PLUSPETROL. LA SÍSMICA 3D Y LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS RESERVAS. Marcelo E. Arteaga, Alejandro Cangini, Jorge Conti y Carlos E.

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1 PLUSPETROL. LA SÍSMICA 3D Y LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS RESERVAS. Marcelo E. Arteaga, Alejandro Cangini, Jorge Conti y Carlos E. Cruz Keywords: Pluspetrol, sísmica 3D, reservas, Argentina, Bolivia, Perú. Abstract. Pluspetrol. New reserves and 3D seismic. Pluspetrol S.A. is an independent Argentine oil company that has exploration and production operations in several countries of South America. Its daily average production is 84. MBO and 558 MMCFG (3.4 Mm 3 oil and 5.8 MMm 3 gas). Since 995, Pluspetrol has acquired a total of km of 3D seismic. Currently the company is conducting a 3D program of 788 km in the Block 88, Camisea (Ucayali Basin, Perú). Five history cases are presented in this paper: a mature oil and gas field in the Neuquén Basin of Argentina, an oil field in a development stage in the Marañón Basin of Peru, and three exploration cases in the Tarija Basin of Bolivia. The results of the 3D in the Centenario Field in the Neuquén Basin were very positive since there was dramatic increase in the gas reserves and production. The Pavayacu Field in the Marañón Basin shows how reserves increased over time with better structural imaging with 3D. The Tajibos, Curiche and Madrejones structures in the Tarija Basin are hydrocarbon discoveries resulting from better structural definition from 3D and, in one case, how seismic attributes were used to enhance the pre-drill prospectivity. INTRODUCCIÓN Pluspetrol S.A. es una compañía argentina que tiene operaciones de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina, Bolivia, Perú y Venezuela. También participa en operaciones de generación de energía y transporte y distribución de petróleo y gas en Argentina y Brasil (Figura ). En el pasado ha sido operadora en bloques de exploración en Argelia, Túnez y Colombia y ha participado en operaciones de exploración off-shore en Costa de Marfil. En Argentina es operadora en 4 áreas de producción y áreas de exploración en las cuencas Neuquina y del Noroeste (Tarija y Cretácica), con una producción promedio de 303 m 3 /d petróleo y 5.3 MMm 3 /d gas (9 MBOD MMCFGD). Ha adquirido un total de 0 km de sísmica 3D en 6 programas desde 995. En Bolivia las operaciones comprenden 6 áreas de exploración y 3 de producción en la Cuenca de Tarija, con una producción promedio por el momento de 35 m 3 /d petróleo y 500 Mm 3 /d gas (0. BOD 7.7 MMCFGD), totalizando km de sísmica 3D adquirida en 6 programas durante el año 998. En Perú las áreas operadas son 3 de producción y de exploración en las cuencas de Marañón, Ucayali y Lancones, con una producción diaria de 0.3 m 3 de petróleo (64.9 MBOD), habiéndose adquirido 30.3 km de sísmica 3D en 3 programas entre 996 y 998. Actualmente se está llevando adelante la registración de 788 km de sísmica 3D en el Bloque 88 Camisea, en una región remota, de montaña selvática y alta sensibilidad ambiental en la cuenca del bajo Río Urubamba. En Venezuela, Pluspetrol tiene los derechos de exploración en dos bloques ubicados en el sector occidental de la Cuenca de Oriente donde todavía no han comenzado las operaciones. Desde el inicio de sus actividades como compañía exploradora a fines de la década del 80, Pluspetrol ha ido incrementando paulatinamente sus inversiones en registración sísmica (Figura ). Como reflejo del cambio tecnológico que significó la sísmica 3D, Pluspetrol comenzó a reemplazar la adquisición de sísmica D por 3D. El primer programa fue registrado en el yacimiento Centenario durante 995 y desde entonces el reemplazo de una por otra es marcado. El 55% de la superficie registrada con sísmica 3D tenía objetivos puramente exploratorios (Figura 3). En este trabajo se analizarán cinco ejemplos en los que el empleo de la sísmica 3D fue de gran importancia para la identificación de acumulaciones que significaron la incorporación de nuevas reservas para la compañía. Uno de ellos es un campo maduro, el área Centenario de la Cuenca Neuquina en al República Argentina, otro es un yacimiento en desarrollo, Pavayacu, en la Cuenca de Marañón en Perú y otros tres ejemplos, Madrejones, Tajibos y Curiche, se ubican en áreas de exploración en el Pie de Sierra de la Cuenca de Tarija en Bolivia (Figura ).

2 VENEZUELA LOTE 8 PAVAYACU PRODUCCIÓN 45% PERÚ LOTE 88 CAMISEA BOLIVIA SAN ISIDRO CURICHE TAJIBOS YACUIBA MADREJONES ARGENTINA CENTENARIO EXPLORACIÓN 55% 500 km Figura 3. Distribución de la superficie registrada Figura. Pluspetrol en Sudamérica. con sísmica 3D en exploración y producción. 40 D 3D INVERSIÓN RELATIVA AÑOS Figura. Inversión relativa en sísmica D y 3D.

3 YACIMIENTO CENTENARIO CUENCA NEUQUINA, ARGENTINA. El área Centenario, ubicado 5 km al oeste de la ciudad de Neuquén, tiene una superficie de 0.8 km (Figura 4). Han sido perforados 34 pozos y tiene una producción diaria promedio de 540 m 3 de petróleo de 39 API (3397 BO) y 4.5 MMm 3 de gas (58.9 MMCFG). La producción acumulada a Abril de 00 es de 0 MMm 3 de petróleo (63 MMBO) y 795 MMm 3 de gas (45 BCFG). El yacimiento Centenario fue descubierto en 96 por YPF, que perforó un total de 98 pozos hasta 976. Pluspetrol comenzó a operar el área en 977 por medio de un contrato de servicios reconvertido en 990 a una concesión de producción de 5 años de duración. Desde entonces se han perforado 36 pozos, se puso en marcha un proyecto de recuperación asistida por inyección de agua y se adquirieron 40.9 km de sísmica D y 343 km de sísmica 3D en dos programas registrados en 995 y 000. El descubrimiento de gas en objetivos profundos posterior a la registración sísmica del año 995 aumentó notablemente la producción y las reservas de gas. Geología El Yacimiento Centenario se ubica en el sector centro-oriental de la Cuenca Neuquina, sobre el flanco norte de la Dorsal de Huincul (Figura 4). Sobre la geología y sistemas petroleros que caracterizan a la región, son numerosos los trabajos publicados recientemente y los allí referidos que se pueden consultar (Legarreta y Gulisano, 989; Uliana et al., 995; Legarreta et al., 999; Cruz et al., 00). La estructura del yacimiento está dominada por un anticlinal de rumbo E-O originado por el movimiento de una falla de plano inclinado hacia el N que forma parte del tren estructural de la Dorsal de Huincul (Ploszkiewicz et al., 98). El levantamiento de la estructura comenzó en el Jurásico, contemporáneo con el movimiento de muchas de las estructuras que forman la Dorsal. Existe un sistema de falla subsidiarias menores de orientación NO-SE, con geometría de Cola de caballo y con desplazamiento distensivo. Este conjunto se interpreta como un sistema de Ridel relacionado a una falla de inversión principal, el cual es muy importante en la creación de trampas estratigráficas al generar barreras de permeabilidad en los reservorios. La edad de este último sistema de fallamiento ha sido asignada al Cretácico. La sección estratigráfica que sobreyace a Vaca Muerta está completamente preservada en el área (Figura 4). La sección que infrayace a Vaca Muerta estuvo sometida a repetidos levantamientos ocurridos durante el Caloviano y el Kimmeridgiano (Figura 5), donde el intervalo más afectado corresponde al Gr. Cuyo mientras que la ausencia de Tordillo en parte del área puede deberse a erosión o no-depositación. Hay dos tipos de acumulaciones de hidrocarburos en Centenario. Una de ellas es convencional y produce petróleo de reservorios de origen fluvial (Tordillo y Punta Rosada) y marino somero (Lajas). La geometría de la trampa corresponde a una truncación pendiente arriba de los reservorios contra la erosión de Tordillo o la transgresión de Vaca Muerta, que actúa no solamente como roca madre sino también como sello. La segunda es una acumulación no convencional del tipo de gas de centro de cuenca (basin centered gas) en areniscas de baja permeabilidad (tight sandstones) de las formaciones Lajas y Los Molles, en el flanco norte de la estructura por debajo de un límite de un sello de presión (Surdam, 997). Este tipo de trampas suelen identificarse como anomalías de velocidad. Dos rocas madres están probadas en este yacimiento. Vaca Muerta, que dio origen al petróleo de las acumulaciones someras, está inmaduro en la mayor parte del yacimiento pero la cocina está ubicada pendiente abajo hacia el norte en una posición ideal para cargar los reservorios estructuralmente más altos. La Formación Los Molles tiene distintos grados de madurez termal. Se encuentra en ventana de generación de petróleo en las posiciones más altas del anticlinal y en la ventana de generación de gases ricos en posiciones más profundas cercanas a la cocina en el sector noreste del área (Figura 5). Tienen origen en Los Molles algunos de los petróleos provenientes de reservorios de Lajas y todo el gas producido de reservorios de Lajas y Los Molles. Interpretación sísmica El desarrollo del yacimiento Centenario estuvo basado en pozos y sísmica D desde su descubrimiento en 96. Pluspetrol comenzó a operar el campo en 977 siendo ya un yacimiento maduro y continuó con el

4 a FAJA PLEGADA b c d e f PLATAFORMA NORORIENTAL ALTO DE LOS CHUHUIDOS BAJO DE AÑELO DORSAL DE HUINCUL SUB CUENCA PICÚN LEUFÚ UK 000 m GRUPO NEUQUÉN GRUPO RAYOSO CHILE ARGENTINA a c NEUQUEN b d MENDOZA LA PAMPA CENTENARIO LK 000 m 3000 m J FORMACIÓN CENTENARIO FORMACIÓN LOMA MONTOSA F. QUINTUCO F. VACA MUERTA F. TORDILLO F. LOTENA PUNTA ROSADA LAJAS LOS MOLLES GRUPO CUYO e f RIO NEGRO 60Km m T R GRUPO PRECUYO GRUPO CHOIYOI Figura 4. Yacimiento Centenario. Mapa de ubicación y columna estratigráfica. Tiempo (seg.) - SO NE BASE CENTENARIO.5 - BASE VACA MUERTA TOPE CUYO - LOS MOLLES SUPERIOR.5 - LOS MOLLES INF. PRECUYO Figura 5. Yacimiento Centenario. Línea arbitraria.

5 km PROGRAMA 3D Ce a a a H a SEPTIEMBRE 993 RESERVAS PROBADAS GAS RESERVAS PROBADAS PETRÓLEO 75 RESERVAS PROBABLES PETRÓLEO RESERVAS POSIBLES PETRÓLEO km x a x Ce a a a a a H 09 6 x a-0 a a a PROGRAMA 3D MARZO 000 RESERVAS PROBADAS GAS RESERVAS PROBADAS PETRÓLEO 75 RESERVAS POSIBLES PETRÓLEO Figura 6. Yacimiento Centenario. Mapas de estructurales a la base de la F. Vaca Muerta previos a los programas de sísmica 3D y categoría de reservas.

6 desarrollo de la acumulación más somera o convencional empleando pozos y sísmica D. Durante ese lapso se puso en marcha un proyecto de recuperación asistida por medio de inyección de agua que mantuvo el nivel de producción de petróleo por más de una década. El objetivo principal del programa sísmico 3D adquirido en 995 fue la tradicional optimización en el desarrollo de las reservas remanentes de un campo ya maduro desde hacía dos décadas, que consistía en cambiar de categoría las reservas de la acumulación más somera de posibles a probables y de probables a probadas (Figura 6). La sísmica 3D brindó en este sentido una mejor definición estratigráfica en la cuña clástica de las formaciones Lotena y Tordillo que se truncan contra las limoarcilitas negras de Vaca Muerta. También se obtuvo una mejor resolución en el fallamiento transtensivo tipo cola de caballo, con lo cual disminuyó la incertidumbre en la ubicación de los pozos y una optimización en la reinyección de agua. Entre las técnicas geofísicas de interpretación aplicadas para mejorar el desarrollo se utilizaron inversión acústica y cubo de coherencia. El efecto se puede apreciar en la Figura 7, ya que a posteriori del programa de 3D se incrementó la perforación, disminuyó el volumen de agua inyectado y se mantuvo el nivel de producción de petróleo. Otro efecto que se ve en la Figura 7 es un incremento importante en la producción de gas. Este aumento es resultado de la exploración exitosa de objetivos profundos (Grupo Cuyo), donde si bien se conocía la existencia de un sistema petrolero activo su funcionamiento no había sido comprobado en el área hasta ese momento. El descubrimiento de gas se produce por la perforación del pozo Ce.x-6 y como consecuencia de una mejor definición en los niveles reservorios de Lajas y Los Molles. Las reservas probadas de gas por este descubrimiento rondan los 9800 MMm 3 (350 BCF). El desarrollo de esta acumulación de gas evidenció la ausencia de un contacto gas-agua, tratándose los reservorios de cuerpos de areniscas de baja porosidad y permeabilidad dentro de una sección arcillosa sobrepresionada, que se subdividen en compartimentos con presión anómala, relativamente aislados y saturados de gas, en el cual la capilaridad controla la permeabilidad por debajo de un límite de sello de presión (Surdam, 997). Un sistema de fallas normales de emplazamiento profundo juega un papel importante en este campo, ya que conecta el sector de generación de gas de Los Molles con los reservorios. Como el programa de sísmica 3D registrado en 995 no cubrió la totalidad del área (Figura 6), para continuar el desarrollo de la nueva acumulación descubierta y evaluar nuevas posibilidades exploratorias se realizó una nueva registración 3D durante el año 000, con un diseño focalizado en poder visualizar mejor los objetivos profundos. El nuevo cubo sísmico fue posteriormente reprocesado con el objetivo de obtener un detallado campo de velocidades interválicas. De esta manera se visualizaron zonas de baja velocidad sísmica coincidentes con los reservorios probados con gas en el yacimiento y también se verificó la presencia de anomalías no perforadas hacia el norte. Los perfiles sónicos de los pozos mostraron una muy buena correlación tanto con los reservorios mineralizados con gas como con las pelitas generadoras de hidrocarburos. Estos intervalos son coincidentes con las zonas anómalas mostradas por la sísmica 3D. Finalmente, al cubo de velocidades interválicas se le sustrajo el gradiente de velocidades (ley de compactación) con lo cual se pudo individualizar mejor las anomalías. El análisis detallado de velocidades permitiría predecir las zonas enriquecidas con gas. Estos reservorios son considerados no convencionales ya que se encuentran sobrepresionados, no tienen tabla de agua probada y no es esencial el factor estructural en la trampa. Por el contrario, serían zonas ricas en gas debido a un mejoramiento de porosidad y permeabilidad por cambios diagenéticos en el proceso de sedimentación de las rocas. De esta manera se pudo definir que el nuevo yacimiento se ubica coincidente con una anomalía de baja velocidad por debajo del sello de presión (Figura 8), y que también existe otra anomalía de baja velocidad en términos estratigráficamente superiores ( aalenianos?) al norte del yacimiento, constituyéndose en un próximo objetivo exploratorio. YACIMIENTO PAVAYACU CUENCA DE MARAÑON, PERÚ. El yacimiento Pavayacu es parte del Bloque 8 en el norte del Perú. Se ubica en el sector central de la Cuenca de Marañón, 50 km al sureste del límite con Ecuador (Figura 9). Tiene una producción de 796 m 3 /d (5000 BOD) de petróleo de 9-3 API y una acumulada a diciembre de 00 de 7.96 MMm 3 (50. MMBO). La reinterpretación de la geometría de la trampa y el incremento en la estimación de reservas se relacionan directamente en este yacimiento con la adquisición de nueva información sísmica y en especial con la utilización de sísmica 3D.

7 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (m³/d) Y DE GAS (Mm³/d) - CAUDAL DE INYECCIÓN PETRÓLEO GAS AGUA POZOS/AÑO YPF 5//977 SÍSMICA 3D, 995 PLUSPETROL AÑOS POZOS Figura 7. Yacimiento Centenario. Historia de producción. SSO Ce.x-6 Ce.x-9 NNE Tiempo (seg.) Gr. NEUQUÉN VACA MUERTA YACIMIENTO DE GAS ANOMALÍA TORDILLO DE BAJA VELOCIDAD PRECUYO Figura 8. Yacimiento Centenario. Línea arbitraria con anomalía de baja velocidad.

8 X - 5 A C D P A 6 P 0 5 P D C ECUADOR -AB 50 Km FORMACIÓN MIEMBRO LITOLOGÍA CARACTERÍSTICAS VIVIAN PERÚ CHONTA SHALE PONA ECUADOR PERÚ BRASIL 8 PIPE LI NE PAVAYACU 8 LUPUNA CETICO OCÉANO PACÍFICO LIMA BOLIVIA 8 AGUA CALIENTE ROCA MADRE HORIZONTE PRODUCTIVO CHILE 8 Figura 9. Yacimiento Pavayacu. Mapa de ubicación y columna estratigráfica SO 3X 48XC 49 3XC NE Tiempo (seg.) YAHUARANGO VIVIAN PONA CETICO BASE CRETÁCICO 65 m 5 Km. 3X SISMICA 3D Figura 0. Yacimiento Pavayacu. Línea arbitraria 3D, SO-NE.

9 Fue descubierto por Petroperú en 97, iniciándose su desarrollo durante 973. Entre 97 y 989 se registraron 370 km D en 5 campañas, adquiriéndose en 993 el primer programa 3D de 48 km en el sector sur del yacimiento. Pluspetrol tomó las operaciones en 996 y durante 998 se registraron 58 km 3D en el sector norte. Se han perforado 48 pozos en total, 4 pozos hasta 993 de los cuales 3 han sido estériles y los 4 restantes todos productivos a partir del primer programa 3D. Geología El yacimiento Pavayacu se ubica en un alto de basamento en el sector central de la Cuenca de Marañón, prácticamente en el borde occidental del antepaís no deformado que se extiende hacia el este. Para el conocimiento sobre la geología regional y del petróleo se recomienda consultar Mathalone y Montoya (995), Lay y Becerra (997), Gomez Omil et al. (997) y los trabajos allí referidos. La columna estratigráfica (Figura 9), que apoya en basamento granítico, se inicia con depósitos synrift del Paleozoico Superior y son sucedidos por la Fm. Sarayaquillo del Jurásico. Discordancia mediante continúa el ciclo Cretácico, donde se ubican las rocas madres y los principales reservorios. Culmina con los depósitos terciarios, productos de la Orogenia Andina. Tres son los reservorios que presentan acumulaciones. La base del Cretácico Superior, denominado Cetico, que son areniscas fluvio-deltaicas y de llanura de marea, con valores de porosidad que llegan al 4%. La arenisca Pona es otro reservorio con porosidades entre 0 y 8%, depositadas en ambiente marino litoral de escasa profundidad. El tope del Cretácico es el mejor reservorio, la arenisca Vivian, mediana a gruesa con escasa matriz arcillosa, depositada en ambiente fluvial a deltaico con valores de porosidad que van del 4 al 4%. El tope de este reservorio ha sufrido una diagénesis por exposición prolongada la que dio origen a una cementación calcárea (caliche) que constituye un excelente sello. Las rocas madres más importantes presentes en el área son cretácicas y corresponden a episodios transgresivos o facies de prodelta en niveles de mar alto y son reconocidas como formaciones Raya y Chonta. También ha sido probado hidrocarburo generado en rocas de edad Jurásico, ausente en el área por erosión pero ubicada hacia el oeste en posiciones de generación (cocina). La estructura de Pavayacu es un anticlinal asimétrico de eje NO-SE originado por la inversión tectónica de una falla de basamento ubicada al este de la estructura (Figura 0). Esa falla distensiva tuvo actividad hasta fines del Paleozoico sufriendo dos pulsos de reactivación inversa en el Terciario Inferior y principalmente durante el Terciario Superior. El cierre vertical de la estructura es de 84 metros (60 mseg tiempo doble) con un área de 80 km mientras que el área con petróleo es de 6.4 km con cierre vertical de 36 metros (6 mseg tiempo doble). Interpretación sísmica El descubrimiento del yacimiento Pavayacu se realizó mediante el Pozo 3X, luego de la registración de 0 km de sísmica D durante 97. En ese momento las reservas asignadas al reservorio Cetico de acuerdo con el mapa estructural disponible ascendían a MMBO con un área mineralizada de.8 km (Figura ). El inicio del desarrollo del campo y sucesivas adquisiciones de sísmica D llevaron a nuevas interpretaciones estructurales que arrojaron mayores superficies mineralizadas y consecuentemente un incremento en las reservas, pasando a 7.9 MMBO en 974 y 6.6 MMBO en 983. Este incremento se dio a pesar de que la información sísmica adquirida en cinco campañas entre 97 y 988 no era la apropiada para reducir las incertidumbres en el desarrollo del campo, principalmente debido a serios problemas en la homogeneización de los parámetros utilizados durante las diferentes campañas de adquisición. Con el objetivo de lograr un mejoramiento en la imagen estructural, durante 993 se registró el primer programa de sísmica 3D sobre la mitad sur del yacimiento. Se registraron 48 km con tamaño de celdas de 5m x 5m y una multiplicidad de 400%. Al mismo tiempo de la registración del programa continuó el desarrollo del campo que llevó al descubrimiento de petróleo de 45 API en el reservorio Vivian, con una producción inicial que superaba los 7000 b/d. Con la nueva interpretación y correlación de pozos se comenzó el desarrollo del flanco oeste del yacimiento, que condujo también al descubrimiento de hidrocarburos en el reservorio Pona.

10 5 3 X X 5 P C A P P 5 P 7 - D A C D C D P A 7 4 A 6 A D 5 X P P A X A X X 3XC Superficie:.8 km Reservas:.0 MMBO P K Superficie: 4. km Reservas: 7.9 MMBO 5 Km X D SÍSMICA 3D X 983 Superficie: 7.4 km Reservas: 6.6 MMBO 00 Superficie: 6.4 km Reservas: 63.9 MMBO Acumulada: 50. MMBO Remanente: 3.8 MMBO Figura. Yacimiento Pavayacu. Mapas estructurales al tope de Cetico, basados en sucesivas adquisiciones sísmicas.

11 Los resultados positivos en el desarrollo del campo hicieron que se registrara un nuevo programa de sísmica 3D, pero dado el escaso desarrollo de los reservorios se mantuvo como principal objetivo el de optimizar la imagen estructural especialmente en los flancos. Este nuevo programa cubrió una superficie de 58 km en el sector norte del yacimiento y tuvo un tamaño de celdas de 30m x 30m una multiplicidad de 400%. La integración de los dos programas sísmicos y su interpretación llevó al desarrollo de nuevos prospectos y una mejor definición de los flancos de la estructura, lo que permitió desarrollar el campo hacia zonas más externas y cercanas al contacto petróleo-agua. Previo a la adquisición del primer programa de sísmica 3D en diciembre de 99, la producción acumulada era de 3.3 MMm 3 de petróleo (0.3 MMBO) con reservas remanentes de.84 MMm 3 (.6 MMBO). La interpretación actual (Figura ) ha llevado la superficie de la estructura a 6.4 km con reservas estimadas finales del orden de 0.6 MMm 3 de petróleo (63.9 MMBO). Las reservas remanentes a diciembre de 00 ascienden a. MMm 3 (3.8 MMBO). Se puede notar un incremento notable en la producción acumulada y el mantenimiento o un leve aumento de las reservas remanentes a partir de la aplicación de información sísmica 3D. AREA SAN ISIDRO CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA. El Área San Isidro abarca una superficie de km y está ubicada aproximadamente 0 km al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Se extiende por 95 km con forma elongada en sentido meridiano (Figura ). La superficie es llana con una elevación media de 450 msnm y vegetación característica del bosque chaqueño. Los esfuerzos exploratorios previos a Pluspetrol han sido estériles en este bloque, a excepción del yacimiento El Espino descubierto en 979 muy cerca del límite occidental del área en su parte media. Este campo tiene una producción acumulada de 58.8 Mm 3 condensado 50 API ( MMBC) y 74 MMm 3 gas (6.5 BCFG). La exploración en esta zona la inició YPFB durante los sesenta con la perforación del pozo Curiche- X, adquiriéndose durante los setenta 600 km de sísmica D (4 fold con vibros y explosivos). Entre 979 y 985 se perforaron 8 pozos de exploración en diversas estructuras, todos ellos estériles a excepción de los pozos Tacobo X, X y X4 que tuvieron ensayos de terminación con caudales de hasta 7.6 Mm 3 /d gas (4. MMCFGD) y 50. m 3 /d petróleo 55 API (35 BOD), de reservorios del tope del Devónico y del Carbónico. Ninguno de estos pozos resultaron en campos productivos debido a diferentes problemas técnicos. Pluspetrol comenzó la exploración de este bloque a fines de 997. En una primera etapa adquirió dos programas de sísmica 3D, uno en el sector norte del área de 63.5 km y otro en el sector sur de km. Luego de esta adquisición se perforaron 3 pozos de exploración (Figura 3), resultando todos ellos en un descubrimiento de acuerdo con el siguiente detalle: TJB-X (Tajibos, 000): 4.8 Mm 3 /d gas (5. MMCFGD) de la Fm. Petaca (95 mbbp); TCB-X00 (00):.5 MMm 3 /d gas (4 MMCFGD) de la Fm. Huamampampa (550 mbbp); CUR-X00 (Curiche, 00): Mm 3 /d gas (3.9 MMCFGD) de la Fm. Chaco (300 mbbp). De estos tres proyectos se analizarán el primero y el último, ubicados en los sectores sur y norte del bloque respectivamente. Geología El área San Isidro se ubica en el ambiente tectónico de Pie de Sierra de la Cuenca de Tarija (Figura ). Sobre la geología y sistemas petroleros que caracterizan a esta cuenca, son numerosos los trabajos que han sido publicados en los últimos tiempos y los allí referidos que pueden ser consultados (Giraudo et al., 999; Viera y Hernández, 00; Albariño et al., 00; Cruz et al., 00). La topografía relativamente llana y con serranías de baja altura reflejan un marco estructural de bajo grado de deformación. A lo largo del bloque se identifican dos sectores, sur y norte, con estilo estructural diferente (Figura 3). En el sector sur es dominante la influencia del Corrimiento Frontal Emergente de la faja corrida del subandino, llamada Falla de Mandeyapecua, que tiene rumbo sub-meridiano y es la causa de los afloramientos mesozoicos en el sector sur del área. Este corrimiento de extensión regional (casi 400 km) y un rechazo que llega a superar los 300 metros, es un sistema de fallas que se relevan y transfieren desplazamiento por medio de rampas oblicuas y laterales. Cuando esto último ocurre se originan estructuras relativamente chicas con cierre en cuatro sentidos, cuya exploración suele tener una alta tasa de éxito. A la latitud del yacimiento El

12 8 45' 63 5' CUR-X CUR-X CURICHE CUR-X ' COBIJA PERU MADRE DE DIOS BOLIVIA 00 km ' TCB-X ' ESCUDO DE GUAPORÉ BENI TRINIDAD BRASIL SID-X LA PAZ SUBANDINO NORTE 9 5' 0 km 9 5' CORDILLERA ORIENTAL COCHABAMBA BOOMERANG CHIQUITOS ALTIPLANO SANTA CRUZ AMR-X AMR-X SUCRE POTOSI SAN ISIDRO SUBANDINO SUR PIE DE MONTE CHACO PARAGUAY ' TJB-X TAJIBOS ' CHILE TARIJA YACUIBA VILLAMONTES ARGENTINA Figura. Bolivia. Provincias Geológicas. 63 5' Figura 3. Bloque San Isidro. Mapa de ubicación SRD = NIVEL DEL MAR 000 M INTERV.= 5ms T 00 T 00 L 00 TERCIARIO 0 CHACO BASAL L 00 YECUA PETACA T 300 AMR-X AMR-X L DEVÓNICO J - K CARBÓNICO PÉRMICO Frasniano Givetiano Eifeliano Emsiano Pragiano Lochkoviano Silúrico Ordovícico TACURÚ VITIACUA CANGAPI SAN TELMO ESCARPMENT TARIJA TUPAMBI IQUIRI LOS MONOS HUAMAMPAMPA ICLA SANTA ROSA TARABUCO KIRUSILLAS Figura 4. Columna estratigráfica generalizada para la Cuenca de Tarija L 000 L 900 L km L 700 Figura 5. Anticlinal de Tajibos Mapa estructural en tiempo a la Formación Petaca TJB-X FALLA DE MANDEYAPECUA L 900 L 800 L 700

13 Espino, esta falla presenta una rampa lateral cambiando marcadamente su rumbo hacia el oeste. Desde esa posición hacia el norte es notoria su pérdida de rechazo cambiando el estilo de deformación del Pie de Sierra. El sector norte del bloque está caracterizado por el tren estructural de Tacobo, que presenta dos niveles estructurales. El nivel estructural superior está controlado por la Falla de Curiche mientras que en el inferior el Anticlinal de Tacobo es dominante. La Falla de Curiche es de propagación y despega en las lutitas negras de Los Monos (fuera de los límites del bloque) y tiene su punto ciego en niveles terciarios. El rechazo alcanza aproximadamente 600 metros y en las posiciones estructurales más altas duplica la mitad superior de la sección Carbónico. El Anticlinal de Tacobo es un anticlinal de rampa suave cuyos flancos no inclinan más de 8 0. El despegue basal de la falla que genera esta estructura se ubica en las lutitas negras silúricas de la Fm. Kirusillas y el despegue superior en las arcillas negras de la F. Los Monos, donde adquiere geometría de plano. Este quiebre en la forma de la falla da origen al anticlinal en los niveles reservorios de Huamampampa en el bloque colgante. El proyecto Tajibos tiene como reservorio a la Fm. Petaca del Terciario más bajo. Son areniscas depositadas en un ambiente fluvial efímero entrelazado. La amalgamación lateral de los canales hace que el reservorio tenga geometría de manto arenoso (Figura 4). Los reservorios del proyecto Curiche son areniscas de edad Terciario, depositadas en un ambiente fluvial efímero. Los cuerpos son lenticulares de extensión hectométrica y 0 a 0 metros de espesor, con valores de porosidad que llegan al 30%. La sección generadora típica de Los Monos no habría alcanzado aquí la madurez necesaria para expulsar hidrocarburos (Cruz et al., 00). Sin embargo, los indicadores de madurez de los hidrocarburos descubiertos y producidos en la región y la información geoquímica aportada por nuevos pozos hacen pensar que la roca madre en el sector es la sección de arcillas negras del Devónico basal (Lochkoviano). Esta sección es correlacionable con la Fm. Roboré o Boomerang Shale, del área del Boomerang, donde es roca madre comprobada (Laffitte et al., 998). Interpretación sísmica El Area San Isidro se ubica en una amplia zona de poco más de 50 km de extensión, que va aproximadamente desde el Yacimiento Río Grande hasta el Yacimiento El Porvenir al norte de Villamontes, donde no se habían producido descubrimientos comerciales. En este sector del Pie de Sierra y Plataforma, se conocía la existencia de un sistema petrolero activo, dado los numerosos pozos con ensayos positivos en diversos reservorios pero que no concluyeron en acumulaciones. Dado este escenario se interpretó que el principal factor de riesgo era la definición de la trampa y que el empleo de sísmica 3D era una herramienta válida para superar ese problema. En el caso de Tajibos se trata de una anticlinal con cierre en cuatro sentidos originado por la propagación de una falla (Figuras 5 y 6) y vinculado a una rampa oblicua (Figura 7). Es una estructura de pequeñas dimensiones (aproximadamente 5 km ) que puede no mostrar cierre definido en alguno de sus sentidos empleando para su mapeo sísmica D convencional. Son numerosos los pozos perforados sobre este corrimiento donde la falla tiene geometría de rampa sin contrapendiente y que han sido estériles, tal el caso de los pozos Aimirí perforados 6 km al norte del Anticlinal de Tajibos. La utilización de sísmica 3D, más allá de la calidad intrínseca de la información, permite por las características propias del método (mayor densidad de datos) mejorar la imagen estructural y consecuentemente lograr la definición de la trampa (Figuras 5 y 7). El descubrimiento de Curiche corresponde a un concepto exploratorio distinto. El Anticlinal de Curiche es una estructura elongada en sentido norte-sur, de flancos abruptos y generada por la propagación de una falla. La interpretación de las líneas sísmicas D que atraviesan la estructura, adquiridas en diversas campañas por YPFB, permitió observar amplitudes muy marcadas en coincidencia con la cresta del anticlinal en niveles del Terciario Inferior (Figura 8). Los pozos perforados en ese tren, que tenían objetivos más profundos, no atravesaron plenamente esas anomalías de amplitud, a pesar de lo cual tuvieron manifestaciones de gas durante la perforación no evaluadas adecuadamente. El empleo de la sísmica 3D permite en este caso mapear con continuidad un atributo sísmico como la amplitud (Figura 9) e interpretar ciertas características, como el cambio de fase sísmica asociado a posibles contactos de fluidos (Figuras 0 y ) y la variación de velocidades en conformismo con la imagen estructural.

14 O TJB-X T 50 T 00 T 50 T 00 T 50 T 300 T 350 I I I I I I I E Tiempo (Seg.) Figura 6. San Isidro. Anticlinal de Tajibos. Linea 3D m TJB-X Tiempo N S (Seg.) L 00 L 050 L 000 L 950 L 900 L 850 L 800 L 750 L 700 L I I I I I I I I I I I Figura 7. San Isidro. Anticlinal de Tajibos. Traza 3D m

15 O CUR-X T 50 T 300 T 350 T 400 T 450 T 500 T 550 T 600 I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I E T 650 I Tiempo (Seg.) m Figura 8. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Linea D O CUR-X00 T 50 T 300 T 350 T 400 T 450 T 500 I I I I I I E Tiempo (Seg.) m Figura 9. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Línea 3D

16 L 94 L 9 L 90 L 88 T 375 T 373 T 37 T 369 I I I I L 86 L 84 L 8 L 80 T 367 T 365 T 364 T 36 I I I I Tiempo (Seg.) - 0,6-0,7-0,8-0,9 - -, Figura 0. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Línea arbitraria. -, Figura. San Isidro. Anticlinal de Curiche.Mapas estructural en tiempo y de amplitudes del Nivel Rojo (Intra-Terciario).

17 AREA YACUIBA CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA. El Área Yacuiba, que cubre una superficie de 50 km, se ubica en el sur de Bolivia sobre el límite fronterizo con la República Argentina. Está a una distancia de 7 km de la ciudad de Yacuiba y 70 km de la de Tartagal en Argentina. La topografía es plana con elevaciones de escasa altura, cubiertas por bosque chaqueño. El ambiente tectónico corresponde al Pie de Sierra de la Faja Corrida del Subandino Sur (Figura ) y el bloque se ubica sobre el tren anticlinal regional que hacia el sur, en Argentina, aloja los yacimientos de gas y condensado de Campo Durán, Madrejones e Ipaguazú, que tienen una producción acumulada de MMm 3 gas (.3 TCFG) y.9 MMm 3 condensado (75 MMBC) de reservorios de la base del Carbónico. La actividad petrolera comenzó en esta zona a fines de los cincuenta, con la perforación por parte de YPFB de una serie de 7 pozos siguiendo dentro de Bolivia el tren productivo de Madrejones de Argentina. A través de diferentes campañas también fueron adquiridos 57.5 km de sísmica D. Pluspetrol comenzó a explorar el bloque en 997, registrando al año siguiente 57 km. Desde entonces se han perforado tres pozos con objetivo en reservorios devónicos, Huamampampa, Icla y Santa Rosa (Figura 4), habiéndose descubierto gas con ensayos de producción del orden de 784 Mm 3 /d (8 MMCFGD). Geología La ubicación del área en ambiente de Pie de Sierra significa la posición más externa del Orógeno Andino, donde la deformación que alcanza la superficie se caracteriza por ser relativamente suave. Hacia el este se ubica la Llanura Chaqueña, que es la expresión en superficie de la plataforma no afectada por plegamiento. Con referencia a las características regionales valen las consideraciones bibliográficas hechas en el Área San Isidro. Los afloramientos son del Terciario y la característica estructural sobresaliente es el corrimiento frontal emergente de la Faja Corrida, que aquí recibe el nombre de Falla de Ipaguazú y tiene más de 000 metros de rechazo. Esta falla es un fore-thrust que transfiere el acortamiento originado en la deformación del Devónico y repite completamente la sección Paleozoico Superior a Terciario. La falla presenta también un sistema duplex de pared colgante que genera un conjunto de estructuras menores con cierre contra falla. El corrimiento que genera la estructura despega en la base del Silúrico y corta en rampa al Silúrico y Devónico Inferior hasta alcanzar las lutitas negras de Los Monos, donde cambia de ángulo y se hace plano. Esta geometría del bloque yaciente genera el plegamiento de los estratos de la rampa de pared colgante, dando origen al anticlinal de rampa en Huamampampa Icla Santa Rosa. En Los Monos el corrimiento tiene un punto ciego en el cual se genera un retro-corrimiento (backthrust) que transfiere el acortamiento hasta la sección superior de Los Monos, donde presenta otro punto ciego dando origen el fore-thrust descripto anteriormente, que con geometría de estructura en lámina recibe el nombre de Falla de Ipaguazú. La columna estratigráfica es la típica del Subandino Sur y del Pie de Sierra (Figura 4). Los reservorios más importantes son las areniscas cuarcíticas de Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que si se encuentran fracturadas tienen excelentes condiciones petrofísicas. También son reservorio las facies fluviales de ambiente glacial y periglacial de la Fm. Tupambi. Las lutitas negras de Los Monos, cercano a los 800 metros de espesor, son la roca madre comprobada en el área. Es muy posible una contribución desde el Silúrico a los gases alojados en reservorios de la Fm. Santa Rosa (Cruz et al., 00). Interpretación sísmica El Área Yacuiba está ubicada en el Pie de Sierra del Cinturón Corrido del Subandino Sur. Al momento de comenzar las operaciones Pluspetrol, no existían descubrimientos de hidrocarburos en niveles del Devónico Inferior en todo ese ambiente tectónico de la Cuenca de Tarija. En el tren estructural en cuestión estaba probada la existencia de un sistema petrolero activo (Disalvo y Villar, 999), siendo el mayor riesgo la definición de la trampa, ya que con la información de sísmica D disponible y más allá de su calidad, se podía obtener solamente imágenes donde el reservorio Huamampampa presentaba geometría de corrimiento en

18 O MB-7 E I I I I I I I I I I I I I I I I Tiempo (Seg.) m Figura. Yacuiba. Yacimiento Madrejones. Línea D T 50 I O T 300 I T 350 I MDB-X00A T 400 T 450 I I T 500 I T 550 I T 600 I T 650 I T 700 I E Prof. (m) m Figura 3. Yacuiba. Yacimiento Madrejones. Línea 3D 490 en profundidad.

19 lámina sin contrapendiente bien definida hacia el este (Figura ) dentro de un ambiente de gran complejidad estructural. Con la adquisición de sísmica 3D se pudo obtener una mejor imagen estructural producto de la continuidad espacial de la información sísmica complementada con una mejor resolución, que permitió interpretar al objetivo como un anticlinal de rampa con roll-over (Figura 3) y obtener un mapa que indica la existencia de una estructura con probable cierre en los cuatro sentidos (Figura 4). Adicionalmente se realizó una migración en profundidad antes de suma lo que permitió eliminar en las líneas en tiempo la deformación producto de los corrimientos de alta velocidad interválica que originan los estratos del Carbónico. Este proceso aplicado de manera integral al cubo sísmico hizo aumentar la confiabilidad en los pronósticos de la profundidad esperada de los objetivos del Devónico Inferior. Como nota adicional se puede destacar que la adquisición de sísmica 3D en este lugar no significó deterioro ambiental, ya que en imágenes satelitales actuales (Figura 5) no es posible distinguir las trazas de las líneas 3D en contraposición a las líneas D registradas con anterioridad. Agradecimientos. A Fernando Martínez por su paciencia y dedicación. A R. Gómez Omil y A. Disalvo por las sugerencias y comentarios. A las autoridades de Pluspetrol S.A. el permiso para hacer público este trabajo. LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO ALBARIÑO, L., A. DALENZ FARJAT, L. ALVAREZ, R. HERNÁNDEZ y M. PÉREZ LEYTON; 00. Las secuencias sedimentarias del Devónico en el Subandino Sur y el Chaco. Bolivia y Argentina. Publicado en este Congreso. CRUZ, C.E., A. BOLL, R. GOMEZ OMIL, E.A. MARTINEZ, C. ARREGUI, C. GULISANO, G.A. LAFFITTE y H.J. VILLAR; 00. Habitat de hidrocarburos y sistemas de carga Los Molles y Vaca Muerta en el sector central de la Cuenca Neuquina. Argentina. Publicado en este Congreso. CRUZ, C.E., C.A. SYLWAN y H.J. VILLAR; 00. La Cuenca de Tarija, Bolivia y noroeste de Argentina: Sistema petrolero único o múltiples sistemas petroleros?. Publicado en este Congreso. DISALVO, A. y H.J. VILLAR; 999. Los Sistemas Petrolíferos del Area Oriental de la Cuenca Paleozoica Noroeste, Argentina. IV Congreso Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Actas I, p Mar del Plata. GIRAUDO, R., R. LIMACHI, E. REQUENA y H. GUERRA; 999. Geología estructural de las regiones Sub-Andina y Piedemonte entre los 8 y 30 S, Bolivia. Un nuevo modelo de deformación. IV Congreso Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Actas I, p Mar del Plata. GOMEZ OMIL, R., M. ARTEAGA y L. ALBARIÑO; 997. El sistema petrolero cretácico de la Cuenca de Marañón. VI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas. Tomo II, p Cartagena de Indias. LAY, V. and A. BECERRA; 997. Exploration and development of oil fields en the Northern Marañón Basin. Perú. VI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas. Tomo I, p Cartagena de Indias. LEGARRETA, L. y C. GULISANO, 989. Análisis estratigráfico secuencial de la Cuenca Neuquina (Triásico Superior Terciario Inferior). En Chebli y Spalletti (Eds.) Cuencas Sedimentarias Argentinas. Simposio X Congr. Geol. Arg.: -43. Tucumán. LEGARRETA, L., G. LAFFITTE y S. MINNITI, 999. Cuenca Neuquina: múltiples posibilidades en las series Jurásico Cretácicas del depocentro periandino. IV Congreso Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Actas I: Mar del Plata. MATHALONE, J. and M. MONTOYA; 995. Petroleum geology of the Sub-Andean Basins of Perú. In A.J. Tankard, R. Suarez S. and H.J. Welsink, Petroleum Basins of South America: AAPG Memoir 6, p SURDAM, R.C., 997. A new paradigm for gas exploration in anomalously pressured Tight gas sands in the Rocky Mountain Laramide Basins. In R.C. Surdam (Ed.) Seals, traps and the petroleum system. AAPG Memoir 67:

20 MDB-X A MJB-7 L D L 3D m Figura 4. Yacuiba. Yacimiento Madrejones.Mapa estructural en profundidad al tope de Huamampampa. LÍNEA D LINEA 3D m IKONOS Abril 000 (4 m de resolución) Figura 5. Yacuiba. Yacimiento Madrejones.Imagen satelital. Ejemplos de impacto ambiental.

21 ULIANA, M., M. ARTEAGA, L. LEGARRETA, J. CERDAN y G. PERONI, 995. Inversion structures and hydrocarbon occurrence in Argentina. En: Buchanan y Buchanan (Eds.): Basin Inversion. Geol. Soc. Spec. Pub.Nº 88: -33. Londres. VIERA, A.F. and R.M. HERNANDEZ, 00. Carboniferous stratigraphic analysis in the Subandean Foothills and the Plains of Tarija Basin. 00 AAPG Annual Convention. CD-ROM. Denver, (Colorado) USA.