MODELO PALEOAMBIENTAL DE LA FORMACIÓN MINA DEL CARMEN EN EL YACIMIENTO CERRO DRAGÓN, CUENCA DEL GOLfO SAN JORGE, ARGENTINA

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1 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos MODELO PALEOAMBIENTAL DE LA FORMACIÓN MINA DEL CARMEN EN EL YACIMIENTO CERRO DRAGÓN, CUENCA DEL GOLfO SAN JORGE, ARGENTINA Carlos Acuña 1, Ariel Schiuma 1, Daniel Parra 1, Carolina Droeven 1, Mariela Bernedo 1, José M. Paredes 2 1: Pan American Energy LLC. cacuna@pan-energy.com, aschiuma@pan-energy.com, dparra@pan-energy.com, cdroeven@pan-energy.com, mbernedo@pan-energy.com 2: Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. paredesj@unpata.edu.ar ABSTRACT The Albian Mina del Carmen Formation (MDC) of the Golfo San Jorge basin has always been considered a high-risk target regarding hydrocarbon productivity due to the low quality of its tuffaceous reservoirs. To diminish this risk a detailed sedimentologic and stratigraphic revision of this unit at Cerro Dragon Oil Field was carried out. A detailed facies analysis of the cores from the Mina del Carmen Formation was performed enabling the identification and definition of eleven sedimentary lithofacies grouped in six lithofacies associations. The comparison with the corresponding welllogs enabled the definition of three logfacies that broadly characterize the unit, as follow: 1) Logfacies 1: characterizes distal floodplain settings with paleosol development and hidromorphic features, interpreted as deposits of wetland environments; (2) Logfacies 2: This logfacies has been deposited in a subaerial floodplain and constitute the main seal of the hydrocarbons, acting as a barrier to flow transmisivity; (3) Logfacies 3: identifies the typical channel reservoirs conformed by reworked pyroclastic deposits. The spatial and temporal distribution of the three logfacies within the three sub-units of the MDC Unit (informally named as MDC-A, MDC-B y MDC-C) together with the thickness distribution of each sub-unit were used to establish and predict the paleo-environmental scenarios that favored the occurrence and distribution of the two productive logfacies that were identified as the pay zones. The present contribution is followed by the detailed structural analysis of the area accomplished by Cayo et al presented at this congress. The integration of the results of both studies conform a powerful tool to increment the success of new drilling prospects that aim developing the Mina del Carmen Formation. INTRODUCCIÓN La cuenca de Golfo San Jorge se ubica en el norte de la provincia de Santa Cruz y sur de la provincia de Chubut, con una superficie aproximada de km 2. Se clasifica como cuenca intracratónica de tipo extensional, de eje aproximadamente Oeste-Este, limitando al norte con el macizo Nordpatagónico y con la región del Deseado al sur (Fitzgerald et al. 1990; Figari et al. 1999). El área de Cerro Dragón, objeto de este estudio, forma parte del Flanco Norte de la cuenca, y abarca un área de km 2 (Figura 1). IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 419

2 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas La evolución tectono-sedimentaria de la cuenca del Golfo San Jorge ha sido resumida en numerosos trabajos (Barcat et al. 1989; Fitzgerald et al. 1990; Figari et al. 1999) y estudios sedimentológicos de la sucesión cretácica han sido realizados desde mitad del siglo pasado, mayormente por su importancia como reservorios de hidrocarburos (Feruglio, 1949; Sciutto, 1981; Hechem et al. 1990; Hechem y Strelkov, 2002; Sylwan, 2001). Figura 1: Ubicación del área de estudio y de la Cuenca del Golfo San Jorge, con las principales subdivisiones. El sistema depositacional Formación Mina del Carmen-Formación Castillo La Formación Mina del Carmen (Lesta, 1968) es equivalente lateral de la Formación Castillo (Lesta, 1968; Lesta y Ferello, 1972), la cual fue anteriormente denominada Tobas Verdes por Feruglio (1949). Los estudios de afloramientos de la Formación Castillo en la Sierra de San Bernardo permiten reconocer dos secciones principales en el sector norte de la Sierra (Sciutto, 1981); la sección inferior está compuesta de tobas y pequeña proporción de material epiclástico, en tanto que la sección superior consiste de la alternancia de cuerpos de areniscas y tobas. Hechem et al interpretaron la sección inferior como lacustre y la sección superior generada por sistemas 420 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

3 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina fluviales meandrosos. En el Codo del Senguerr aflora la sección de la unidad más potente (aproximadamente 1000 m.) y representa la depositación de ríos de baja sinuosidad y entrelazados con geometría lenticular y mantiforme (Meconi, 1990), donde se pueden reconocer tres secciones diferenciables por la escala de los canales fluviales y la proporción de depósitos de planicie de inundación (Paredes, 2009). Bridge et al analizaron 27 canales fluviales de la parte superior de la Formación Castillo en el Codo del Senguerr e identificaron sistemas de canales simples y multiepisódicos drenando al SE (125º) con potencias medias de 3.62 m., extensión lateral de 167 m. y relación ancho/potencia de 53. Recientemente, Umazano et al han analizado Figura 2: Columna estratigráfica para la cuenca del Golfo San Jorge (Tomado de Cayo et al. 2011). IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 421

4 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas secciones de la Formación Castillo en la Angostura y Sierra Nevada, identificando los mecanismos de retrabajo de los depósitos piroclásticos en canales y la planicie de inundación. Paredes et al. 2009, 2010 han analizado numerosos afloramientos de la Formación Castillo en la Sierra de San Bernardo identificando asociaciones de litofacies de planicie de inundación proximal y distal, depósitos asociados a sheetfloods y cuatro diferentes tipos de sistemas de canal (asociados a debris flows, canales de baja sinuosidad, canales entrelazados y retrabajos locales de ceniza). En base a la medición de ~ 250 canales fluviales y mas de 2500 mediciones de paleocorrientes en diferentes posiciones de la cuenca reconocen que los canales fluviales presentan un espesor medio de < 3 m y relaciones ancho/potencia entre (Paredes et al. 2011). Las edades Ar-Ar obtenidas de tobas en el Codo del Senguerr (Jalfin et al. 1999; Bridge et al. 2000) sugieren la depositación de la Formación Castillo entre 104,8 +/ 0,75 Ma a 94,2 Ma (Albiano). La edad del límite entre la formaciones Castillo y Bajo Barreal se encuentra entre los 97,8 y 94,2 Ma (Bridge et al. 2000). Aunque existen pocos estudios acerca del comportamiento estructural de la cuenca del Golfo durante el Albiano, estudios de subsuelo (Figari et al. 1999) han identificado un pulso transtensivoextensional durante la depositación de la Formación Pozo D-129, el cual se propagó hasta los inicios de la depositación de la Formación Castillo. La columna estratigráfica completa de la cuenca se puede ver en la Figura 2. METODOLOGÍA El estudio consistió en la revisión de 1740 km 2 de secciones sísmicas 3-D, la revisión detallada de ~ 300 perfiles de pozo y el análisis de 6 coronas pertenecientes a la Formación Mina del Carmen. Con esta base de datos se procedió a subdividir a la Formación Mina del Carmen en tres sub-unidades sísmicas, se realizó el ajuste de los reflectores a los perfiles de pozo y se realizaron mapas isopáquicos de las sub-unidades reconocidas. La calibración y la realización de una detallada caracterización de los perfiles de pozo permitieron la definición de tres logfacies en el área de estudio, su mapeo y un análisis estadístico de la distribución espacial (lateral) y temporal (vertical) en relación al marco estructural-geomorfológico de Cerro Dragón. SUBDIVISIÓN DE LA FORMACIÓN MINA DEL CARMEN El análisis sísmico de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón permite el reconocimiento de tres sub-unidades sísmicas caracterizadas por diferentes valores de amplitud, patrones y continuidad de los reflectores. Estos intervalos sísmicos se ajustaron en profundidad 422 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

5 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina mediante un modelo de velocidades (Cayo et al. 2011) y a través de la correlación de más de 300 pozos. La subdivisión de la Formación Mina del Carmen en tres sub-unidades (MDC-A, MDC-B y MDC-C) se caracteriza por una respuesta combinada de los perfiles Gamma ray, (GR), Efecto Foto Eléctrico (PEF), Porosidad de Densidad (DPHI), Porosidad del Sónico (SPHI) y Resonancia Magnética (RMN), además del clásico perfil de resistividad (Figura 3). En sectores de Cerro Dragón con importantes variaciones en el espesor de la Formación Mina del Carmen en distancias cortas el perfil GR y PEF sirvieron como primer elemento de correlación; en estos casos no se siguieron tanto los valores absolutos de los perfiles sino los patrones de variación relativa en la vertical. Figura 3: Perfil tipo de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, y subdivisión propuesta en función de la respuesta de perfiles de pozo. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 423

6 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas DESCRIPCIÓN E INTERPRETACIÓN DE LITOFACIES en TESTIGOS CORONAS El análisis de las coronas de MDC-A tuvo por objeto la identificación de once litofacies sedimentarias, definidas en función de su granulometría, textura (Figura 4. Tabla 1) y preservación de estructuras sedimentarias o estructuras post-depositacionales. Las coronas obtenidas pertenecen a la sub-unidad MDC-A, y se cuenta actualmente con seis coronas de 9 metros pertenecientes a tres sondeos de un mismo bloque, dos coronas por cada sondeo (Figura 5). Se reconocieron 11 litofacies sedimentarias, que posteriormente se agruparon en seis asociaciones de litofacies (Figura 4) (Tabla 1). Tabla 1: Litofacies sedimentarias de las coronas analizadas de MDC-A en el Yacimiento Cerro Dragón. 424 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

7 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina Figura 4: Fotografías seleccionadas de las litofacies identificadas en las coronas de MDC-A en el Yacimiento Cerro Dragón. Las litofacies posteriormente se reunieron en asociaciones de litofacies en base a la naturaleza de los contactos limitantes y las relaciones verticales entre las litofacies. Estas asociaciones fueron interpretadas como: Asociación 1: Integrada por la LT6 + LT2. Depósitos piroclásticos de caída en medio subácueo de muy baja profundidad y/o encharcamientos en la planicie de inundación. Asociación 2 (a): Integrada por LT3 (ó LT5) + LT5 (ó LT3) +/ LT8. Se interpreta como un depósito de planicie de inundación distal subaérea, con desarrollo de paleosuelos. Asociación 2 (b): Integrada por LT3 + LT6 + LT8. Se caracteriza por el desarrollo de paleosuelos superpuestos con desarrollo de horizontes de iluviación, moteados, slickensides, rizolitos y por la presencia de cementos de calcita ferrosa y nódulos de siderita. Se interpreta como un depósito de planicie de inundación subácueo, con evidencias de hidromorfismo, asociado a anegamiento estacional o permanente. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 425

8 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Las asociaciones 2 (a) y 2 (b) indican el desarrollo de paleosuelos subaéreos y subácueos, estos últimos con condiciones reductoras o con baja oxigenación en condiciones de nivel freático alto (evidencias de hidromorfismo) e importante actividad orgánica. Las estructuras primarias se encuentran fuertemente disturbadas por la alteración diagenética y por compactación postdepositacional. La Asociación 1 ha sido diferenciada en base a la presencia de tobas blancas, y su respuesta en logfacies (ver más adelante) no es siempre distintiva. Asociación 3: Integrada por LT1 (ó LT3, LT5) + LT4 + LT2. Interpretada como el depósito de arroyadas en manto (sheetfloods) en áreas de planicie de inundación proximal y retrabajo en condiciones de baja velocidad durante la desaceleración de los flujos de alto régimen. Asociación 4 (a) Integrado por LT11 + LT9 + LT5 + LT4. Constituye el registro del relleno de canales fluviales con alto porcentaje de sabulitas matriz sostén y pobre selección granulométrica, que refleja condiciones de alta descarga. La presencia de flujos densos e hiperconcentrados sugiere depositación eventual. Asociación 4 (b) Integrado por la LT9 + LT10 + LT4 +/- LT2 +/- LT11. Esta asociación representa el relleno de canales fluviales, mayormente con relleno de granulometría homogénea, sin tendencia vertical definida y con alto porcentaje de tobas retrabajadas. Asociación 5: Integrada por la LT10 y LT9 en la base, que sucede en contacto neto a LT3, que domina la asociación. Esta asociación representa el abandono relativamente rápido de un canal fluvial, con desarrollo de paleosuelos simples en lagunas temporarias. Asociación 6: Alternancia fina de LT3 y LT6 con las litofacies LT5 + LT4 +/- LT2. Representa la depositación en la planicie de inundación proximal, con sedimentación clástica asociada a desbordes de los canales adyacentes y sedimentación fina producida por decantación. Figura 5: Registro de las 6 coronas pertenecientes a MDC-A en el Yacimiento Cerro Dragón. 426 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

9 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina DEFINICIÓN DE LOGFACIES La combinación de los perfiles porosidad densidad (DPHI) -porosidad sónico (SPHI) es la que mejor discrimina logfacies, pero, dado que se registró en pocos pozos, se buscó una correspondencia con el perfil más frecuente que es el de Resonancia Magnética (Figura 6). El track de resonancia magnética (RMN) es una representación del espectro de T2 y se habla de rangos de T2 dado que no se cuenta con datos de relaxividad para describir tamaño de poros. En él, los T2 bajos son menores a 3 milisegundos (ms.), coloreados en verde y se corresponden con lo que comúnmente se llama microporosidad ; los T2 medios varían entre 3 a y 33 ms y se colorean en gris; y los T2 altos son mayores a 33 ms y se representan en amarillo. La suma de éstos dos últimos es lo que comúnmente se denomina porosidad efectiva o MPHIA. Las curvas de Gamma Ray y Efecto Foto Eléctrico aportaron criterios para mejorar la caracterización pero no fueron determinantes, ya que se cuenta con ellos en menos de la mitad de los sondeos utilizados. De esta manera se identificaron 3 Logfacies que representan los tipos de depósito arriba descriptos: Logfacies 1: En los intervalos impermeables de ésta logfacies el par DPHI_SPHI presenta una lectura muy similar o el DPHI es levemente inferior, en muy pocos casos con diferencias de 6 unidades de porosidad (U.P.) como máximo. Además, se presenta frecuentemente con un arreglo de capas muy finas, agrupadas en paquetes del orden de decenas de metros. En los registros de RMN dominan los T2 altos y T2 medios (coloreado en amarillo y gris en Figura 6). Son frecuentes las lecturas de Gamma Ray que superan los 100 API, aunque con gran variabilidad. En zonas permeables, la respuesta depende del contenido de fluidos y de la petrofísica. Esta logfacies presenta condiciones de reservorio si la DPHI supera el valor de 11% o si lo que comúnmente se denomina MPHIA es mayor que 8.5%. La Logfacies 1 caracteriza a los depósitos de planicie de inundación distal con evidencias de hidromorfismo (Asociación 2.b), conjuntamente con los depósitos de planicie de inundación proximal (Asociación 6) con los que se vinculan lateralmente. En ocasiones, depósitos de la Asociación 1 se incluyen dentro de esta logfacies. Adicionalmente, una respuesta similar en los perfiles se reconoció en los depósitos de flujo en manto (sheetfloods) (Asociación 3); en términos paleoambientales estos últimos solamente se reconocen en base al estudio de las coronas, ya que por perfiles de pozo no es posible su diferenciación por encontrarse en baja proporción y en paquetes de 1-2 metros. Logfacies 2: La logfacies 2 se caracteriza por la relación DPHI<SPHI (con diferencias mayores a 6 U.P.) y la porosidad de la resonancia magnética (RMN) compuesta casi en su totalidad por la fracción de T2 bajos (coloreado en verde en Figura 6). En general los valores de resistividad son menores a 6 ohmm. Esta logfacies es impermeable y por tanto no es reservorio en ninguna circunstancia. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 427

10 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas La Logfacies 2 agrupa a todos los depósitos de planicie de inundación distal (Asociación 2.a) preservados en condiciones subaéreas, y caracteriza a depósitos impermeables de amplia distribución en la Formación Mina del Carmen (Figura 6). Logfacies 3: Está definida por la geometría de deflexión de los perfiles SP y Resistividad, mostrando formas características de depósitos canalizados, y generalmente se encuentran insertos en la Logfacies 2. Los valores de DPHI son en general mayores a los del SPHI, aunque variables, ya que dependen del contenido de fluidos y la petrofísica. La lectura de RMN muestra frecuentemente valores T2 alto y T2 medio, en tanto que los de T2 bajos están reducidos a una mínima expresión. Presenta condiciones de reservorio si la porosidad de la DPHI supera el 11% y/o si la MPHIA es mayor que 8.5%. La Logfacies 3 reúne a los depósitos clásticos que representan el relleno de canales activos (Asociación 4.a y 4.b) y los depósitos de canal abandonado (Asociación 5). Figura 6: Perfil tipo mostrando la respuesta característica de los perfiles en las tres logfacies identificadas en el Yacimiento Cerro Dragón. 428 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

11 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina DISTRIBUCIÓN TEMPORAL DE LAS LOGFACIES Este análisis se realizó por separado en cada una de las tres sub-unidades determinadas MDC-A, MDC-B y MDC-C; respetando el marco tectono-estratigráfico realizado previamente por sísmica y por correlaciones regionales (Cayo et al. 2011). A su vez se trabajó con grupos de pozos distribuidos de acuerdo a las pautas geológicas que en su momento guiaron el desarrollo de los campos en cada una de las sub-unidades (Figura 7). Por ese motivo en cada sub-unidades los pozos se agrupan de diferente manera. Figura 7: Ubicación de los diferentes bloques para cada sub-unidad de la Formación Mina del Carmen. Las letras y números de cada sub-unidad representan los bloques de análisis de la información de acuerdo a pautas del desarrollo del campo. La Logfacies 1: se encuentra bien representada en la base y en el tope de MDC-.A, con proporciones en el rango de 3 al 21% del espesor total (Figura 8).También se reconoce en el tope de MDC-B, aunque con un rango menor, del orden del 7 a 8% En cambio en la subunidad IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 429

12 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas MDC-C se ubica sólo en su sección media, en una proporción del 4 al 20%, similar a la subunidad MDC-A (Figura 8). La Logfacies 2 es la más abundante en la Formación Mina del Carmen, en proporción mayor al 60% en todas las sub-unidades, datos consistentes con los registros de afloramiento de la Formación Castillo (Paredes, 2009; Paredes et al. 2011). Finalmente, la Logfacies 3 se reconoce en MDC-A con una proporción de 17 a 20%, y su presencia es más frecuente en el tramo medio. En MDC-B su participación es del 11-18%, y no presentan una distribución definida en la columna. En la sub-unidad MDC-C varía entre un 5 y 17%, y se concentra principalmente en su sección basal. Los datos de distribución de la Logfacies 3 son consistentes con lo documentado utilizando atributos sísmicos en este sector de la cuenca (Cayo et al. 2011) y con los datos de afloramiento de la Formación Castillo, en donde la proporción varía entre 11 y 21% (Paredes et al. en revisión). Figura 8: Gráfico de barras con la proporción de logfacies para cada bloque en cada sub-unidad de la Formación Mina del Carmen. Ver en Figura 7 la ubicación de los diferentes bloques de datos. 430 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

13 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LOGFACIES de FORMACIÓN mina del carmen La interpretación de las variaciones espaciales en la distribución de las Logfacies se realizó mediante el análisis conjunto de mapas isopáquicos, creados para cada sub-unidad, y el cálculo de atributos sísmicos para la identificación de canales. MDC-A: En este intervalo se observa la mayor presencia de la Logfacies 1, con máximos de 21%. Se ubica principalmente en los bloques del Oeste del área de estudio y se asocia a las zonas más altas del paleo-relieve (Figura 9). La Logfacies 3 se presenta con una frecuencia del orden de 13 a 19%, con un solo caso fuera del rango, con valor de 9%. Las Logfacies 1 y 3 se comportan como reservorios cuando superan los cutoff de porosidad previamente definidos. La Logfacies 2 es la más abundante en MDC-A, con promedios de 60 a 80%; es impermeable y provee el sello de los entrampamientos. Figura 9: Mapa isopáquico de la sub-unidad MDC-A con la distribución areal de las logfacies. MDC-B: En este caso la frecuencia de la Logfacies 1 es inferior a 10%, se ubica sólo en dos bloques del Oeste y está asociada a las zonas más altas del paleo-relieve general (Figura 10). La Logfacies 3 representa de 10 al 14% de la sucesión, con una distribución heterogénea en la vertical, aunque es regular en su distribución lateral. La Logfacies 2 completa los porcentajes y funciona como roca sello. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 431

14 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Figura 10: Mapa isopáquico de la sub-unidad MDC-B con la distribución areal de las logfacies. MDC-C: La Logfacies 1 presenta una distribución irregular, con porcentuales entre 4 y 20%. También se concentra en zonas del Oeste del área, igual que en las sub-unidades subyacentes (Figura 11). La Logfacies 3 presenta valores del orden del 8 al 17%, concentrada en la porción basal Figura 11: Mapa paleogeográfico de la sub-unidad MDC-C, con la distribución areal de las logfacies. 432 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

15 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina del intervalo, aunque lateralmente su distribución es homogénea. Como en los casos anteriores, se reconoce un amplio dominio de la Logfacies 2. DEFINICIÓN DE NUEVOS reservorios EN LA CUENCA DEL GOLFO san jorge Los plays convencionales en las sucesiones fluviales de la cuenca del Golfo San Jorge son canales fluviales (Hechem, 1996; Bridge et al. 2000) o zonas de falla y de daño asociadas a fallas regmáticas (Condat, 2005). En la realización de este estudio se ha reconocido un nuevo tipo de reservorio petrolero asociado a la Logfacies 1, y a continuación se presentan los elementos de subsuelo que permiten su reconocimiento. Figura 12: a) Sección sísmica A-A, NNO-SSE con la ubicación del bajo endorreico (flecha). b) Mapa isopáquico general del área de estudio, mostrando la ubicación de la sección sísmica y los mapas c y d. c) Mapa isocronopáquico de la zona de interés, destacando (flecha) la posición del bajo endorreico en una zona estructuralmente elevada. d) Mapa de proporciones de la Logfacies1 (curvas Verdes)/H total MDC-A (curvas negras) sobreimpuesto al mapa isopáquico de la sub-unidad MDC-A. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 433

16 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Geomorfología sísmica La Logfacies 1 se localiza preferentemente en áreas que regionalmente presentan espesores mínimos. Una de las zonas analizadas, que cumple con esta premisa, consiste en un alto de basamento (Figura 12-a y b), donde a través del análisis sísmico se reconoció la presencia de una pequeña depresión endorreica dentro de un alto estructural (Figura 12-c). El análisis de la corona C1, ubicada en la sección superior de la unidad MDC-A, indica un ambiente de planicie de inundación distal con nivel freático alto y presencia de paleosuelos (Asociación 2.b). El mapa isopáquico de la sub-unidad MDC-A se comparó con la distribución de la Logfacies 1 de la misma, (Figura 12-d); de su comparación se destaca el incremento en la proporción de la logfacies 1 en las zonas más deprimidas del bajo endorreico identificado sísmicamente (Figura 12-a y c). Por lo tanto, la distribución de esta Logfacies responde a las características paleogeomorfológicas del área analizada. Mineralogía asociada al ambiente reductor Una de las particularidades que se encontró en la mineralogía de las muestras de la corona C1 (Figura 5) correspondiente al bajo relativo es la presencia de carbonatos poco comunes: dolomita (2-15%) y siderita (2-5%) Estos carbonatos se identificaron en cortes delgados y a través del método de difractometría de rayos X en las facies más finas, donde además se definió la presencia de calcita ferrosa y dolomita ferrosa. La presencia de dolomita ferrosa en la Logfacies 1 ocurre como cemento en niveles que contienen moderado contenido de materia orgánica en concordancia con lo expuesto por varios autores (Sánchez Román et al. 2011). Estos autores adicionalmente sugieren que las dolomitas con alta concentración de hierro ferroso se asocian a bajas concentraciones de estroncio, (Sr), siendo este elemento analizado actualmente en las muestras de esta logfacies. La determinación del Sr, en la dolomita permite estimar temperatura, paleosalinidad y concentración de sulfatos, lo que permite una mejor caracterización geoquímica del ambiente en el cual precipitan. El contenido de materia orgánica se presume, además, por los altos valores de U evidenciados en los perfiles que caracterizan esta logfacies. Estos elementos, aunque indirectos, sugieren el desarrollo de ambientes reductores relacionados con pequeños cuerpos de agua mal drenados desarrollados en una planicie aluvial distal. La presencia de material fino en suspensión posiblemente ha favorecido el desarrollo de zonas anóxicas en estos cuerpos de agua al no permitir la entrada de luz y limitar la actividad de los microorganismos aeróbicos en niveles superficiales, creando microambientes anóxicos sin que necesariamente se requiera una profundidad de agua significativa. La caracterización litológica de las muestras analizadas en esta facies corrobora que los 434 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

17 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina depósitos asociados a la Logfacies 1 de la corona C1 se originaron en un ambiente de planicie de inundación distal en el que se desarrollaron condiciones reductoras en bajos o depresiones endorreicas. APLICACIÓN sedimentológica del SPECTRAL Gamma RAY (SGR) Los perfiles de SGR detectan la contribución de Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) a la radiactividad total y se usan en estudios geológicos de distintos tipos. El K es común y abundante en muchos sedimentos que contienen feldespato, mica, arcillas o sales. El U y Th, menos abundantes, forman parte de numerosos minerales como arcillas, feldespatos, minerales pesados, fosfatos y también se los encuentra asociados a materia orgánica (Schnyder et al. 2006). En cuanto a la movilidad de esos elementos se conoce que el K y U son solubles en solución acuosa neutral (oxidante en el caso del U), mientras que el Th es considerado insoluble excepto en presencia de ácidos húmicos. La remoción de K y U durante la meteorización es un indicador de la intensidad de este proceso, normalmente por movimiento de agua (Ghasemi-Nejad et al. 2010). En ambientes oxidantes, el U forma iones complejos solubles, y en condiciones reductoras se vuelve insoluble. Figura 13: Perfil SGR de la Formación Mina del Carmen, mostrando la totalidad de la columna. Notar la respuesta contraria entre los máximos de U y los mínimos de K. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 435

18 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas En el marco de este estudio se analizaron 7 perfiles de SGR que corresponden principalmente a la zona central del área Cerro Dragón. Se observaron ciclos con valores estadísticamente normales para la unidad que alternaban con intervalos de decenas de metros de potencia con alto registro de U, bajo K y alta relación Th/K. Estas características se han podido correlacionar sobre áreas extensas de la planicie de inundación, por lo que se interpretan como resultado de procesos ocurridos durante o cercanos al momento de depositación. Al no estar directamente vinculados a una zona de falla, se descarta su relación con la actividad de las mismas. Principalmente, los valores altos de U y bajos de K se observan en la base y tope de MDC-A, el tope de MDC-B y la parte media de MDC-C, coincidentes con la presencia de la Logfacies 1 (Figura 13). Del análisis del registro disponible se desprende que en la zona analizada se reconocen granulometrías finas con valores bajos de K y alta relación Th/K, que caracterizarían procesos de meteorización intensa; los altos valores en el conteo de U se vinculan a ambientes reductores de la planicie de inundación, que se relacionan a condiciones de nivel freático alto (suelos inundados o hidromórficos, mallines). Se advierte, sin embargo, que el K y el U también pueden movilizarse por procesos secundarios desarrollados en sistemas acuíferos en subsuelo o en áreas de alta permeabilidad asociadas a zonas de fallas. La diagénesis intensa constituye una seria limitación en la interpretación de los datos de SGR (Schnyder et al. 2006). En la Logfacies 1, su asociación con U alto y presencia de paleosuelos hidromórficos identificados en coronas sugieren un ambiente reductor local asociado a humedales en áreas de cabecera (wetlands). Las Logfacies 3 vinculadas a canales fluviales que presentan alto conteo de U podrían representar sectores del sistema de transferencia con baja pendiente, ensanchamiento del valle y desarrollo de vegetación-actividad orgánica dentro de un cauce previo (in-stream wetlands sensu Zierholz et al. 2001). La Logfacies 2 define depósitos de planicie de inundación subaérea, impermeable, que por lo general presenta valores bajos de U y no muestra signos de meteorización intensa. ESCENARIOS SEDIMENTOLÓGICOS La distribución espacio temporal de las logfacies reconocidas juntamente con el estudio de los mapas isopáquicos de los intervalos analizados permiten establecer las variaciones geomorfológicas asociadas durante el relleno de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón. Estos cambios controlan la distribución de los reservorios de la unidad. El análisis cinemático de las fallas del yacimiento (Cayo et al. 2011) permitió el reconocimiento de tectónica extensional importante durante la depositación de las sub-unidades MDC-A y 436 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

19 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina MDC-B, favoreciendo la generación de relieve durante su depositación. Por lo tanto, el escenario geomorfológico de ambas unidades indica la presencia de un relieve importante y la presencia de depocentros locales y aislados entre si, demarcados por las zonas de altos. El relleno de estos depocentros corresponde a la evolución de sistemas fluviales endorreicos que convergen en la zona central (Figuras 9 y 10). En el intervalo MDC-C la actividad de las fallas cesa, por lo que su paleogeografía se suaviza, y los depocentros habrían experimentado un mayor grado de interconexión entre ellos (Figura 11). De acuerdo a la distribución de espesores de las sub-unidades, y de las Logfacies 1 y 3, se reconocen tres escenarios sedimentológicos: 1) Zonas de altos estructurales o cabeceras: Esta zona es la que más ha sido atravesada por pozos. En esos bloques se documenta la presencia de las facies canalizadas que pertenecen a la Logfacies 3 y la Logfacies 1. Los depósitos de ésta última se ubican principalmente en las márgenes de los altos paleotopográficos o en depresiones endorreicas, y presenta distribución más restringida que la Logfacies 3. Los escenarios posibles a los que se asocia la Logfacies 1 se presentan en la Figura 14. 2) Zonas de transición: Zonas intermedias entre los altos y bajos. En estas áreas el promedio de canales parece no disminuir en gran medida respecto de los altos (Figuras 14 y 15). 3) Zona de playa-lake/lagunar: si bien el modelo propone que la presencia de cuerpos arenosos disminuye notablemente en esta zona, hasta el momento ha sido escasamente documentado dado que se cuenta con pocos sondeos ubicados en las zonas bajas. Figura 14: Escenarios sedimentológicos con la localización de los principales reservorios asociados a la Logfacies 1. Clave: Logfacies 1: W (wetlands), LE (lagunas efímeras), M (mallín), PH (paleosuelos hidromórficos). Logfacies 3: Canales fluviales. Logfacies LF3* (Canales fluviales con alto uranio). A la derecha se muestras dos escenarios sedimentológicos actuales similares a los interpretados en el subsuelo de Cerro Dragón. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 437

20 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas En las Figuras 15 a la 17 se ubica el modelo paleoambiental en el contexto paleotopográfico para cada subunidad. Figura 15: Mapa paleoambiental de MDC-A, indicando la presencia de numerosos depocentros aislados y escasa integración de las redes de drenaje. Figura 16: Mapa paleoambiental de MDC-B. Durante la depositación de este intervalo persiste la desconexión de los depocentros pero paulatinamente se suaviza el relieve generado por la actividad de las fallas. 438 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

21 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina Figura 17: Mapa paleoambiental de MDC-C. Durante la depositación de este intervalo se integran los depocentros y se suaviza el relieve heredado del estadío extensional. CONCLUSIONES La Formación Mina del Carmen en el área Cerro Dragón comprende tres sub-unidades denominadas informalmente MDC-A, MDC-B y MDC-C. La caracterización paleoambiental de la Formación Mina del Carmen se basa en la identificación de seis asociaciones de litofacies en coronas, interpretadas como depósitos piroclásticos de caída (Asociación 1), depósitos de planicie de inundación distal subaérea (Asociación 2.a), planicie de inundación distal con hidromorfismo (Asociación 2.b), depósitos asociados a sheetfloods (Asociación 3), depósitos de canales fluviales (Asociación 4.a y 4.b), depósitos de abandono de canal (Asociación 5) y depósitos de planicie de inundación proximal (Asociación 6). Las diferentes asociaciones de litofacies se integraron con la respuesta de los perfiles de pozo permitiendo la definición de tres logfacies. La Logfacies 1 es reservorio en el yacmiento Cerro Dragón, representa ambientes de planicie de inundación distal, mayormente subácuea, con evidencia de hidromorfismo y de ambiente reductor. La Logfacies 2 representa ambientes de planicie subaérea, con valores muy bajos de porosidad y nula permeabilidad, y constituye el sello de los reservorios de la unidad. La Logfacies 3 es el clásico reservorio de la unidad, caracterizado por la presencia de asociaciones de canal activo IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 439

22 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (Asociación 4.a) y abandonado (Asociación 4.b). Las variaciones espacio-temporales en la distribución de las logfacies identificadas están fuertemente controladas por la variación en la geomorfología del área de estudio. Las diferencias geomorfológicas se relacionan con la actividad tectónica dominante en la zona durante la depositación de la Formación Mina del Carmen. Este estudio reconoce y caracteriza con herramientas de subsuelo un nuevo tipo de reservorio (Logfacies 1) asociado a sucesiones piroclásticas depositadas en ambientes de planicie de inundación de la Formación Mina del Carmen, brindando los escenarios propicios para su localización y su relación con los procesos geomorfológicos contemporáneos. AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a la empresa Pan American Energy LLC la autorización para la publicación del trabajo, y a sus compañeros E. Cayo, J. Stein, T. Diaz., S. Plazibat, G. González y C. Crovetto por la discusión geológica e integración de los resultados de información sísmica. BIBLIOGRAFÍA Barcat, C., J.S.Cortiñas, V.A.Nevistic, H.E. Zucchi, Geología de la región comprendida entre los lagos Musters-Colhue Huapi y la Sierra Cuadrada, Departamentos Sarmiento y Paso de los Indios, Provincia del Chubut. 9 Congreso Geológico Argentino, 2: Bariloche. Bridge, J.S., G. Jalfin, S. Georgieff, Geometry, lithofacies, and spatial distribution of Cretaceous fluvial sandstone bodies, San Jorge Basin, Argentina: outcrop analog for the hydrocarbon bearing Chubut Group. Journal of Sedimentary Research, 70: Cayo, E., C. Crovetto, M.T. Díaz, S. Plazibat, J. Stein, J.M. Paredes, Caracterización regional de la Formación Mina del Carmen, Yacimiento Cerro Dragón, cuenca del Golfo San Jorge. Este congreso. Condat, P Modelos conceptuales de trampas en el Yacimiento El Tordillo, Cuenca del Golfo San Jorge, provincia del Chubut, Argentina. VI Congreso de Exploración de Hidrocarburos, Feruglio, E., Descripción geológica de la Patagonia. Yacimientos Petrolíferos Fiscales. Vol Buenos Aires. Figari, E., E. Strelkov, G. Laffitte, M. Cid de la Paz, S. Courtade, J. Celaya, A. Vottero, P. Lafourcade, R. Martínez, H. Villar, Los sistemas petroleros de la cuenca del Golfo San Jorge. Síntesis estructural, estratigráfica y geoquímica. Boletín de Informaciones Petroleras, N 60, Fitzgerald, M. G., R.M. Mitchum, M.A. Uliana and K.T. Biddle, 1990, Evolution of the San Jorge basin, Argentina: AAPG Bulletin 74 (6): VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

23 Modelo Paleoambiental de la Formación Mina del Carmen en el Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina Ghasemi-Nejad, E., E. Ardakani, A. Ruffell, Paleoclimate change recorded in Upper Cretaceous (Albian Cenomanian) Kazhdumi Formation Borehole Spectral Gamma-Ray Logs, South Pars Gas field, Persian Gulf. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology 291, Hechem, J.J., J.F. Homovc, E.G. Figari, Estratigrafía del Chubutiano (Cretácico) en la Sierra de San Bernardo, cuenca del Golfo San Jorge, Argentina. 11 Congreso Geológico Argentino, 3: San Juan. Hechem, J., 1996 Arquitectura depositacional y modelo geológico para los reservorios de la formación Bajo Barreal. Boletín de Informaciones Petroleras N 47, p Hechem, J.J., E. Strelkov, Secuencia sedimentaria mesozoica del Golfo San Jorge. En: Haller, J.M. (ed) Geología y Recursos Naturales de Santa Cruz. Relatorio del 15 Congreso Geológico Argentino. 1: Buenos Aires. Jalfin, G., E. Bellosi, J. Sanagua, H. Villar, Procesos múltiples de migración, alteración y mezcla en petróleos de la Cuenca del Golfo San Jorge: una evaluación geoquímica integrada. 4 Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Buenos Aires. Lesta P., Estratigrafía de la Cuenca del Golfo San Jorge. 3 Jornadas Geológicas Argentinas. Actas 1: Buenos Aires. Lesta P., R. Ferello, Región Extrandina del Chubut y norte de Santa Cruz. En Geología Regional Argentina: Academia Nacional de Ciencias: Córdoba. Meconi, G., Facies, arquitectura fluvial y paleoambientes del Grupo Chubut en el Codo del Senguerr, límite provincial de Chubut-Santa Cruz. 3 Reunión Argentina de Sedimentología: San Juan. Paredes, J.M., Sedimentary Evolution of the Golfo San Jorge Basin, Central Patagonia, Argentina. En: Ibañez, L.M., Moyano, M.S., Aceñolaza, G.F. (Eds.) Argentinean Fluvial Basins: Ancient and present day examples. Excursion Guide Book, 9th International Conference on Fluvial Sedimentology, Basin Analysis Series, I: San Miguel de Tucumán. Paredes, J.M., N. Foix, J.O. Allard, F. Colombo, Main controls on the evolution of distal volcaniclastic successions in continental environments: Castillo Formation (Albian) of the Golfo San Jorge basin, Argentina. 9th International Conference on Fluvial Sedimentology, Abstract: S. M. de Tucumán, Argentina. Paredes, J.M., J.O. Allard, N. Foix, F. Colombo, Alluvial architecture of distal volcaniclastic successions in peri-volcanic basins: the Castillo Formation (Albian) of the Golfo San Jorge basin, Patagonia Argentina. 18th International Congress of Sedimentology, Mendoza, Actas, p Paredes, J.M., N. Foix, J.O. Allard, F. Colombo, M.Tunik, R.A.Marquillas, M.Iglesias, en revisión. Alluvial architecture of reworked pyroclastic deposits in perivolcanic basins: Castillo Formation (Albian) in the Golfo San Jorge basin, Argentina. IAS Special Publication 9th ICFS: The fluvial sedimentology at the beginning of 3rd Millennium. Paredes, J.M., Colombo, F., Allard, J.O., Foix, N., Alluvial architecture of fluvial successions in pyroclasticrich environments: the Castillo Formation (Albian) in the Golfo San Jorge basin, Argentina. 28th IAS Meeting of Sedimentology, Abstract p. 97, Zaragoza (Spain). Sánchez-Román, M., J.A. McKenzie, A.L. Rebello Wagener, C.S. Romanek, A. Sanchez-Navas, C. Vasconcelos, Experimentally determined biomediated Sr partition coefficient for dolomite: Significance and implication for natural dolomite. Geochimica et Cosmochimica. Acta 75 (2011) IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 441

24 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Schnyder J., A. Ruffell, J.F. Deconinck, F. Baudin, Conjunctive use of spectral gamma-ray logs and clay mineralogy in defining late Jurassic early Cretaceous palaeoclimate change (Dorset, U.K.). Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology 229, Sciutto, J. C., Geología del Codo del Río Senguerr, Chubut, Argentina. 8 Congreso Geológico Argentino, Actas 3: , San Luis. Sylwan, C.A., Geology of the Golfo San Jorge Basin, Argentina. Journal of Iberian Geology, 27, Umazano, A.M., E. Bellosi, G. Visconti, R. Melchor, Mechanism of aggradation in fluvial systems influenced by explosive volcanism: An example from de Upper Cretaceous Bajo Barreal Formation, San Jorge basin, Central Patagonia, Argentina. Sedimentary Geology, 203: Zierholz, C., I.P. Prosser, P.J. Fogarty, P. Rustomji, In-stream wetlands and their significance for channel filling and the catchment sediment budget, Jugiong Creek, New South Wales. Geomorphology 38: VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos