ESTILOS DE ENTRAMPAMIENTO EN LA FAJA PLEGADA Y FALLADA DE MALARGÜE

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1 ESTILOS DE ENTRAMPAMIENTO EN LA FAJA PLEGADA Y FALLADA DE MALARGÜE Pablo Giampaoli (1), Jorge L. Ramirez (2) y Miguel A. Gait (3) (1) Repsol-YPF (actualmente Pioneer Natural Resources Argentina) giampaolip@pioneernrc.com (2) Repsol-YPF jramirezp@repsolypf.com (3) Repsol-YPF mgaitb@repsolypf.com INTRODUCCIÓN Los estilos de entrampamiento de hidrocarburos discutidos en este trabajo se refieren a yacimientos situados en la porción mendocina de la cuenca neuquina (Fig. 1). Desde el punto de vista tectónico, esta zona corresponde al sector externo de la faja plegada y corrida de Malargüe (Kozlowski et al. 1993) y forma parte de la provincia geológica de la Cordillera Principal, caracterizada por la presencia de depósitos marinos jurásicos y cretácicos sometidos a una intensa tectónica compresiva (Yrigoyen 1979). 0 N 30 S 60 S 90 W 60 W 30 W PLACA DE COCOS Dorsal PLACA DE NAZCA Dorsal de Nazca Dorsal de J. Fernández Dorsal de Chile PLACA ANTARTICA PLACA CARIBEANA A N D E S L O S C O R D I L L E R A PLACA NORTEAMERICANA D E PLATAFORMA SUDAMERICANA REPUBLICA ARGENTINA PLATAFORMA PATAGÓNICA Dorsal Meso-Atlántica PLACA AFRICANA PLACA SUDAMERICANA PLACA DE SCOTIA REFERENCIAS Pozo Yacimiento Anticlinales asociados a fallas de alto ángulo Bloques limitados por fallas Faja plegada y fallada epidérmica Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo Plataforma deformada río Atuel río Salado Puesto Rojas Cerro Mollar La Brea Puesto Muñoz río Malargüe Sosneado Norte y Occidental Sosneado Oriental Laguna Llancanello PLACA ANTARTICA 32 S 72 W 70 W 66 W MENDOZA Llancanello MALARGÜE Loma Alta río Grande Pampa Palauco 36 S 40 S Faja Plegada Y Corrida NEUQUEN CUENCA NEUQUINA Los Cavos - Malal del Medio Río Grande Cajón de los Caballos Cajón de Molina Cerro Fortunoso Figura N 1: Ubicación geográfica y tectónica de la zona de estudio y de los principales yacimientos.

2 Pm-Trias Jurásico Cretácico Terciario Pelita Arena Evap. Ignea La exploración de hidrocarburos en esta parte de la cuenca neuquina comienza en la década del treinta y estuvo inicialmente orientada a la investigación de trampas estructurales situadas en amplios braquianticlinales con importante expresión superficial, descubriéndose con este criterio el yacimiento Pampa Palauco en el año Con el descubrimiento del yacimiento Puesto Rojas en el año 1974 se inicia la exploración de las calizas fracturadas del Grupo Mendoza en estructuras complejas desacopladas del basamento. De esta manera se descubren los yacimientos Cerro Mollar, Los Cavaos-Malal del Medio y Cerro Divisadero, sumándose a este concepto exploratorio los cuerpos ígneos alojados en el Grupo Mendoza y las calizas del Grupo Rayoso. A raíz del hallazgo del yacimiento Cerro Fortunoso en el año 1984, adquieren importancia como objetivo prospectivo las areniscas continentales del Grupo Neuquen en estructuras anticlinales, descubriéndose el yacimiento Loma Alta Sur en el año 1989 (Kozlowski et al. 1997). En la zona de plataforma la exploración se inicia en el año 1965 mediante la investigación de anomalías gravimétricas y sísmicas vinculadas a altos de basamento y a la posibilidad de hallar trampas estratigráficas asociadas a los cambios de facies que se producen en el borde de cuenca (Freytes 1976). Como resultado de esta evolución, se han descubierto una amplia variedad de acumulaciones comerciales de hidrocarburos que en conjunto han producido más de 178 MMboe y tienen unas reservas totales (producida más remanente) de aproximadamente 320 MMboe. En la primera parte de este trabajo se presentará una síntesis de los estilos de entrampamiento observados en este sector de la cuenca neuquina, poniendo énfasis en la identificación de los componentes críticos de las trampas y en el desarrollo de criterios que permitan agrupar a las acumulaciones de hidrocarburos económicamente mas significativas en grupos con características comunes. En la segunda parte de este informe se describen varios yacimientos que representan a los estilos de trampa más sobresalientes. Es importante tener en cuenta que la amplia variedad de yacimientos existente y la presencia de numerosos sondeos aislados que han producido hidrocarburos en zonas que resultaron de compleja explotación, hacen que este estudio sea de alcance limitado y no contemple la totalidad de condiciones de formación de trampas. De este modo, se evidencia la existencia de un potencial exploratorio remanente que podría ser investigado mediante la profundización de los lineamientos generales planteados en este trabajo. MARCO GEOLÓGICO-PETROLERO Edad R. M. R. R. Sello Litología Congl. Caliza 80 Ma 96 Ma Intersenoniana 106 Ma 112 Ma Intraaptiana 126 Ma Intravalanginiana 144 Ma Intramalmica 154 Ma Intracaloviana 208 Ma Intraliásica 215 Ma Sopratriásica Unidades TERCIARIO VOLCANICLÁSTICO F. PIRCALA F. ROCA F. LONCOCHE G. NEUQUÉN F. RAYOSO F. HUITRIN F. AGRIO F. CHACHAO F. VACA MUERTA F. TORDILLO F. AUQUILCO G. LOTENA G. CUYO PRECUYO G. CHOIYOI GRUPO RAYOSO Figura 2: Columna estratigráfica tipo para la faja plegada y fallada de Malargüe. GRUPO MALARGÜE F. LLANTENIS F. CHIHUIDO G. MENDOZA Ambientes Tectónicos FORELAND BASIN SAG POST RIFT RIFT PRE-RIFT Columna Estratigráfica La columna estratigráfica presente en la zona de estudio constituye un factor de primer orden al analizar los componentes críticos de las trampas descubiertas en la región (Fig. 2). La misma determina la presencia y distribución de rocas reservorio capaces de almacenar hidrocarburos, de sellos que impidan la migración del mismo fuera de la trampa y condiciona, mediante la estratigrafía mecánica, la distribución espacial de los estilos estructurales que definen las geometrías de las trampas. El basamento de esta parte de la cuenca neuquina está constituido por las rocas ígneas ácidas y mesosilícicas del Grupo Choiyoi (Pérmico a Triásico inferior) (Groeber 1946 sensu Rolleri y Criado Roque 1970). El relleno inicial de la cuenca está representado por una serie de depósitos clásticos y volcaniclásticos de difícil correlación, posiblemente diacrónicos entre sí y agrupados bajo la denominación gener al de Precuyano (Triásico superior a Jurásico inferior) (Gulisano y Pando 1981). Estas unidades se acumularon en depocentros aislados, generalmente asimétricos e incluyen a las

3 formaciones Chihuido (aglomerados, conglomerados, areniscas, tobas y lutitas), Llantenis (conglomerados, areniscas y lutitas bituminosas) y Remoredo (pelitas tobáceas, areniscas y conglomerados). Por encima se desarrollan los depósitos del Grupo Cuyo (Jurásico inferior a medio), los cuales indican el comienzo de la sedimentación marina en la cuenca. Está litológicamente representado por las formaciones El Freno (conglomerados), Tres Esquinas (pelitas oscuras), Bardas Blancas (coquinas, areniscas marinas y conglomerados) y Lajas (areniscas calcáreas y conglomerados). Durante la acumulación de este ciclo sedimentario se produce la coalescencia de los depocentros aislados originales, formando una cubeta única que se profundiza en dirección oeste y se comunica con el Océano Pacífico a través del arco volcánico situado al oeste (Legarreta et al. 1993). Luego se extienden los grupos Lotena y Mendoza (Jurásico superior a Cretácico inferior) (Groeber 1946), conformados por una serie de sedimentitas marinas y continentales depositadas sobre un sustrato en líneas generales homogéneo y sometido a condiciones estables de subsidencia regional. El Grupo Lotena comprende a las formaciones Lotena (capas rojas continentales), La Manga (calizas y lutitas) y Auquilco (evaporitas, calizas y pelitas rojas). El Grupo Mendoza está constituido por las formaciones Tordillo (conglomerados, areniscas y fangolitas), Vaca Muerta (margas y lutitas bituminosas), Chachao (calizas) y Agrio (lutitas negras y calizas). Siguen los depósitos del Grupo Rayoso (Cretácico inferior) que reúne a las formaciones Huitrín (evaporitas, calizas, areniscas y pelitas) y Rayoso (clásticos rojos continentales y evaporitas). Estas sedimentitas registran una etapa de acumulación caracterizada por una importante participación de evaporitas, la disminución de la influencia marina en la sedimentación y una restricción notable en el área de acumulación (Legarreta et al. 1993). Continúan los sedimentos del Grupo Neuquén (Cretácico superior) integrado por una serie de estratos continentales de coloración rojiza y considerable espesor. Esta unidad marca el comienzo de un nuevo ciclo sedimentario en cuyas etapas iniciales se destaca el predominio de las condiciones continentales de depositación y la desconexión final de la Cuenca Neuquina del Océano Pacífico. Por encima aparece el Grupo Malargüe (Campaniano tardío a Paleoceno tardío) constituido por las formaciones Loncoche (tobas areno-arcillosas con intercalaciones de capas de anhidrita), Roca (calizas bioclásticas) y Pircala (estratos epiclásticos y piroclásticos). Durante la sedimentación de estas unidades se produce un cambio en la polaridad del relleno de la cuenca, el cual pasa a estar dirigido mayormente de oeste a este con la localización de la principal área de aporte de sedimentos en el arco volcánico (Legarreta y Gulisano 1989). Luego sigue el terciario sinorogénico representado por un conjunto de depósitos de origen volcánico, sedimentario y de mezcla acumulados en cuencas intermontanas. Estas rocas presentan una distribución espacial compleja caracterizada por la frecuente interdigitación entre los términos clásticos y volcánicos y la presencia de superficies de discordancia que separan eventos tectónicos y magmáticos de variada intensidad e influencia areal. Finalmente, se desarrollan los campos basálticos de Llancanello y Payún Matru, formados por los productos emitidos desde centros volcánicos que han estado activos desde comienzos del Plioceno hasta tiempos prehistóricos (Bermúdez et al. 1993). Completan el cuadro estratigráfico del Cuaternario los depósitos de remoción en masa, aluviales y coluviales. Configuración Estructural La configuración estructural actual es el resultado de una compleja historia evolutiva acaecida dentro del ciclo ándico y cuyas características principales son el desarrollo de un importante volcanismo de retroarco (Bermúdez et al. 1993) y la incorporación del basamento a la deformación mediante la inversión tectónica de estructuras extensionales formadas en el Mesozoico (Manceda y Figueroa 1995). De oeste a este es posible reconocer un sector interno de relieve montañoso y un sector externo en líneas generales menos elevado (Fig. 3). La porción interna de la faja plegada se haya fuertemente intruida y en gran parte cubierta por volcanitas terciarias. En el sector externo es posible identificar estructuras de piel delgada y gruesa y presenta un frente orogénico de tipo no emergente (Kozlowski et al. 1993). De norte a sur se infiere la presencia de un lineamiento de rumbo ONO-ESE que separa dos ambientes tectónicos con características propias (Fig. 3). En el sector norte las estructuras presentan una mayor continuidad en la dirección del rumbo y su desarrollo está controlado por las propiedades mecánicas de la

4 A A D río Grande río Malargüe río Salado Laguna Llancanello B B C SECTOR INTERNO SECTOR EXTERNO Valores (kmsnm) REFERENCIAS Figura 3: Mapa topográfico y tectónico de la zona de estudio. Se indican las estructuras más importantes y la ubicación de las secciones estructurales AA, BB, CC y DD. 0-1,4 1,4-1,5 1,5-1,6 1,6-1,7 1,7-1,8 1,8-1,9 SECTOR NORTE cobertura sedimentaria. En el frente orogénico de esta zona se destaca la presencia de una espesa cubeta de depósitos terciarios con geometrías de crecimiento sintectónico. El sector sur, en cambio, aparece muy fragmentado por el desarrollo de estructuras asociadas a la deformación del basamento y ha sido foco de una intensa actividad magmática durante la mayor parte del cenozoico. La distribución areal y morfología de las estructuras presentes en la faja plegada y fallada de Malargüe permiten diferenciar varios estilos estructurales a los cuales se asocian distintos tipos de entrampamiento. En primer lugar es posible separar entre estilos de deformación que afectan mayormente a la cobertura sedimentaria de aquellos que involucran principalmente al basamento. Los estilos estructurales vinculados a la deformación de la cobertura sedimentaria incluyen a una serie de estructuras complejas sobre la cual se desarrollan los yacimientos Puesto Rojas, Cerro Mollar y Puesto Muñoz, entre otros; y a los anticlinales asociados a fallas inversas de bajo ángulo que conforman los yacimientos Loma Alta Sur y Cerro Fortunoso (Fig. 1). El primero de estos estilos corresponde a una faja plegada y fallada epidérmica de rumbo meridional, resuelta en términos del Grupo Mendoza y que en subsuelo se dispone en relación de disarmonía estructural por debajo de la Formación Huitrín (Giampaoli et al. 2002a). Esta última unidad aparece engrosada en el frente de empuje debido al flujo tectocinético de las evaporitas y al desarrollo de retrocorrimientos que en superficie suelen estar asociados a diapiros salinos (Plozkiewicz 1987) (Figs. 3 y 4). La formación de trampas en este ambiente tectónico está favorecida por las intensas condiciones de fallamiento y fracturación a las que son sometidas los niveles más competentes y la presencia de extensos niveles de pelitas y evaporitas que actúan como sello preservando la integridad de las mismas. El otro estilo estructural de piel delgada de interés como trampa de hidrocarburos corresponde a los anticlinales formados por el plegamiento del bloque colgante al ser transportado por encima de fallas de bajo ángulo que despegan en los niveles dúctiles del Grupo Mendoza y hacen rampa en el Grupo Neuquén. Estas estructuras aparecen asociadas a zonas de debilidad en el basamento que se interpreta habrían actuado como zonas de nucleación de las rampas en las etapas iniciales de formación de los anticlinales; mientras que hacia el final del proceso se habrían reactivado completamente, transportando o plegando a las estructuras D 2,0-2,1 2,1-2,2 2,2-2,3 2,3-2,4 2,4-2,5 2,5-2,6 2,6-2,7 2,7-2,8 C 2,9-3,0 3,0-3,1 3,1-3,2 3,2-3,3 3,3-3,4 3,4-3,5 3,5-3,6 3,6-3,7 1,9-2,0 2,8-2,9 3,7-6,0 Límite Falla de Tectónico Cobertura Falla de Anticlinal Basamento SECTOR SUR

5 Sosneado Norte A Puesto Rojas y Occidental Atuel Norte (project.) Sosneado Oriental (project.) A Nivel del mar 3 km Referencias Terciario indiferenciado Terciario Superior Terciario Medio Terciario Inferior Gr. Malargüe Gr. Neuquén Gr. Rayoso Gr. Mendoza Grs. Cuyo y Lotena Basamento Yacimiento La Brea Pueto Muñoz B (project.) (project) Llancanello B Nivel del mar 3 km Figura N 4: Cortes estructurales AA y BB (véase la Figura N 3 para la ubicación de los mismos). preexistentes (Giampaoli et al. 2002b) (Fig. 5). En el caso del anticlinal de Loma Alta Sur, este estilo se presenta como una estructura individual, extensa en la dirección norte-sur; mientras que en la zona del cerro Fortunoso y al este de la Sierra de Palaoco se presenta como un tren de estructuras más pequeñas, de orientación NNE-SSO y dispuestas en un arreglo escalonado, posiblemente vinculado a una componente de desplazamiento de rumbo en las fallas del basamento (Figs. 3 y 5). Los anticlinales vinculados a este estilo estructural constituyen excelentes trampas de hidrocarburos cuando las características petrofísicas de los reservorios son favorables. Sin embargo, la integridad de las trampas puede verse comprometida debido a la compleja evolución cinemática de estas estructuras. Dentro de los estilos de piel gruesa se destaca el tren de inversión tectónica sobre el cual se extienden los yacimientos Pampa Palauco, Cajón de los Caballos y Cajón de Molina; y la red de fallas de alto ángulo presentes en los yacimientos Los Cavaos y Malal del Medio (Fig. 1). El primero de estos estilos estructurales está representado por una serie de braquianticlinales de vergencia occidental formados por la inversión tectónica de depocentros extensionales asimétricos, de edad jurásica inferior o aun más antigua (Manceda y Figueroa 1995). Los mismos se disponen alineados en un tren de estructuras de rumbo NNE-SSO que se extiende sobre las vertientes oeste y sur de la Sierra de Palaoco ( linea de Palaoco sensu Freytes 1976) (Figs. 3 y 5). Los anticlinales vinculados a este estilo estructural conforman trampas estructurales generadas por el plegamiento de la columna sedimentaria y la fracturación de los reservorios. La actividad de fallas inversas y fracturas que involucran al basamento en la zona del valle del río Grande se interpreta estaría asociada al desarrollo de un conjunto de lineamientos de rumbo NE-SO, equidistantes entre sí y con una componente de desplazamiento de rumbo de sentido dextral. Este sistema probablemente contribuyó al emplazamiento de cuerpos ígneos dentro de la columna sedimentaria (Figs. 3 y 5). Las trampas asociadas a este estilo estructural se producen por la fracturación de los filones capas y calizas alojados entre los niveles de roca madre, los cuales además actúan como sello. La zona de plataforma constituye un ambiente tectónico relativamente estable en el cual se reconocen trampas de tipo estructural, estratigráfico y combinado (Fig. 1). Los estilos estructurales de piel delgada están representados por trenes de pliegues resueltos en el terciario y generados en forma sincrónica a la sedimentación del terciario medio y superior. Posiblemente vinculados a esta estructuración se desarrollan

6 Pampa Palauco (project.) Loma Alta Sur C C Nivel del mar 3 km Cerro Los Cavaos Fortunoso Cerro D Malal del Medio Río Grande Sur Fortunoso D (project.) Nivel del mar 3 km Figura 5: Cortes estructurales AA y BB (véase la Fig. 3 para la ubicación de los mismos y la Fig. 4 para las referencias). una serie de acumulaciones de hidrocarburos de poco tamaño localizadas en reservorios de edad terciaria (yacimientos Atuel Sur, Lindero de Piedra y Lindero de Piedra Sur). Los estilos estructurales que involucran al basamento están asociados a arqueamientos y fallas inversas de alto ángulo (Figs. 3 y 4). Estos rasgos contribuyen al desarrollo de trampas de hidrocarburos cuando están asociados a flexuras positivas (ej.: yacimiento Llancanello) y/o a la presencia de reservorios fracturados (ej.: yacimientos Sosneado Norte y Occidental). Sistema Petrolero Los niveles generadores se ubican en el Grupo Cuyo y en las formaciones Vaca Muerta y Agrio (Fig. 2). El Grupo Cuyo se encontraría en ventana de generación de petróleo tal como lo demuestran las producciones extraídas de reservorios ubicados en estos niveles en el yacimiento Pampa Palauco. Las formaciones Vaca Muerta y Agrio se encuentran en ventana de generación de petróleo para el ambiente tectónico de la faja plegada mientras que hacia la zona de plataforma pasan a un estado inmaduro. Los reservorios pueden ser de tipo primario o secundario. Al primer grupo pertenecen, en orden de importancia, las areniscas fluviales del Grupo Neuquén, las tobas arenosas asignadas al Grupo Cuyo/Precuyo y las facies cláticas de las Formación Loncoche (Fig. 2). Los reservorios de tipo secundario mas significativos están asociados al desarrollo de zonas fracturadas en las calizas de la Formación Chachao y en los cuerpos ígneos emplazados en las formaciones Vaca Muerta y Agrio (Fig. 2). En menor medida, la presencia de fracturas mejoraría la condición de reservorio de los niveles productivos del Grupo Cuyo. Por último, la acción de fenómenos de disolución sumada a la existencia de fracturas, habilita el desarrollo de niveles productivos en las litofacies carbonáticas de las formaciones Rayoso y Huitrín (Fig. 2). Los sellos están conformados por relativamente potentes y lateralmente extensos paquetes de rocas de baja permeabilidad y alta ductilidad que pueden estar localizados por encima de los reservorios (margas y

7 pelitas de las formaciones Vaca Muerta y Agrio, evaporitas de la Formación Huitrín, limos, tobas y anhidritas de la Formación Loncoche), ó pueden ser de tipo intraformacional y estar alojados entre los reservorios (margas y pelitas de las formaciones Vaca Muerta y Agrio, pelitas del Grupo Neuquén) (Fig. 2). En el primero de los casos las trampas asociadas muestran contactos de fluidos definidos para toda la extensión de la trampa, mientras que la presencia de sellos intraformacionales está vinculada a la presencia de compartimientos con contactos independientes y diferente distribución de presiones. El entrampamiento puede ser de tipo estructural, estratigráfico y/o combinado. Las trampas estructurales son las mas abundantes, destacándose la presencia de anticlinales asociados a fallas en la cobertura sedimentaria, anticlinales de inversión tectónica y zonas fracturadas vinculadas a la presencia de niveles competentes en sectores afectados por deformación de piel delgada o gruesa. Las trampas estratigráficas se desarrollan en el sector más externo de la faja plegada y se asocian al acuñamiento de las unidades estratigráficas contra el borde de cuenca. Las trampas combinadas resultan de la generación de porosidad y permeabilidad secundaria vinculada a fenómenos de disolución y/o fracturación. La migración secundaria de los hidrocarburos se realiza a través de la red de fallas y fracturas que vinculan a la roca madre con la roca reservorio. En la zona de plataforma a este efecto se suma la migración lateral a través de los mismos niveles que actúan como reservorio. Tampoco se descarta la posibilidad de remigración de los hidrocarburos debido a la reactivación de las estructuras antiguas. La preservación de los hidrocarburos está afectada por procesos de biodegradación en el ambiente de borde de cuenca. ESTILOS DE ENTRAMPAMIENTO En la Tabla 1 se describen en forma generalizada los componentes críticos de las trampas (rocas reservorio, sellos y geometría de la trampa) (Biddle y Weilchowsky 1994) correspondientes a la mayoría de los yacimientos presentes en la faja plegada y fallada de Malargüe, ordenados de acuerdo a la cantidad de reservas totales (acumulada más remanente) estimadas para los mismos. La combinación de estos elementos para formar acumulaciones comerciales de hidrocarburos estuvo regulada principalmente por los procesos tectónicos que controlaron la geometría de las trampas, la generación de reservorios fracturados, la disponibilidad de vías de migración y la preservación de los hidrocarburos. En menor medida, la presencia de fenómenos sedimentarios y diagenéticos dio lugar al desarrollo de trampas estratigráficas y combinadas a las que se asocian yacimientos de poco tamaño. La Fig. 6 muestra la contribución relativa de cada estilo de entrampamiento a la acumulada total obtenida de la sumatoria de los datos tabulados en la Tabla 1. La importancia de la tectónica en la formación de las trampas permite agrupar a las mismas de acuerdo al estilo estructural del ambiente tectónico en el cual se desarrollan (Lowell 1985). Reunidas de esta manera, los componentes críticos de las trampas muestran características similares que facilitan la descripción y el análisis de los mismos. De acuerdo al esquema de 28% 18% 4% 30% 20% Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo. Faja plegada y fallada epidérmica. Plataforma deformada Anticlinales asociados a fallas de alto ángulo. Bloques limitados por fallas Figura 6: Acumuladas totales distribuidas por estilo de entrampamiento. clasificaciones de trampas propuesto por Vincelette et al. (1999) los yacimientos de la faja plegada de Malargüe corresponden principalmente a un Sistema Estructural, mientras que las acumulaciones localizadas en el sector de plataforma pueden asignarse mayormente a un Sistema Combinado Estructural / Estratigráfico. Dentro de la mencionada clasificación, los estilos de entrampamiento identificados pueden diferenciarse en un amplio rango de categorías, desde el nivel de Régimen hasta el de Familia o Variedad.

8 Tabla 1: Componentes críticos de las trampas, producción acumulada y reservas totales (acumulada más remanente) de petróleo equivalente (PE) asociadas a los yacimientos mas importantes de la faja plegada de Malargüe (los valores de acumulada total y reservas totales son cortesía de IHS Energy Group). Yacimiento Roca/s Reservorio Sello/s Geometría de la Trampa Acumulada Reservas Total Totales (Mm 3 PE) (Mm 3 PE) Cerro Fortunoso Gr. Neuquén Fm. Loncoche Anticlinal asociado a fallas Gr. Neuquén de piel delgada y gruesa. Los Cavaos Rocas ígneas y calizas Fm. Huitrín Zonas fracturadas asociadas del Gr. Mendoza. Gr. Mendoza a fallas. Puesto Rojas Fm. Chachao Fm. Huitrín Fm. Agrio Fm. Agrio Loma Alta Sur Gr. Neuquén Fm. Loncoche Anticlinal asociado a falla de piel delgada. Pampa Palauco Gr. Cuyo Gr. Mendoza Anticlinal de inversión Fm. Chachao tectónica. Malal del Medio Rocas ígneas y calizas Fm. Huitrín Zonas fracturadas asociadas del Gr. Mendoza Cajón de los Caballos Fm. Chachao Gr. Cuyo Gr. Mendoza Gr. Mendoza Estilo de Entrampamiento Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo Bloques limitados por fallas. Pliegues asociados a fallas Faja plegada y fallada epidérmica Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo Anticlinales asociados a fallas de alto ángulo Bloques limitados por a fallas. fallas. Anticlinal asociado a fallas Anticlinales asociados a de piel delgada y gruesa. fallas de alto ángulo Cerro Mollar Fm. Chachao Fm. Agrio Fm. Huitrín Fm. Agrio Pliegues asociados a fallas Faja plegada y fallada epidérmica Cajón de Molina Fm. Chachao Gr. Cuyo Gr. Mendoza Anticlinal asociado a fallas de piel delgada y gruesa Anticlinales asociados a fallas de alto ángulo. Río Grande Rocas ígneas y calizas Fm. Huitrín Zonas fracturadas asociadas Bloques limitados por del Gr. Mendoza Gr. Mendoza a fallas. fallas. Sosneado Norte y Mbro. La Tosca Fm. Rayoso Zonas fracturadas en barras 470* 708* Plataforma deformada. Occidental Fm. Huitrín Zonas de falla marinas con facies oolíticas. Cerro Mollar Oeste Gr. Rayoso Gr. Rayoso Retrocorrimientos en calizas afectadas por disolución Faja plegada y fallada epidérmica. Vega Grande Roca ígnea en la Fm. Agrio Fm. Agrio Pliegues asociados a fallas de piel delgada Faja plegada y fallada epidérmica. Sosneado Oriental Cerro Divisadero Puntilla del Huincán Fm. Loncoche Gr. Neuquén Rocas ígneas y calizas del Gr. Mendoza Rocas ígneas y calizas del Gr. Mendoza. Fm. Loncoche Cambios de facies y truncaciones erosivas en un espolón estructural. Fm. Huitrín Pliegues asociados a fallas Gr. Mendoza de piel delgada. Fm. Huitrín Gr. Mendoza Anticlinal con zonas fracturadas asociadas a fallas. 295* 435* Plataforma deformada Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo Bloques limitados por fallas. La Brea Fm. Agrio Fm. Huitrín Fm. Agrio Pliegues asociados a fallas Faja plegada y fallada epidérmica. Loma de la Mina Gr. Neuquén Fm. Loncoche Deformación asociada a la Plataforma deformada. Roca ígnea intrusión de un domo ígneo. Llancanello Gr. Neuquén Fm. Loncoche Anticlinal limitado por fallas de alto ángulo Plataforma deformada. El Manzano Rocas ígneas y calizas Fm. Huitrín Pliegues asociados a fallas Faja plegada y fallada del Gr. Mendoza Gr. Mendoza de piel delgada. epidérmica. Cerro Mollar Norte Gr. Rayoso Gr. Rayoso Retrocorrimientos en calizas afectadas por disolución Faja plegada y fallada epidérmica. Puesto Muñoz Fm. Agrio Fm. Huitrín Fm. Agrio Pliegues asociados a fallas Faja plegada y fallada epidérmica. Atuel Norte Mbro. La Tosca Fm. Rayoso Fm. Huitrín Barras marino marginales con facies oolíticas Plataforma deformada. Los Volcanes Rocas ígneas y calizas Fm. Huitrín Bloques limitados por del Gr. Mendoza. Gr. Mendoza fallas. Faja plegada y fallada epidérmica Pliegue con zonas fracturadas asociadas a fallas. Las acumulaciones de hidrocarburos asociadas a este estilo estructural incluyen una amplia variedad de yacimientos situados a lo largo de una estrecha faja de deformación epidérmica, de rumbo meridional, que se extiende entre los ríos Salado y Grande (Fig. 1). Dentro de este grupo se destacan los yacimientos Puesto

9 Rojas, Cerro Mollar y Cerro Mollar Oeste. La producción acumulada de los mismos alcanza los 6,2 MMm 3 de PE, mientras que las reservas totales ascienden a 10,4 MMm 3 de PE. Los niveles productivos más importantes corresponden a las calizas de las formaciones Chachao y Agrio. Estos reservorios son de tipo fracturado y se caracterizan por mostrar una porosidad de matriz baja (entre 5 y 8 %) pero una alta permeabilidad (hasta 100 md) asociada a las presencia de fracturas (Ploszkiewicz 1993). También constituyen reservorios las litofacies carbonáticas de las formaciones Rayoso y Huitrín cuando, además de estar fracturadas, muestran porosidad vugular y fenestral generada por disolución. El sello principal lo constituyen las evaporitas tectocinéticamente inyectadas de la Formación Huitrín, generalmente asociadas a retrocorrimientos de techo pasivo (Ploszkiewicz 1987). Sellos de carácter local corresponden a las arcilitas plásticas de las formaciones Agrio y Vaca Muerta, las cuales conforman además, los niveles generadores de este sistema petrolero (Fig. 2). Las geometrías de las trampas son complejas e incluyen anticlinales asociados a láminas de corrimientos de vergencia occidental (Ploszkiewicz 1993), pliegues de despegue y arrastres asociados a retrocorrimientos de techo pasivo (Giampaoli et al. 2002a); todo intensamente fallado y fracturado (Fig. 4). De acuerdo al esquema de clasificación de trampas de Vincelette et al. (1999) los yacimientos relacionados a este estilo estructural pueden describirse de la siguiente manera: Régimen: Plegamiento / Fracturación Clase: Anticlinal local / Fracturas extensionales Subclase: Limitado y/o atravesado por fallas Superfamilia: Tectónica Familia: Pliegue compresivo / Fracturación asociada a plegamiento Subfamilia: Faja plegada y fallada Anticlinales asociados a fallas de bajo ángulo En este grupo se destacan los yacimientos Loma Alta Sur y Cerro Fortunoso (Fig. 1). La producción acumulada correspondiente a este estilo de entrampamiento es de alrededor de 6,5 MMm 3 de PE y las reservas totales estimadas alcanzan los 14,9 MMm 3 de PE. Los reservorios son de tipo multicapa y comprenden a los cuerpos arenosos del Grupo Neuquén (Fig. 2). El sello regional corresponde a los niveles de baja permeabilidad presentes en el tope del mismo y en la Formación Loncoche. Los paquetes pelíticos que separan a los distintos reservorios pueden actuar como sellos locales provocando diferencias de presiones en las capas ensayadas y la presencia de niveles acuíferos intercalados entre otros con petróleo (Giampaoli et al. 2002b). La geometría de las trampas queda definida por estructuras anticlinales asociadas a fallas de bajo ángulo que despegan en los niveles dúctiles del Grupo Mendoza y hacen rampa en el Grupo Neuquén (Fig. 5). Las características mecánicas de esta última unidad, definida por la alternancia de capas de areniscas y pelitas, favorecen el desarrollo de plegamiento asociado a flexuras en el plano de corrimiento y al arrastre de la secuencia sedimentaria sobre la falla. De acuerdo al esquema de clasificación de trampas de Vincelette et al. (1999) los yacimientos relacionados a este estilo estructural pueden describirse de la siguiente manera: Régimen: Plegamiento Clase: Anticlinal local Subclase: Limitado y/o atravesado por fallas Superfamilia: Tectónica Familia: Pliegue compresivo / Transpresivo Subfamilia: Faja plegada y fallada / Paleoestructura Anticlinales asociados a fallas de alto ángulo En este grupo se incluyen las trampas estructurales asociadas a la reactivación compresiva de una serie de estructuras extensionales formadas durante la etapa de apertura de la cuenca. Las mismas se localizan en un tren de braquianticlinales conocido como Lineamiento de Palaoco (Freytes, 1976) (Fig. 1). Los

10 yacimientos asociados son Pampa Palauco, Cajón de los Caballos y Cajón de Molina, los cuales han acumulado un total de 5,9 MMm 3 de PE y tienen una reserva estimada total de 9,2 MMm 3 de PE. Los reservorios se localizan en las calizas de la Formación Chachao y en una sucesión de rocas sedimentarias y piroclásticas poco investigadas, sin contenido fosilífero, que han sido asignadas alternativamente al los grupos Cuyo, Precuyo (Formaciones Remoredo, Chihuido y Llantenis) e incluso al Grupo Choiyoi (Freytes, 1976) (Fig. 2). La Formación Chachao presenta una porosidad de matriz baja y una permeabilidad alta asociada a las presencia de fracturas. Las acumulaciones de hidrocarburo localizadas en los niveles mas profundos están asociadas a capas clásticas porosas y a tobas silicificadas que se encuentran fracturadas (Andrada, 1993). Se presume que la porosidad primaria de este último grupo de reservorios era pobre, pero que luego fue mejorada por efectos tectónicos y la acción de fenómenos hidrotermales localizados (Benítez, 1993). Los niveles de sello están dados por las pelitas de las formaciones Vaca Muerta y Agrio. La geometría de las trampas queda definida por estructuras anticlinales de rumbo aproximado N-S, asimétricas, de vergencia occidental y con doble cierre (Fig. 5). Las mismas están afectadas por varias fallas transversales y longitudinales, destacándose por su extensión y magnitud de rechazo los retrocorrimientos que cortan los flancos occidentales de estas estructuras (Andrada, 1993). De acuerdo al esquema de clasificación de trampas de Vincelette et al. (1999) los yacimientos relacionados a este estilo estructural pueden describirse de la siguiente manera: Régimen: Plegamiento Clase: Anticlinal local Subclase: Limitado y/o atravesado por fallas Superfamilia: Tectónica Familia: Pliegue compresivo Subfamilia: Faja plegada y fallada Variedad: Inversión tectónica Bloques limitados por fallas Las trampas asociadas a este estilo estructural involucran a los yacimientos localizados en la zona del valle del río Grande (Fig. 1). Los mismos tienen una producción acumulada de alrededor de 8,6 MMm 3 de PE y unas reservas totales estimadas en 14,2 MMm 3 de PE. Los reservorios comprenden a los filones capa alojados en el Grupo Mendoza y a las calizas de la Formación Chachao (Fig. 2). Estos niveles habrían tenido una respuesta frágil ante la deformación andina, fracturándose en medio de una columna plástica conformada por las pelitas de las formaciones Vaca Muerta y Agrio, las cuales además constituyen la roca madre de este sistema petrolero. El modelo poroso que describe a estos reservorios se puede analizar como bloques de matriz de baja porosidad separados por fisuras que le confieren al conjunto una alta permeabilidad (Schiuma, 1988). La distribución de fluidos puede variar entre los distintos bloque limitados por fallas, lo que indicaría que hubo reactivaciones tectónicas que promovieron la remigración de los hidrocarburos y modificaron las condiciones de entrampamiento. El sello regional lo proveen las evaporitas de la Formación Huitrín, mientras que los sellos locales corresponden a las arcilitas ricas en materia orgánica donde se intruyen la mayoría de los filones. La geometría de las trampas queda definida por suaves alabeos dentro de una estructura monoclinal que trepa hacia el oeste y que está atravesada por una red de fallas de alto ángulo y poco desplazamiento (Fig. 5). De acuerdo al esquema de clasificación de trampas de Vincelette et al. (1999) los yacimientos relacionados a este estilo estructural pueden describirse de la siguiente manera: Régimen: Fracturación / Fallamiento / Plegamiento Clase: Fractura compleja / Falla de rumbo / Plegamiento Subclase: Intersección de fracturas / Estructuras en flor Superfamilia: Tectónica Familia: Asociada a fallas / Transpresivo Subfamilia: Fracturación asociada a fallas de rumbo / Paleoestructura

11 Plataforma deformada En este ambiente se desarrollan una serie de acumulaciones de hidrocarburos de menor tamaño en comparación a los yacimientos localizados en posiciones más internas de la faja plegada (Fig. 7). A este grupo pertenecen los yacimientos Loma de la Mina y Sosneado Oriental, Occidental y Norte. Se destaca también el yacimiento Llancanello, el cual a pesar de tener pocas reservas declaradas constituye una acumulación de petróleo de alta viscosidad cuyas dimensiones reales es difícil de estimar (Fig. 1). En conjunto, estos yacimientos han acumulado un total de 1,2 MMm 3 de PE y tienen una reserva total estimada en 2 MMm 3 de PE. Los niveles productivos se localizan en reservorios que pueden ser de tipo primario (Grupo Neuquén y Formación Loncoche) o secundario, asociados a fenómenos de disolución y fracturación (Miembro La Tosca de la Formación Huitrín) (Fig. 2). Estos últimos han sido descriptos como calizas de tipo grainstone oolítico con huecos de disolución (vugs). Los valores de porosidad y permeabilidad son bajos pero mejoran con la presencia de fracturas (Cazau et al. 2002). Los reservorios del Grupo Neuquén corresponden a vaques y fanglomerados altamente heterogéneos y de porosidades moderadas a bajas (Manacorda et al. 2002). En el yacimiento Llancanello estos niveles se presentan en facies proximales que se adelgazan hacia el borde de cuenca y se caracterizan por ser muy friables. La Formación Loncoche ha documentado producciones económicas de hidrocarburos solamente en el yacimiento Sosneado Oriental, donde se presenta en facies de areniscas y conglomerados con buenas condiciones de porosidad y permeabilidad (Cazau y Penna 2002). El sello superior para los reservorios del Miembro La Tosca de la Formación Huitrín corresponde a las pelitas rojas de la Formación Rayoso, mientras que el sello lateral e inferior está dado por el traslape regional de la Formación Huitrín sobre las calizas impermeables de la Formación Agrio (Cazau et al. 2002). Para los reservorios del Grupo Neuquén el sello regional lo constituyen los niveles de baja permeabilidad presentes en la Formación Loncoche (pelitas y evaporitas), mientras que para los reservorios situados en esta última unidad se agrega la participación de sellos locales asociados a los cambios laterales de facies (Cazau y Penna 2002). La geometría de las trampas asociadas a los reservorios del Miembro La Tosca de la Formación Huitrín ha sido relacionada a la acumulación de barras marino marginales con desarrollo de facies oolíticas. A este esquema estratigráfico se adiciona la presencia de flexuras positivas asociadas a fallas subverticales y de poco rechazo (yacimientos Sosneado Norte, Occidental y Atuel Norte) (Cazau et al. 2002). Para los reservorios del Grupo Neuquén y de la Formación Loncoche, las condiciones de entrampamiento pueden quedar determinadas por la presencia de irregularidades positivas asociadas a la deformación del basamento (ej.: yacimiento Llancanello) o la intrusión de cuerpos ígneos (ej.: yacimiento Loma de la Mina); o complementarse con la ocurrencia de variaciones laterales de facies y desarrollo de truncaciones erosivas (yacimiento Sosneado Oriental; Cazau y Penna 2002) (Fig. 4). Debido a la gran variedad de condiciones estructurales y estratigráficas que condicionan el desarrollo de trampas en este ambiente tectónico, no es posible definir un único esquema de clasificación que sea representativo de todos los yacimientos existentes. Alternativamente, se ha optado por mencionar las categorías más importantes detectadas en la clasificación de Vincelette et al. (1999). Sistema: Estructural / Estratigráfico Regímenes: Plegamiento - Fracturación - Acumulación - Erosión Clases: Anticlinal local - Fracturas extensionales - Acumulaciones locales de reservorios - Truncaciones erosivas Familias: Pliegues compresivos - Fracturas relacionadas a fallas Carbonatos de plataforma abierta (alta energía) Discordancias límite de secuencias. YACIMIENTO CERRO FORTUNOSO Características generales El yacimiento Cerro Fortunoso está situado 85 km al sudeste de la localidad de Malargüe, provincia de Mendoza (Fig. 1). La zona en la que se extiende este yacimiento se caracteriza por la mala calidad de la

12 información sísmica debido a la presencia en superficie de importantes espesores de rocas ígneas y de estructuras con fuertes buzamientos en subsuelo. La estructura que conforma el yacimiento fue descubierta en el año 1984 por el sondeo YPF.Md.NCF.x-1 teniendo como objetivo principal los reservorios fracturados del Grupo Mendoza. Sin embargo, las buenas condiciones de productividad que mostraron las areniscas del Grupo Neuquén determinaron que se enfocara la exploración y el desarrollo sobre estos niveles. El principal mecanismo de entrampamiento es de tipo estructural, con una participación subordinada de trampas estratigráficas dadas por el acuñamiento de los reservorios arenosos dentro de las litofacies pelíticas. La roca madre corresponde a las lutitas bituminosas de la Formación Vaca Muerta. La migración secundaria del petróleo se produjo a través de las fallas que cortan la secuencia sedimentaria y ponen en contacto a la Formación Vaca Muerta con los reservorios del Grupo Neuquén. El petróleo alojado en los niveles productivos es pesado (17 a 22 API) y viscoso (35 cp en el reservorio). El yacimiento presenta un casquete de gas carbónico y un contacto agua-petróleo que varía según la posición en la estructura. El mecanismo de empuje es por gas disuelto. La baja energía de los reservorios, potenciada por el carácter heterogéneo de los mismos, determina que el yacimiento tenga una baja eficiencia de producción primaria. La producción diaria promedio del yacimiento es de 1000 m 3 de petróleo, tiene una acumulada de 3,8 MMm 3 y una reserva de petróleo remanente de 5,5 MMm 3. O Gas Co2 Petróleo Agua S.S. Sección Superior S.M.Sección Media S.S. S.M. 1km Reservorios del Grupo Neuquén Fig. 7: Geometría estructural y distribución de fluidos. E 0-1 Reservorios Los reservorios son de tipo multicapa y están conformados por una sucesión de niveles arenosos intercalados con fangolitas de baja permeabilidad. El intervalo productivo está localizado en las secciones media y superior del Grupo Neuquén y tiene un espesor aproximado de 450 metros. La sección inferior está compuesta por un paquete conglomerádico de alrededor de 200 metros de potencia, sin valor como reservorio de hidrocarburos (Fig. 2). La porosidad varía entre 12 y 20 % y la permeabilidad media es de 50 md, variando entre 1 y 300 md. El contacto gas carbónico-petróleo original puede ubicarse en forma aproximada sobre la cota de 500 msnm a lo largo de todo el yacimiento, con algunas variaciones locales debido a la existencia de barreras de permeabilidad vinculadas a la presencia de fallas y niveles de arcillas lateralmente continuos (Federici 2001) (Fig. 7). La posición del contacto agua-petróleo es sumamente variable según la posición en la estructura. En el flanco oriental desciende desde 200 msnm al norte del yacimiento hasta -200 msnm en el sector sur. En el flanco occidental cada bloque limitado por fallas puede mostrar diferencias en la posición de la cota agua-petróleo, destacándose la presencia de una barrera hidráulica subvertical, paralela a la estructura y que limita por el oeste la extensión del yacimiento (Fig. 7). Esta barrera se interpreta asociada a una falla de desplazamiento de rumbo, de alto ángulo y escaso rechazo vertical. El bloque occidental de esta falla tiene pozos que han ensayado agua de formación en todo el intervalo productivo mientras que en el bloque oriental se ha ensayado petróleo a las mismas cotas que los sondeos acuíferos situados en el otro bloque.

13 Geometría de la trampa En la Fig. 8 se muestra un mapa estructural del anticlinal de Cerro Fortunoso referido al tope del Grupo Neuquén junto con tres secciones que ilustran la geometría en subsuelo (Giampaoli et al. 2002b). La estructura tiene cierre en las cuatro direcciones, una longitud de 12 km y un ancho promedio de 2,3 km. a) b) A A 1km A A B B C C B B 1km C C 1km Contorno estructural Falla de rumbo Falla inversa en la cobertura sedimentaria Falla inversa con participación del basamento Secciones Superior y Media Sección Inferior Grupo Rayoso Grupo Neuquén Formación Agrio Formaciones Chachao y Vaca Muerta Preándico y Grupo Choiyoi Figura 8: Estructura del yacimiento: a) Mapa estructural referido al tope del Grupo Neuquén; b) Cortes estructurales AA (sector norte), BB (sector central) y CC (sector sur). El rumbo general de la estructura es N15 E y la vergencia predominante es hacia el antepaís. La forma del pliegue varía considerablemente a lo largo del rumbo de la estructura. En el sector norte el pliegue es simétrico, parado y alcanza una amplitud máxima de 500 m. En dirección sur el mismo pierde relieve estructural y se vuelve asimétrico, destacándose las altas inclinaciones que alcanza el flanco oriental hacia la parte central del pliegue (Fig. 8). La estructura está atravesada por fallas de distintos tipos: 1) fallas inversas que despegan en el Grupo Mendoza, de bajo ángulo, plegadas y que afectan a determinados tramos de la cobertura sedimentaria según la posición de las mismas en la estructura; 2) fallas inversas con participación del basamento, de alto ángulo, rectas o convexas hacia arriba. Son fracturas de poco rechazo, aparecen en los flancos del pliegue y se

14 interpreta que pueden acomodar una componente de desplazamiento de rumbo; y 3) fallas de rumbo que cortan a las estructuras preexistentes (Fig. 8). El sello regional corresponde a los niveles de baja permeabilidad presentes en el tope del Grupo Neuquén y en la Formación Loncoche (Fig. 2). El intervalo pelítico que define el contacto entre las secciones media y superior actúa en ciertas partes de la estructura como un sello local que desvincula las características y el comportamiento hidrodinámico de los fluidos presentes en los reservorios. Historia del entrampamiento Kozlowski et al. (1997) proponen en forma tentativa una edad menor a 25 Ma para la deformación asociada a este sector de la faja plegada y corrida de Malargüe en base a la presencia de depósitos terciarios plegados más jóvenes que esa edad, aunque también mencionan que el levantamiento inicial de las estructuras de basamento podría haber sido más antiguo. El modelo de evolución cinemática propuesto para esta estructura comprende tres etapas principales de deformación compresiva (Giampaoli et al. 2002b) (Fig. 9). La primera etapa involucra una tectónica de piel delgada representada por corrimientos de bajo ángulo y vergencia occidental que despegan en los niveles dúctiles del Grupo Mendoza y cortan a través de la secuencia sedimentaria o desarrollan una geometría de rampa-plano (Fig. 9b). La segunda etapa se caracteriza por la incorporación del basamento a la deformación, generando el plegamiento y fallamiento de las estructuras antes formadas (Fig. 9c); la participación de una componente de desplazamiento lateral derecho durante la reactivación de las fracturas de alto ángulo podría explicar la variabilidad observada en la vergencia de esta deformación y la formación de la falla que actúa como barrera hidráulica en el flanco occidental de la estructura. En la tercera y última etapa de deformación compresiva el anticlinal es atravesado por una falla de desplazamiento de rumbo sinistral que corta y desplaza el sector sur de la estructura (Fig. 8). La generación de hidrocarburos se habría iniciado en forma previa a la estructuración y continuado durante el desarrollo de las misma (Kozlowski et al, 1997). Durante la evolución cinemática de la estructura a) b) c) Sector norte 1 km 1 km Acortamiento = 585 m (14 %) Acortamiento = 170 m (5 %) Sector central Acortamiento = 631m (16 %) Acortamiento = 395 m (12 %) Sector sur Figura 9: Modelo de evolución cinemática Acortamiento (véase = la 418m Fig. (10 8 %) para la ubicación Acortamiento y referencias): = 666 m (16 a) %) Estado inicial no deformado y ubicación de las trazas de las fracturas; b) Etapa de deformación epidérmica; c) Etapa de deformación con participación del basamento.

15 las condiciones generales de entrampamiento se habrían preservado aunque es posible inferir la existencia de remigraciones y alteraciones en la distribución de los fluidos, particularmente en el flanco occidental el cual estuvo repetidamente afectado por fallas de distinto tipo. La presencia de gas CO 2 en el anticlinal de Cerro Fortunoso y en otras estructuras cercanas estaría asociada al intenso magmatismo de edad pliocena hasta holocena (Bermúdez et al. 1993) que caracteriza al campo volcánico Payún Matru. YACIMIENTO LOMA ALTA SUR Características Generales El yacimiento Loma Alta Sur está ubicado en la provincia petrolera del valle del río Grande (Fig. 1). El pozo descubridor fue el YPF.Md.NLA.x-1, perforado en el año 1989 con el objetivo principal de investigar el contenido de hidrocarburos de las calizas fracturadas del Grupo Mendoza y como objetivos secundarios las areniscas del Grupo Neuquén y los depósitos volcaniclásticos del Grupo Cuyo/Precuyo. El sondeo resultó productivo de los cuerpos arenosos de las secciones media y superior del Grupo Neuquén. La roca madre corresponde a las pelitas de las formaciones Agrio y Vaca Muerta. El reservorio fue cargado a partir de los corrimientos de rumbo N-S que despegan de los niveles dúctiles antes mencionados. El mecanismo de entrampamiento es de tipo estructural. El sello regional está dado por las pelitas y evaporitas de la Formación Loncoche, mientras que las arcilitas intercaladas con las areniscas actúan como sellos locales para cada reservorio. El mecanismo de empuje principal es por expansión monofásica. Presenta un petróleo pesado (20 a 22 API) y viscoso (35 cp). Actualmente produce 430 m 3 /d de petróleo, y su acumulada es de 2,5 MMm 3. Figura 10: Imagen 3D del tope del Grupo Neuquén ilustrando la geometría del tren estructural que incluye al yacimiento Loma Alta Sur.

16 Reservorios Los reservorios son de tipo multicapa, se encuentran a relativamente poca profundidad y forman parte del Grupo Neuquén (Fig. 2). Esta unidad está constituida por una alternancia de areniscas y arcilitas interpretadas como depósitos fluviales canalizados y de planicie de inundación respectivamente. La porosidad alcanza un valor promedio de 22% y puede ser de tipo primaria o secundaria. Esta última se genera por la disolución del cemento calcáreo, elevando la porosidad original a valores del orden del 30%. La permeabilidad varía entre 100 y 300 md. Geometría de la trampa El anticlinal de Loma Alta Sur constituye el sector más elevado de una estructura positiva de rumbo NNE-SSO. La misma tiene una longitud mayor a los 11 km e incluye a las estructuras de Loma Alta por el norte y Cerro Divisadero por el sur (Fig. 10). El estilo de entrampamiento es de tipo estructural y asociado a un proceso geológico de plegamiento. La trampa se presenta como un anticlinal simétrico, formado por una mecánica regional compresiva de vergencia oriental. El yacimiento está localizado en un pliegue por flexión de falla asociado un corrimiento que despega en la Formación Agrio (Fig. 11). La mencionada falla tiene un rumbo N-S y una longitud superior a los 16 km. Asociado a este corrimiento principal se genera un retrocorrimiento que afecta al terciario sinorogénico que aflora en superficie. La estructura de Loma Alta Sur se ubica en la intersección entre una falla inversa de bajo ángulo y rumbo N-S con un lineamiento transpresivo de rumbo NE-SO y bloque bajo al este. Este último presenta una geometría semicircular y conforma un escalón en el basamento que se interpreta habría bloqueado el transporte de la estructura de piel delgada hacia el este. En consecuencia, el plegamiento en los niveles del Grupo Neuquén es más intenso en esta posición y alcanza un mayor relieve estructural, favoreciendo la acumulación de los hidrocarburos en la cresta del pliegue. Figura 11: Sección sísmica del yacimiento Loma Alta Sur ilustrando la geometría de la trampa.

17 Características Generales El yacimiento Los Cavaos forma parte de la región petrolera del valle del río Grande (Fig. 1). En el año 1981 se perforó el pozo exploratorio YPF.Md.NLCa.x-1 en una estructura anticlinal detectada en superficie, descubriendo petróleo en los reservorios fracturados del Grupo Mendoza. La sísmica 3D fue registrada en el año 1995, habiéndose perforado hasta esa fecha un total de 145 sondeos. La mala calidad de la misma impidió que fuera utilizada para continuar con el desarrollo del yacimiento. Actualmente, diez años después, se retomó la actividad en este campo. Los reservorios son de tipo fracturado y corresponden a cuerpos ígneos alojados en el Grupo Mendoza y a las calizas de la Formación Chachao (Fig. 2). El principal sistema de entrampamiento es estructural, con régimen combinado de fracturamiento y fallamiento transcurrente de sentido dextral (Vincelette et al. 1999). Sin embargo, también se ha observado la existencia de una componente estratigráfica asociada a variaciones laterales en las propiedades mecánicas de los reservorios. La roca madre corresponde a las lutitas bituminosas de la Formación Vaca Muerta y Agrio. Estudios geoquímicos demostraron que el petróleo presente en las intrusiones está genéticamente relacionado con la materia orgánica de la roca de caja adyacente. La proximidad del reservorio a la roca madre indica una corta migración del hidrocarburo generado, que aprovecha las fracturas subverticales como vías de carga. Los sellos laterales están dados por los mismos cuerpos ígneos sin fracturar y los sellos verticales corresponden a las pelitas suprayacentes. El petróleo alojado en los niveles productivos es liviano (27º a 30 API) y poco viscoso (0,75 cp en el reservorio). El mecanismo de empuje es por gas disuelto. Existe comunicación hidráulica vertical entre los filones y las calizas de la Formación Chachao. Actualmente el yacimiento produce 130 m 3 /d y ha acumulado 5,1 MMm 3 de petróleo. Reservorios Los reservorios más importantes corresponden a cuatro filones capa alojados entre las pelitas del Grupo Mendoza: filones A y B, situados en la Formación Vaca Muerta; filón D, dentro de la Formación Chachao; y filón E, instalado en la Formación Agrio (Fig. 12). En forma subordinada, actúan como reservorio las calizas Figura 12: Mapas estructurales de los principales reservorios (filones capa) y su relación con el diseño de fallas y fracturas en el Grupo Mendoza, obtenido de la interpretación sísmica 3D.

18 fracturadas de la Formación Chachao y una serie de cuerpos ígneos de muy poco espesor alojados en la Formación Vaca Muerta. El espesor promedio de estos filones capa es de 35 metros. La permeabilidad promedio es de 480 md, aunque se alcanzaron valores mayores a 3500 md. Se considera que en las zonas fracturadas la porosidad promedio es de 4,5%. Este valor puede aumentar considerablemente debido a la presencia de fracturas y a la acción de procesos de disolución hidrotermal que provocarían la alteración de los minerales y el desarrollo de porosidad vugular (De Livingston, 1984). En los sectores más alejados a la fracturas existiría una porosidad de matriz muy baja, la cual aportaría fluido lentamente a través de las microfisuras que se conectan con zonas de mayor permeabilidad. Esta característica determina que para producir estos reservorios sea necesario estimularlos previamente, para eliminar el daño de los punzados iniciales. Figura 14: Mapa estructural y de amplitud sísmica correspondiente al filón B. Los mejores pozos que producen de este reservorio están ubicados estructuralmente en cotas bajas y coinciden con zonas de menores valores de amplitud sísmica. Geometría de la trampa El sistema de entrampamiento estructural estaría asociado a un conjunto de fallas de alto ángulo y rumbo NE-SO que afectan al basamento y a la cobertura sedimentaria. Las mismas se distribuyen en forma equidistante y se extienden mas allá del área abarcada por el yacimiento (Fig. 12). Se interpreta que la actividad de estos lineamientos habría controlado el emplazamiento de los filones, la fracturación de los mismos y la distribución de los fluidos en el reservorio. El mejor ejemplo de esta situación es el filón E, el cual presenta una distribución de pozos con buen caudal de petróleo que coincide con la ubicación de las fallas de rumbo (Fig. 13). La distribución de fracturas en cada cuerpo ígneo limitan compartimentos independientes que en ciertos casos muestran una distribución de las zonas mineralizadas que no es posible relacionar en forma directa con la posición de los lineamientos ni con la cota estructural del reservorio. En estos casos, la geometría de la trampa estaría controlada por alguna propiedad intrínseca al reservorio (composición, espesor, edad, etc) que eventualmente puede quedar reflejada en el mapeo de algún atributo sísmico. Un ejemplo de esta alternativa es el filón B, el cual presenta un compartimento productivo en una cota estructural baja y coincidente con una zona de bajas amplitudes sísmicas (Fig. 14).