CONCURSO PÚBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE ÁREAS COSTA AFUERA (Ronda 01) E9: GEOLOGÍA DE LA CUENCA SAN JORGE / ARGENTINA INTRODUCCIÓN DISTRIBUCIÓN REGIONAL DE LAS CUENCAS DISTRIBUCIÓN DE LOS PRINCIPALES YACIMIENTOS ESQUEMA ESTRUCTURAL CUADRO ESTATIGRÁFICO ROCA GENERADORA UBICACIÓN Y DESCRIPCION DE POZOS CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE / ARGENTINA Se trata de una típica cuenca intracratónica de génesis extensiva desarrollada sobre un Basamento constituido por un complejo de porfidos cuarcíferos y tobas asociadas conocido como Grupo Lonco Trapial en su sector norte y como Grupo bahía Laura en el sur. Se extiende como una fosa de dirección E-W entre dos áreas relativamente positivas: el Macizo Nordpatagonico o de Somuncura por el norte y el Macizo del Deseado por el sur. Hacia el este su contorno es mas irregular y esta limitada por una zona que permaneció siempre estructuralmente elevada, permitiendo la conexión con condiciones marinas sólo después de la sedimentación del Grupo Chubut. La superficie del sector costa afuera es de unos 30.000 km2, con una profundidad máxima de agua de 100 metros. La Figura 6 muestra la distribución regional de las cuencas del sur de la Argentina y los elementos megatectónicos más relevantes.
Figura-6 Desde el punto de vista estructural se reconocen cinco zonas principales, de las que son de mencionar para costa afuera las denominadas Flanco Norte; Centro de Cuenca y Flanco Sur. La Figura 7 muestra la posición de las zonas mencionadas al mismo tiempo que la distribución de los principales yacimientos. Nótese que por la falta de desarrollo de yacimientos costa afuera, la suma de los yacimientos toma, por el momento, una forma de herradura.
Figura-7 El esquema estructural dominante es el de escalones de falla dados por fallas directas de alto ángulo, orientadas generalmente E-W, con complejidades derivadas de patrones de fallas sintéticas y antitéticas. Los mejores espesores de arenas en las Formaciones productivas se encuentran en la parte superior de cada bloque de falla, indicando su contemporaneidad con la sedimentación(figura 8).
Figura-8 La figura 9 es un cuadro estratigráfico simplificado puesto que desde el punto de vista petrolero el interés se focaliza en el denominado Grupo Chubut, tanto en lo que se refiere a roca generadora (F. D-129) como a los reservorios de las Formaciones Castillo y Bajo Barreal ( y unidades equivalentes en los Flancos Norte y Sur).
Figura-9 La roca generadora está constituida por lutitas negras y calizas oolíticas,alcanzando en algunos puntos de control valores de TOC de hasta 4%. Los reservorios son cuerpos arenosos y areno-conglomeradicos de ambiente fluvial y deltaico, que hacia el oeste incrementan progresivamente la participación tobácea. La mayor parte de los reservorios, por la naturaleza del ambiente de sedimentación, son discontinuos, lenticulares y raras veces de espesores mayores a los 10 m. Los más frecuentes están en el rango de los 5 metros(figura 10).
Figura-10 El Flanco Norte tiene en promedio mayor frecuencia y espesor individual de capas arenosas en comparación con los Flancos Sur y Oeste. De manera general hay consenso en asignar al Grupo Bahía Laura a una fase de Syn Rift temprano, mientras que el Neocomiano se correspondería con un Syn Rift tardío. La secuencia del Grupo Chubut pertenece a la fase Sag. Por lo descripto más arriba la porción costa afuera de la cuenca tiene características geológicas iguales a las conocidas en tierra firme. Fue investigada por sondeos en dos periodos separados por unos 8 años. La Figura 11 indica la posición de todos los sondeos: 13 en el Flanco Norte; 11 en el centro de cuenca y 2 en el extremo nororiental de la cuenca.
Figura-11 Durante el primer periodo, anos 1970-1971, se perforaron 17 pozos por las empresas AGIP, TENNECO y SINCLAIR. De estos 17 comprobaron petróleo 3 pozos: Marta x-1 y x-2 y Petrel x-1. Otros 9 con buenas manifestaciones de hidrocarburos y los cinco restantes sin indicio alguno de hidrocarburos. De los 3 descubridores es el AGIP Marta x-1 el más relevante. Investigó una trampa con cierre en las cuatro direcciones, con una superficie de unos 30 km2. Un ensayo a pozo abierto en el tope de la F. Comodoro Rivadavia produjo 76 m3/d de petróleo de 33*API a una profundidad de 850 m. El segundo sondeo, Marta x-2, a unos 1800 m del descubridor, encontró los mismos niveles 20 m estructuralmente mas bajos, recuperando 27 m3/d petróleo de 31* API. El pozo TENNECO Petrel x-1, en una posición profunda del Flanco Norte encontró petróleo en la Formación Salamanca, midiendo mediante DST unos 75 m3/d de petróleo de 25*API. Estos descubrimientos fueron considerados, en su momento, subcomerciales, razón por la cual no fueron desarrollados. El segundo impulso exploratorio fue realizado entre 1978-1981, lapso durante el cual YPF perforó 7 pozos y Shell 2.
YPF ubicó 3 de los sondeos en el Flanco Norte y los 4 restantes en el Flanco Sur. Los dos perforados por SHELL: Astarte y Pandora fueron perforados en el sector nororiental, procurando investigar trampas estructurales someras asociadas a altos del Basamento. Estos dos pozos atravesaron una columna sedimentaria muy delgada y no tuvieron rastros de hidrocarburos. De los 7 pozos perforados por YPF 3 fueron descubrimientos no comerciales: Tehuelche x-1 y Mapuche x-1 en el Flanco Norte; Flamenco x-1 en el Flanco Sur. Los mejores resultados fueron los del Tehuelche x-1, en niveles de la F. Mina El Carmen. De los diversos ensayos a pozo abierto el más destacado fue en una capa de 5 m de espesor, entre 2352 y 2357 m. Produjo, en un ensayo de unas 30 horas, por surgencia natural 200 m3/d de petróleo de 47* API. El Mapuche x-1 fue un descubrimiento modesto de solo 10m3/d de 28* API, también en la F. Mina El Carmen. Los 4 sondeos de YPF en el Flanco Sur tuvieron rastros de petróleo, pero el único en recuperar petróleo fue el Flamenco x-1. De la F. Mina El Carmen produjo por surgencia 102 m3/d de petróleo de 30* API. En conclusión: para el sector costa afuera de la Cuenca del Golfo San Jorge, tanto la generación de hidrocarburos de la F. D-129. Como los reservorios del Grupo Chubut no se consideran factores de riesgo, ya que la presencia de petróleo fue confirmada en la mayoría de los pozos perforados, con excepción de aquellos ubicados en áreas donde la roca madre se comprobó ausente. Esta afirmación es valida para lo que se ha dado en llamar Play o Modelo Somero. Es decir el Play referido a los reservorios clásicamente productores, representados por las Formaciones Mina El Carmen, Comodoro Rivadavia y Yacimiento El Trébol en el Flanco Norte y Mina El Carmen, Cañado Seco y Meseta Espinosa en el Flanco Sur. Para el Modelo Somero el problema radica en el desarrollo de tecnologías de perforación y producción que permitan recuperadas finales por pozo que hagan rentable el desarrollo de futuros campos costa afuera. Por eso, a pesar de los 26 pozos perforados, al costa afuera de la Cuenca del Golfo de San Jorge se lo puede calificar como relativamente poco explorado, pues quedan estructuras interesantes que aun no han sido perforadas y otras incompletamente conocidas. En este sentido, nuevas alternativas exploratorias pueden ser consideradas de resolverse el problema de rentabilidad de los proyectos. La herradura de yacimientos mencionada en párrafos anteriores puede potencialmente convertirse en una elipse. Un segundo Play a considerar es el Profundo, el que está poco explorado en tierra firme y totalmente inexplorado costa afuera. Básicamente se trata de potenciales reservorios que se encontrarían dentro de intervalos equivalentes a las Formaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera y Pozo Cerro Guadal, en forma de
hipotéticos complejos deltaicos depositados alrededor de bloques elevados de Basamento. Debe reconocerse que este Modelo Profundo conlleva muchos riesgos e incertidumbres, como así también profundidades al objetivo del orden de 4.000-5.000 metros. Informe Geofísico - Área Enarsa - 9 Introducción y Ubicación del bloque Ilustración de Campaña sísmica GSI Año 1978 Ilustración de Campaña sísmica YMN sobre Talud Continental Ilustración de Perfil 2D con rumbo Norte-Sur Este bloque ubicado en zona de talud tiene una superficie de 11.700 Km2 y la registracion obtenida para la zona es de 500 km. de sísmica 2D. La figura 24 deja verificar la necesidad de mayores estudios en el bloque. Figura 24 - La información en proceso de adquisición para el SPAM 2008, no está incluida en el paquete informativo que forma parte del PLIEGO La ilustración representa sísmica en el Talud de la campaña GSI en el año 1978.
Figura 25 - La presente imagen deja observar la sísmica en zona de Talud Continental campaña YMN. Figura 26 - El perfil 2D con rumbo N -S, en zona de plataforma es observada en la siguiente figura. Figura 27 -
Figura 27 - CONCURSO PÚBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE ÁREAS COSTA AFUERA (Ronda 01)