G E O LO LOG G I A DE L PE T R O L E O E N B O LI LIVI VIA A
ESTUDIANTE
: SA NTOS NTOS RODAS J EOVANNY BE TO
REGISTRO
: 213120569 21312 0569
DOCENTE
: ING. ING. FER NANDEZ NANDEZ GA RC IA MAR MAR IO GE RMAN
MA TE R IA
: GE OLOGIA OLOGIA DEL PE TROLEO TROLEO
S A N TA C R UZ – B OLIVIA OLIVIA
PR OD ODU UCCIO CCION N DE HI HIDR DR O CA R B UR O S E N B O LIV LIVIA IA La producción de petróleo en Bolivia inicia en el año 1925, con el descubrimiento descubrimiento del campo Bermejo. Desde entonces Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diésel que constituye la demanda nacional. Desde 1997 la producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías compañías privadas, privadas, que a noviembre noviembre del 2003 2003 alcanzaron alcanzaron un total de 44350 barriles por día de petróleo condensado y gasolina natural, 57500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos por dia de gas natural. Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Margarita, Kanata, Bulo Bulo y rio grande.
Localización
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PR OD ODU UCCIO CCION N DE HI HIDR DR O CA R B UR O S E N B O LIV LIVIA IA La producción de petróleo en Bolivia inicia en el año 1925, con el descubrimiento descubrimiento del campo Bermejo. Desde entonces Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diésel que constituye la demanda nacional. Desde 1997 la producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías compañías privadas, privadas, que a noviembre noviembre del 2003 2003 alcanzaron alcanzaron un total de 44350 barriles por día de petróleo condensado y gasolina natural, 57500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos por dia de gas natural. Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Margarita, Kanata, Bulo Bulo y rio grande.
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MA R C O TE C T O N I C O
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Resultado tectónico Los Andes son el resultado del movimiento de las placas tectónicas, el que ocurre desde el periodo Mesozoico. Los Andes se han levantado por la subducción de placas oceánicas por debajo de la placa Sudamericana. Las placas que actualmente son subducidas son las placas de Cocos, Nazca y la Antártica. Antes de formarse Los Andes el margen occidental de Sudamérica ya había sido el lugar de varia orogenias.
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Resultado del choque de placas tectónicas Debido al choque de placas se produce la zona de subducción, por cual por fuerzas compresivas la corteza sufre un cierto grado de deformación. Estas deformaciones se pueden mas o menos visualizar con la sísmica 3D.
CUE NCA SE DIME NTAR IA Es necesario recordar que no se puede hablar del potencial hidrocarburìfero de una determinada zona sin antes conocer y comprender que es una cuenca sedimentaria y su evolución petrolera, puesto que son los factores determinantes para la generación y acumulación de hidrocarburos. La cuenca de Chaco - Tarija comprende relleno con espesores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el Silúrico al reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarquía de conjunto de super secuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales.
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Ciclo silúrico – devónico El ciclo Silúrico - Devónico compuesto por más de 3000 m de sedimentos clásticos de origen marino y edad silúrica devónica, donde alternan facies arenosas y arcillosas. La ciclicidad y continuidad lateral de ciertos límites litológicos han sido tomadas como bases para su división en secuencias y conjunto de secuencias. Las facies arcillosas, todas ellas de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo comprobadas solamente las que se asignan a la Formación de Los Monos. Adicionalmente a su capacidad generadora estas facies finas constituyen sellos regionales. Las facies de areniscas cuarcìticas de las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri son los reservorios que alojan la mayor cantidad de reservas de gas en esta cuenca.
Secuencia estratigráfica del devónico
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Ciclo carbónico - pérmico El ciclo Carbónico – Pérmico yace sobre el ciclo anterior mediante una marcada discordancia erosiva, caracterizada por profundos valles excavados. Los depósitos de este ciclo exceden los 1500 m de espesor y están compuesto principalment e por facies clásticas continentales que muestran una importante influencia de eventos glaciales que afectaron al Supercontinente de Gondwana durante el Carbónico. Trabajos recientes enmarcan estos sedimentos dentro de un modelo estratigráfico secuencial, caracterizando sus paleoambientes deposicionales. Estas facies glaciales y periglaciales componen una alternancia de areniscas de canales y rellenos de valles (almacén) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos). La parte superior de este ciclo fue depositada en condiciones climáticas más cálidas y con influencia marina.
Secuencia estratigráfica carbónico - pérmico
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Ciclo mesozoico El ciclo Mesozoico deposito durante durante el Jurásico cerca de 1000 m de facies clásticas de origen continental, principalmente eólico, que muestran un proceso de aridizacion que también puede ser identificado en otras regiones de Gondwana. Estas facies arenosas son reservorios en numerosos campos como Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande entre otros. Durante el Cretácico Superior hubo eventos transgresivos que alcanzaron el sector norte de la cuenca de Tarija (are de Santa Cruz) que depositaron aproximadamente 300 m de sedimentos clásticos calcáreos.
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S ecuencia estratigráfica mesozoico - cenozoico
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El ciclo terciario está vinculado a una antefosa relacionada con el levantamiento tectónico de la cordillera de los andes, con registros mayores a 5000 m de facies clásticas continentales. Exhiben una secuencia típicamente grano y estratocreciente, características de depósitos sin orogénicos. La porción basal de este ciclo (Fm.yecua), considerada el sello regional mas alto de la cuenca, representa una ingresion marina ocurrida durante el Mioceno. Durante el terciario superior la columna estratigráfica de la cuenca de Tarija fue afectada por los últimos pulsos de la orogenia andina, estando completamente involucrado en el sector externo de la faja corrida subandina. La deformación terciaria no afecto el sector oriental de la cuenca, conocido como llanura chaqueña. El subandino es una faja fallada y plegada de lámina delgada. El despegue inferior se interpreta como ubicado en la sección basal del silúrico que hacia el sector norte de Santa Cruz de La Sierra cambia al ordovícico, indicando la existencia de despegues más profundos en niveles estratigráficos más viejos. 11
CUENCAS DE LA R EG ION
Darlent Farjat en el 2002 interpreto que los depósitos silúricos y devónicos del subandino sur y el chaco del norte de la Argentina y sur de Bolivia como una cuenca de retroarco sin acortamiento. En ese contexto Albarinho y Alvarez establecieron para esta misma región un modelo de distribución de facies en un contexto secuencial, interpretando el ambiente de la región como una plataforma silicoclastica marina denominada por oleaje entre el Ludloviano y el Frasniano, donde la depositacion habría estado controlada por variaciones eustaticas marcadas por al menos tres eventos de regresiones forzadas indicadas por cuerpos arenosos depositados hacia el centro de la cuenca, integrando estudios paleontológicos, en su mayoría inéditos, para correlacionar las secuencias. 12
La cuenca de Tarija comprende rellenos con espesores mayores mayores a los 10 km de rocas sedimentarias desde el silúrico hasta el reciente, donde pueden ser reconocidos varios ciclos sedimentarios con jerarquía de conjunto de super secuencias que tienen diferentes mecanismos de subsidencia e historias deposicionales. Es afectada por la orogenia andina.
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Cuenca del subandino sur La Cuenca del Subandino Sur y Pie de Monte, es una provincia gasífera que abarca un área cercana a los 100,000 km 2 . Sus reservas recuperables finales probadas más probables según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, ascienden a 956 MMBbls de Petróleo y 52 TCF de Gas (CBH, 2008). El sector analizado comprende, desde el punto de vista geológico, 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.
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Lugar de ubicación
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Imagen satelital de subandino sur
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Estratigrafía Ciclo Siluro-Devónico
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Está compuesto por más de 3000 m de sedimentos clásticos de origen marino, donde alternan facies arenosas y arcillosas.
Ciclo C arbónico-Pérmico
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Está separado del ciclo anterior por una marcada discordancia erosiva, destacándose en algunos lugares profundos valles excavados. Su espesor excede los 1500 m y están compuestos principalmente por facies clásticas continentales con una importante influencia de eventos glaciales
Ciclo Mesozoico
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Durante el Jurásico se depositaron cerca de 1.000 m de facies clásticas de origen continental, principalmente de ambiente eólico (Grupo Tacurú). o
Ciclo Terciario El levantamiento tectónico de la Cordillera de los Andes, durante el Terciario, generó una antefosa con espesores de rocas clásticas continentales mayores a los 5.000 m.
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A S PE CTOS G E OL OG IC OS R E G IONA LE S El Subandino Sur es una región montañosa con altitudes medias de 1.2 km y sectores que superan los 2 km. Se trata de una faja fallada y plegada de lámina delgada.
Ubicación de yacimientos de petróleo y g as de Bolivia y Noroes te de Arg entina:
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Estructuras geológicas de interés petrolero El Subandino Sur: se caracteriza:-Relieve quebrado-Serranías orientadas en dirección noroeste-sureste-Plegamientos rocosos fracturados y erosionados de las formaciones del Devónico, Carbonífero, Cretácico y Terciario. •Anticlinales asimétricos con fallas inversas •Sinclinales con amplios valles alargados •Sistemas de anticlinales de rampa o pliegues de propagación trasladados
en las areniscas cuarcíticas silúricas y devónicas.
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Área de estudio Serranía Aguarague
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Modelo geológico en 3D
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R OCA MADR E El contenido orgánico en la mayoría de las muestras analizadas pertenecientes a las potenciales rocas madre no supera el 1%, alcanzando algunas ocasionalmente el 2%. Los hidrocarburos que se generan en el Subandino Sur son predominantemente gaseosos. Las facies arcillosas, dominantemente de colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo hasta el momento las que se asignan a la Formación LosMonos. Las principales zonas de generación corresponderían a los sinclinales, ya que debido a la sobrecarga de los depósitos terciarios, la Sección Eifeliano de la Formación Los Monos habría alcanzado la ventana de generación de gas.
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El querógeno es de tipo II a III requiere niveles relativamente altos de stress térmico para comenzar la etapa de expulsión de hidrocarburos, en este caso predominantemente gaseosos. La sección Emsiano (LosMonos-Huamampampa) constituye una roca generadora gasífera.
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La Formación Los Monos fallada y no repetida por apilamiento antiformal. Las unidades estratigráficas se deforman en anticlinales de flancos con alto buzamiento, que llegan a exponer en su núcleo, frecuentemente fallado, al Devónico superior.
La formación los monos es la Roca Madre conformada por limo litas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas. Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.
G ENE R ACIÓN Y E XPULSIÓN 26
VIAS DE MIGR AC ION El Subandino Sur se destaca porque su sección estratigráfica devónica, edad a la que se asignan sus principales rocas madre, tiene un espesor muy importante y presencia constante. Modelo estratigráfico para el Devónico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra, con posibles zonas de generación en el Pie de Monte y sentido de migración de los hidrocarburos. Los corrimientos y las fallas principales son la vía de migración preponderante, tanto en el Cinturón Subandino como en el Pie de Monte de la Cuenca de Tarija. Estos corrimientos tienen su despegue basal o cortan con muy bajo ángulo las rocas madre silurodevónicas, por lo que pueden drenar hidrocarburos de manera eficiente. A medida que aumenta el área de contacto entre la roca madre y la falla, mayor es el volumen de hidrocarburos migrados (Moretti, 1998).Hacia el sur de Bolivia y norte de Argentina y en el Cinturón Subandino, donde las secciones Eifeliano y Emsiano son rocas madre probadas, la sobrepresión generada durante los estadíos finales de la maduración produjo el drenaje de hidrocarburos hacia las rocas almacén en contacto con esas dos secciones.
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R OCA S ELLO En lo que respecta al sello, dentro dela columna litológica general se tienen varias formaciones lutiticas que cumplen con esta condición .Como la principal tenemos a la Formación Los Monos que se sobrepone a la roca almacén de la formación Huamampampa. La litología de la formación Los Monos se describe como una sucesión de lutitas de color gris oscuro a negro, laminares a físiles, muy micáceas, bituminosas o carbonosas con intercalaciones variables de areniscas y limolitas que aparecen en bancos individuales muy delgados.
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R OCAS ALMACE N Y TR AMPAS Desde el punto de vista de producción de gas y condensado, las rocas almacén principales en el Subandino Sur, son las formaciones Santa Rosa, Icla y Huamampampa, siendo ésta última la mayor productora en los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita. La totalidad de la columna estratigráfica de esta cuenca se caracteriza por la existencia de numerosos niveles almacén. En sentido general se los puede dividir en dos grandes grupos, devónico y supra-devónico, consideración que sirve de base a Starck (1999)para su propuesta de sistemas petroleros. Esta división se fundamenta principalmente en que los reservorios devónicos son en general portadores de gas y ocasionalmente condensado asociado, mientras que los reservorios supra-devónicos producen petróleo/o gas. No es el propósito de este trabajo hacer una descripción detallada de las facies y características petrofísicas. Las rocas almacén devónicas corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcíticas que producen principalmente por fracturación, depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. La Fm. Iquiri presenta características petrofísicas algo diferentes, presentando ocasionalmente porosidades primarias que llegan al 19%. En algunos yacimientos, Iquiri alberga acumulaciones de hidrocarburos que la emparientan con los reservorios supra-devónicos .Las rocas almacen supradevónicos se encuentran en los ciclos Carbónico-Pérmico, Mesozoico y base del Terciario (Fm. Petaca). Son areniscas de origen eólico y fluvial de ambiente glacial, periglacial y continental que producen por porosidad primaria, con valores que oscilan entre 12 y 30%. Las rocas almacén devónicos son en general portadores de gas y condensado y corresponden a las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiri. Son areniscas cuarcíticas depositadas en ambiente marino litoral y de plataforma externa. En el Subandino Sur tienen muy baja porosidad y permeabilidad (menor a 0.01 mD) y sin fracturación no hay posibilidad de producir hidrocarburos. Su productividad se debe a un 29
sistema de porosidad doble, de matriz y de fractura (Kozlowski et al., 2005), donde la porosidad de matriz varía de1% a 4% y la de fractura no supera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino Sur de Bolivia estas características mantienen la existencia de valores de porosidad más frecuentes medidos en coronas entre 3% y 4.5%, sin superar el 8.5% y permeabilidades también bajas, cuyo valor más frecuente es 0.025 mD (Glorioso, 2005).En una descripción de los yacimientos San Alberto y Sábalo, Rebay et al(2001) asignan a la Fm. Huamampampa una porosidad promedio del 4%con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 mD. .
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Trampa estructural
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CA MPOS MÁS IMPORTANTE S DE LAS R E GIONES PR ODUCTIVAS QUE COMPONEN LA C UE NCA DE L S UB A NDINO S UR
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CORTES GE OLÓGICOS DE LOS YA CIMIENTOS E N BOLIVIA
Yacimiento San Alberto El yacimiento súper-gigante de gas de S an Alberto, localizado muy cerca del límite con Argentina, fue perforado en 1990 por la empresa YPFB. Se ubica en el eje estructural de San Antonio. En una descripción de los yacimientos San Alberto y Sábalo, asignan a la Fm. Huamampampa una porosidad promedio del 4% con una permeabilidad de fractura que oscila entre 6 y 57 Md. Los primeros estudios del campo datan de 1927 y fueron realizados por geólogos de la Standart Oil Company; entre1956 y 1957, L.A. Arigós, trabajó en este sector y en 1963,J. Oblitas, geólogo de YPFB definió la estructura mencionada. El yacimiento super-gigante de gas de San Alberto, localizado muy cerca del límite con Argentina, fue perforado en 1990 por la empresa YPFB. Se ubica en el eje estructura lde San Antonio, que presenta diferentes culminaciones y donde anteriormente, al sur en Argentina fue perforado Macueta en 1983 y posteriormente, al norte, Itaú. Este trene structural es bien representativo del estilo tectónico del Subandino Sur, siendo un anticlinal elongado en sentido meridiano y de flancos con buzamientos elevados resueltos en unidades del Pérmico al Terciario.
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Yacimiento Margarita La historia del campo Margarita comienza con el descubrimiento del pozo Margarita X-I en 1998, a partir de esa fecha se realizaron una serie deensayos de producción y nuevas perforaciones. Las rocas almacén deMar garita pertenecen a los niveles de las formaciones Huamampampa, Iclay Santa Rosa.
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Inició su producción en diciembre de 2004 cuando se concluyó la instalación de una planta de adecuación de gas y en la actualidad cuenta con una capacidad de procesamiento de dos millones de metros cúbicos diarios de gas natural, permitiendo además una producción promedio de 4.800 barriles diarios de crudo y condensado.
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El tren estructural del yacimiento Margarita se ubica al oeste de las estructuras de San Antonio y Aguaragüe, siendo parte del mismo ambiente tectónico. La estructura en superficie no refleja de manera directa la deformación del nivel inferior, comprobando la desconexión que genera el nivel disarmónico de la formación Los Monos, siendo el nivel inferior el objetivo prospectivo más importante con grandes acumulaciones de gas. Mientras que las estructuras lindantes de Aguaragüe y San Antonio se caracterizan por pliegues apretados en superficie, la que contiene al campo Margarita está compuesta por dos láminas principales de corrimiento, Bororigua y Mandiyutí , que divergen entre sí formando un rasgo distintivo de este tren estructural. A diferencia de otros anticlinales de las Sierras Subandinas, la estructura de Margarita expone un anticlinal de amplia cresta donde la formación Los Monos no tiene el típico apilamiento múltiple en posición de cresta, sino que se puede presentar tanto con espesor duplicado por falla (entre 800 y 1000 m espesor verdadero en MGR-X2 y MGR-X3) como también ens ección normal sin repetir con espesores verdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 yMGR-4). La estructura profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de láminas de corrimiento imbricadas con su despegue inferior en elSilúrico o posiblemente en el tope del Ordovícico y su despeguesuperior en la sección basal de la formación Los Monos. El flanco oriental de la estructura se interpreta también como fallado, con rechazos y retro cabalgamientos de escasa magnitud.
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Los reservorios de gas se encuentran en las formaciones Huamampampa e Icla, ubicándose el superior a una cota aproximada de -3500 mrnm
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A la fecha han sido perforados 4 pozos, cuya profundidad oscila entre 4.000 y 6.000 metros. El campo es operado por la compañía hispano – argentina Repsol –YPF y otros dos socios. Actualmente la producción diaria de gas natural de éste campo están básicamente destinada a la exportación al mercado argentino. Se pronosticaba que para el año 2012 entregaría 8 Mmmcd y a partir de 2014,entregarán otros 7 MMmcd para alcanzar 15 Mmmcd. Los cálculos de reservas han sido variados y contradictorios: Al ser perforado el tercer pozo explorador se hicieron cálculos de 27 TCF. En 2006 De Goyler certifica únicamente 12.6 TCF reservas probadas. En julio de éste año la empresa Ryder Scott certifica 8.8 TCF recuperables. Esto se debe a que en el calculo de reservas se trabaja con parámetros de medida que en algunos casos son de cierta subjetividad y en otros, responden a modelos que no son los tradicionales sobre todo si se trata de yacimientos de gas ubicados en rocas fracturadas que conforman trampas ubicadas a profundidades considerables con acumulaciones dentro de una red de fracturas cuya geometría es difícil de delinear.
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Yacimiento Incahuasi El reciente descubrimiento de Incahuasi (ICS-X1ST – 2004) es el más septentrional en reservorios de Huamampampa dentro del cinturón del Subandino Sur y está localizado en unos de los trenes estructurales de su sector medio. Son tres para secuencias arenosas con espesores promedios de 65 m cada una, que ensayadas en conjunto produjeron por día hasta 38 MMPC y 731 BBL de condensado (Energy Press, 2004). Fm. Huamampampa, cuyo tope se encuentra a 3427 mrnm.
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Yacimiento Vuelta Grande – El Porvenir La estructura del yacimiento El Porvenir (1978) es un anticlinal con cierre en cuatro sentidos en términos del Carbónico Superior al Terciario, originado por propagación de un corrimiento que despega en la Formación Los Monos. El Porvenir – Vuelta Grande se encuentran en las formaciones Cangapi 25 m(asignada al Pérmico), Tapecua 170 m(de posible edad Jurásico) y Yecua 50 m (Mioceno), mientras los valores de porosidad y permeabilidad varían entre 15 – 20% y 25 a 50 mD.
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Yacimiento Tacobo – Curiche La estructura donde se encuentran los campos de Tacobo y Curiche se ubica unos 150 km al sur de Santa Cruz de la Sierra, cerca del lugar donde el Río Grande deja la zona serrana e ingresa en la Llanura Chaqueña. La Fm. Huamampampa , conformadas por areniscas cuarcíticas muy finas, con microfracturación que le otorga una porosidad que ronda el 9%. Los ensayos de terminación han arrojado valores de producción diarios del orden de 41 MMPC
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Yacimiento Río Grande El yacimiento Río Grande se encuentra a 50 km al SE de Santa Cruz de la Sierra y es la estructura más oriental e importante del Pie de Monte de la Cuenca del Subandino Sur en Bolivia.
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S IS TE MA S PE TR OL E R OS Mapa de zonas con características petroleras distintivas del Subandino Sur: A) Santa Cruz B) Pilcomayo C) Subandino Sur
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