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LOS SISTEMAS PETROLEROS DEVNICOS DEL SUBANDINO SUR Y PIE DE MONTE DE LA CUENCA DE TARIJA. BOLIVIA

Carlos E. Cruz1, Jaime Oller Veramendi2, Matas Di Benedetto3, Martn Pereira4 y Hctor J. Villar5

1 Pluspetrol S.A., Buenos Aires, Argentina, [email protected] 2 Petrobras Bolivia, Santa Cruz de la Sierra, Bolivia, [email protected] 3 Repsol YPF, Buenos Aires, Argentina, [email protected] Pluspetrol S.A., Buenos Aires, Argentina, [email protected] GeoLab Sur S.A., Buenos Aires, Argentina, [email protected]

Abstract. The Devonian petroleum systems of the South Subandean and Foothill of the TarijaBasin. Bolivia.

The charge system of the Tarija Basin involves Devonian sources that have poor tomoderate occasionally good- quality for hydrocarbon generation. Thermal maturity of thesource intervals show wide thermal maturity variations from the initial stages of the oilwindow to very advanced phases of gas generation, depending on the stratigraphic positionand geologic setting. Effective expulsion of hydrocarbons is believed to have begun atrelatively high levels of thermal maturity (VRE>0.9-1.0%), with prevalence of gassyhydrocarbons. Modeling of hydrocarbon generation of the Devonian source rocksdemonstrates that the main episodes of expulsion and charge occurred coupled to theAndean tectonics. A generally low thermal heat flow linked to the Tertiary foreland depositsconstrained the maturation process. Main generation areas are related to the synclines in theSouth Subandean Thrust Belt and two main depocenters in the Santa Cruz and Pilcomayoareas. Preferred migration pathways are interpreted to be the main thrusts and faults. GAEestimations points to low efficiency petroleum systems. The main trapping mechanism isstructural, both in the South Subandean and in the Foothills.

The predominance of condensate accumulations precludes assessing definite oil-source correlation patterns. Nevertheless, genetic relations were proved for the Eifeliansources. Isotope data, arranged by reservoir and geographic location, is consistent withsignificant variations in thermal maturity, allowing for distinct kitchens of a same source rockand/or co-sourcing.

Three petroleum zones are recognized in the Tarija Basin: Santa Cruz, Pilcomayo(extending up to northern Argentina) and the South Subandean Thrust Belt. In addition to theclassical Los Monos-Huamampampa (!), a second petroleum system is proposed with thename Seccin Lochkoviano-Carbnico(.). 2P EUR reserves were allocated to theseDevonian systems; yet to find resources were estimated in the range 17.5-56.0 x 1012 cfg.Contributions of a Silurian petroleum system have a hypothetical significance for deep gasin the Subandean Thrust Belt.

INTRODUCCIN

La regin del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija, en Bolivia, es una provinciagasfera que abarca un rea cercana a los 100,000 km2. Sus reservas recuperables finales probadasms probables (EUR P1 + P2) de petrleo y gas al ao 2005, segn Yacimientos Petrolferos FiscalesBolivianos, ascienden a 956 x 106 bo y 52 x 1012 cfg (CBH, 2008). El sector analizado comprende, desdeel punto de vista geolgico, la Faja Corrida Externa y el Pie de Monte ubicado entre el Codo de SantaCruz al Norte y la regin del lmite poltico Bolivia Argentina hacia el Sur (Figura 1). Se excluye de esteanlisis la zona de la cuenca denominada Boomerang, situada al Norte del Codo de Santa Cruz.

Este trabajo pretende caracterizar el hbitat de hidrocarburos del rea y su entrampamiento,diferenciando regiones con patrones determinados de generacin y tipo de hidrocarburos. Sobre estabase, se definen zonas donde las evidencias apuntan a un sistema petrolero nico o, alternativamente,sugieren la interaccin de sistemas petroleros mltiples. Algunas de las conclusiones y parte de las

Cuenca de Tarija 159

Instituto Argentino del Petrleo y del Gas

Sistemas Petroleros de las Cuencas AndinasCarlos E. Cruz - Jorge F. Rodrguez - Jorge J. Hechem - Hctor J. Villar, eds.

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Figura 1. Mapa de ubicacin y columna estratigrfica generalizada correspondiente a la Cuenca deTarija, entre el codo de Santa Cruz y el norte de Argentina. Los nombres de las edades designaninformalmente los ciclos sedimentarios del Devnico (Albario et al., 2002). Los nombres forma-cionales usados en Bolivia se indican a la derecha de la columna (modificado de Cruz et al., 2002).





hiptesis que aqu se discuten fueron presentadas en AAPG Denver 2001 (Cruz et al., 2001), HedbergMendoza 2001 (Cruz y Villar, 2001) y V Congreso de Exploracin y Desarrollo de Hidrocarburos Mardel Plata 2002 (Cruz et al., 2002).

Los sistemas petroleros que se proponen estn basados en el anlisis de la informacingeoqumica aportada por algo ms de 1000 muestras de rocas (contenido orgnico total COT,pirlisis Rock-Eval, microscopa del quergeno y extractos orgnicos) de diversos pozos y aflora-mientos del rea de estudio, muestras de hidrocarburos lquidos obtenidas de diversos yacimientos,manaderos superficiales y descubrimientos recientes como Ro Grande, La Pea, Tita, Ro Seco,Tacobo, Tajibos, Monteagudo, Arroyo Taput (Sierra de Charagua), Ro Pilcomayo y Madrejones ymuestras de gas correspondientes a los yacimientos Ro Grande, La Pea. Tundy, Ro Seco(Escarpment e Iquiri), Tacobo, Tajibos, Monteagudo, San Roque, Vuelta Grande, Camiri, Tatarenda(Iquiri y Huamampampa), Huayco, San Alberto, Sbalo, Ramos (Santa Rosa y Huamampampa), SanPedrito (Huamampampa y Santa Rosa), Ita, Macueta y Madrejones (Figura 2).

ESTRATIGRAFA

La Cuenca de Tarija presenta espesores mayores a los 10,000 m de rocas sedimentarias, cuyasedades comprenden del Silrico al Reciente (Figura 1). Se pueden reconocer varios ciclos sedimen-tarios con jerarqua de conjunto de supersecuencias, que tienen diferentes mecanismos de sub-sidencia e historias depositacionales. Estos ciclos se superponen en discordancia a rocas de edadCambro-Ordovcico consideradas hasta el momento basamento econmico.

Ciclo Siluro-Devnico

Est compuesto por ms de 3000 m de sedimentos clsticos de origen marino, donde alternanfacies arenosas y arcillosas. La geologa de campo, el anlisis paleontolgico y la interpretacin deinformacin ssmica y de pozos, han permitido que una marcada ciclicidad y la continuidad lateral deciertos lmites litolgicos, sean tomadas como base para la divisin de este ciclo en secuencias yconjuntos de secuencias (Starck, 1995; Albario et al., 2002). Las facies arcillosas, dominantementede colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo hasta elmomento comprobadas solamente las que se asignan a la Fm. Los Monos (Disalvo y Villar, 1999, Cruzet al., 2002). Adicionalmente a su capacidad generadora estas facies finas constituyen sellos regiona-les. Las facies de areniscas cuarcticas de las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiriconstituyen los reservorios que alojan las mayores reservas de gas de esta cuenca.

Ciclo Carbnico-Prmico

Est separado del ciclo anterior por una marcada discordancia erosiva, destacndose en algunoslugares profundos valles excavados (incised valley). Su espesor excede los 1500 m y estn compues-tos principalmente por facies clsticas continentales con una importante influencia de eventos glacia-les que afectaron al Supercontinente de Gondwana durante el Carbnico (Eyles et al., 1995). Estossedimentos y sus paleoambientes deposicionales han sido tambin interpretados dentro de unmodelo estratigrfico secuencial (Schulz et al., 1999; Viera y Hernndez, 2001). Las facies glacialesy periglaciales estn compuestas por una alternancia de areniscas de canales y rellenos de valles(reservorios) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos). Este ciclo culmina con calizas de edad Permo-Trisica, asignable a la Fm. Vitiacua, depositada en condiciones climticas ms clidas y coninfluencia marina.


Ciclo Mesozoico

Durante el Jursico se depositaron cer-ca de 1.000 m de facies clsticas de origencontinental, principalmente de ambienteelico (Grupo Tacur). Estas rocas sonreservorio en numerosos campos comoMonteagudo, San Roque y Vuelta Grandeentre otros. Durante el Cretcico Superior seprodujeron eventos transgresivos que alcan-zaron el rea de Santa Cruz de la Sierradesde el nor-noroeste, que dejaron registrosde aproximadamente 300 m de sedimentosclsticos calcreos.

Ciclo Terciario

El levantamiento tectnico de la Cordi-llera de los Andes, durante el Terciario, ge-ner una antefosa con espesores de rocasclsticas continentales mayores a los 5.000m. Este relleno exhibe una secuencia tpica-mente grano y estratocreciente, caracters-tica de depsitos sinorognicos. La porcinbasal de este ciclo, denominada Fm. Yecua,se considera un sello regional y representauna ingresin marina ocurrida durante elMioceno.

GEOLOGA ESTRUCTURAL

La Cuenca de Tarija fue afectada por laOrogenia Andina durante el Terciario Supe-rior. Esa deformacin terciaria no afect laregin de la Llanura Chaquea, ubicada enel sector oriental de la cuenca. All se desta-ca el Alto de Izozog, una gran estructura en-terrada cuyo levantamiento ms importantefue a fines del Cretcico, asociado a un m-ximo trmico que se interpreta ha de-sempeado un rol preponderante en la ma-duracin de las rocas madre de esa partede la cuenca.

El Subandino Sur es una regin monta-osa con altitudes medias de 1.2 km y sec-tores que superan los 2 km. Se trata de unafaja fallada y plegada de lmina delgada,con despegue inferior ubicado en la seccinbasal del Silrico hacia el sur, cambiando



Figura 2. Mapa de ubicacin de yacimientos de petrleo y gas deBolivia y Noroeste de Argentina. Se indican las trazas de los cortesgeolgicos de la Figura 3.




hacia la latitud de Santa Cruz de la Sierra a niveles ordovcicos, indicando la existencia de despeguesen niveles estratigrficos ms viejos (Baby et al., 1995). El acortamiento es transmitido desde sudespegue basal, cortando en rampa y generando sistemas duplex de anticlinales de rampa (Belotti etal., 1995; Dunn et al., 1995; Starck, 1999) o pliegues de propagacin trasladados (Kozlowski et al.,2001) en las areniscas cuarcticas silricas y devnicas. Este sistema suele tener un despeguesuperior en la seccin basal de arcillas negras de la Fm. Los Monos que no transmite el acortamientohacia adelante sino que se deforma como una doble zona triangular con puntos ciegos ubicados enbase y techo de Los Monos (Giraudo et al., 1999). Esta deformacin caracterstica de Los Monos esdistintiva del estilo estructural del sistema Subandino Sur y origina el desacople estructural entre lasunidades siluro-devnicas, ubicadas por debajo, y las unidades ms jvenes principalmentecarbonferas a cenozoicas, ubicadas por encima del conjunto Los Monos-Iquiri. Como variante a estemodelo clsico, algunas estructuras perforadas en los ltimos aos muestran la existencia dedespegues intermedios en limoarcilitas interestratificadas con las cuarcitas devnicas de lasformaciones Icla y Huamampampa, deformndose estas a modo de retrocorrimientos, como porejemplo aquellas prospectadas por los pozos Ramos-1009 (en Argentina) y Rosario del Ingre-X1(Muzzio et al., en prensa). Por otro lado, tambin se ha encontrado a la Fm. Los Monos solamentefallada (Figura 3a) y no repetida por apilamiento antiformal (Zapata et al., 2001). Por encima del nivelde despegue localizado en la parte alta de Los Monos, las unidades estratigrficas se deforman enanticlinales de flancos con alto buzamiento, que llegan a exponer en su ncleo, frecuentementefallado, al Devnico Superior. Estos anticlinales angostos conforman trenes estructurales positivosregionales de varias decenas de kilmetros de extensin, rumbo meridiano y clara expresintopogrfica, que en nmero de seis a ocho constituyen el Cinturn Subandino.

El Pie de Monte representa la posicin externa y muestra una deformacin no tan intensa y unrelieve plano con suaves ondulaciones. Los trenes estructurales de esta regin, de tenue manifestacinsuperficial, se originan por corrimientos que despegan del Silrico y cortan en rampa secuencia arribahasta la base de la Fm. Los Monos, donde adquieren geometra de plano generando anticlinales derampa en el Devnico Inferior. En ese nivel de despegue se ha propuesto que, 1) el acortamiento seatransmitido hacia atrs dando lugar a un thrust wedge del activo y luego corta en rampa secuenciaarriba originando pliegues de flexin o de propagacin de falla (Giraudo et al., 1999) como en la zonade Villamontes-La Vertiente-upuco; o bien, 2) sea transmitido hacia delante por medio de la seccinbasal de Los Monos y en el siguiente tren estructural, pocas decenas de kilmetros al Este, corte enrampa secuencia arriba generando pliegues de propagacin de falla (Cruz et al., 2003) como en lazona de Ro Seco-Tacobo-El Dorado-Guanaco (Figura 3b). Toda la regin est caracterizada por elcorrimiento frontal emergente de la faja corrida, llamada Falla de Mandeyapecua entre los rosPilcomayo y Parapet, que con un rechazo superior a los 2.000 metros se extiende desde poco al Surde la latitud de la localidad de Villamontes hasta casi la desembocadura del Ro Grande en la zona delChaco.

ROCAS MADRE

El contenido orgnico en la mayora de las muestras analizadas pertenecientes a las potencialesrocas madre no supera el 1%, alcanzando algunas ocasionalmente el 2% (Figura 2 en Cruz et al.,2002). El quergeno es de tipo II/III a III (caracterizacin Rock-Eval de la Figura 3 en op. cit.), engeneral no estructurado y, debido a su carcter parcialmente refractario y bajo contenido orgnico,requiere niveles relativamente altos de stress trmico (RVE > 0.9-1.0%, reflectancia de vitrinitaequivalente) para comenzar la etapa de expulsin de hidrocarburos, en este caso predominantementegaseosos.



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En este trabajo, las posibles rocas madre reciben de manera informal el nombre de la edad a laque se ha asignado el correspondiente conjunto de secuencias o episodios (Albario et al., 2002).

Las secciones Givetiano y Eifeliano (formaciones Iquiri y Los Monos, Figura 1) presentan conmayor frecuencia valores de COT entre 0.5-1.5%, siendo el Givetiano la seccin con una buenaproporcin de muestras con quergeno que tiende a tipo II, lo que significa mayor propensin paraoriginar primariamente petrleo. No obstante ello, los niveles del Givetiano se encuentran encondiciones desfavorables como roca generadora debido a su baja madurez trmica general. Laseccin Emsiano (Los Monos-Huamampampa), tiene pobre contenido de materia orgnica en la zonade Santa Cruz, pero constituye una roca generadora gasfera en el noroeste argentino y sur de Bolivia(Disalvo y Villar, 1999). La seccin Lochkoviano (Devnico basal Icla-Santa Rosa Jumbate Boomerang Shale) registra el mayor contenido de materia orgnica en el rea de influencia de SantaCruz y en el Alto de Izozog, constituyendo probablemente una roca generadora activa en esa zona. Lapoca cantidad de muestras de esta seccin es consecuencia del limitado nmero de pozos que la hanperforado. La informacin disponible sobre el Silrico es escasa e indica elevada sobremadurez, porlo que su anlisis no ha sido incluido en este trabajo.

En la Figura 4 estn representados los perfiles geoqumicos de los pozos DRD-X1001 (El Dorado),UTZ-X1 (Ustarez) y Ve.x-1 (Vespucio), los dos primeros en la zona de Santa Cruz y el restante en el Piede Monte del norte argentino. El pozo DRD-X1001 (Figura 4a), muestra sutiles diferencias entre lasdistintas secciones (Cruz et al., 2002), destacndose los buenos valores de COT e IH (ndice dehidrgeno) del Lochkoviano, comparables con aquellos del Givetiano y Eifeliano. Es de hacer notar larelativamente baja madurez trmica del Eifeliano, mientras que el Lochkoviano se encuentra enventana de generacin de gas y condensado (Ro > 1%).

El pozo UTZ-X1 (Figura 4b) se ubica en la regin de influencia del Alto de Izozog, afectada por unflujo trmico elevado. Se destacan aqu la madurez trmica del Eifeliano (Los Monos) en fase degeneracin de petrleo (Ro ~ 0.9%) y los excelentes valores de COT (hasta 2%) en el Lochkoviano, apesar de su alta madurez trmica (Ro > 2%). Esta seccin Lochkoviano se puede correlacionar con lasarcillas negras marinas de la Fm. Robor (Boomerang Shale) de la zona del Boomerang, dondepresenta muy buenos parmetros geoqumicos y es roca madre probada de petrleo (Laffitte et al.,1998). Este hecho, sumado a la muy buena riqueza orgnica del Lochkoviano en DRD-X1001 y UTZ-X1, permite interpretar que estas caractersticas son generales al menos, en las zonas denominadasBoomerang y Santa Cruz (Figura 2).

El pozo Ve.x-1 (Figura 4c) presenta valores interesantes de COT en el Eifeliano y en el Emsiano,siendo el primero ms propenso a la generacin de petrleo de acuerdo con los datos Rock-Eval. Unaspecto destacable es que, a profundidades ms someras en Ve.x-1, niveles estratigrficos de edadequivalente presentan mayor madurez trmica (Figura 5) que los correspondientes en DRD-X1001(Figuras 4a y c), en un marco de idntico ambiente tectnico (Pie de Monte). Esta situacin seinterpreta como indicador de un incremento del flujo trmico regional de sentido Norte a Sur.

GENERACIN Y EXPULSIN

La Cuenca de Tarija se destaca porque su seccin estratigrfica devnica, edad a la que seasignan sus principales rocas madre, tiene un espesor muy importante y presencia constante.

El mapa isopquico del Devnico al presente (Figura 6) fue confeccionado con mayora de pozosque atravesaron total o parcialmente la seccin devnica, extrapolando espesores donde hubierainformacin parcial o nula, con apoyo de informacin ssmica y cortes estructurales regionales (Dunnet al., 1995; Starck et al., 1997; Giraudo et al., 1999; Kozlowski et al., 2005). La finalidad del mapa fue




la estimacin de la eficiencia de generacin y acumulacin de las rocas madre devnicas, partiendode la consideracin de que la generacin y, principalmente expulsin, tienen lugar luego de ladeformacin andina durante el Terciario. El empleo de mapas geolgicos e imgenes satelitales fue de



Figura 4. Perfiles geoqumicos de los pozos: a) DRD-X1001 (El Dorado) y b) UTZ-X1 (Ustarez) en Bolivia y c) Ve.x-1 (Vespucio)en Argentina (tomado de Cruz et al., 2002).


gran utilidad para definir la continuidad de los grandes ejes estructurales, tanto anticlinales comosinclinales.

reas principales de generacin

De la simple observacin del mapa de la Figura 6 se destacan dos zonas claramente dis-tintas.

El rea de la Faja Plegada y Corrida (FPC) del Subandino Sur, ubicada al oeste, donde sedistinguen trenes de un espesamiento o engrosamiento de la seccin devnica importante,coincidentes con los grandes ejes estructurales anticlinales. Este espesamiento tiene razonestectnicas que han sido explicadas en detalle en el captulo de geologa estructural y en numerosaspublicaciones que se citan en este trabajo. En este sector de la cuenca, las principales zonas degeneracin corresponderan a los sinclinales, ya que debido a la sobrecarga de los depsitosterciarios, la Seccin Eifeliano de la Fm. Los Monos habra alcanzado la ventana de generacin de gas,mientras que para el Trisico su tasa de transformacin era slo del 30% (Moretti et al., 1995). Losniveles de madurez, en general bajos o en ventana de petrleo, se encuentran actualmente en lamayora de los ncleos de los anticlinales (Cruz et al., 2001; 2002). Por otra parte, el contrastegeomtrico entre los sinclinales planos y abiertos y los anticlinales estrechos y apretados favorecerael sistema de carga (Pratsch, 1985).

La deformacin andina no produce un impacto importante en el espesor de la seccin devnicaen el rea de Pie de Monte y la Plataforma. Se distinguen dos depocentros, con espesores mximosde hasta 2.800 3.000 m, separados por el Alto de Izozog. Esos dos depocentros son coincidentes



Figura 5. Modelo estratigrfico para el Devnico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra, conposibles zonas de generacin en el Pie de Monte y sentido de migracin de los hidrocarburos (modificado de Cruz etal., 2002).




Figura 6. Mapa isopquico del Ciclo Devnico para la Cuenca de Tarija en Bolivia y Noroeste de Argentina. Losnombres de los pozos en Bolivia estn representados por la abreviatura de su notacin formal.


con las zonas de mayor concentracin de yacimientos en el Pie de Monte, denominadas Santa Cruz yPilcomayo (Figura 2). La generacin de hidrocarburos en aquel de la zona de Santa Cruz proviene deroca madre de la Seccin Lochkoviano, de acuerdo con las evaluaciones geoqumicas de los pozos,anlisis de madurez trmica y modelado. La buena calidad de esta seccin generadora mantiene latendencia hacia el este, del mismo modo que el eje del depocentro (Figura 6), tal como lo indican losregistros de pozos de Tucavaca, Ravelo y Otuquis (Moretti et al., 1995). En el rea de generacin odepocentro de la Zona Pilcomayo, la Fm. Los Monos contiene los principales intervalos generadoresde los hidrocarburos del sector. Este cambio en relacin con la zona de Santa Cruz se explica en elpunto siguiente.

Madurez y timing de expulsin

Los principales episodios de expulsin de las rocas generadoras devnicas y carga en elreservorio se produjeron unidos a la tectnica andina, durante el Terciario Superior (Dunn et al., 1995;Moretti et al., 1996).

En la Faja Plegada y Corrida, el rgimen trmico suave es compensado por espesores del TerciarioOrognico que alcanzan 5000 m. Hay diferencias notables en las ventanas de madurez modeladas,entre posiciones de sinclinal y anticlinal (Figura 3a y Figura 6b en Cruz et al., 2002), donde esasventanas se interpretan como cortadas por los corrimientos. La seccin Eifeliano es roca madrecomprobada de petrleo y posiblemente gas, encontrndose en etapa de generacin pstuma depetrleo, llegando a ventana de gas en los sinclinales. Se considera que la sobrecarga durante elCarbnico fue considerable para la maduracin de las rocas generadoras de edad Silrico, queactualmente podran estar generando gas seco en una etapa pstuma o de expulsin final. Laexistencia de corrimientos fuera de secuencia en los ncleos de los anticlinales fallados, puede darlugar a la presencia de rocas con una madurez trmica mayor a la esperable (Di Benedetto et al.,2007).

En la regin de Santa Cruz de la Sierra, el espesor del Terciario no result suficiente para madurarla seccin Eifeliano (Los Monos), pero s permiti que el intervalo Lochkoviano (Figura 6a en Cruz etal., 2002 y Figuras 3b y 4a) alcanzara la madurez trmica necesaria para la expulsin efectiva dehidrocarburos (valores de reflectancia de vitrinita en el rango de 0.9-1.2%). La seccin Silrico habraalcanzado una madurez mayor (Figura 3b), de etapa de generacin de gas seco (Cruz et al., 2003).No se han encontrado diferencias sustanciales entre sinclinal y anticlinal.

Hacia el sur, en el rea de Ro Pilcomayo-Villamontes y hacia el norte de Argentina, el flujo trmicoincrementa (Figuras 4c y 5) y la seccin Eifeliano deviene en roca generadora comprobada (Los MonosSuperior en Disalvo y Villar, 1999).

Vas de migracin

Los corrimientos y las fallas principales son la va de migracin preponderante, tanto en el CinturnSubandino como en el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. Estos corrimientos tienen su despeguebasal o cortan con muy bajo ngulo las rocas madre siluro-devnicas, por lo que pueden drenarhidrocarburos de manera eficiente. A medida que aumenta el rea de contacto entre la roca madre yla falla, mayor es el volumen de hidrocarburos migrados (Moretti, 1998).

Hacia el sur de Bolivia y norte de Argentina y en el Cinturn Subandino, donde las seccionesEifeliano y Emsiano son rocas madre probadas, la sobrepresin generada durante los estadosfinales de la maduracin produjo el drenaje de hidrocarburos hacia los reservorios en contacto con




esas dos secciones. De ese modo habra tenido lugar la migracin secuencia abajo de Los MonosInferior Huamampampa y la migracin secuencia arriba de Los Monos Superior Tupambi (Starck,1999).

EFICIENCIA DEL PROCESO GENERACIN ACUMULACIN (GAE)

El balance de masa de una cuenca por medio de la estimacin de la eficiencia del proceso degeneracin acumulacin (Generation Accumulation Efficiency, GAE; Magoon y Valin, 1994), permiteobtener una idea sobre la eficacia en trminos de carga de hidrocarburos y utilizarlo para compararcon otras cuencas productivas. Es una aproximacin razonable basada en clculos cuantitativos quecomputan parmetros geoqumicos de las rocas madre (Schmocker, 1994) y datos de reservasrecuperables finales. Los datos obtenidos permiten tambin una rpida comparacin entre losdiferentes sistemas petroleros de una cuenca, si hubiera ms de uno.

La informacin utilizada en este trabajo para el balance de masa de la generacin devnicapresenta un rango moderado de incertidumbre, ya que los parmetros geoqumicos son puntuales ysaltuarios, obtenidos de afloramientos y principalmente de pozos de exploracin perforados demanera dominante en posiciones anticlinales. Se considera que las principales zonas de generacincorresponden a sinclinales, por lo que se ha hecho la mejor estimacin de los parmetros originales,considerando en general al Devnico como una roca madre regular, con un rango de incertidumbrerepresentado por:

Contenido Orgnico Total (%): 1.0 1.5 Indice de Hidrgeno original (mg HC/gCOT): 300 400 ndice de Hidrgeno final (mg HC/gCOT): 100

Con relacin al volumen acumulado de hidrocarburos, se han considerado reservas probadas yprobables recuperables finales (EUR 2P), tomando como vlidas las cifras publicadas por IHS Energycon los valores de algunos campos modificados con base en informacin propia (ver captulo Reservasy Recursos Potenciales). Estas reservas se han considerado segn los sistemas petroleros propuestospor Cruz et al. (2002) y no se ha tenido en cuenta la regin del Boomerang ni se ha ponderado elSilrico como generador de hidrocarburos.

El anlisis de los indicadores de hidrocarburos generados recuperables muestra que el sistemapetrolero Los Monos puede considerarse Grande (500 5,000 x 109 kg Hc) y el sistema de la SeccinLohkoviano, Significativo (50 500 x 109 kg Hc), sensu Magoon y Valin (1994). Pero si se comparanlos valores obtenidos de GAE, se podr ver que son considerablemente bajos en relacin con sistemascomo Tuxedni-Hemlock (4%), Villeta-Caballos (5.8%), Green River (8%) (Magoon y Valin, 1994) o enArgentina, Vaca Muerta del Sur de la Dorsal (2.4%) o del Engolfamiento (6.5%) en la Cuenca Neuquina(Legarreta et al., 2004; 2005).

Si bien los hidrocarburos acumulados recuperables ubican, hasta el momento, a la Cuenca de Ta-rija dentro del grupo Grande, el valor de GAE obtenido indica una baja eficacia de los sistemas petro-leros. La explicacin de esta tasa exigua de GAE radica probablemente en la baja capacidad de ex-pulsin de la roca madre. El fenmeno de alta retencin de hidrocarburos debido a escasa saturacinen rocas de baja calidad orgnica es un hecho conocido que redunda en expulsiones ineficientes.






Aunque la calidad pobre a regular en general de las rocas madre devnicas de Bolivia (Moretti et al.,1995; Cruz et al., 2001), se ve compensada por un espesor muy importante (Figura 6), ello nonecesariamente implica que los hidrocarburos generados puedan abandonar la roca madre y migraral reservorio. El valor obtenido sera sensiblemente mayor si su estimacin se basara en un cocienteExpulsin-Acumulacin. Adicionalmente, en determinadas posiciones los hidrocarburos livianosoriginados en craqueo trmico de los hidrocarburos retenidos, siguen en la roca madre sin serexpulsados, segn se interpreta a partir de las importantes detecciones de hidrocarburos que existendurante la perforacin del Devnico y la constante sobrepresin de las secciones lutticas (Starck,1999), que inclusive sugeriran que la expulsin y migracin podran estar ocurriendo actualmente(Moretti, 1998).

CORRELACIN HIDROCARBURO ROCA MADRE

Los hidrocarburos dominantes en la Cuenca de Tarija son petrleo liviano, condensado y gas (Illichet al., 1981). Este hecho dificulta la evaluacin de patrones definidos de correlacin roca madre petrleo y petrleo petrleo. A pesar de ello, se han realizado numerosos estudios (Figura 1) paracomprobar las relaciones genticas (Cruz et al., 2002).

Los fingerprints de biomarcadores (terpanos y esteranos) de la Figura 7 muestra el vnculogentico de un petrleo de Monteagudo (Figura 2) de reservorio mesozoico con las rocas madreeifelianas de la faja corrida, especficamente un extracto de una muestra del pozo ISR-X1 (Isiri). Estamisma vinculacin exhibe una muestra de un afloramiento de petrleo en la base del Carbnico(Tupambi) en el Ro Pilcomayo, 10 km al norte del pozo ISR-X1.

En el rea de Santa Cruz, un petrleo del yacimiento Ro Grande (reservorio Carbnico) seconsidera originado en etapa de pico mximo de generacin, a un nivel de madurez superior al de laseccin Eifeliano y comparable al de la seccin Lochkoviano del pozo DRD-X1001 (Figura 4a). Entanto, una muestra de condensado del reservorio Huamampampa en el pozo TCB-X1001 (Tacobo),aunque con prdida importante de componentes livianos, registr una madurez estimada de 1.2-1.3%Ro (anloga a la de condensados de reservorios del Carbnico de Ro Seco y Terciario de Tajibos,Figura 2). Se lo interpreta como originado sobre el final de la etapa de generacin de gases hmedos,fase de madurez propia del Lochkoviano en DRD-X1001 y comparable a la atribuida a la seccinLochkoviano de TCB-X1001, de acuerdo con el perfil de madurez trmica proyectado a partir demedidas de Ro. En la misma zona pero en la regin de influencia del Alto de Izozog, un petrleo delyacimiento Tita (reservorio Carbnico) sugiere una madurez trmica de 0.9% RVE, similar a la quepresenta la seccin Eifeliano del pozo UTZ-X1 (Figura 4b). De acuerdo con los fingerprints debiomarcadores, el petrleo de Tita muestra consanguinidad con el petrleo del yacimientoMonteagudo y, consecuentemente, se interpreta como generado por la seccin Eifeliano Los Monos(Cruz et al., 2002).

Las acumulaciones de gas se atribuyen a generaciones mltiples. Los datos isotpicos, orga-nizados por edad de reservorio y ubicacin geogrfica (Figura 8), sealan variaciones importantes enla madurez trmica permitiendo la postulacin de distintas cocinas de una misma roca madre y/ocogeneracin.

Los gases de reservorios supra-devnicos (Figura 1) se dividen en tres grupos (Figura 8 a y c):1) muestras de Ro Grande-La Pea-Tundy junto con muestras de Ro Seco y Tajibos del rea deSanta Cruz; 2) muestras de San Roque y Vuelta Grande en el rea de Pilcomayo (Figura 2); 3)muestras de Monteagudo en la Faja Corrida del Subandino Sur. Los gases del conjunto (1) muestransegn sus datos isotpicos de metano mayor madurez respecto de los otros gases y, adems,


apartamiento significativo de la lnea cogentica metano-etano (Figura 8a). Se los interpreta comomezclas de diferentes gases con aportes de una roca madre con mayor madurez que la seccinEifeliano (Los Monos) de la zona, muy posiblemente proveniente de la seccin Lochkoviano. Lamadurez trmica de la fraccin hmeda derivada de los valores isotpicos de propano versusetano (Figura 8c), por el contrario, registra valores de madurez equivalentes a fase tarda depetrleo, con Tajibos y Ro Seco como los fluidos ms maduros. Esta caracterstica guardaconsistencia con la madurez de los hidrocarburos lquidos del Yacimiento Ro Grande y la que seinterpreta para los condensados de Ro Seco, Tacobo y Tajibos. Los gases del grupo (2) tienden auna madurez equivalente menor que los del grupo (1). Esto se interpreta como si hubieran sidogenerados por una roca madre menos madura que la seccin Lochkoviano del rea de Santa Cruzy, considerando el incremento hacia el sur del flujo calrico de acuerdo con la geoqumica de rocasy el modelado, se concluye que en esta zona la seccin Eifeliano ha alcanzado la madurez paragenerar esos hidrocarburos. Por ltimo, a los gases del grupo (3) se les atribuye una identidadpropia de la Faja Corrida (Cruz et al., 2002).

Los gases de los reservorios devnicos muestran ciertas peculiaridades en su distribucin. Enparticular, la fraccin isotpica del metano (Figura 8b) del gas de Santa Rosa en los yacimientosRamos y San Alberto exhiben una identidad de 13C mucho menos negativa si se la compara con ladel gas de Huamampampa. Esto se atribuye a un probable aporte de gas seco desde una rocageneradora muy madura (presumiblemente una seccin silrica o devnica basal), situacin quenaturalmente es mucho ms probable que el aporte de una roca madre terrgena no documentada(quergeno Tipo III / carbn). La existencia de un gas de mayor madurez en reservorios de Santa Rosatambin se produce en San Pedrito (Figura 10 en Cruz et al., 2002). Una situacin de alta madurez



Figura 7. Correlacin petrleo roca madre de un petrleo del Yacimiento Monteagudo con un extracto de la Seccin Eifeliano(Fm. Los Monos) del pozo Isiri-X1 en la Faja Plegada y Corrida del Subandino Sur (tomado de Cruz et al., 2002).



Figura 8. Evaluaciones de la madurez trmica de las muestras de gas (grficos adaptados de Whiticar, 1994) divididas enreservorios supradevnicos y devnicos. El gas de Tacobo no cuenta con dato isotpico de propano (modificado de Cruzet al., 2002 y Santos Neto et al., 2003).


anloga tambin se registra en el gas de TCB-X1001 reservorio Huamampampa. Por otro lado, el gasde Ro Seco reservorio Iquiri, isotpicamente equivalente a los gases del grupo (1) de los reservoriossupra-devnicos, es interpretado como originado en la seccin Lochkoviano. Los gases de Ramos-SanPedrito-San Alberto en Santa Rosa, TCB-X1001 Huamampampa y Ro Seco Iquiri registran los istoposde metano ms pesados y, aunque pertenezcan a dos mbitos geolgicos distintos, integran el grupo(4) de la Figura 8b. Los gases del grupo (5) registran gran dispersin de valores de Ro equivalente(~0.9-1.5%) en el grfico etano-propano (Figura 8d), interpretndose una generacin en cocinasprofundas de Los Monos en sentido amplio, craqueo primario del quergeno sugiriendo coexistenciacon hidrocarburos lquidos (Santos Neto et al., 2003) y aporte menor de gas seco (Figura 3 en Cruz etal., 2001) de madurez avanzada (Ro equivalente ~1.8-2.0%; Figura 9b). Los datos isotpicos de losgases de los reservorios de Iquiri, acumulados en los yacimientos Tatarenda y Camiri (grupo 6)sugieren madurez similar a la de los hidrocarburos lquidos de la Faja Corrida y comparable a la de laseccin Eifeliano en esa zona, por lo que se concluye que all los hidrocarburos provienen de esaseccin (Cruz et al., 2002).

El conjunto de los datos de los treinta y cinco gases evaluados, haciendo abstraccin delreservorio de que se trate, sugiere una tendencia generalizada de aumento sutil de la madurez ensentido norte-sur, no slo en el Pie de Monte sino tambin en la Faja Corrida.

RESERVORIOS Y TRAMPAS

La totalidad de la columna estratigrfica presenta niveles reservorio en la Cuenca de Tarija, desdeel Devnico Inferior hasta las secuencias basales del Terciario Orognico (Cruz et al., 2003). En sentidoamplio, los reservorios se pueden agrupar en devnicos y supra-devnicos, consideracin que sirvede base a Starck (1999) para su propuesta de sistemas petroleros.

Los reservorios devnicos son en general portadores de gas y condensado y corresponden a lasformaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri (Figura 1). Son areniscas cuarcticas depo-sitadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. En el Subandino Sur de Argentina tienenmuy baja porosidad y permeabilidad (menor a 0.01 mD) y sin fracturacin no hay posibilidad deproducir hidrocarburos. Su productividad se debe a un sistema de porosidad doble, de matriz y defractura (Kozlowski et al., 2005), donde la porosidad de matriz vara de 1% a 4% y la de fractura nosupera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino Sur de Bolivia estas caractersticas se mantienen,existiendo valores de porosidad ms frecuentes medidos en coronas entre 3% y 4.5%, sin superar el8.5% y permeabilidades tambin bajas, cuyo valor ms frecuente es 0.025 mD (Glorioso, 2005). En unadescripcin de los yacimientos San Alberto y Sbalo, Rebay et al (2001) asignan a la Fm. Huamam-pampa una porosidad promedio del 4% con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 mD.En la regin del Pie de Monte cercano a Santa Cruz, la Fm. Huamampampa productiva en el campoTacobo presenta una intensa microfracturacin con una porosidad promedio del 9%. La Fm. Iquiripresenta caractersticas petrofsicas algo diferentes que de algn modo la emparentan con los reser-vorios que la suprayacen, con porosidades primarias que pueden llegar al 19%.

Los reservorios supra-devnicos producen petrleo liviano y/o gas y condensado asociado y seencuentran en los ciclos Carbnico-Prmico, Mesozoico y Terciario (Fm. Petaca y ciclo basal delTerciario Orognico). Son areniscas de origen elico y fluvial de ambiente glacial, periglacial y con-tinental que producen por porosidad primaria, con valores que oscilan entre 12 y 30%.

Las dos regiones de la cuenca que tienen yacimientos de hidrocarburos son el Subandino Sur y elPie de Monte (Figura 2), donde las trampas son estructurales de manera dominante. Hasta el momentono existe registro de entrampamiento puramente estratigrfico, del mismo modo que la Llanura Cha-




quea no presenta yacimientos de envergadura. Algunas acumulaciones en el Terciario en el Pie deMonte, donde los reservorios son areniscas fluviales efmeras de marcada lenticularidad, posiblementetengan una fuerte influencia estratigrfica en el entrampamiento.

En los puntos siguientes se describirn las caracterstica estructurales de los campos msimportantes o representativos (Figura 9a) de las regiones productivas que componen la Cuenca deTarija.

Subandino Sur

Las trampas de esta regin corresponden a estructuras anticlinales bien preservadas, con cierreen cuatro sentidos y cuyas dimensiones es del orden de decenas de kilmetros. Han sido analizadasprofundamente por Kozlowski et al (2005) en el sector argentino y, si bien se ha descrito al plieguesubandino idealizado, existen algunas diferencias en la geometra de las trampas en el sectorboliviano.

Las columnas de gas de las trampas de esta regin se caracterizan por tener varias centenas demetros, llegando a superar 1.7 km. Esto se debe a la frecuente sobrepresin de la Fm. Los Monos, quesegn Vaamonde (2002) proporciona un sello hidrodinmico de caractersticas excelentes (280kg/cm2).

El yacimiento super-gigante de gas de San Alberto, localizado muy cerca del lmite con Argentina(Figuras 2 y 9a), fue perforado en 1990 por la empresa YPFB. Se ubica en el eje estructural de SanAntonio, que presenta diferentes culminaciones y donde anteriormente, al sur en Argentina fueperforado Macueta en 1983 y posteriormente, al norte, Ita. Este tren estructural es bien representativodel estilo tectnico del Subandino Sur, siendo un anticlinal elongado en sentido meridiano y de flancoscon buzamientos elevados resueltos en unidades del Prmico al Terciario. En su eje de superficie seexponen sedimentos del Carbnico y en su flanco occidental presenta el Corrimiento de San Antonio,que repite la seccin carbnica casi en su totalidad y ms al norte, a la latitud del Ro Pilcomayo,expone la Fm. Los Monos en su bloque alto. La estructura de superficie se encuentra en completadisarmona con la estructura profunda, debido al desacople que provoca el apilamiento antiformal dela Fm. Los Monos (Figura 9b) que llega a tener 3000 m de espesor en el pozo SAL-X10 (Rebay et al.,2001). La estructura profunda, que involucra trminos del Silrico al Devnico Inferior, ha sidointerpretada como un pliegue de propagacin de falla trasladado, donde la falla que levanta laestructura ha cortado por el eje sinclinal y tiene punto ciego en el Carbnico. La interpretacin de lospozos que han perforado la culminacin del anticlinal de propagacin (a una cota de -2798 mrnm),permite inferir la existencia de retrocabalgamientos de escaso rechazo que provocan una intensafracturacin.

Los niveles mineralizados se ubican en las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa ytotalizan poco ms de 500 m de espesor de roca reservorio fuertemente fracturada con una columnade gas que supera los 1.000 m de altura (Rebay et al., op. cit.). El gran espesor de la Fm. Los Monosaporta las excelentes condiciones de sello descriptas por Vaamonde (2002).

El campo Sbalo, descubierto en 1999, se ubica tambin sobre el eje estructural San Antonio(Figura 9a), aproximadamente 70 km al Norte de San Alberto. Aqu las caractersticas del ejeestructural San Antonio en superficie, son similares a las descriptas para el campo San Alberto, con ladiferencia que en esta posicin el Corrimiento de San Antonio expone el tope de Los Monos en subloque alto. El anticlinal de superficie est en disarmona estructural con el anticlinal profundo debidoal desacople que produce el apilamiento antiformal de Los Monos, que en este caso no llega aalcanzar los 2000 m. La estructura profunda es un pliegue anticlinal por propagacin de falla






Figura 9. a) Mapa de trenes estructurales del Subandino Sur y ubicacin de los yacimientos cuyas trampas se describenen este trabajo. Cortes geolgicos de los yacimientos: b) San Alberto (modificado de Rebay et al., 2001); c) Sbalo(modificado de Rebay et al., op. cit.); d) Margarita; e) Incahuasi (modificado de Energy Press, 2004); f) Vuelta Grande ElPorvenir; g) Tacobo Curiche; h) Ro Grande.


trasladado (Figura 9c), que ha sido rotado por otra rampa ubicada al Este que tambin despega en labase del Silrico. La falla de propagacin corta el sinclinal en su eje y tiene su punto ciego ensedimentos de Carbnico. La culminacin del anticlinal profundo est segmentada por una serie defallas de vergencia al antepas, que producen hasta tres repeticiones de los reservorios de inters.

El tope de la trampa se ubica en trminos de Huamampampa a -1765 mrnm, unos 1000 m msalto que San Alberto y los niveles mineralizados se ubican en Huamampampa e Icla, cuyas carac-tersticas de reservorio y columna de gas son equiparables al campo descripto anteriormente.

El tren estructural del yacimiento Margarita se ubica al oeste de las estructuras de San Antonio yAguarage (Figura 9a y d), siendo parte del mismo ambiente tectnico. La estructura en superficie norefleja de manera directa la deformacin del nivel inferior, comprobando la desconexin que genera elnivel disarmnico de la Fm. Los Monos, siendo el nivel inferior el objetivo prospectivo ms importantecon grandes acumulaciones de gas.

Mientras que las estructuras lindantes de Aguarage y San Antonio se caracterizan por plieguesapretados en superficie, la que contiene al campo Margarita est compuesta por dos lminas princi-pales de corrimiento, Bororigua y Mandiyut (Dunn et al., 1995), que divergen entre s formando unrasgo distintivo de este tren estructural. A diferencia de otros anticlinales de las Sierras Subandinas, laestructura de Margarita expone un anticlinal de amplia cresta donde la Fm. Los Monos no tiene el tpicoapilamiento mltiple en posicin de cresta, sino que se puede presentar tanto con espesor duplicadopor falla (entre 800 y 1000 m espesor verdadero en MGR-X2 y MGR-X3) como tambin en seccinnormal sin repetir con espesores verdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 y MGR-4).

La estructura profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de lminas de corrimientoimbricadas con su despegue inferior en el Silrico (Figura 3a) o posiblemente en el tope del Ordovcico(Figura 9d) y su despegue superior en la seccin basal de la Fm. Los Monos. El flanco oriental de laestructura se interpreta tambin como fallado, con rechazos y retrocabalgamientos de escasa magni-tud. Los reservorios de gas se encuentran en las formaciones Huamampampa e Icla, ubicndose elsuperior a una cota aproximada de -3500 mrnm.

Encima de estas lminas de empuje se localiza el Anticlinal Bororigua (expuesto en trminos delCarbnico al Terciario) y hacia el este, un sinclinal apretado y fallado. El Corrimiento Bororigua corta ellimbo frontal del anticlinal homnimo y est desconectado de la estructura subyacente, terminando sudesarrollo unos 40 km al norte. El Corrimiento Mandiyut se interpreta como conectado a las lminassobrecorridas del nivel estructural inferior, donde se localiza la acumulacin del Yacimiento Margarita(Figura 9d).

El corte de la Figura 9d fue restaurado cinemticamente, obtenindose un acortamiento mnimo de12 km. La evolucin estructural propuesta consiste en la propagacin de la deformacin hacia elantepas, seguida por el emplazamiento fuera de secuencia del Corrimiento Bororigua, que puedeinterpretarse tambin como despegando en las lutitas de la Fm. Los Monos.

El reciente descubrimiento de Incahuasi (ICS-X1ST 2004) es el ms septentrional en reservoriosde Huamampampa dentro del cinturn del Subandino Sur y est localizado en unos de los trenesestructurales de su sector medio (Figuras 2 y 9a). El eje estructural de Incahuasi se extiende con rumbomeridiano por ms de 100 km, ubicndose el pozo en su mitad sur. Los flancos del anticlinal de super-ficie son sub-verticales, con el occidental rebatido en algunos sectores. En el ncleo se exponen sedi-mentitas de Iquiri Los Monos Superior, que por medio del corrimiento de Incahuasi apoyan en elCarbnico. Este corrimiento en algunos sectores tiene bajo ngulo y un desplazamiento horizontalimportante, sobreponindose en algunos sectores al Terciario basal. Sobre el flanco occidental de la




estructura de superficie tambin existe una falla, de menor envergadura, que repite el Carbnico.Tomando como base la informacin publicada por Energy Press (2004), se interpreta que la estructuraprofunda desarrollada en trminos del Silrico y Devnico Inferior, se encuentra totalmente desaco-plada del anticlinal de superficie (Figura 9e). Es un anticlinal de flexin de falla, con despegue inferioren el Silrico y superior en la seccin basal de la Fm. Los Monos, donde el acortamiento se transmitehacia atrs generando un apilamiento antiformal de gran magnitud, llegando esta formacin a los 4000m de espesor e incluso ser expuesta en superficie por el Corrimiento de Incahuasi. Esta posibleinterpretacin estructural del pozo ICS-X1ST, cuyo anticlinal profundo tiene su culminacin ubicada pordebajo del flanco oriental del anticlinal de superficie (Figura 9e), se contrapone al paradigmatradicional de la exploracin en el Subandino Sur de Bolivia y Argentina, que en general considera quela estructura profunda se ubica por debajo del flanco occidental de la estructura de superficie (Mombry Aramayo Flores, 1986; Aramayo Flores, 1989; Belotti et al., 1995; Disalvo y Villar, 1999).

Los reservorios de hidrocarburos en Incahuasi pertenecen a la Fm. Huamampampa, cuyo tope seencuentra a -3427 mrnm. Son tres parasecuencias arenosas con espesores promedios de 65 m cadauna, que ensayadas en conjunto produjeron por da hasta 38 x 106 cfg y 731 bc (Energy Press, 2004).Estas caractersticas de reservorio son inditas en posiciones tan septentrionales del Subandino Surpara Huamampampa, ya que pozos exploratorios que la han alcanzado como ser Cumandairenda,Iau, Saipur, Don Bosco o Tatarenda, no han mostrado condiciones favorables.

Pie de Monte

En este ambiente tectnico las trampas en unidades del Carbnico al Terciario, corresponden aanticlinales con cierre en cuatro sentidos originados en general, por propagacin de falla. En reser-vorios del Devnico Inferior hasta el momento ha sido descubierto solamente el campo Tacobo. Estasestructuras tienen pobre o nula expresin superficial (Figura 9a) y en general, se encuentran alineadasformando trenes estructurales que presentan varias culminaciones de dimensiones variables, como serlos campos El Porvenir Vuelta Grande, San Roque Taiguati Villamontes o La Vertiente CampoEscondido Los Suris. La separacin entre los campos de un mismo tren se debe a las rampasoblicuas que transfieren el rechazo de un corrimiento a otro y originan los cierres norte y sur de losanticlinales (Cruz et al., 2003).

La estructura del yacimiento El Porvenir (1978) es un anticlinal con cierre en cuatro sentidos entrminos del Carbnico Superior al Terciario, originado por propagacin de un corrimiento que despe-ga en la Fm. Los Monos (Figura 9f). Esa falla est relacionada con una falla que corta trminos msprofundos y que puede tener dos geometras diferentes, ya descriptas en el captulo Geologa Es-tructural, proviniendo de una zona de despegue en Los Monos basal que acta como bajocorrimientode un thrust wedge (Giraudo et al., 1999) que afecta al Silrico y Devnico Inferior y est emplazadopor debajo del pliegue de propagacin, o bien esa zona de despegue en Los Monos transfiere acor-tamiento de un anticlinal de flexin de falla ubicado al oeste (Figura 3b) en otro tren estructural (Cruzet al., 2003). La superficie de estas estructuras oscila entre 5 y 20 km2.

Los reservorios ms importantes en el conjunto de yacimientos El Porvenir Vuelta Grande seencuentran en las formaciones Cangapi (asignada al Prmico), Tapecua (de posible edad Jursico) yYecua (Mioceno), que integra la seccin basal del Ciclo Terciario. Los espesores permeables sonimportantes, teniendo Cangapi 25 m, Tapecua 170 m y Yecua 50 m, mientras los valores de porosidady permeabilidad varan entre 15 20% y 25 a 50 mD.

La estructura donde se encuentran los campos de Tacobo y Curiche se ubica unos 150 km al surde Santa Cruz de la Sierra, cerca del lugar donde el Ro Grande deja la zona serrana e ingresa en la






Llanura Chaquea (Figuras 2 y 9a). En este sector del Pie de Monte, el acortamiento de la Faja Corridase resuelve por medio de una serie de trenes estructurales de rumbo meridiano (Figuras 3 y 4b en Cruzet al., 2003), donde las fallas tienen rechazos que oscilan entre 400 y 700 metros. Estos acortamientosson sensiblemente menores que el de la Falla de Mandeyapecua, de aproximadamente 2300 m, queemerge a superficie (Figura 4a en Cruz et al., op. cit.) unos 30 km al sur de Tacobo y se extiende porms de 250 km hasta poco al sur de la latitud de Villamontes. Este rasgo estructural no es nico sinoque es un conjunto de fallas que se transfieren rechazos por medio de rampas oblicuas, que brindancierre norte y sur a aquellos anticlinales de propagacin de falla relacionados.

En Tacobo Curiche existen dos yacimientos en reservorios y niveles estructurales diferentes. Laacumulacin profunda en el nivel estructural inferior, Tacobo, corresponde a una anticlinal de flexin,generado por una falla que, despegando en el Silrico (Figura 9g), afecta al Devnico Inferior en formade rampa y hace plano en la seccin basal de Los Monos (Eifeliano). Es posible que lasanteinclinaciones de Huamampampa (Emsiano de Albario et al., 2002) sean de muy bajo ngulo y enconsecuencia el reservorio se encuentre a modo de rampa encapsulado en el sello de Los Monosbasal. Por esa seccin basal se transmite el acortamiento hacia el prximo tren estructural, Guanacos,ubicado al Este, donde corta en rampa la seccin Carbnico Terciario, dando lugar a un anticlinal depropagacin. El reservorio, ubicado a -4720 mrnm, es un conjunto de paquetes arenosos que totalizan60 a 70 m de espesor en la Fm. Huamampampa (Cruz et al., 2003), conformadas por areniscascuarcticas muy finas, con microfracturacin que le otorga una porosidad que ronda el 9%. Losensayos de terminacin han arrojado valores de produccin diarios del orden de 41 x 106 cfg. El sellode esta acumulacin, que no tiene contacto de agua conocido, son arcilitas negras sobrepresionadasde la Fm. Los Monos, tanto vertical como lateralmente. Tacobo es la primera acumulacin de gasdescubierta en Huamampampa en la regin del Pie de Monte, en la zona de Santa Cruz.

La acumulacin somera, en el nivel estructural superior, se denomina Curiche. Es un anticlinal porpropagacin de la Falla de Curiche (Cruz et al., 2003), con anteinclinaciones en el Permo-Jursico quellegan a los 70 en direccin Este (Figura 9g). Esa falla tiene su despegue inferior en lutitas negras dela Fm. Los Monos y su acortamiento proviene del nivel estructural inferior del tren estructuralCorralones-Ro Seco (Figura 3b y Figura 3 en Cruz et al., op. cit.), ubicado al Oeste del tren Tacobo-Curiche. La Falla Curiche corta en rampa la seccin carbonfera con un rechazo estratigrficoaproximado de 700 m, presentando en sectores a lo largo de su extensin un duplex de paredcolgante de menor rechazo. El reservorio, ubicado a 1300 mbnt, est compuesto por areniscasmedianas a gruesas de matriz arcillosa y pobre seleccin, pertenecientes a los ciclos inferiores delTerciario sinorognico (Figura 1). Depositadas en ambiente fluvial efmero multievento, los cuerposarenosos intercalan con limoarcilitas rojas y son lenticulares acundose lateralmente de formaabrupta. Pese a ello, se encuentran amalgamados tanto lateral como verticalmente, por lo cual laseccin con bancos mineralizados alcanza los 200 m de espesor. La porosidad de estas areniscasllega al 28% y los ensayos de terminacin produjeron por da hasta 3.9 x 106 cfg. En esta unidad haybancos de areniscas con cualidades petrofsicas equivalentes a los reservorios pero que no sonportadores de hidrocarburos. Esto hace pensar que el factor estratigrfico es importante respecto dela migracin y entrampamiento, ya que la lenticularidad de los cuerpos hace que muchos no seancortados por la Falla de Curiche y en consecuencia no sean alcanzados por los hidrocarburos. El selloest constituido por bancos de limoarcilitas rojas de hasta 15 m de espesor que intercalan con losbancos mineralizados, depositadas en planicie de inundacin y barreales. Curiche es la primeraacumulacin de gas descubierta en la regin del Pie de Monte en reservorios por encima de la Fm.Yecua, considerada el sello regional de la Cuenca de Tarija. Este yacimiento de gas presenta unaanomala de amplitud notable en la informacin ssmica 3D (Cruz et al., 2003).


El yacimiento Ro Grande se encuentra a 50 km al SE de Santa Cruz de la Sierra (Figuras 2 y 9a)y es la estructura ms oriental e importante del Pie de Monte de la Cuenca de Tarija en Bolivia. Se tratade un anticlinal con cierre en cuatro sentidos (Figura 8 en Belotti et al., 2001) de 45 km2 de rea y sinexpresin superficial. La falla que genera el anticlinal se interpreta que despega en la seccin basaldel Silrico y corta en rampa hasta la base del Devnico Medio, donde hace plano. En un pulsotectnico posterior, la falla produce un short-cut cortando el plano axial del anticlinal resuelto en tr-minos del Devnico Inferior, dando lugar en el Carbnico a un pliegue trasladado originado por propa-gacin de falla (Figura 9h). La existencia de un retrocorrimiento de escaso rechazo, puede ampliar elresalto estructural del flanco occidental del anticlinal, cuyo relieve puede alcanzar los 150 m.

Los hidrocarburos en este yacimiento se alojan en la seccin basal del Terciario Orognico a -902mrnm (Petaca) y en el Carbnico (a -2083 y -2250 mrnm), donde se encuentran las mayores reservas.Los reservorios terciarios tienen espesores permeables netos del orden de 7 m con porosidades quellegan al 25% y han sido depositados en ambientes fluviales de canales entrelazados, mientras que enel Carbnico los espesores permeables netos llegan a 32 m y los valores de porosidad varan del 15al 22% y corresponden a areniscas depositadas en canales fluviales vinculados a ambientesglacimarinos. El sello de los reservorios carbnicos son secciones limoarcilticas intraformacionalesdepositadas en planicies aluviales o diamictitas relacionadas a ambientes glacimarinos.

SISTEMAS PETROLEROS

En la Cuenca de Tarija predominan petrleos livianos, condensados y gases, lo cual dificulta lascorrelaciones petrleo-roca madre y petrleo-petrleo desde el punto de vista molecular. Aunque estoha sido factible en casos puntuales, las relaciones genticas son tentativas en el caso de gases ycondensados bien livianos, que se infieren a partir del anlisis composicional e isotpico de los fluidos,conjuntamente con la evaluacin de otros parmetros como distribucin regional de las rocas madre,sus variaciones de madurez trmica y timing de generacin.

En esta evaluacin se ha podido probar la relacin gentica de petrleos de Monteagudo (Figura7), Tita y manaderos del Ro Pilcomayo con la Fm. Los Monos Seccin Eifeliano. Estas correlacionesson concordantes con el sistema petrolero Los Monos Superior (Disalvo y Villar, 1999) o Los Monoscarga secuencia arriba de Starck (1999), propuestos para el Norte de Argentina. Los mismos autoresproponen tambin otro sistema petrolero hipottico denominado Los Monos carga secuencia abajo(Starck, 1999) equivalente a Los Monos Inferior (Disalvo y Villar, 1999), que involucra la aqu denomi-nada Seccin Emsiano (Figuras 1 y 5). Estas relaciones de consanguinidad son vlidas y concuerdancon las desarrolladas en este trabajo. Pero extendiendo el anlisis a toda la zona de estudio la comple-jidad se incrementa, no slo porque en otros sectores de la cuenca es muy probable la participacinde mltiples sistemas generadores sino tambin porque contribuciones de distinto origen y madurezse mezclan en un mismo reservorio. Este escenario parece ms frecuente en reservorios gasferos,como en las ya discutidas acumulaciones de Ramos, San Pedrito y San Alberto (reservorio Santa Ro-sa), Huayco (reservorio Huamampampa) y Tacobo (reservorio Huamampampa), donde se ha interpre-tado que la fraccin metano del gas muestra una madurez trmica mucho ms elevada que la delcondensado asociado. Otro ejemplo est dado por el petrleo de Tita (reservorio Tupambi), que seinterpreta como mezcla de hidrocarburos livianos de madurez elevada posiblemente generados en laseccin Lochkoviano, con petrleo Eifeliano de madurez ms moderada, segn sus biomarcadores(Cruz et al., 2002).

Esos fundamentos permiten proponer la interaccin de sistemas petroleros mltiples en la Cuencade Tarija, de acuerdo con el sector que se analice, ya que las caractersticas regionales tienen una




influencia muy marcada. El modelo estratigrfico de la Figura 5, que abarca desde el Norte deArgentina a la zona de Santa Cruz, sintetiza la complejidad de la asignacin formal a rocas de distintaedad (Albario et al., 2002) y las diferentes secciones generadoras segn la regin, que aportanhidrocarburos de distinta madurez a un mismo o a distintos reservorios (Cruz et al., 2002).

En este sentido, las acumulaciones de hidrocarburos de la cuenca presentan propiedades sin-gulares de carcter regional, que se diferencian por algunos de los elementos y procesos de los sis-temas petroleros (Magoon y Dow, 1994), en particular, roca madre y maduracin. De acuerdo conPerrodon (1983), los factores geolgicos que gobiernan la distribucin de las acumulaciones y enespecial la presencia combinada de roca madre, reservorios y sellos, exhiben una cierta extensingeogrfica que est reflejada por la formacin de una familia o grupo de acumulaciones, que definenla existencia de una zona o provincia petrolera. Cada zona o provincia se caracteriza por el predominiode alguno de los sistemas petroleros actuantes en la cuenca. Sobre la base de este concepto, en laCuenca de Tarija, se han identificado tres zonas petroleras (Figura 10) y se proponen dos sistemaspetroleros adicionales a los ya aceptados. La propuesta implica el reconocimiento de la multiplicidadde sistemas petroleros en este sector de la cuenca, desfavorecindose, por lo tanto, la idea pre-valeciente de un nico sistema vinculado a la roca madre de la Fm. Los Monos.

La seccin Lochkoviano es probablemente la principal roca madre en la zona petrolera de SantaCruz, en un contexto de bajo flujo trmico y una sobrecarga terciaria no relevante (inferior a 2600metros). Esta provincia se caracteriza por tener un potencial generador de hidrocarburos bueno en laseccin Lochkoviano, tal como lo registran los pozos El Dorado, Izozog y Ustarez (Figura 4) y por laimpronta isotpica de los gases de Ro Grande-La Pea-Tundy y Ro Seco-Tajibos-Tacobo. Lasacumulaciones de hidrocarburos ms importantes hasta el momento se encuentran en reservorios deedad Carbnico en los campos Ro Grande La Pea Tundy. En esta zona se propone el sistemapetrolero Seccin LochkovianoCarbnico(.), que podra considerarse como una extensin hacia elsur del sistema de la Fm. Robor propuesto para la zona del Boomerang por Laffitte et al. (1998). Nose descarta que pudiera haber contribucin de otras rocas generadoras, trmicamente ms maduras(silricas?) como en Tacobo o, alternativamente, vinculadas a cocinas localizadas de la SeccinEifeliano (Los Monos Superior), que han alcanzado fases de expulsin debido a flujos trmicos anma-los como el del Alto de Izozog, y contribuido a acumulaciones como la de Tita.

La seccin Eifeliano se reconoce como la roca generadora preponderante en la zona petrolera dePilcomayo, acoplada a un aumento en el flujo trmico regional. Esta zona o provincia se extiende hastael norte de Argentina, en el dominio del Pie de Monte, donde la seccin Emsiano (Los Monos Inferior)deviene en roca generadora (Figuras 4c y 5). En esta rea, los gases asociados a petrleo y con-densado tienen un patrn isotpico que difiere parcialmente de aquel de la regin de Santa Cruz. Lossistemas petroleros actuantes en esta zona son los propuestos por Disalvo y Villar (1999) y Starck(1999). El sistema petrolero Carga Secuencia Abajo de este ltimo autor, no presentaba acumulacioneshasta el descubrimiento de gas y condensado en Huamampampa e Icla en Madrejones, donde lamadurez de los hidrocarburos es comparable a la de Los Monos Inferior en ese sector.

En la zona petrolera del Subandino Sur existe una importante sobrecarga terciaria y las seccionesEifeliano y Emsiano de la Fm. Los Monos constituyen las rocas generadoras de petrleo y gas. En estaregin el sistema petrolero puede definirse como Los Monos-Huamampampa(!), por ser ese re-servorio Devnico el que mayor cantidad de reservas aloja, e incluir los sistemas petroleros propuestospor Disalvo y Villar (op. cit.) y Starck (op. cit.). Adicionalmente, se presume que la Fm. Kirusillas (Sil-rico) pudo constituir otro intervalo generador, aportando gas a los reservorios ms antiguos, como San-ta Rosa (Cruz et al., 2002), por lo que se propone un nuevo sistema petrolero, KirusillasSantaRosa(.).






Figura 10. Mapa de zonas con caractersticas petroleras distintivas de la Cuenca de Tarija. A)Santa Cruz; B) Pilcomayo; C) Subandino Sur (modificado de Cruz et al., 2002).


RESERVAS Y RECURSOS POTENCIALES

El volumen de las reservas de gas y petrleo en Bolivia ha sido tema de disenso durante los ltimosaos. Es por ello que a los efectos de este trabajo, con un objetivo completamente tcnico, se hantomado como vlidas las cifras publicadas por IHS Energy, con los valores de algunos campos modi-ficados en base a informacin propia. El tratamiento de los nmeros ser estadstico y se presentarncomo curvas de incorporacin de reservas en el tiempo e histogramas de distribucin de tamaos decampo, tratados por sistema petrolero de acuerdo con lo que se propone en este trabajo. Para ello sehan asignado los campos ubicados en las zonas petroleras Pilcomayo y Subandino Sur (Figura 2) alSistema Petrolero Los Monos-Huamampampa y aquellos de la regin de Santa Cruz al sistemapetrolero Seccin Lochkoviano-Carbnico.

Las reservas recuperables finales probadas y probables de las tres zonas petroleras mencionadasascienden a 800 x 106 bo y 33.6 x 1012 cfg, que se encuentran alojadas en 45 campos de gas y petrleoy 6 de petrleo solamente. Para su descubrimiento fue necesario perforar 282 pozos de exploracin(Figura 11).

El anlisis de las curvas de incorporacin de reservas (Figuras 11a y c) muestra sin lugar a dudasque ambos sistemas petroleros son definidamente gasferos. En el caso del sistema petrolero LosMonos, si bien la exploracin comienza en la dcada de 1910, los primeros descubrimientos no seproducen hasta el decenio siguiente, dndose un cambio marcado en la curva recin a fines de los 70con el descubrimiento de casi 2 x 1012 cfg en los campos La Vertiente-Porvenir-Vuelta Grande, en lazona petrolera Pilcomayo, contemporneo con los descubrimientos de Ramos y Aguarage enArgentina. Pero el cambio sustancial tiene lugar a mediados de la dcada del 90 (Figura 11a) cuando,debido al cambio en la poltica de hidrocarburos en Bolivia, ocurren los descubrimientos y comienzael desarrollo de los grandes campos de gas del Subandino Sur como San Alberto, Margarita, Ita ySbalo (Figura 2).

En el caso del sistema petrolero Seccin Lochkoviano la exploracin comenz a fines de los aos50 y los primeros y ms importantes descubrimientos ocurrieron pocos aos despus con Caranda-Ro Grande-Colpa que sumaron alrededor de 3.6 x 1012 cfg (Figura 11c). En esta zona petrolera deSanta Cruz, la curva de incorporacin de reservas parece no haber sido afectada por los cambios enpoltica de hidrocarburos de mitad de los 90, pero s por cambios en el concepto exploratorio(descubrimiento Tacobo reservorio Huamampampa) y/o aplicacin de nueva tecnologa como en eldescubrimiento de Percheles (Giroldi y Alegra, 2005).

En general es aceptado que todos los yacimientos de una cuenca responden a una distribucinlognormal, como producto de variables aleatorias independientes (Rose, 2001). Esa distribucin sepuede representar en grficos de probabilidad acumulada contra una escala logartmica o en uno defrecuencias que resulta en una campana de Gauss sesgada hacia los campos de menor tamao. Seasume que en el caso de una cuenca madura, los puntos que representan la distribucin de loscampos deben formar una recta en un grfico de probabilidad acumulada o bien las columnas querepresentan la frecuencia de los tamaos de yacimiento deben llenar la campana de Gauss. Estosprincipios pueden ser alterados ante la aparicin de nuevas ideas exploratorias y/o aplicacin denuevas tecnologas que llevan a nuevos descubrimientos, producindose no slo saltos de magnituden las curvas de incorporacin de reservas sino tambin quiebres abruptos en la recta de distribucinde campos o frecuencias bimodales en el histograma y en consecuencia modificaciones en lacampana de Gauss sesgada.

En la Cuenca de Tarija, el anlisis de la distribucin de tamaos de campos por sistema petroleromuestra claramente una cuenca an inmadura en cuanto a su desarrollo, ya que en el caso del sistema




petrolero Los Monos es marcadamente bimodal (Figura 11b) y en el caso del sistema SeccinLochkoviano es trimodal (Figura 11d). Debido a la incertidumbre que genera la ponderacin de estosinstrumentos estadsticos en su aplicacin a una ciencia natural, el resultado obtenido es variable entremximo y mnimo. En ambos sistemas petroleros restan por descubrir una cantidad interesante decampos medianos hasta gigantes y/o supergigantes, si bien es cierto que probablemente muchosdescubrimientos no tendrn impacto econmico por ser insignificantes o muy chicos. Para el SistemaPetrolero Seccin Lochkoviano Carbnico (.) los recursos potenciales por descubrir varan de 5 a 18x 1012 cfg, mientras que para el caso de Los Monos Huamampampa (!) esos recursos potencialesseran de 12.5 a 38 x 1012 cfg.

Esta presuncin no cambia drsticamente la categora en que estos sistemas petroleros calificandentro de la ponderacin de la eficiencia del sistema de generacin acumulacin. El sistemapetrolero Seccin Lochkoviano pasara a tener hidrocarburos recuperables entre 224 y 370 x 109 kg(an Significativo, de Magoon y Valin, 1994) y un GAE no mayor a 0.80%, en tanto el sistema de LosMonos tendra hidrocarburos recuperables entre 1081 y 1386 x 109 kg (Grande) y un GAE que llegaraen el mejor de los casos a 3.4%. Estos posibles recursos por descubrir tendran un impacto signi-ficativo desde el punto de vista econmico pero no cambian sustancialmente la calidad y eficacia delos sistemas petroleros de la Cuenca de Tarija.



Figura 11. Grficos de curvas de incorporacin de reservas en el tiempo e histogramas de distribucin detamaos de campo de la Cuenca de Tarija, considerados por sistema petrolero: a b) Los Monos y c d)Seccin Lochkoviano. Tamao de campo (bcfe): Sin valor < 1.2; Insignificante 1.2-7.2; Muy Chico 7.2-36;Chico 36-150; Mediano 150-450; Grande 450-1200; Muy Grande 1200-3000; Gigante 3000-6000; Super Gigante> 6000.


CONCLUSIONES

1.- El trabajo identifica tres zonas (o provincias) petroleras con caractersticas geolgicas ygeoqumicas diferenciadas: Santa Cruz, Pilcomayo y Faja Corrida del Subandino Sur. Se propone laexistencia de ms de un sistema petrolero, en oposicin a la idea tradicional de un nico sistemavinculado, en sentido amplio, a generacin en la Fm. Los Monos.

2.- El sistema petrolero Seccin LochkovianoCarbnico(.) es el ms importante en la regin deSanta Cruz, mientras que el sistema Los Monos-Huamampampa (!) lo es en las zonas de Pilcomayoy Faja Corrida del Subandino Sur. Ambos sistemas involucran acumulaciones de gas y condensado demanera dominante.

3.- Las vas de migracin preferencial son, principalmente, los grandes corrimientos y fallas,mientras que el mecanismo de entrampamiento dominante es estructural.

4.- La estimacin de la eficiencia del proceso de generacin acumulacin (GAE) indica una bajaeficacia de los dos sistemas petroleros, siendo el de Los Monos levemente mejor.

5.- Las reservas EUR 2P asignadas al sistema petrolero Los Monos son marcadamente mayoresque aquellas del sistema Lochkoviano. Los recursos por descubrir en ambos casos son de magnitudequivalente o superior a los ya descubiertos.

Agradecimientos

A Sebastin Mara por su colaboracin permanente. A Mara Silvia Castro por su paciencia ydedicacin. A Estanislao Kozlowski, Marcelo Arteaga y Marcelo Rosso por las crticas y sugerencias.A las autoridades de Pluspetrol, Petrobras y Repsol YPF por permitir la publicacin de este trabajo.

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