRE

PROBABLE EN FAJA CORRIDA

Tacobo

Tatarenda

Monteagudo

FLUJO TRMICO BAJO A MODERADO

SOBRECARGA TERCIARIA SIGNIFICATIVA

EIFELIANO PRINCIPAL ROCA MADRE

CONTRIBUCIN DEL SILRICO

22

La VertienteLa Vertiente

VILLAMONTES

Campo DurnCampo Durn

Madrejones

B

Sbalo

San Alberto

TARIJA

64Ramos

Aguarage

BOLIVIA


La zona petrolera de la Faja Corrida del Subandino Sur, donde existe una importante sobrecarga terciariay las secciones Eifeliano y Emsiano constituyen las rocas generadoras de petrleo y gas. Se presumen otrosdos intervalos generadores: el Silrico con aporte de gas a los reservorios ms antiguos y el Givetiano comopotencial roca madre principalmente de petrleo en posiciones profundas (cocina). En el caso del Silricolas acumulaciones de gas en reservorios de Santa Rosa parecen remitir a ese origen, por lo que para estazona, adems de los sistemas petroleros ya planteados por Starck (1999) y por Disalvo y Villar (1999)vinculados a Los Monos Superior y Los Monos Inferior como rocas generadoras, se puede proponer unnuevo sistema petrolero KirusillasSanta Rosa(.).

CONCLUSIONES1.- El estudio identifica tres zonas (o provincias) petroleras con caractersticas geolgicas y geoqumicasdiferenciadas: Santa Cruz, Pilcomayo y Faja Corrida del Subandino Sur. Adems, propone la existencia demltiples sistemas petroleros, en oposicin a la idea tradicional de un nico sistema vinculado, en sentidoamplio, a generacin en la Formacin Los Monos.2.- Los sistemas petroleros propuestos por Disalvo y Villar (1999) y por Starck (1999), con sistemas decarga basados en Los Monos (Eifeliano-Emsiano en este trabajo) para el norte de Argentina, son tambinvalederos en el resto de la Cuenca de Tarija principalmente en las zonas de Pilcomayo y de la Faja Corrida.3.- La seccin Givetiano (Iquiri) ha probado ser roca generadora de petrleo temprano en la Sierra deCharagua. Se cree que en posiciones de cocina ms desarrollada puede actuar como roca madre efectivade petrleo a nivel regional.4.- Se propone el sistema petrolero Seccin LochkovianoCarbnico(.) como el ms importante en laregin de Santa Cruz, pudiendo considerrselo como una extensin al sur del sistema de la Fm. Robor,propuesto para la zona del Boomerang por Laffitte et al. (1998).5.- Se propone el sistema petrolero KirusillasSanta Rosa(.) como generador de gas, principalmente parareservorios ms antiguos, en la regin de la Faja Corrida del Subandino Sur.

Agradecimientos. A Mara Silvia Castro por su paciencia y dedicacin. A Alfredo Disalvo, Daniel Starck yToms Zapata por las crticas y sugerencias. A las autoridades de Pluspetrol S.A. y Pan American EnergyLLC por permitir la publicacin de este trabajo.

LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO

Albario, L., A. Dalenz Farjat, L. Alvarez, R. Hernndez y M. Prez Leyton; 2002. Las secuenciassedimentarias del Devnico en el Subandino Sur y el Chaco. Bolivia y Argentina. Este Congreso.Belotti, H.J., L.L. Sacavino y G.A. Schachner; 1995. Structural styles and petroleum occurrence in the Sub-Andean fold and thrust belt of northern Argentina. En A. Tankard, R. Suarez S. y H. Welsink, PetroleumBasins of South America. American Association of Petroleum Geologists Memoir 62, p. 545-555.Clayton, C.J; 1991. Carbon isotope fractionation during natural gas generation from kerogen. Marine andPetroleum Geology, 8: 232-240.Cruz, C.E., L. Albario, C.A. Sylwan y H.J. Villar; 2001. Source rocks and hydrocarbons south of TheSanta Cruz Elbow, Bolivia and Northwestern Argentina. 2001 American Association of PetroleumGeologists Annual Convention. CD-ROM. Denver, (Colorado) USA.Cruz, C.E. y H.J. Villar; 2001. Petroleum Provinces of the Tarija Basin, southern Bolivia and northwesternArgentina. American Association of Petroleum Geologists Hedberg Research Conference NewTechnologies and New Play Concepts in Latin America, Abstracts, p.88-89. Mendoza.Disalvo, A. y H.J. Villar; 1999. Los Sistemas Petrolferos del Area Oriental de la Cuenca PaleozoicaNoroeste, Argentina. IV Congreso Exploracin y Desarrollo Hidrocarburos, Actas I, p.83-100. Mar delPlata.Dunn J., K. Hartshorn y P. Hartshorn; 1995. Structural Styles and Hydrocarbon Potential of the Sub-AndeanThrust Belt of Southern Bolivia. En A.J. Tankard, R. Suarez S. y H.J. Welsink, Petroleum Basins of SouthAmerica. American Association of Petroleum Geologists Memoir 62, p. 523-543.


Eyles, N., G. Gonzlez Bonorino, A.B. Franca, C.H. Eyles y O. Lpez Paulsen; 1995. Hydrocarbon-bearinglate Paleozoic glaciated basins of southern and central South America. En A.J. Tankard, R. Suarez y H.J.Welsink, Petroleum Basins of South America. American Association of Petroleum Geologists Memoir 62,p165-183.Giraudo, R., R. Limachi, E. Requena y H. Guerra; 1999. Geologa estructural de las regiones Sub-Andina yPiedemonte entre los 18 y 2230S, Bolivia. Un nuevo modelo de deformacin. IV Congreso Exploracin yDesarrollo de Hidrocarburos, Actas I, p. 405-425. Mar del Plata.Illich H., F. Haney y M. Mendoza; 1981. Geochemistry of Oil from Santa Cruz Basin, Bolivia: Case Studyof Migration-Fractionation. American Association of Petroleum Geologists Bulletin 65: 2388-2402.Kozlowski, E., F. La Motta, P. Porcelli, M. Cohen y C. Sylwan; 2001. San Pedrito Field, a study case forthe Devonian gas play, Tarija Basin, NW Argentina. American Association of Petroleum GeologistsHedberg Research Conference New Technologies and New Play Concepts in Latin America, Abstracts,p.65-66. Mendoza.Laffitte, G., S. Del V, E. Aguilera, V. Goitia, G. Rebay y D. Lanussol; 1998. The petroleum systems of theBoomerang Area, Bolivia. American Association of Petroleum Geologists International Conference &Exhibition, Extended Abstracts Volume, p. 450. Ro de Janeiro.Magoon, L.B. y W.G. Dow; 1994. The petroleum system. En Magoon y Dow, Eds., The petroleum system from source to trap. American Association of Petroleum Geologists Memoir 60, p. 3-24.Moretti I., E. Daz Martnez, G. Montemurro y M. Prez; 1995. The Bolivian Source Rocks. SubandeanZone, Madre de Dios, Chaco. Revue de lInstitut Franais du Ptrole 50, 753-777.Moretti I., P. Baby, E. Mndez y D. Zubieta; 1996. Hydrocarbon generation in relation to thrusting in theSub Andean Zone from 18 to 22S, Bolivia. Petroleum Geoscience, Vol. 2, pp.17-28.Perrodon, A.; 1983. Dynamics of oil and gas accumulations. Bulletin des Centres de RecherchesExploration-Production Elf-Aquitaine, Mem. 5, pag. 187. Pau, France.Schulz, A., M. Santiago, R. Hernndez, C. Galli, L. Alvarez y C. Del Papa; 1999. Modelo estratigrfico delCarbnico en el sector sur de la Cuenca de Tarija. IV Congreso Exploracin y Desarrollo deHidrocarburos, Actas II, p. 695-711. Mar del Plata.Starck, D.; 1995. Silurian-Jurassic stratigraphy and basin evolution of northwestern Argentina. En A.J.Tankard, R. Suarez y H.J. Welsink, Petroleum Basins of South America. American Association ofPetroleum Geologists Memoir 62, p251-267.Starck, D.; 1999. Los sistemas petroleros de la Cuenca de Tarija. IV Congreso Exploracin y Desarrollo deHidrocarburos, Actas I, p. 63-82. Mar del Plata.Viera, A.F. y R.M. Hernndez; 2001. Carboniferous stratigraphic analysis in the Subandean Foothills andthe Plains of Tarija Basin. 2001 American Association of Petroleum Geologists Annual Convention. CD-ROM. Denver, (Colorado).Whiticar, M.; 1994. Correlation of natural gases with their sources. En Magoon y Dow, Eds., Thepetroleum system from source to trap. American Association of Petroleum Geologists Memoir 60, p. 261-283.


INTRODUCCINFigura 1. Mapa de ubicacin y columna estratigrfica

GEOLOGAFigura 2. Distribuciones del contenido de materia orgnica de las muestras evaluadas.Figura 3. Determinacin de tipos de quergeno por pirlisis Rock-Eval.

ROCA MADREFigura 4. Perfiles geoqumicos de los pozos: a) DRD-X1001 (El Dorado); b) UTZ-X1 (Ustarez) y

RESERVORIOS Y TRAMPASMODELADO TRMICO Y CINTICOHIDROCARBUROSFigura 8. Correlaciones petrleo-roca madre: a) afloramiento de petrleo inmaduro en F. Iquiri de la SierraFigura 9. Evaluaciones de la madurez trmica de las muestras de gas divididas en reservorios

DISCUSINFigura 10. Corte estructural N-S de la Sierra de San Antonio, entre los yacimientos Ramos y San Alberto,Figura 11. Zonas con caractersticas petroleras distintivas de la Cuenca de Tarija.

CONCLUSIONESAgradecimientos.

LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO

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