Fig : Perfiles litológicos y eléctricos de la zona gasífera carbonífera en la perforación CB 1 (Paraná Brasil); profundidad en metros.

Transcripción

1 Fig : Perfiles litológicos y eléctricos de la zona gasífera carbonífera en la perforación CB 1 (Paraná Brasil); profundidad en metros.

2 Cuadro 2: Cálculos estimativos de reservas de petróleo/gas, según prospectos potenciales; bajo de San Pedro, Grupo San Pedro, Paraguay oriental.

3 Fig : Ejemplo de subsidencia total y curvas re-orientadas según pozos de exploración en la cuenca del Paraná (conectadas para recompensar el peso del relleno sedimentario magmático).

4 Fig : Detalle de la historia de subsidencia de la cuenca del Paraná en base a la perforación CB 1 (Paraná Brasil). Aunque rocas generadoras pérmicas ya entraron durante el Cretácico inferior tardío en la ventana del petróleo, durante el Cretácico superior y el Terciario (Oligoceno) se observan cortos periodos de calentamiento adicional. No se conservan ya eventos similares del Paleozoico y Mesozoico inferior. Fig : Relación de períodos termo-tectónicos del Meso-Cenozoico en la cuenca del Paraná. El calentamiento y siguiente enfriamiento (90-80ma) corresponde al ciclo termo-tectónico Andino.

5 Fig : Comparación de la evolución de la madurez orgánica en la base y el techo del Pérmico, cuenca del Paraná. Fig : Comparación del perfil de reflexión vitrinítica en base al modelo de subsidencia para el Pérmico, cuenca del Paraná.

6 Fig : Diagrama esquemático de la cuenca del Paraná, Paraguay oriental: resumen de subsidencia, y la historia estructural, estratigráfico y madurez de rocas generadoras.

7 Fig : Estratigrafia simplificada de la subcuenca de Carandaity, oeste del Chaco paraguayo.

8 Fig : Disposición sísmica general de la subcuenca de Carandaity hacia el alto de Lagerenza (PZ 102 y PZ 109): El Paleozoico inferior señala una secuencia subparalela con una discordancia formacional angular hacía el Paleozoico superior (epirogénesis eoherciniana). Hacía el Mesozoico y Cenozoico se manifiesta una discordancia erosiva, dejando expuesto unidades paleozoicas en la superficie (levantamiento paleógeno).

9 Fig : Perfil geológico N-S, desde Cerro Cabrera hasta Picuiba # 1, subcuenca de Carandaity.

10 Fig : Perfil geológico W-E, desde Mendoza # 3 hasta Lagerenza # 1, subcuenca de Carandaity.

11 Fig : Perfil geológico NW-SE, desde Mendoza # 3 hasta Parapití # 1, subcuenca de Carandaity.

12 Fig : Mapa estructural del Devónico (Grupo San Alfredo) en la subcuenca de Carandaity (datum = techo del Devónico; pies).

13 Fig : Distribución de prospectos potenciales estratigráficos estructurales; modelo Devónico Carbonífero, subcuenca de Carandaity.

14 Fig : Unidades geotectónicas del Chaco noroccidental.

15 Fig : Perfil eléctrico tipo del intérvalo gasífero en el área de Gabino Mendoza; pozo Mendoza # 2, Placid Oil Co., 1967 (pies).

16 Fig : Curva de presión de gas; pozo Independencia # 1, Primo Cano Martínez, 1993 (profundidad = 589 m).

17 Fig : Análisis de gas, pozo Independencia # 1, Primo Cano Martínez, 1993 (profundidad = 589 m).

18 Fig : Estratigrafía esquematizada de la subcuenca de Curupaity, norte del Chaco paraguayo.

19 Fig : Mapa de isócronas del contacto Devónico Carbonífero (thick = alto devónico; chorro fill = paleocanales fluviales carboníferos); según Phillips Petroleum Co., 1993, subcuenca de Curupaity.

20 Cuadro 3: Cálculos estimativos de reservas de petróleo/gas, según prospectos potenciales; subcuenca de Curupaity, Devónico Carbonífero y Devónico, Paraguay noroccidental.

21 Fig : Disposición sísmica general de la subcuenca de Curupaity, dirección S-N. Secuencia paleozoica subparalela con discordancias hacía el Meso- Cenozoico y estructuración terciaria (TEX 26/75)

22 Fig : Cuencas mesozoicas en la región occidental de Sudamérica.

23 Fig : Estructuración sísmica detallada de la Formación Palo Santo, subcuenca de Pirity. Ubicación de Carmen # 1 y Anita # 1 en relación al campo petrolífero de Palmar Largo (Argentina).

24 Fig : Perfil geológico N-S, subcuenca de Pirity.

25 Fig : Mapa de isocronas de los miembros intermedio y superior de la Formación Palo Santo (intervalo de contornos = 0,010 seg; nivel de referencia sísmica = m), subcuenca de Pirity.

26 Fig : Perfil geológico NW-SE, subcuenca de Pirity.

27 Fig : Perfil geológico SW-NE, subcuenca de Pirity.

28 Fig : Cuadro evolutivo y facies deposicionales del Grupo Pirity inferior, subcuenca de Pirity (1 relleno basal triásico jurásico; 2 Formación Berta; 3 Formación Palo Santo inferior; 4 Formación Palo Santo intermedia / superior).

29 Fig : Unidades litológicas meso cenozoícas y facies formacionales del Grupo Pirity, subcuenca de Pirity.

30 Fig : Configuración de la subcuenca mesozoica de Pirity, con mención especial de la transgresión marina cretácica.

31 Fig : Perfil sísmico ANS-6, NW-SE, con registro de la anomalía verde en la Formación Palo Santo, subcuenca de Pirity.

32 Fig : Sección estratigráfica del Grupo Pirity, transversal a la subcuenca de Pirity. Chaco suroccidental: Formación de un graben tectónico a causa del ciclo Sudatlántico.

33 Fig : Esquema tectónico de la plataforma de Bahía Negra. Estructuración mesozoica (rift) limitada al norte por el lineamiento de Bahía Negra (Riacho Florida) y al sur por el lineamiento compuesto de Fte. Olimpo (intrusivas alcalinas).

34 Fig : Disposición sísmica general de la plataforma de Bahía Negra (rift inicial), según composición de las líneas TEX 20/75 y por OXY BN88/01; correlación estratigráfica según Toro # 1 (TD = 3418 m).

35 Fig : Paraguay suroccidental suroriental (espesor sedimentario total; m). Disposición tectono sedimentaria regional.

36 Fig : Cortes geológicos interpretados en base a reflexión sísmica, subcuenca de Las Breñas (Argentina) en continuación a la subcuenca de Pilar Dpto. de Pte. Hayes, Chaco suroriental.

37 Fig : Disposición aeromagnética de la estructuración distencional mesozoica en la subcuenca de Pilar Dpto. de Ñeembucu, Paraguay suroriental.

38 Fig. 11-1: Sistema de tendidos eléctricos proyectados para el noroeste del Chaco; acuerdo ANDE Primo Cano Martínez, 1997.

39 Fig. 11-2: Sistema de trazado de un gasoducto proyectado desde Gabino Mendoza hacía el Chaco central y Vallemí; extensión 555 km.

40 Fig. 11-3: Sistema de trazado de un gasoducto proyectado desde Campo Duran (Argentina) hacía Asunción (Paraguay) y Brasil; extensión 3515 km.

41 Fig. 11-4: Sistema de trazado del gasoducto en construcción desde Santa Cruz (Bolivia) hacía Sao Paulo (Brasil); extensión km.

42 Fig : Distribución de prospectos de exploración para hidrocarburos. La ubicación del Paraguay se establece entre prospectos atractivos y áreas nuevas. Fig : Términos para identificar recursos y reservas de hidrocarburos. Recursos potenciales son la suma de recursos condicionados, hipotéticos y especulativos.

43 Fig : Organigrama de decisiones en un proyecto de exploración para hidrocarburos. Prospectos en Paraguay serían rentables hasta una producción de 125 MMSTB por prospecto, en términos promedios (véase también Fig ).

44 Fig : Inversión a riesgo y recuperación de capital en un prospecto potencial en la exploración para hidrocarburos.

45 Fig : Relación entre cantidad de perforaciones y probabilidad de éxito. Cuanto mas perforaciones, mayor reservas descubiertas.

46 Cuadro 4: Balance del patrimonio nacional; escala de competitividad del Paraguay.

47 Fig : Distribución de áreas potenciales para la exploración de hidrocarburos en Paraguay. Prioridades son señaladas según orden numérico, considerando la relación del capital y del riesgo a la inversión.

48 Fig : Áreas prospectivas hidrocarburíferas en Paraguay. Clasificación según capital a invertirse y riesgo a la inversión, en relación al grado de conocimiento y de una proyección básica.