FORMACIONES PRODUCTORAS, TIPOS DE LITOLOGÍA Y PROFUNDIDADES EN LA PARTE SUR DE BOLIVIA
Introducción: La región del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija, en Bolivia, es una zona gasífera que abarca un área cercana a los 100,000 km2. 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. Se excluye de este análisis la zona de la cuenca denominada Boomerang, situada al Norte del Codo de Santa Cruz. Los sistemas petroleros que se proponen están basados en el análisis de la información geoquímica aportada por algo más de 1000 muestras de rocas (contenido orgánico total –COT –, pirólisis Rock-Eval, microscopía del querógeno y extractos orgánicos) de diversos pozos y afloramientos del área de estudio, muestras de hidrocarburos líquidos obtenidas de diversos yacimientos, manaderos superficiales y descubrimientos recientes.
Marco geológico regional: Regionalmente se caracteriza de nombre Sub Andino Sur de Bolivia que corresponde a una faja plegada y corrida, que comenzó a deformarse durante la última gran crisis tectónica que ocurrió a fines de Neógeno, la sucesión de eventos de subsidencia y levantamientos tectónicos y la formación de trampas estructurales que se produjeron durante este evento tecto-sedimentario, permitió que las rocas madres entren en la ventana de generación de hidrocarburos y puedan acumularse en trampas estructurales. En esta zona se considera el basamento del sistema de corrientes de la faja plegada a las rocas de los sistemas de Precámbrico, Cámbrico Ordovícico. Donde las secuencias Preorogénicas registran una serie de eventos tecto-sedimentarias ocurrieron entre Silúrico inferior al Jurasico y la secuencia Sinorogénicas involucra los sedimentos del Grupo Chaco y recientes (Oligoceno superior - reciente), (Donald Wilson Osinaga 2003).
En esta faja de Subandino Sur los sedimentos Paleozoicos más antiguos asociados a la secuencia Pre-orogénica corresponden a las secuencias de las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Santa Rosa, Icla, Huamampampa y los MonosIquiri, depositados durante el Silúrico – Devónico, en una cuenca de antepaís en
ambientes de plataforma siliclastica somera con mayor oleaje, las secuencias granocrecientes con predominio de lutitas negras (formaciones Kirusillas, Icla, y los Monos) de plataforma externa con pulsos transgresivos y que son la roca madre, las unidades arenosos del tipo de la secuencias (Fms Santa Rosa, Huamampampa e Iquiri) corresponde a ambientes de plataforma interna y de transición - continental, estos niveles como en caso de Huamampampa se constituye como roca reservorio por su porosidad secundaria y primaria.
ESTRATIGRAFIA: Principales formaciones y litología presentes en la región sub andina sur
SILÚRICO: Formación Kirusillas: Litológicamente esta formación está constituida casi exclusivamente por lutitas gris oscuras, bien consolidadas micácea, y bituminosas, intercaladas delgadas (40 a 50 cm) de areniscas gris blanquecinas bien consolidadas de grano muy fino a fino.
Formación Tarabuco: Presenta alrededor de 390 m de espesor, en la base se presentan areniscas gris verdosas, de grano fino, limosas, micáceas, en bancos de 0.1 a 0.5 m de espesor, intercalados con areniscas limosas, gris verdosas, micáceas y silíceas, intercaladas con lutitas gris verdosas. (Steinmann, en Ulrich, 1892).
DEVÓNICO: Formación Santa Rosa: Las Areniscas Basales Santa Rosa están expuestas en un espesor de unos 120 m, no se puede ver la base de esta formación. La parte inferior de las areniscas se presenta estratificada en bancos gruesos y se compone de granos de cuarzo de tamaño mediano y fino de colores claros, con estratificación entrecruzada, hacia arriba esta arenisca pasa a una arenisca arcillosa de colores más oscuros gris verdusco, estratificada en láminas de colores delgados, las areniscas no son fosilíferas, (Ahlfeld&Braniza, 1960).
Formación Icla: Presentan niveles arcillo-arenoso con facies mayormente pelítica con algún desarrollo de psamitas, los términos intermedios, son mucho más arenosos y limolíticos. Las areniscas que en general son de grano medio y muy silíceas, en espesores de 0.3 a 1 m macizas y poco laminadas, de un espesor: 642 metros, Edad: GedinianoSup. - EmsianoInf. (Jiménez & López-Murillo, 1973).
Formación Huamampampa: Constituida por areniscas potentes, de color gris, gris claro, de grano medio a grueso, estratificadas en bancos de 2 metros de espesor, los cuales presentan una alta dureza, y intercalaciones de lutitaslimolitas se encuentran abundantes fósiles, hacia la parte alta de la serie arenosa existe una capa delgada de arenisca conglomerádica integrada por rodados de cuarcita gris y cuarzo blanco, bien redondeada, (Ayaviri, 1967)
Formación Los Monos: Aproximadamente a 8 kilómetros al suroeste de la población de Villamontes. Consiste principalmente de lutitas gris oscuras con subordinación de delgadas capas gris blanquecinas de areniscas cuarcíticas, en especial en su parte superior, existen intervalos arenosos que llegan hasta los 70 m de espesor, que en algunas estructuras son portadores de hidrocarburos. Su espesor promedio es de 1.500 metros.
Formación Iquiri: Compuesta por una alternación de lutitas, limolitas y areniscas; el predominio corresponde a lutitas, estimándose en un 60%, las areniscas por lo general son de grano fino a medio, subredondeado, mal seleccionado, porosas a poco porosas, no se han encontrado fósiles se señalan el piso Frasniano, base del Devónico Superior.
CARBONÍFERO: Formación Itacua: Este horizonte tiene amplia distribución en la Zona Subandina y ha sido reconocido en diferentes localidades, ya sea con la denominación T3, Itacua, los geólogos argentinos reconocieron a la base del Tupambi bajo forma de arcillas negras y “silstones” que ellos llamaron “Horizonte de T3” (Arigos&Vilela, 1949,), Hacia el S. las areniscas que lo sobreponen se asientan directamente sobre las capas devónicas. (Ayaviri, 1967).
Formación Tupambi. Areniscas y areniscas conglomeradicas, con intercalaciones de lutitas, las areniscas varían considerablemente en su aspecto, el color cambia desde blanco o gris verdoso a rosado y purpura oscuro cuando está impregnado con hematita, y granos de cuarzo roto, varia un espesor de 100 a 500m (Suarez &Diaz, 1996).
Formación Itacuami Características litológicas variables, se halla predominantemente formada por lutitas negros y rojos, subordinados con areniscas y conglomerados, aunque en algunas localidades existe un predominio de sedimentos limosos. Estratigráficamente a las sedimentitas de la Formación Chorro, es problemática la identificación de la Formación Itacuamí, por lo que en muchas ocasiones se la asimila a la formación Tarija.
Formación Tarija Compuesta de tilitas arenosas grises y areniscas gris amarillentas de grano fino irregularmente intercaladas y replegadas. Los bancos de areniscas que continúan por encima, se presentan muy diaclasadas y trituradas, se observa la presencia de bancos de arenisca gris amarillenta con tonos verdosos, intercaladas por tilitas grises, y capas de lutitas gris oscura, (Ayaviri, 1967)
Formación Chorro Es una unidad arenosa que estratigráficamente se halla limitada en su base por la Formación Itacuamí y en su tope por la Formación Taiguati. Es sumamente variable de región en región tanto en sus características litológicas como en su coloración, pero en general el grano de las areniscas es fino y medio y su color predominante es el rojo. El espesor de esta formación varía de 150 a 550 m. (Oblitas et al ., 1972)
Formación Taiguati. Tiene un espesor 115m, compuesta por limolitas y areniscas de color violeta, luego continúa una serie de tiloides y lutitas rojas, con predominio de las últimas, siendo las primeras macizas y laminadas las segundas, ambas contienen rodados de granito rojo y gris, cuarcitas de diferentes colores, cuarzo blanco, etc. (Ayaviri, 1970).
Formación Escarpment Se caracteriza por areniscas de color gris claro, rojiza, roja y violeta, predominando los colores claros en la parte baja, rojo hacia la parte media y violeta en la parte superior; la estratificación es regular y delgada en la parte inferior y media, en tanto que resaltan los bancos gruesos y masivos hacia la parte superior, intercalados con limolitas rojas hacia abajo, limolitas, lutitas, y tilitas a veces con ojos verdes hacia la parte media, (Ayaviri, 1967).
Formación San Telmo Son areniscas rojas de grano fino y limolitas rojas, ambas intercalan regularmente y se hallan estratificadas en capas delgadas, cuya estratificación irregular semeja un leve entrecruzamiento. Estas areniscas pasan a las areniscas del Cangapi de manera enteramente transicional, (Ayaviri, 1967) .
PÉRMICO:
Formación Cangapi Esta unidad es esencialmente psamítica, aunque incluye cierta cantidad de material pelítico, Las areniscas son de diferente color desde el rojo salmón y rojo violeta o marrón hasta el blanquecino, pasando por tintes de castaño-amarillento. Se observan algunos niveles conglomerádicos y aislados horizontes de limolita y arcilita rojo-lila y violeta, (Reyes, 1978).
Formación Vitiacua Constituida por calizas y calizas silicificadas, con colores que varían desde el rosado blanquecino hasta el gris oscuro, con intercalaciones de niveles arenosos y arcillosos. Generalmente los niveles calcáreos están acompañados de nódulos de pedernal, (Oblitas et al ., 1972). ESPESORES DE LAS FORMACIONES:
Espesores de las formaciones presentes en la región subandina sur- desde todas las eras geológicas.
Tabla 2 : Formaciones de los periodos en que se depositaron los yacimientos hidrocarburíferos.
FORMACIONES HIDROCARBURÍFERAS Formaciones generadoras Las rocas madres generadoras de hidrocarburos, para el Subandino Sur son las formaciones: Kirusillas. Icla, Los Monos, Iquiri, Itacua, Itacami y Vitiacua. La formación de Los Monos se considera como el principal de roca generadora de hidrocarburos de Subandino (Mendoza & Suarez, 1981), con un contenido de COT de 2 a 1 %, que es favorable a la generación efectiva de hidrocarburos y alcanza su espesor hasta 1000 m.
Formación Los Monos. La presencia de hidrocarburos es de carácter pasivo, las pobres condiciones de porosidad y permeabilidad, además de la distribución no homogénea de hidrocarburos, hace que esta formación no sea considerada como un alto potencial de producción.
Profundidad.- de 1377 a 3990 m,
Litología.- En la parte basal se aprecia un dominante de pelitas, lutitas con intercalaciones de limolitas arenosos, de colores gris oscuras a negras bien quebradizas tipo masivos, en la parte intermedia está compuesta de limolitas con intercalaciones de lutitas y en partes con predominancia de lutitas de colores gris oscuras con intercalaciones de limolitas, en la parte superior predomina material pelitico con alternancia de niveles de areniscas y limolitas que van disminuyendo más hacia el contacto de la Formación Iquiri.
FORMACIONES PRODUCTORAS Formación Huamampampa. El principal reservorio de gas en el Subandino.
Profundidad.- de 3990 a 4820 m,
Litología.- En el nivel H4 se caracteriza por nivel arenoso basal de areniscas de color gris blanquecinas, intercalados con delgadas secuencias de limolitas y escasa de lutitas. En el nivel H3 presentan una mayor predominancia de areniscas separados por niveles lutiticos y areniscas limosas hacia el tope se hace más pelitico. En el nivel H2 se presencia un paquete de areniscas de color blanquecinos muy finas, cuarzosas, consolidadas con intercalaciones de limos y arcillas y limolitas arenosos. Y por último en el nivel H1 está constituido por areniscas gris blanquecinos finas a muy finas, cuarzosas, micáceas e intercaladas con lomo. Arcillitas gris medio a gris oscuros y hacia el tope se hace más limo-arcillitas con intercalaciones areniscas blanquecinas.
Otras características.- Areniscas de muy baja porosidad 2% a 3%, altamente fracturadas.
Caracterización Física: Altos Buzamientos, sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip, alta presión de formación, formación altamente fracturadas.
Formación Santa Rosa:
Profundidad.- Mayor a 5500 m
Litología.- Espesor de unos 120 m, no se puede ver la base de esta formación. La parte inferior de las areniscas se presenta estratificada en bancos gruesos y se compone de granos de cuarzo de tamaño mediano y fino de colores claros, con estratificación entrecruzada, hacia arriba esta arenisca pasa a una arenisca arcillosa de colores más oscuros gris verdusco, estratificada en láminas de colores delgados, las areniscas no son fosilíferas.
Formación Icla.
Profundidad.- 4820 a más profundo
Litología.- Se caracterizan por material pelitico intercalados con niveles de areniscas de color blanquecinas de limolitas arenosas, y hacia el tope se hace más dominante de areniscas
Formación Iquiri. Compuesta por una alternación de lutitas, limolitas y areniscas; el predominio corresponde a lutitas, estimándose en un 60%, las areniscas por lo general son de grano fino a medio, subredondeado, mal seleccionado, porosas a poco porosas, no se han encontrado fósiles se señalan el piso Frasniano, base del Devónico Superior. La totalidad de la columna estratigráfica presenta niveles reservorio en la Cuenca de Tarija, desde el Devónico Inferior hasta las secuencias basales del Terciario Orogénico (Cruz et al., 2003). En sentido amplio, los reservorios se pueden agrupar en devónicos y supra-devónicos, consideración que sirve de base a Starck (1999) para su propuesta de sistemas petroleros. Los reservorios 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 de Argentina 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 sistema de porosidad doble, de matriz y de fractura (Kozlowski et al., 2005), donde la porosidad de matriz varía de 1% a 4% y la de fractura no supera 0.5% (Cohen, 2002). En el Subandino Sur de Bolivia estas características se mantienen, existiendo 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. En la región del Pie de Monte cercano a Santa Cruz, la Fm. Huamampampa productiva en el campo Tacobo presenta una intensa microfracturación con una porosidad promedio del 9%. La Fm. Iquiri presenta características petrofísicas algo diferentes que de algún modo la emparentan con los reservorios que la suprayacen, con porosidades primarias que pueden llegar al 19%.
