LAS ROCAS RESERVORIO CARBÓNICAS DE LA CUENCA DE TARIJA (CUENCA DE TARIJA Sensu Stricto ) Daniel Starck, Alfredo Rodríguez y Luis Constantini

LAS ROCAS RESERVORIO CARBÓNICAS DE LA CUENCA DE TARIJA (CUENCA DE TARIJA Sensu Stricto ) Daniel Starck, Alfredo Rodríguez y Luis Constantini Tecpetrol S.A. Della Paolera 299-Piso 20 Buenos Aires, Argentina. e-mails: daniel.starck@tecpetrol.com, alfredo.rodriguez@tecpetrol.com, luis.constantini@tecpetrol.com Abstract: The Tarija Basin reservoir rocks. The Tarija Basin hosts more than 1500 m of mainly continental rocks. These were deposited in an intracratonic basin under glacial and periglacial conditions. Although source rocks are absent in its stratigraphic record, the important generation related to the underlying Silurian-devonian basin allowed the several Tarija Basin reservoir levels to be charged. These reservoir levels were related to the deposition of fluvial and deltaic facies in times of less ice activity. Some of these reservoirs can reach huge thicknesses (those related to the Tupambi and Las Peñas formations) whereas others have less important thicknesses. These last ones are related to thin lenticular intercalations within the diamictitic facies of the Tarija and San Telmo formations. Up to the date, 18 MMm 3 of liquids (oil and condensate) and 45.000 MMm 3 of gas were recovered from the Tarija Basin reservoirs, mainly from the Tupambi Fm. Due to the fact that the main oil activity in the basin was developed in the first half of the past century, little attention was paid to the sedimentological characteristics of the reservoir rocks. Conversely, the tectonic complexity and the sharp lateral stratigraphic changes were the major issues during the exploration and development stages of the basin fields. INTRODUCCIÓN Ubicada en el extremo norte de nuestro país (Fig. 1), la Cuenca de Tarija (en un sentido estricto, es decir la que engloba las rocas depositadas desde el Carbónico hasta el Jurásico) lleva casi 8 décadas de producción continua. Si bien hasta la década del 70 era la única cuenca productiva del norte (salvo las producciones menores de algunos yacimientos) siempre se la tomó como parte de una región productiva mayor, conocida como Cuenca del Noroeste. Esta situación se terminó de afianzar con los descubrimientos en la Cuenca Cretácica y la Devónica. Esta simplificación, aparte de mezclar cuencas, sistemas petroleros, provincias geológicas, etc., derivó en una disipación de esfuerzos exploratorios y de desarrollo, los que se iban enfocando en zonas calientes dentro de las diferentes cuencas dejando olvidadas, a veces por décadas, las restantes. De esta manera la Cuenca de Tarija, luego de pasar por picos de actividad en las décadas del 20-30 y del 50-60, pasó posteriormente a un período de bajas inversiones. La producción de la cuenca (gas, condensado y petróleo) proviene de una decena de yacimientos de tamaños variables. Prácticamente la totalidad de ellos se encuentran ubicados en el Cinturón Subandino, alojados en trampas con una fuerte componente estructural. En todos los casos, los hidrocarburos presentes se habrían generado en las pelitas negras de la Fm Los Monos (Starck 1999; Disalvo y Villar 1999). Esta última es la unidad más alta del ciclo sedimentario Silúrico-Devónico, sirviendo de sustrato al relleno de la Cuenca de Tarija. Más del 90 % de los hidrocarburos encontrados en la porción argentina de la cuenca provienen de la Fm Tupambi. Esta unidad, además de estar en contacto directo con las rocas madres de la Fm Los Monos, se encuentra cubierta por la Fm Tarija, unidad que conforma un excelente sello (Starck y Koslowski 1998, Starck 1999). El desmejoramiento de la capacidad sellante de esta formación hacia la parte boliviana de la cuenca determina una distribución de hidrocarburos más dispersa, con importantes yacimientos ubicados en términos estratigráficos más altos que los típicos de la parte argentina. La complejidad estructural, los importantes cambios laterales de los niveles de rocas reservorios y las dificultades en la perforación fueron los desafíos más importantes enfrentados durante la exploración y desarrollo de los yacimientos de la Cuenca de Tarija. Estas razones, más el hecho que los yacimientos fueron desarrollados mayormente hace más de 40 años, condujeron a que se hayan hecho pocos estudios de detalle (sedimentológicos, diagénesis, etc.) sobre las rocas que nos ocupan.

GEOLOGÍA REGIONAL La Cuenca de Tarija corresponde a un extenso dominio de sedimentación ampliamente desarrollado en Bolivia. El extremo austral de la misma ingresa a nuestro país, donde se desarrolla sobre las provincias de Salta y, en menor medida, Jujuy. Mayores detalles sobre la estratigrafía de esta cuenca pueden consultarse en Starck et al. 1993a, Starck 1995, 1999, entre otros. A M É R I C A D E L S U R A R G E N T I N A Figura 1. Mapa de ubicación de la zona analizada La Cuenca de Tarija sensu stricto albergó la depositación de sedimentos que van desde el Carbónico hasta el Jurásico. Esta cuenca parece haber formado parte de un dominio de sedimentación mayor, formado por amplias bateas intracontinentales que, con una notable continuidad espacial, ocuparon gran parte del continente de Gondwana (Cuencas de Tarija, Chacoparanense, de Paraná, Karoo, etc.). La delimitación en el tiempo de la Cuenca de Tarija está acotada por eventos diastróficos importantes, que la separan de cuencas que evolucionaron en ambientes geodinámicos totalmente distintos. De esta manera la Fase tectónica Chánica marca el inicio de la cuenca, separándola por medio de una suave discordancia, a veces angular (Starck et al. 1993b), del registro de la Cuenca Siluro-Devónica. La Fase tectónica Araucana, de características distensivas en la región, provocó el desmembramiento de las cuencas Paleozoicas-eomesozoicas y el fin de la Cuenca de Tarija, cuyas secuencias pasaron a formar parte del sustrato de la cuenca Cretácica del Grupo Salta, o bien fueron expuestas y erosionadas en los altos que marginaron las fosas extensionales Cretácicas (por ejemplo en la Dorsal de Michicola). De esta manera, la Cuenca de Tarija, que fue desmembrada y separada de la cuenca Chacoparanense, corresponde a los remanentes de la cuenca original, preservados en las regiones más alejadas hacia el norte del rift cretácico de Lomas de Olmedo. La subsidencia operada durante el desarrollo de la Cuenca de Tarija estuvo seguramente vinculada a mecanismos termales, típicos de una cuenca de tipo intracratónica. Las bajas tasas de subsidencia, combinadas con bajos niveles eustáticos promedio, determinaron una sedimentación mayoritariamente continental, en la que predominan en su parte basal facies glacígenas, mientras que hacia los términos altos lo hacen facies de ambientes áridos.

La naturaleza erosiva de la mayor parte de los bordes de la cuenca sumado a las peculiaridades faciales del relleno de la misma hacen difícil proponer un arreglo paleogeográfico coherente, aunque se puede comprobar la presencia de un borde primario en la parte sudoeste de la cuenca. Los mayores espesores de secuencia preservada (supuestamente indicadores de la mayor subsidencia) parecen ubicarse en la zona limítrofe entre Argentina y Bolivia, en las Sierras Subandinas Orientales. Estratigrafía El relleno de la cuenca presenta importantes discontinuidades internas (discordancias) que permiten subdividirlo en paquetes menores, que corresponden a los grupos definidos desde el punto de vista litoestratigráfico. Estos son los grupos Macharetí, Mandiyutí, Cuevo y Tacurú (Fig. 2). Debido a los efectos de la erosión desatada en relación a la Fase Diastrófica Araucana las distintas unidades presentan una distribución actual en la que van quedando más restringidas hacia el norte a medida que se asciende en la columna estratigráfica. Los grupos Macharetí y Mandiyutí son los únicos con importancia económica en nuestro país. Fueron depositados durante el importante evento glacial que afectó al Gondwana a fines del Paleozoico. Tanto las facies reservorio como las sello, están influenciadas por esta actividad glacial (Schulz et al., 1999). R I O T E R C I A JURÁ- SICO CARBÓNICO-PÉRMICO D E V Ó N I C O Gr CUEVO Gr MANDIYUTÍ Gr MACHARETÍ TRANQUITAS Gr TACURÚ VITIACUA CANGAPI SAN TELMO LAS PEÑAS TARIJA ITACUAMI TUPAMBI LOS MONOS CAMPO DURÁN MACUETA SUR CAMPO DURAN Ñ A C AT I M B AY LOMITAS BLOQUE BAJO T R A N Q U I TA S SAN PEDRO, AGUAS BLANCAS CAMPO DURAN M A D R E J O N E S 500 m Figura 2. Columna estratigráfica generalizada de la parte argentina de la Cuenca de Tarija Grupo Macharetí: Se apoya mediando una discordancia sobre el sustrato devónico, aunque en Cordillera Oriental alcanza a apoyar sobre el Ordovícico. Esta discordancia refleja una componente tectónica responsable del basculamiento y erosión del sustrato, a la que se suman los efectos de la importante caída eustática ocurrida durante el Carbónico medio. Esta componente eustática es la responsable del corte de una importante red de paleovalles en el sustrato precarbónico. Tres unidades componen este grupo en Argentina: las formaciones Tupambi, Itacuami y Tarija, y la edad del mismo, de acuerdo a los palinomorfos que porta sería Carbónica Superior.

Grupo Mandiyutí: Se apoya mediante una fuerte discordancia erosiva sobre el grupo anterior. En el borde oeste de la cuenca traslapa al Gr Macharetí y apoya directamente sobre el sustrato precarbónico. La discordancia basal del grupo se caracteriza nuevamente por la incisión de paleovalles de gran magnitud. Los mismos alcanzan a cortar más de 400 m dentro de la Fm Tarija y son claramente apreciables en las secciones sísmicas registradas en el Chaco Salteño. Este grupo está compuesto por las formaciones Las Peñas y San Telmo. Grupo Cuevo y Grupo Tacurú: Corresponden a las últimas etapas del relleno de la Cuenca de Tarija. Geográficamente están muy restringidos en nuestro país. Debido a que en la parte argentina de la cuenca no tienen importancia petrolera (en Bolivia albergan yacimientos de gas y de petróleo), no serán descriptos. HISTORIA PRODUCTIVA DE LA CUENCA Las rocas reservorio de la Cuenca de Tarija (o Carbónica-Pérmica) han producido a la fecha unos 18 MMm 3 de petróleo (incluyendo condensado) y 45.000 MMm 3 de gas. Esta producción se inició en 1926 con el descubrimiento, por parte de la Standard Oil de Nueva Jersey, del Yacimiento Aguas Blancas. El descubrimiento, que en realidad correspondía a la extensión sur del Yacimiento Bermejo descubierto por la misma compañía dos años antes en Bolivia, se logró a través del pozo AB 1. Estos hallazgos eran el resultado de varios años de estudios geológicos sistemáticos llevados a cabo por la Standard Oil (Reed, 1946) en el norte de nuestro país y en Bolivia. El interés demostrado por la compañía norteamericana se manifestó por la adquisición de numerosos cateos, abarcando prácticamente la totalidad de los promisorios anticlinales subandinos. La perforación de los mismos derivó en los mencionados hallazgos, a los que se sumaron Lomitas y Cerro Tartagal en 1927, y Ramos y San Pedro en 1928. Antes de estos descubrimientos, una pequeña producción artesanal era obtenida en la Mina República Argentina en la Quebrada de Galarza, concesionada a Antonio Tobar. En 1927 Y.P.F. adquiere los derechos de dicha concesión (la que pasó a ser el Yacimiento Vespucio), comenzando a perforar al año siguiente. También había solicitado cateos sobre la Sierra de Aguaragüe, al sur de los cateos Lomitas de la Standard, en los que en 1930 descubre el Yacimiento Tranquitas. La actividad conjunta de estas dos compañías tuvo un pico en la década del treinta, en la que la producción llegó a alcanzar los 1000 m 3 /d. La posterior declinación de los yacimientos desarrollados, sumada a la falta de nuevos descubrimientos, llevó a una sostenida caída de la producción en la década siguiente y primeros años de la década del cincuenta (con producciones menores a los 200 m 3 /d). En esta primer etapa de la historia de la cuenca (en la que se produjeron poco menos de 5 MMm 3 ) más de la mitad de la producción provino de la Fm Tupambi del Yacimiento San Pedro (en Aguas Blancas hubo alguna producción de esta formación). El resto fue aportado por lentes arenosos de la Fm Tarija (Yacimientos Aguas Blancas, Tranquitas, Lomitas) y de la Fm Las Peñas (Lomitas y Cerro Tartagal). Los reservorios explotados en esta etapa se encontraban entre los 300 y 1200 m de profundidad. Con el descubrimiento, Por parte de Y.P.F., de Campo Durán en 1951 se inicia una nueva etapa en la historia de la cuenca. La estructura de Campo Durán definida por sísmica y geología de superficie, ya había sido perforada, conjuntamente con los anticlinales de Madrejones e Icua, durante la década del 30. Estos pozos fueron realizadas con equipos de perforación de poca capacidad, y no llegaron a superar los 2000 m de profundidad, quedando siempre en niveles terciarios. La exploración de las mismas estuvo paralizada por más de una década hasta que en 1949 con un equipo de mayor capacidad se inició la perforación del pozo Campo Durán 6. Tras dos años de perforación, el pozo, con una profundidad final de 3614 m, descubrió un importante yacimiento de gas y condensado alojado en la Fm Tupambi. Los caudales iniciales por surgencia natural fueron de mas de 200.000 m 3 /d de gas con 300 m 3 /d de líquido asociado. Estos caudales, así como las presiones de reservorio y de surgencia, no tenían antecedentes en el país. El pozo descubridor fue bautizado Virgilio de Brito en honor a un operario de perforación fallecido durante las operaciones realizadas para tratar de controlar el pozo, cuando surgía libre al campo. En 1953, Y.P.F. descubre el Yacimiento Madrejones de características similares. Ambos yacimientos fueron desarrollados conjuntamente entre los años 1955 y 1967, llegando a un pico de producción de más de 3600 m3/d en 1962 (1750 m 3 /d de Campo Durán y 1880 m 3 /d de Madrejones). Para mediados de la década del 70 se encontraban prácticamente agotados con producciones diarias (en conjunto) de menos de 200 m 3 /d. La

PRODUCCIÓN m3/d In: Schiuma, M., Hinterwimmer, G., Vergani, G., eds, 2002 Rocas reservorio de las cuencas productivas de la producción fue prácticamente interrumpida durante los 80, y en 1982 se comenzó a reinyectar en Campo Durán gas proveniente de otros yacimientos (con la idea tanto de almacenar excedentes de producción de gas, como la de realizar un cycling de líquidos remanentes). A partir de 1993 se recomenzó con la explotación, la que alterna con reinyección. 4000 3500 3000 2500 C.D. ST-LP L.B.B Madrejones Campo Durán Tranquitas Lomitas Cerro Tartagal San Pedro Aguas Blancas 2000 1500 1000 500 0 1925 1935 1945 1955 1965 1975 1985 1995 Figura 3. Evolución de la producción diaria de petróleo y condensado de los yacimientos de la Cuenca de Tarija. El descubrimiento de estos dos magníficos yacimientos derivó en una extensiva campaña de exploración enfocada en la Fm Tupambi durante las décadas del 50 y del 60, la que no obtuvo mayores éxitos. Como resultado de la misma y la exploración realizada en años siguientes se descubre Tonono en 1966, (producción de la Fm, Tupambi), en 1974 se descubre Acambuco, con producción de la Fm Las Peñas y San Telmo y en 1985 se descubre Lomitas Bloque Bajo, con producción de la Fm Las Peñas. Estos descubrimientos, a los que deben añadirse los de Ñacatimbay-Campo Durán Sur (descubierto por C.G.C.) en 1995 y Campo Durán Las Peñas y San Telmo (descubierto por Tecpetrol), no sumaron grandes reservas (poco más de 1 MMm 3 de líquidos en total). De la misma manera las producciones diarias no se acercaron a los niveles alcanzados durante la década del 60 (o inclusive la del 30). Al presente, además de explorarse (sin demasiada intensidad) situaciones estructurales o estratigráficas favorables, se está tratando de optimizar la producción de los viejos yacimientos. LAS ROCAS RESERVORIOS Formación Tupambi La Fm Tupambi es la unidad más baja del registro carbónico en la porción argentina de la Cuenca de Tarija. Litológicamente corresponde a un paquete de hasta 500 m de areniscas blanquecinas, de aspecto sacaroide, separadas por intercalaciones pelíticas. Las fuertes variaciones laterales que caracterizan a las unidades carbónicas se ven reflejadas en el caso de esta unidad en importantes cambios de espesor y de facies en distancias relativamente cortas. Gran parte de las variaciones de espesor se deben a la naturaleza irregular de la superficie sobre la que se depositó la Fm Tupambi, la que corresponde a una superficie de discordancia

suavemente angular sobre el sustrato devónico, a la que se le sobrepone una red de paleovalles cortados profundamente (Starck et al. 1993b, Olivieri 1992) (Fig. 4). Además de estas irregularidades de espesor por la base, parecen sumarse otras en el techo de la unidad, producidas por el apilamiento de cuerpos arenosos de base erosiva (Fig. 5). De esta manera el contacto superior de la Fm Tupambi tampoco sería una superficie plana, ni una línea tiempo, sino que cuerpos arenosos de base erosiva (litoestratigráficamente pertenecientes a la Fm Tupambi) se acuñarían lateralmente contra los niveles de facies sellantes de la Fm Itacuami y de la base de la Fm Tarija. Obviamente, estas irregularidades del techo y de la base de la Fm Tupambi dificultan de sobremanera la correlación estratigráfica. 22º S B O L I V I A 64º W 63º W YACUIBA TARTAGAL 50 km A R G E N T I N A 23º S ORÁN BORDE EROSIVO DE LA FM TUPAMBI PALEOVALLES DETECTADOS EN LA SÍSMICA (Olivieri, 1992) ESPESORES DE LA FM TUPAMBI MAYORES A 250 m (DATO DE POZO O DE SUPERFICIE) ESPESORES DE LA FM TUPAMBI MENORES A 100 m (DATO DE POZO O DE SUPERFICIE) TRAZA CORTE ESTRATIGRÁFICO (FIG 5) YACIMIENTO DE GAS O DE PETRÓLEO Figura 4. Formación Tupambi: Distribución de yacimientos y de algunos rasgos generales. Yacimientos: A-B: Aguas Blancas-Bermejo; CD: Campo Durán; Ic: Icua; M: Madrejones; SP: San Pedro; To: Tonono; TW: Tartagal Oeste La Fm Tupambi representaría el registro de barras de desembocadura y cuerpos fluviales en una paleogeografía irregular, difícil de predecir con certeza. Las intercalaciones pelíticas se habrían depositado en cuerpos de agua que, de acuerdo al contenido micropaleontológico, serían de agua dulce. Si bien las variables condiciones de depositación resultan por lo general en fuertes cambios laterales, en algunas posiciones de la cuenca se llegaron a depositar paquetes de arenas con espesores de más de 100 m. Desde el punto de vista petrolero es la unidad que más hidrocarburos ha producido en la porción argentina de la Cuenca de Tarija, entrampados principalmente en culminaciones de los característicos anticlinales subandinos. Se conoce además un entrampamiento posiblemente estratigráfico en la región del Chaco Salteño (Yacimiento Tonono). A la fecha, unos 15 MMm 3 de líquidos y 42.000 MMm 3 de gas fueron extraídos de esta unidad, prácticamente de tres yacimientos (Campo Durán, Madrejones y San Pedro). Yacimiento Campo Durán: Es el yacimiento más importante de la Cuenca de Tarija. Como ya se mencionó fue descubierto en 1951 por el pozo CD-6. Desde entonces, y hasta 1967 fueron perforados en total 58 pozos, de los cuales 45 fueron productivos.

N S M-14 M-30 CD-48 CD-45 CD xp-1001 CD-56 Ta x-3 Ta-1 Ta x-2 Ve x-1 5 km 7,5 km 4,5 km 1 km 8,5 km 18 km 9 km 4,5 km 8 km 100 m sin escala horizontal Figura 5. Correlación estratigrafica (o mejor, intento de correlación estratigráfica) de la Fm Tupambi. Nótese los fuertes cambios laterales y la concentración de espesores de areniscas en la zona de Campo Durán. Ubicación en fig. 4. In: Schiuma, M., Hinterwimmer, G., Vergani, G., eds, 2002 Rocas reservorio de las cuencas productivas de la FORMACIÓN LOS MONOS FORMACIÓN TUPAMBI FORMACIÓN TARIJA

Se encuentra ubicado en una culminación anticlinal en el más externo de los ejes estructurales subandinos. Presenta un hundimiento sur marcado, mientras que hacia el norte una suave silla (combinada con variaciones faciales) lo separa del yacimiento Madrejones. Dos fallas longitudinales (Fallas C y CD, Fig 6) cortan al anticlinal (y al yacimiento), dividiéndolo en tres bloques. En el sur del yacimiento ambas fallas convergen. W E n.m. TERCIARIO SUBANDINO FM TRANQUITAS FM SAN TELMO FM LAS PEÑAS FM TARIJA FM TUPAMBI FM LOS MONOS FM HUAMAMPAMPA FM ICLA FM SANTA ROSA Falla C Falla CD Falla C Falla CD 5 km 5 km Figura 6: Corte estructural del Anticlinal Campo Durán. La Fm Tupambi fue bastante estudiada en Campo Durán y Madrejones, dividiéndosela en distintas secciones. Esta subdivisión fue cambiando con los años. De esta manera, durante la época del desarrollo de estos yacimientos se hablaba de dos grupos de arenas ( Grupo A y Grupo B ), separados por un grupo de esquistos. Esta subdivisión fue parcialmente modificada por Villa et al. (1984) y extendida al resto de la cuenca. El Grupo A pasó a denominarse Miembro Arenoso Inferior, el Grupo B, Miembro Arenoso Superior, y el grupo de esquistos constituyó el Miembro Pelítico Medio. Por último, Penna y Rodríguez (1993) propusieron una subdivisión en cuatro secuencias que es la que se seguirá aquí (Fig. 7). De esta manera el Miembro Arenoso Inferior corresponde aproximadamente a las secuencias Amarilla y Rosa. La Secuencia Amarilla puede alcanzar espesores de hasta 200 m y está constituida por areniscas sucias, grises, finas a medias, que se intercalan con pelitas. Es muy característica la presencia de mica, reciclada del sustrato devónico, sobre el que se asienta en una marcada discordancia con fuertes paleorrelieves. La Secuencia Rosa se caracteriza en la mitad norte del yacimiento por albergar una sección arenosa de unos 50 m de espesor y notable continuidad lateral. Estas arenas se muestran más limpias que las de la secuencia infrayacente. La Secuencia Marrón engloba aproximadamente el Miembro Pelítico Medio, caracterizándose por el predominio de facies finas. Las intercalaciones arenosas que presenta esta secuencia adquieren importancia hacia la parte norte del yacimiento, como así también en Icua y sur de Madrejones.

SEC. AMARILLA SEC. ROSA F M T U P A M B I SEC. MARRÓN SEC. VIOLETA In: Schiuma, M., Hinterwimmer, G., Vergani, G., eds, 2002 Rocas reservorio de las cuencas productivas de la Por último la Secuencia Violeta, aproximadamente equivalente al Miembro Arenoso Superior, puede superar los 150 m de espesor, con un importante contenido de arenas. La granulometría de las mismas y la presencia CD xp - 1001 CD - 22 FM TARIJA FM LOS MONOS Figura 7. Subdivisión de la Fm Tupambi de acuerdo a Penna y Rodríguez (1993)

de estratificación entrecruzada observable en coronas sugieren condiciones ambientales de mayor energía que en las secuencias más bajas. Estas arenas se intercalan con otras más sucias (vaques), con peores condiciones petrofísicas. Las secuencias definidas presentan fuertes variaciones laterales, y las relaciones estratigráficas entre ellas son por lo general erosivas. Quizás el caso más significativo de estas variaciones se note en la Secuencia Violeta, la misma se apoya discordantemente sobre la Secuencia Marrón y la Rosa, mediando un importante paleorrelieve. La distribución de espesores para la Secuencia Violeta sugiere un paleovalle orientado oblícuamente a la estructura, rellenado por un importante espesor de arenas reservorio. A pesar de la combinación de las complicaciones estructurales (tres bloques separados por fallas) y las estratigráficas (diferentes secciones de arenas reservorios), el yacimiento fue explotado como si fuera una sola unidad hidrodinámica. Sin embargo, la distinta altura de los contactos de fluídos constatados en las diferentes arenas y entre los distintos bloques demuestra la falta de conexión franca entre ellos. A pesar de esto, en los pozos que atravesaron más de un reservorio, estos últimos fueron puestos en producción en conjunto. Para la evaluación de reservorios en este yacimiento se cuenta con perfiles eléctricos y una importante cantidad de coronas. Muy pocos pozos cuentan con perfiles de porosidad, y el criterio de selección de las capas a explotar se basaba principalmente en las curvas de potencial espontáneo, las de resistividad y en el control geológico. El cálculo de la saturación de agua a partir de las curvas resistivas (16, 64, resistividad, normal corta, lateral media, lateral larga, etc.) no presentaba mayores complicaciones. En los casos de pozos que alcanzaron el contacto agua-hidrocarburo dentro de alguna las arenas, éste es fácilmente apreciable en las curvas de resistividad. En cuanto a las propiedades petrofísicas de estas rocas reservorio, se cuenta con varios datos de coronas, que indican porosidades promedio de 11,4 % para la Secuencia Violeta y de 14 % para la Secuencia Rosa, con permeabilidades promedio de 44 md para la Secuencia Violeta y 17,4 md para la Secuencia Rosa. Estos valores, referidos a los reservorios más importantes del yacimiento, corresponden al promedio de varias muestras con valores con una amplia dispersión alrededor de estos promedios, hecho que no sorprende dado la variabilidad lateral mostrada entre distintos pozos. Estos valores petrofísicos, si bien no son muy altos, combinados con importantes espesores netos y con las características de los fluídos explotados (principalmente gas y condensado) permitieron que los pozos de Campo Durán produjeran con excelentes caudales (más de 500.000 m 3 /d de gas y más de 300 m 3 /d de petróleo y condensado). La porosidad es principalmente primaria, si bien en algunos testigos se observa la presencia de fracturas. Puede ser que en algunos pozos esta fracturación haya mejorado las permeabilidades de las areniscas. Por otro lado, el comprobado carácter sellante de algunas fallas (el caso de la Falla CD), demuestra que los planos de ruptura, en estas litologías, no garantizan conectividad. Esto se debería a efectos de milonitización o fenómenos similares (creación de deformation bands ). Esta situación podría derivar en la existencia de bloques aislados o semiaislados con un deficiente drenaje de las reservas. En cuanto a los fluídos de reservorio, el Yacimiento Campo Durán es, en términos generales, un yacimiento de gas y condensado con un halo de petróleo volátil. Analizado con un poco más de detalle, se puede concluir que se trata de más de un yacimiento, con contactos agua-petróleo y petróleo-gas independientes. Las columnas mineralizadas de algunos de estos yacimientos superan los 300 m de gas, valores importantes, sobre todo si se tiene en cuenta que en el cierre de la trampa hay contribución de fallas. Probablemente las acumulaciones estén en equilibrio con la capacidad sellante de las fallas, habiendo alcanzado la columna máxima que puede soportar el sello (en este caso las fallas). Esto parece más notable en el caso del bloque más bajo (al este de la Falla CD), ya que el mismo presenta un columna relativa de petróleo más importante (y en una posición más baja) que la de los bloques superiores, lo que podría deberse a una perdida del sello ( seal failure ) una vez alcanzada la columna máxima de gas, permitiendo el escape de gas hacia los bloques más altos, y enriqueciéndose en los líquidos. Se trataría, entonces, de trampas de tipo 2 ó 3 sensu Sales (1997), en las que el cierre estructural de la trampa excede el valor de la columna de gas que el sello es capaz de soportar. La presión original del yacimiento era de unos 380 kg/cm 2, medida a un plano de referencia de 3000 m, indicando presiones normales (la profundidad media del reservorio es de unos 3500 m.b.n.t.). La temperatura original era de 116º C. En estas condiciones el casquete de gas estaba en equilibrio con el halo de petróleo volátil. El mecanismo de drenaje del yacimiento fue de expansión en el casquete de gas al que se suma la disolución y expansión del gas disuelto en el halo petrolífero. La relación gas/petróleo original era de unos

SEC. AMARILLA SEC. ROSA SEC. MARRÓN F M T U P A M B I SEC. VIOLETA In: Schiuma, M., Hinterwimmer, G., Vergani, G., eds, 2002 Rocas reservorio de las cuencas productivas de la 3000 m 3 /m 3 dentro del casquete. La densidad de los líquidos recuperados oscila entre 55º API (para los condensados) y 45.4º API (para el petróleo volátil). La mayoría de los pozos fueron terminados con caños filtros, los que a veces superaban longitudes de 200 m. Algunos pozos, debido a problemas operativos (generalmente pescas), fueron dejados a pozo abierto. Hacia el fin del desarrollo se optó por los punzados como sistema de terminación, punzándose selectivamente (de abajo hacia arriba) los distintos reservorios para poder constatar distintos fluidos. Aún así cada carrera de punzados implicaba importantes intervalos de punzado (varias decenas de metros). En cualquiera de los dos tipo de terminaciones la presencia de agua, ya sea en los ensayos o durante la historia de producción, era aislada por medio de la realización de tapones de fondo. El Yacimiento Campo Durán lleva acumulados casi 8 MMm 3 de líquidos (petróleo y condensado) y 27.800 MMm 3 de gas. Yacimiento Madrejones: Está ubicado a unos 10 km al norte de Campo Durán, con el que comparte muchas características. La trampa nuevamente corresponde a un anticlinal, aunque en este caso está limitado en ambos flancos por fallas inversas (hacia el este un corrimiento, y hacia el oeste un bajocorrimiento). El yacimiento se desarrolla en este bloque intermedio, el que presenta un suave relieve estructural y que hunde suavemente hacia el sur hacia la silla que lo separa de Campo Durán. Hacia el norte el yacimiento tiene una pequeña continuación en Bolivia para luego hundir marcadamente en esa dirección. La profundidad media de este yacimiento, descubierto por el pozo M-2 en 1953, es de 3700 m.b.n.t. y fueron perforados 38 pozos para desarrollarlo. S C A M P O D U R Á N (hundimiento norte) I C U A N MADREJONES (hundimiento sur) FM TARIJA FM LOS MONOS sin escala Figura 8. Variaciones laterales esquemáticas de la Fm Tupambi entre el sur de Madrejones y el norte de Campo Durán. La Formación Tupambi sufre importantes variaciones entre Campo Durán y Madrejones. La Secuencia Violeta, que aporta los mejores reservorios en la parte central de Campo Durán no se encuentra desarrollada en Madrejones, donde el grueso de la producción proviene de las secuencias Rosa y Amarilla. La Secuencia Marrón presenta un notable desarrollo de arenas en el extremo sur del yacimiento. Las variaciones laterales existentes entre Campo Durán y Madrejones están esquematizadas en la figura 8. Como resultado de la pérdida de arenas, y del menor relieve estructural (siempre respecto a Campo Durán), el Yacimiento Madrejones alberga una columna máxima de hidrocarburos de unos 200 m. Esta columna está constituida por gas húmedo (similar al de Campo Durán), y sólo habría una fase de petróleo volátil en las arenas de la Secuencia Marrón en el sur del Yacimiento.

Para la terminación de los pozos se siguieron las mismas prácticas que en Campo Durán (fueron desarrollados contemporáneamente) y las producciones por pozo fueron del mismo orden. Las acumuladas de este yacimiento son de 4,2 MMm 3 petróleo y condensado y 13.800 MMm 3 de gas. Yacimiento San Pedro: Se encuentra ubicado en una culminación anticlinal en la Sierra de San Antonio. Fue descubierto por la Standard Oil de Nueva Jersey en 1928, y desarrollado mayormente durante la década del 30. En el momento de mayor explotación (1934) llegó a aportar un 10 % de la producción nacional. La importancia que tuvo también se ve reflejada en el hecho que fue uno de los primeros yacimientos argentinos que ameritó que un estudio fuera publicado en el Bulletin de la American Association of Petroleum Geologists (Reed 1946). Aún más, el caso de San Pedro, tomado del artículo del Bulletin fue incluido en un libro de Geología del Petróleo (Landes, 1951) como ejemplo de trampa estructural. El paper de Reed (1946) resume los aspectos más importantes del yacimiento y, como no se ha obtenido mucha más información desde entonces, del mismo se mencionarán los siguientes datos. Fue desarrollado por medio de la perforación de 49 pozos, de los cuales muy pocos fueron perfilados. El grueso de la producción (más del 95 % de los 2,7 MMm 3 que acumuló el yacimiento) provino de la zona C, correspondiente al techo de la Fm Tupambi. El resto se obtuvo de niveles arenosos del tercio basal de la Fm Tarija ( zonas A y B ). La Fm Tupambi presenta en este anticlinal unos 300 m de espesor y está constituida por areniscas separadas por particiones pelíticas. Sin embargo gran parte del espesor de las areniscas corresponden a facies muy sucias, duras y limolíticas. Los espesores de facies porosas correspondientes a areniscas finas a gruesas es relativamente menos importante. La zona C abarca los 60 m superiores de la Fm Tupambi (Fig. 9) donde se reconoce una sección superior de 40 m de espesor (con 20 m de areniscas) y una sección inferior de 20 m (con 9 m de areniscas). De los mencionados espesores de areniscas la mitad puede ser clasificada como net pay. A partir de mediciones en coronas se estimaba una porosidad promedio de 12 % para estos net pays. No hay mediciones de permeabilidad, aunque los altos caudales iniciales de petróleo obtenidos por algunos pozos (más de 150 m 3 /d) sugieren condiciones locales de alta permeabilidad. Este mejoramiento local de las propiedades petrofísicas quizás pueda artribuirse a la presencia de fracturas, hecho también esperable dado lo apretado de la estructura. El petróleo obtenido de la Fm Tupambi (a unos 900 m de profundidad) era de 44º API. La presión original calculada a 270 m.s.n.m. (techo del reservorio) era de unos 52 kg/cm2. El mecanismo de drenaje parece haber combinado la expansión del gas disuelto y un empuje bastante importante del acuífero. Formación Tarija Corresponde a un espeso paquete (de hasta más de 500 m) de rocas diamictíticas oscuras de origen glacial. Esta composición litológica le confiere un carácter de sello eficiente (Starck y Koslowski 1998). Sin embargo, entre las facies diamictiticas se intercalan niveles (generalmente lenticulares) de facies de areniscas, probablemente glacifluviales. Estos lentes de areniscas han sido productivos en Aguas Blancas, San Pedro (las ya mencionadas zonas A y B ), Tranquitas, Vespucio y Lomitas. En general las producciones acumuladas de estos reservorios no han sido muy importantes y sólo se describirá brevemente el Yacimiento Tranquitas. Yacimiento Tranquitas: Este yacimiento, descubierto en 1930, se encuentra ubicado en el hundimiento sur del Anticlinal de Aguaragüe, abarcando unos 10 km de longitud por un ancho promedio menor al kilómetro. En este sector, el

Figura 9. Perfil eléctrico del pozo SP-8A, con la ubicación de los niveles explotados en el yacimiento San Pedro ( A Zone y B Zone en la Fm Tarija y C Zone en la Fm Tupambi). Tomado de Reed (1946)

22º S B O L I V I A 64º W 63º W YACUIBA TARTAGAL 50 km A R G E N T I N A 23º S BORDE EROSIVO DE LA FM LAS PEÑAS BORDE EROSIVO DE LA FM SAN TELMO ORÁN BORDE EROSIVO DE LA FM TARIJA YACIMIENTO DE GAS O DE PETRÓLEO Figura 10. Mapa de ubicación de los yacimientos alojados en las formaciones Tarija, Las Peñas y San Telmo. Yacimientos: A-B: Aguas Blancas-Bermejo (Fm Tarija); Ac: Acambuco-Macueta Sur (fms Las Peñas y San Telmo); CD: Campo Durán (fms Las Peñas y San Telmo); CDS-Ñ: Campo Durán Sur- Ñacatimbay (Fm Las Peñas); CT-AY: Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda (Fm Las Peñas); Lbb: Lomitas bloque bajo (Fm Las Peñas); SP: San Pedro (Fm Tarija); T-L: Tranquitas-Lomitas (fms Tarija y Las Peñas) Anticlinal de Aguaragüe presenta un anticlinal secundario, apretado, ubicado al este del eje principal. En este anticlinal secundario ( Eje Oriental ) fueron explotados niveles arenosos lenticulares dentro de la Serie Abigarrada de la base de la secuencia terciaria (Constantini et al. este simposio). En el anticlinal principal ( Eje Occidental ) los principales niveles productivos se encontraban dentro de la Fm Tarija. En ambos ejes la estructura controla el cierre en sentido E-O, mientras que el cierre buzamiento arriba a lo largo de los ejes esta dado por el acuñamiento en esa dirección de los distintos niveles de reservorios. En todo el yacimiento fueron perforados unos 180 pozos, que acumularon unos 1,3 MMm 3 de petróleo. De estos, unos 800.000 m 3 se obtuvieron en la Fm Tarija por medio de unos 120 pozos. Los lentes productivos de la Formación Tarija tienen unos 5 m de espesor promedio y arealmente no parecen ser muy importantes. Es así que cada lente estaría atravesado por pocos pozos (5 o menos, téngase en cuenta que el distanciamiento entre pozos es del orden de los 200 m). En la parte central del yacimiento se presenta una intercalación de arenisca con importantes espesores (más de 100 m), que se acuña rápidamente tanto hacia el norte como hacia el sur (Figs 11 y 12). Debido a esta geometría fue interpretada como el relleno de un paleocanal orientado E-O y de unos pocas centenas de metros de ancho (Zunino 1944). Este cuerpo de arena, con porosidades del 20 % y permeabilidades del orden de los 100 md, tuvo una acumulada de 233 Mm 3 de petróleo, principalmente a partir de 4 pozos. El Yacimiento Tranquitas fue abandonado en 1962. En la actualidad (2002) se ha comenzado con la reactivación del mismo. Formación Las Peñas Al igual que la Fm Tupambi se trata de una unidad de espesores altamente variables y gran contenido de arenas. De la misma manera que aquella formación, se depositó sobre una paleogeografía con fuertes paleorrelieves (paleovalles) cortados en la infrayacente Formación Tarija. Se supone que también fue originada en ambientes fluviales y deltaicos, confinados principalmente a los paleovalles. Debido a sus

FORMACIÓN TARIJA FORMACIÓN TRANQUITAS SERIE SERIE ABIGARRADA CALCÁREA In: Schiuma, M., Hinterwimmer, G., Vergani, G., eds, 2002 Rocas reservorio de las cuencas productivas de la TRAZA DEL CORTE ESTRUCTURAL FIGURA 12 250 m Figura 11. Mapa isopáquico y estructural (valores en metros) del reservorio más importante del Yacimiento Tranquitas S T-127 T-138 T-126 T-125 T-146 TR a-208 220 m 180 m 200 m 270 m 750 m N o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o Conglomerado Galarza o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o 100 m sin escala horizontal Figura 12: Corte estructural longitudinal del sector central del eje occidental del Yacimiento Tranquitas. Ubicación en la figura 11

características litológicas, la Fm Las Peñas se convierte en una importante roca reservorio potencial. Desafortunadamente, la poca cantidad de situaciones de entrampamiento configuradas para niveles estratigráficos de esta unidad han conducido al hallazgo de pocos (y pequeños) yacimientos. De esta manera la Fm Las Peñas es productiva en los yacimientos Cerro Tartagal-Alto de Yariguarenda, Acambuco-Macueta Sur, Lomitas Bloque Bajo, Ñacatimbay-Campo Durán Sur y Campo Durán Las Peñas. Los tres primeros productores de petróleo, mientras que los dos últimos lo son de gas y condensado. Las producciones acumuladas a la fecha son del orden de los 800 Mm 3 de líquidos y 2.000 MMm 3 de gas. Yacimiento Lomitas Bloque Bajo: Se encuentra ubicado en la estructura de la Sierra de Aguaragüe, localizándose en el flanco este de la misma. En esta posición las capas subverticales de la Fm Las Peñas (y las unidades infra y suprayacentes, figura13) son sobrecorridas por la lámina superior del corrimiento de la Sierra de Aguaragüe. El mencionado corrimiento presenta (en la posición del yacimiento) una baja inclinación, y representa el tope del W TERCIARIO SUBANDINO FM TRANQUITAS FM LAS PEÑAS FM TARIJA E n.m. FM TUPAMBI FM LOS MONOS YACIMIENTO LOMITAS BLOQUE BAJO 2 km Figura 13: Corte estructural de Anticlinal Aguaragüe mostrando la ubicación del Yacimiento Lomitas Bloque Bajo yacimiento. Indudablemente la superficie o zona de falla relacionada al corrimiento obra como un sello eficiente, por lo menos para la magnitud de las columnas de fluido entrampadas por debajo de él (unos 250 m de petróleo sin gas cap original). El yacimiento comprende entonces un prisma limitado por la base y el techo de la Fm Las Peñas (al oeste y este respectivamente) y por encima por el corrimiento. El cierre norte,y probablente el sur, está controlado por el desmejoramiento de la calidad del reservorio. El ancho del yacimiento, de hasta 300 m, corresponde entonces al espesor de la Fm Las Peñas, la que en términos generales está compuesta por tres ciclos. El inferior y el superior son dominantemente arenosos (hasta conglomerádicos) y el ciclo medio es pelítico-arenoso, con intercalaciones lenticulares de areniscas. Las arenas del ciclo inferior se encuentran confinadas en las partes más deprimidas de los paleovalles, mientras que las del ciclo superior tienen mayor continuidad lateral y tabularidad. Del total del espesor de la formación se estima que un 30 % corresponde a net pay, con porosidades de hasta el 20% de acuerdo a datos de perfiles.

Figura 14: Fotografía de un corte delgado de la Fm Las Peñas del Yacimiento Lomitas Bloque Bajo (aproximadamente 25x). Arenisca predominantemente cuarzosa. La porosidad (del 13 % en la muestra), destacada en resina azul, es principalmente interclástica, producida por la disolución de material intersticial. El yacimiento fue puesto en producción en 1985, y se han perforado en total 15 pozos. En un principio los pozo eran verticales, pero luego se adoptaron diseños de alto ángulo y hasta horizontales para minimizar el riesgo de no impactar la formación productiva. Los pozos son entubados y punzados en los niveles de interés. Se han presentado problemas de producción de arena en algunos pozos. La posición subvertical de las capas del yacimiento plantea además algunos problemas en cuanto al movimiento de los fluídos dentro del mismo. Por ejemplo el tensor que representa la variación de la permeabilidad (permeabilidad paralela a la estratificación vs. permeabilidad perpendicular a la capa) esta rotado espacialmente unos 90º respecto a los yacimientos clásicos. Es así que habría que esperar un buen drenaje vertical y a lo largo del rumbo del yacimiento (N-S), mientras que el drenaje en sentido E-O (perpendicular a las capa) sería menos importante. Este yacimiento lleva acumulados 480 Mm 3 de petróleo. Yacimiento Campo Durán (Las Peñas): Este yacimiento de gas y condensado se encuentra ubicado en la mitad norte del anticlinal homónimo, por encima del yacimiento desarrollado en la Fm Tupambi.(véase Fig. 6) Algunos de los pozos perforados cuando se desarrollaba el yacimiento de esta última unidad atravesaron la acumulación alojada en la Fm Las Peñas, pero recién fue puesta en evidencia en 1996 al perforarse el pozo CD xp-1001. Inmediatamente fue puesta en producción por medio de la intervención y punzado de dos pozos (CD-15 y CD-45). En el 2001 fue perforado un tercer pozo (CD-1002). El yacimiento se ubica en una situación de plunge, y su cierre sur esta dado por el fuerte acuñamiento de las areniscas de la Fm Las Peñas en esa dirección (Fig. 15). Lo más notable de este acuñamiento es que parece estar controlado por un rasgo erosivo en el techo de la formación, situación no muy común, al menos en la parte argentina de la cuenca. El yacimiento se encuentra limitado entonces por este acuñamiento, la Falla C y el contacto agua-gas, siendo su superficie de poco más de 2 Km 2.

La Fm Las Peñas se presenta en la zona del yacimiento con espesores de hasta 100 m, de los cuales prácticamente la totalidad puede clasificarse como net pay (Fig 16). Las porosidades llegan a pasar el 20 % y si bien no hay mediciones de permeabilidad, las altas producciones iniciales obtenidas (600.000 m 3 /d) sugieren excelentes propiedades petrofísicas. A la fecha se han obtenido de este yacimiento unos 1200 MMm 3 de gas y unos 160 Mm 3 de condensado. SSW CD-45 CD-41 (proyectado buzamiento arriba) CD-1002 FORMACIÓN TRANQUITAS CD-53b NNE Conglomerado Galarza o o o o o o o o o o o o o o FORMACIÓN SAN TELMO SUPERIOR o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o FORMACIÓN SAN TELMO INFERIOR -2000 FORMACIÓN LAS PEÑAS CAMPO DURÁN NORTE CD-42 CD-48 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA FM LAS PEÑAS CD-46 CD-34 CD-33 CD-51 Falla C FORMACIÓN TARIJA CD-39 CD-28 CD-29 CD-53b CD-31-2300 CD-25-2200 - 2100 CD-22 CD-38 CD-24 CD-1002 CD-41-2100 0 1 km CD-26 BORDE EROSIVO? CD-20 CD-19 CD-17b CD-15 CD-1001-2000 CD-45 Falla C CD-60 CD-61 CD-12 1 km Figura 15. Corte estructural en el norte del anticlinal de Campo Durán mostrando los yacimientos alojados en las formaciones Las Peñas y San Telmo Formación San Telmo En términos generales se trata de una unidad compuesta mayormente por facies impermeables (diamictitas y pelitas de origen glacial y lacustre), presentando entonces buenas cualidades como sello. Sin embargo algunas intercalaciones arenosas (depositadas en ambientes fluviales y de barras de desembocadura) han brindado producciones de petróleo y gas. Es interesante destacar que las arenas de mejores espesores y condiciones petrofisicas de esta formación, pertenecientes al Mb Chimeo, han resultado siempre acuíferas (en términos petrofísicos quizás son los mejores reservorios de la cuenca). La producción en los dos yacimiento conocidos para esta unidad proviene de delgadas intercalaciones en la mitad basal de la unidad (Figs. 15 y 16). En el Yacimiento Acambuco-Macueta Sur estas intercalaciones, con un cierre anticlinal en todo sentido, producen petróleo. En Campo Durán, niveles estratigráficamente equivalentes producen gas en el hundimiento norte del anticlinal. Los espesores de estos niveles son bajos (del orden de los 5 m) pero presentan muy buenas condiciones petrofísicas. Porosidades de más del 20 % han sido calculadas de los perfiles. Las permeabilidades se suponen altas teniendo en cuenta los caudales de gas aportados en algunos pozos (más de 200.000 m 3 /d). Al igual que en el caso de la Fm Las Peñas, el cierre sur es estratigráfico, dado por el acuñamiento de estos delgados niveles de areniscas (Figura 15).

GR 0 GAPI 200 DEPTH M M2R2 0.2 OHMM 2000 DT 140 US/F 40 SP -80 IN 20 M2R6 0.2 OHMM 2000 ZDEN 2 G/C3 3 M2RX 0.2 OHMM 2000 2300 SAN TELMO INFERIOR 2400 2500 LAS PEÑAS G A 2600 FALLA 2700 Figura 16. Perfil eléctrico del pozo CD-1002. Donde se aprecian los reservorios gasíferos de la Fm Las Peñas y de la Fm San Telmo Inferior AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a Tecpetrol S.A. la autorización para publicar el presente trabajo y el apoyo brindado. R. Taboada, M. González, G. Hinterwimmer, A. Disalvo y G. Vergani aportaron importantes sugerencias durante la elaboración del mismo. Se agradece además a las autoridades del Congreso y específicamente a las de este Simposio la invitación a participar en el mismo.

TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO Constantini L., A. Rodriguez, C. Fontana, R. Hernandez y M. Rodriguez Schelotto, 2002. Miembros Conglomerado de Galarza y Serie Abigarrada, equivalentes temporales del Grupo Salta. Rocas reservorio del noroeste argentino. Ambito de la Cuenca de Tarija.. Este simposio. Disalvo A. y Villar H. J., 1999. Los sistemas petrolíferos del área oriental de la cuenca Paleozoica Noroeste, Argentina. IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos. Acta I: 83-100. Mar del Plata. Landes, K., 1951. Petroleum Geology. 660 pp. John Wiley & Sons, Inc. Olivieri, G., 1992. Informe preliminar del Área Michicola-Salta. Y.P.F., Informe inédito. Penna, E. y A. Rodríguez, 1993. Formación Tupambi- Estudio Geológico Minero. Tecpetrol (U.T.E. Aguaragüe), Informe inédito. Reed L. C., 1946. San Pedro Oil Field, Province of Salta, Northern Argentina. American Association of Petroleum Geologists, Bulletin V 30 (4): 591-605. Sales J. K., 1997. Seal strength vs. trap closure- a fundamental control on the distribution of oil and gas, in Surdam,ed., Seals, traps, and the petroleum system: AAPG Memoir 67: 57-83 Schulz, A., M. Santiago, R, Hernández, C Galli, L. Álvarez y C. Del Papa, 1999. Modelo estratigráfico del Carbónico en el sector sur de la Cuenca de Tarija. IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos. Actas II: 695-711. Mar del Plata. Starck, D., E. Gallardo y E. Schulz, 1993a. Neopaleozoic stratigraphy of the Sierras Subandinas and Cordillera Oriental, Argentina. With comments on southern borders of the Tarija Basin. XII International Congress on Carboniferous and Permian, Buenos Aires, Vol 2: 353-372. Starck, D., E. Gallardo y E. Schulz, 1993b. The pre-carboniferous unconformity in the Argentine portion of the Tarija Basin. XII International Congress on Carboniferous and Permian, Buenos Aires, Vol 2: 373-384. Starck, D., 1995. Silurian-Jurassic stratigraphy and basin evolution of Northwestern Argentina. En: Petroleum basins of South America. A.A.P.G. Memoir 62: 251-267. Starck D. y E. Koslowski, 1998. The Chaco-Tarija Basin: Are the Petroleum Systems of NW Argentina Different from Bolivian Ones?. 1998 A.A.P.G. Conference, Abstracts: p. 298. Starck, D., 1999. Los sistemas petroleros de la cuenca de Tarija. IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos. Actas I: 63-82. Mar del Plata. Villa, R., E. Jiménez y R. Germano, 1984. Consideraciones estratigráficas y petroleras de la Formación Tupambi en el subsuelo del Norte Argentino. Provincia de Salta. IX Congreso Geológico Argentino, Actas 7: 106-116. Zunino, J.J., 1944. Estructura de la Sierra de Aguaragüe desde el Paralelo 22 hasta la la Estación Cornejo. Y.P.F, Informe inédito.