CAMPOPETROLIFERO DE TARIJA - BOLIVIA ANDRE CUADROS MAMANI 130024 COD: 2011- PROF.: MICHAEL MIRANDA CHOQUE CURSO: GEOLOGIA DEL PETROLEO Y DESARROLLO DE YACIMIENTO I CUARTO AÑO TACNA - PERU 000 km 2. desde el punto de vista geológico. según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.BOLIVIA La región del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. es una provincia gasífera que abarca un área cercana a los 100. en Bolivia. la Faja Corrida Externa y el Pie de Monte ubicado entre el Codo de Santa Cruz al Norte y la región del límite político Bolivia – Argentina hacia el sur. El sector analizado comprende. .CAMPO PETROLIFERO DE TARIJA . Sus reservas recuperables finales probadas más probables de petróleo y gas al año 2005. Se excluye de este análisis la zona de la cuenca denominada Boomerang. ascienden a 956 x 10 6 bo y 52 x 1012 cfg. situada al Norte del Codo de Santa Cruz. Ordovícico consideradas hasta el momento basamento económico. Estos ciclos se superponen en discordancia a rocas de edad Cambro . donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarquía de conjunto de supe secuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. .ESTRATIGRAFIA La Cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el Silúrico al Reciente. requiere niveles relativamente altos de stress térmico para comenzar la etapa de expulsión de hidrocarburos. Las facies arcillosas. ROCAS MADRE - El contenido orgánico en la mayoría de las muestras analizadas pertenecientes a las potenciales rocas madre no supera el 1%. dominantemente de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos. Por otra parte las facies de las areniscas cuarciticas de las formaciones Santa Rosa. Las facies arcillosas dominantemente de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos. característica de depósitos sinorogénicos. alcanzando ocasionalmente el 2%. principalmente de ambiente eólico y estas rocas sirven de reservorio en numerosos campos. genero una antefosa con espesores de rocas clásticas continentales mayores a los 5000 m. Las facies glaciales y periglaciales están compuestas por una alternancia de areniscas de canales. Durante el Cretácico Superior se produjeron eventos transgresivos que alcanzaron el área norte de Santa Cruz de la Sierra. durante el Terciario. siendo hasta el momento comprobado solamente las que se asignan a la Fm. donde alternan facies arenosas y arcillosas. - Ciclo Carbónico – Pérmico Separada del ciclo anterior por una discordancia erosiva. rellenos de valles (reservorios). debido a su carácter parcialmente refractario y bajo contenido orgánico. . que dejaron registros de aproximadamente 300 m de sedimentos clásticos calcáreos. - Ciclo Terciario El levantamiento de la Cordillera de los Andes. siendo hasta el momento las que se asignan a la Formación Los Monos. en este caso predominantemente gaseosos. limoarcillitas y diamicitas (sellos). El querogenoo es de tipo II/III a III. depositada en condiciones climáticas más cálidas y con influencia marina. Los Monos. - Ciclo Mesozoico Durante el Jurásico se depositaron cerca de 1000 m de facies clásticas de origen continental.- Ciclo Siluro – Devónico Compuesto por más de 3000 m de sedimentos clásticos de origen marino. en general no estructurado y. Este ciclo culmina con calizas de edad Permo-Triasica. Este relleno exhibe una secuencia típicamente grano y estratocreciente. Huamampampa e Iquiri constituyen los reservorios que alojan las mayores reservas de gas de esta esta cuenca. Icla. su espesor excede los 1500 m y están compuestos principalmente por facies clásticas continentales con una importancia influencia de eventos glaciales que afectaron al Supercontiente de Gondwana durante el Carbónico. en general bajos o en ventana de petróleo. compuestas por pelitas negras micáceas laminadas y areniscas grisáceas de grano fino a medio con ondulitas. bioturbaciones y restos de plantas. dentro de la columna litológica general se tienen varias formaciones lutiticas que cumplen con esta condición. la formación comienza con una secuencia granocreciente de ritmitas de capas tabulares y lenticulares. la Sección Eifeliano de la Formación Los Monos habría alcanzado la ventana de generación de gas. Los niveles de madurez. Luego se registran capas centimétricas rítmicas y una sucesión heterolítica de pelitas micáceas oscuras y areniscas micáceas ondulíticas con artejos de crinoideos fragmentados. se encuentran actualmente en la mayoría de los núcleos de los anticlinales.- - Las principales zonas de generación corresponderían a los sinclinales. muy micáceas. en las cuales se encuentran artejos de crinoideos y bioturbación. laminares a físiles. Le siguen capas de limolitas de color castaño con hyolites y trilobites en el núcleo del anticlinal. Como la principal tenemos a la Formación Los Monos que se sobrepone a la roca almacén de la formación Huamampampa. GENERACION Y EXPULSION . bituminosas o carbonosas con intercalaciones variables de areniscas y limolitas que aparecen en bancos individuales muy delgados. ya que debido a la sobrecarga de los depósitos terciarios. La litología de la formación Los Monos se describe como una sucesión de lutitas de color gris oscuro a negro. decimétricas a centimétricas. Sobre la ruta de Tarija. ROCA SELLO En lo que respecta al sello. la sobrepresión generada durante los estadios finales de la maduración produjo el drenaje de hidrocarburos hacia los reservorios en contacto con esas dos secciones. donde se distinguen trenes de un espesamiento o engrosamiento de la sección devónica importante. donde las secciones Eifeliano y Emsiano son rocas madre probadas. el flujo térmico incrementa y la sección Eifeliana deviene en roca generadora comprobada. tiene un espesor muy importante y presencia constante. Vías de migración Los corrimientos y las fallas principales son la vía de migración preponderante. coincidentes con los grandes ejes estructurales anticlinales. separados por el Alto de Izozog. La de deformación andina no produce un impacto importante en el espesor de lasas sección devónica en el área de Pie de Monte y de la Plataforma. durante el Terciario Superior. mayor es el volumen de hidrocarburos migrados. el espesor del Terciario no resulto suficiente para madurar la sección Eifeliano. En la región de Santa Cruz de la Sierra. Hacia el sur. tanto en el Cinturón Subandino como el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. edad a la que se le asignan sus principales rocas madre. .La Cuenca de Tarija se destaca porque su sección estratigráfica devónica. ubicada al oeste. En la Fajada Plegada y Corrida. las principales zonas de generación corresponderían a los sinclinales. con espesores máximos de hasta 2800 – 3000 m. A medida que aumenta el área de contacto entre la roca madre y la falla. Se distinguen dos depocentros. Hacia el sur de Bolivia y norte de Argentina y en el Cinturón Subandino. el régimen térmico suave es compensado por espesores del Terciario Orogénico que alcanzan 5000 m. Estos corrimientos tienen su despegue basal o cortan con muy bajo ángulo las rocas madre siluro-devónicas. En este sector de la cuenca. por lo que pueden drenar hidrocarburos de manera eficiente. en el área del Rio Pilcomayo – Villamontes y hacia el norte de Argentina. Madurez y “timing” de expulsión Los principales episodios de expulsión de las rocas generadoras devónica y carga en el reservorio se produjeron unidos a la tectónica andina. pero si permitió que el intervalo Lochkoviano alcanzara madurez térmica para la expulsión térmica de hidrocarburos. Áreas principales de generación El área de Faja Plegada y Corrida del Subandino Sur. Esta división se fundamenta principalmente en que los reservorios devónicos son en general portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado. consideración que sirve de base a Starck (1999) para su propuesta de sistemas petroleros. Son areniscas cuarcíticas depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa.. siendo ésta última la mayor productora en los megacampos San Alberto. . 2005). Las rocas almacén supra-devónicos se encuentran en los ciclos CarbónicoPérmico. Icla.025 mD (Glorioso. La totalidad de la columna estratigráfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos niveles almacén. sin superar el 8. Huamampampa e Iquiri. presentando ocasionalmente porosidades primarias que llegan al 19%. donde la porosidad de matriz varía de 1% a 4% y la de fractura no supera 0. En el Subandino Sur de Bolivia estas características mantienen la existencia de valores de porosidad más frecuentes medidos en coronas entre 3% y 4. son las formaciones Santa Rosa.01 mD) y sin fracturación no hay posibilidad de producir hidrocarburos. Icla y Huamampampa. periglacial y continental que producen por porosidad primaria. Huamampampa e Iquiri. Petaca). devónico y supra-devónico. No es el propósito de este trabajo hacer una descripción detallada de las facies y características petrofísicas. cuyo valor más frecuente es 0. con valores que oscilan entre 12 y 30%. En algunos yacimientos. Las rocas almacén devónicos son en general portadores de gas y condensado y corresponden a las formaciones Santa Rosa. Las rocas almacén devónicas corresponden a las formaciones Santa Rosa.5% y permeabilidades también bajas. Iquiri presenta características petrofísicas algo diferentes. La Fm. En sentido general se los puede dividir en dos grandes grupos.ROCAS ALMACEN COMPARTIDAS Desde el punto de vista de producción de gas y condensado. 2005). Su productividad se debe a un sistema de porosidad doble. depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. de matriz y de fractura (Kozlowski et al.5% (Cohen. En el Subandino Sur tienen muy baja porosidad y permeabilidad (menor a 0. 2002). mientras que los reservorios supra-devónicos producen petróleo y/o gas. Mesozoico y base del Terciario (Fm. Son areniscas cuarcíticas que producen principalmente por fracturación. Icla. Iquiri alberga acumulaciones de hidrocarburos que la emparientan con los reservorios supra-devónicos. las rocas almacén principales en el Subandino Sur. Son areniscas de origen eólico y fluvial de ambiente glacial.5%. Sábalo y Margarita. RESERVAS Y RECURSOS POTENCIALES .En una descripción de los yacimientos San Alberto y Sábalo. Huamampampa una porosidad promedio del 4% con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 mD. Rebay et al (2001) asignan a la Fm. .El volumen de las reservas de gas y petróleo en Bolivia ha sido tema de disenso durante los últimos años. Peros e tratara de ser los más verídico posible en este trabajo. que se encuentran alojadas en 45 campos de gas y petróleo y 6 de petróleo solamente. Para ello se han asignado los campos ubicados en las zonas petroleras Pilcomayo y Subandino Sur al sistema Petrolero Los MonosHuamampampa y aquellos de la región de Santa Cruz al sistema Seccion LochkovianoCarbonico. ya que son cifras publicadas por la IHS Eneergy.6 x 1012 cfg. Las reservas recuperables finales probadas y probables de las tres zonas petroleras mencionadas ascienden a 800 x 106 bo y 33. Para su descubrimiento fue necesario perforar 282 pozos de exploración.