Comodoro Final

PETROLEUM SYSTEMS OF THE GOLFO SAN JORGE BASIN,

ARGENTINACuenca del Golfo San Jorge


ARGENTINASecciones regionales

Clasificación de organofaciesPETROLEUM SYSTEMS OF

THE GOLFO SAN JORGE BASIN, ARGENTINA

Fm. Pozo D-129: CFm. Cerro Guadal: D/EFm. A.A.Bandera: C-B

Tomado de Pepper & Corvi, 1995

Clasificación basada directamente sobre el medio ambiente de depositación delos sedimentos.

Caracterización de rocas madrePETROLEUM SYSTEMS OF


100 120 140 160 180 200 220 240

Temperature (C)

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

Oil

Expe

lled

(mm

bbl/k

m2)

Oil Expelled (mmbbl/km2)

Gas Expelled (mmboe)

125ºC140ºC

organofaciesfacies C

Promedio de 250 muestras

De 40 pozos en toda la cuenca

6.000 m3/km2

467.000 pie3/km2

Fm. Pozo D-129

Potencial para1 m de roca madre

TOC (% en peso)Más de 350 muestrasD-129: 0,3-2 (1)AAB: 0,6-4 (1,9)CG: 0,2-2,3 (1,2)

210ºC


ARGENTINA

Extractos de rocas madre

Correlación petróleo-roca madre

D-129 28 muestras

CG 8 muestras

AAB 18 muestras

54 muestras de GCMS en toda la cuenca

Datos provenientes de la fracción saturados (ion 191-z). Terpanos tri- y tetra-cíclicos

Ventajas:Escasa variación con lamadurez y con la biodegradación.


ARGENTINA

Extractos de rocas madre Petróleos


0,0

0,1

0,1

0,2

0,2

0,3

0,3

0,4

0,4

0,5

C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C24-4 C26

188 muestras


ARGENTINA

Extractos de rocas madre Petróleos



ARGENTINACorrelación gas-roca madre

Diagrama de Clayton


ARGENTINACorrelación gas-roca madre

Esta desviación esinterpretada comoel resultado de unacontribución de gasesgenerados en una rocamadre de mayor madurez(¿Neocomiano?)

Mapas de estrés termalPETROLEUM SYSTEMS OF


1- Se construyeron mapas estructurales de las siguentes unidades: Fm. Yacimiento El Trébol–Fm. Meseta Espinosa–Fm. Bajo Barreal S. Fm. Comodoro Rivadavia–Fm. Cañadón Seco–Fm. Bajo Barreal I. Fm. Mina El Carmen – Fm. Castillo Fm. Pozo D-129 – Fm. Matasiete Neocomiano (s.l.) Complejo Volcánico Sedimentario

A partir de los mapas publicados por Fitzgerald et al. 1990 A partir de datos de pozos

5- Se utilizó el gradiente geotérmico promedio para toda la cuencade 3,55°C/100m

6- Se utilizaron los valores de temperaturas de expulsión de petróleo y gas calculados para cada organofacies

3- Se construyó un DEM (modelo de elevación digital) de la zona terrestre de la cuenca.4- Se construyó un mapa de lecho marino a partir de cartas náuticas

MAPA TOPOGRAFICO DE LA CUENCA

100 120 140 160 180 200 220 240

Temperature (C)

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

Oil

Exp

elle

d (m

mbb

l/km

2)

Oil Expelled (mmbbl/km2)

Gas Expelled (mmboe)

Formación Petróleo Gas(°C) (°C)

D-129 125 140CG 140 155AAB 125 145

7- Se le asignaron las edades a cada uno de los mapas estructurales

T°

Tie

mp

o

Sarmiento

C. Rivadavia

C. OliviaLas Heras

Sarmiento

C. Rivadavia

C. OliviaLas Heras

Sarmiento

C. Rivadavia

C. OliviaLas Heras

Techo Fm. Pozo D-129

Techo Fm. Cerro Guadal

Base Fm. A. A. Bandera

MigraciónPETROLEUM SYSTEMS OF


Modelo idealizado

Para la zona de Cerro Dragón (Flanco Norte) se ha calculado una velocidad de migración vertical de: 60 m/Ma

El tamaño de los poros en pelitas es extremadamente variable y muestra una distribución azarosa, con un gran número de poros extremadamente pequeños los que muy improbablemente puedan ser atravesados por alguna particula de petróleo.

Los poros por los que las partículas de hidrocarburo pueden migrar son aquellos que poseen los mayores radios de gargantas porales y las menores presiones capilares de entrada (capillary entry pressure: CEP).

El petróleo que migra verticalmente lo hace a través de los poros con menor CEP

Migraciónvertical

TrampasPETROLEUM SYSTEMS OF


Bloques fallados e inclinados “Rollovers” Pilar tectónico o horst Zonas microfracturadas

Anticlinales tipo “cajón” Corrimiento Retrocorrimiento

Estructuras extensionales

Estructuras compresionales

Modelados 1DPETROLEUM SYSTEMS OF


Sistemas petrolerosPETROLEUM SYSTEMS OF


La principal roca madre de la cuenca es la Fm. Pozo D-129. Es la responsable de aproximadamente el 95% de las reservas actuales.

El petróleo generado en la Fm. Pozo D-129 se aloja en la totalidad de los reservorios pertenecientes a todas las formaciones que integran el Gr. Chubut.

No se observan diferencias significativas en los mecanismos de migración y entrampamiento para las acumulaciones alojadas en reservorios del Gr. Chubut de la cuenca.

Los reservorios (cargados por los hidrocarburos generados en la Fm. Pozo D-129) a iguales niveles estratigráficos reciben diferentes nombres en los distintos sectores de la cuenca.

Por estas razones (y con la intención de contar con una nomenclatura que sea representativa de toda la cuenca) se propone denominar al sistema petrolero que involucra a los hidrocarburos generados en la Fm. Pozo D-129 como:

Pozo D-129 – Grupo Chubut (!)

Utilizando los mismos argumentos, se propone la utilización de las siguientes nomenclaturas para los sistemas petroleros que incluyen hidrocarburos generados por rocas madre Neocomianas:

Pozo Cerro Guadal – Grupo Chubut (!)

Anticlinal Aguada Bandera – Grupo Chubut (!)

ConclusionesPETROLEUM SYSTEMS OF


- Se han calculado los gradientes geotérmicos para los distintos sectores de la cuenca.

- Se han identificado tres diferentes rocas madre. Cuyas características y potencial de generación han sido calculados.

- Se calculó un valor de eficiencia de generación-acumulación (GAE) de 1,26%

- Con la utilización de biomarcadores se correlacionó un gran número de muestras de petróleo a las distintas rocas madre.

- Se construyeron modelados 1D para los distintos sectores de la cuenca.

- Se construyeron mapas de estrés termal a escala de toda la cuenca para las tres unidades generadoras.

-Se propuso una nueva terminología para denominar a los sistemas petroleros comprobados de la cuenca.


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