VII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (Simposio de Sistemas Petroleros de las Cuencas Andinas)

Tanto Ia cuenca asimétrica de antepals como Ia faja plegada de Madre de Dios son las menos exploradas de las cuencas subandinas. Esto es a pesar de que los estudios bioestratigraficos han confirmado una evoluciOn tectono/estratigrafica muy similar a a
cuenca gasifera del Ucayali meridional. Más aCm, Ia correlaciOn de crudos con a roca madre sugiere a presencia de tres rocas madre Paleozoicas muy distintas que incluyen: una roca madre de clase mundial de querOgeno tipo I como el Grupo Cabanillas el
Devoniano (Frasniano hasta Fameniano), las lutitas carbonosas de querOgeno tipo Ill del Grupo Ambo, y el querogeno tipo II de Ia FormaciOn Ene y Grupo Copacabana del Pérmico. La roca madre del Devoniano tiene un espesor, riqueza y distribuciOn regional variable. Sin embargo, Ia capacidad de generaciOn de hidrocarburos es considerablemente alta y Ia generación comenzO durante el Cretácico tardlo en Ia parte más profunda de Ia cuenca, continuando hasta hoy hacia sus bordes. Esta migraciOn progresiva de a cocina generativa está asociada con Ia propagaciOn episOdica de los corrimientos y Ia depositaciOn contem poránea de Ia molasa. Las capas transportadoras son areniscas interdigitadas con/o des cansando sobre Ia roca madre. Varios apilamientos de reservorios y sellos del Devoniano y Carbonifero están presentes en Ia cuenca y Ia arenisca basal de Ia Formación Tarma del Pensilvaniano tiene una amplia distribución. Mientras que Ia calidad del reservorio mejora hacia el Norte y Este alejándose del depocentro, las evaporitas en Ia secuencia carbonática de los grupos Tarma y Copacabana del Pérmico a Pensilvaniano representan el sello regional, las cuales podrIan restringir Ia migraciOn vertical de hidrocarburos. Dos altos del basamento caracterizados por erosiOn de las rocas paleozoicas han controlado no sOlo el estilo estructural en a faja plegada sino también el desarrollo de p0- tenciales trampas estratigraficas en el antepais. El Arco de Madidi, paralelo al orOgeno, se comportO como una barrera que soportO el sobrepeso de los corrimientos e impidiO Ia propagaciOn hacia el este de esta faja plegada, resultando en una compleja imbricaciOn y Ia formaciOn de estructuras tipo duplex. Este alto Precámbrico rigido también inhiblO el
desarrollo de fallamiento a lo largo del pobremente desarrollado levantamiento periférico. En contraste, el Arco de Manu, ortogonal al orOgeno, fue un paleo-alto contemporáneo con Ia depositaciOn Paleozoica y tiene excelentes condiciones para trampas estratigráficas. Asi, Ia limitada cobertura sismica presenta buenas anomalias de amplitud y AVO de primera clase. Varios pozos perforados en los años 70 documentan buenas indicaciones de petrOleo y pruebas de hidrocarburos no-econOmicas. Sin embargo, una renovada exploración en los 90 corroborO un pequeno campo petrolero no comercial en el antepais del sector boliviano (Campo de Pando) y una acumulaciOn bastante significativa a lo largo de Ia faja plegada en el lado peruano (Campo de Candamo).

La Cuenca de antepals MaranOn está activa desde el Cretácico. El petrOleo generado en esta cuenca ha sido correlacionado mediante biomarcadores e isOtopos, con rocas ma dre marinas del Triásico-Jurásico y del Cretácico Tardlo. La expulsion de crudo comienza en el Cretácico y perdura hasta Ia actualidad. Estos petrOleos están contenidos en anticlina les Cretácicos-Terciarios o en trampas estratigraficas Cretácicas, dentro de reservorios de areniscas fluvio-estuarinas o marinas. El sistema petrolero Pucará-Cetico (!), está ubicado en Ia parte central y sur de Ia cuenca, en tanto que el sistema petrolero Chonta-Vivian (I), se encuentra en Ia parte norte de Ia misma. Ambos son sistemas de petrOleo probados. Existen cocinas fOsiles, a lo largo de Ia faja subandina y cocinas activas, dentro del “Foredeep” de Ia cuenca, para ambos sistemas de petrOleo. Existen otras rocas madre potenciales de edad Ordovicica, DevOnica, Carbonifera y Oligocenica.

The Putumayo Basin is located in south western Colombia (total area of 29,000 km) and continues into Ecuadorian Oriente Basin. 395 x 106 bo has been discovered and 305 x 10~ cfg, with 105 exploratory wells drilled since 1948. Typically, reservoir levels are sandstones of the Caballos Fm (Aptian-Albian) and also the “U” and “M2” sandstones of the Villeta Fm (Late Albian Santonian). The Caballos Fm is the most important reservoir in the western area of the basin showing 12 to 15 % of porosity and up to 500 mD of permeability. Compaction by overburden can be associated to the beginning of HO maturation and migration and contemporaneous subtle structures, determining potential traps. Two main tectosedimentary systems progressively superimposed along time (from Upper Cretaceous to Recent) as well as in space (from West to East) are recognized: a) Early due to vertical compaction by lithological overburden from deposition onwards and b) Late due to the subhorizontal shortening related to the development
of the Post-Eocene Andean transpressional deformation. In addition to the traditionally well known Cretaceous-Paleocene petroleum system, there are others potential sources (Paleozoic and/or Mesozoic) of hydrocarbons that are probable to be found into the Putumayo Basin.

This synopsis attempts to outline the most relevant aspects of the tectono-sedimentary settings typifying the northern South American petroleum systems traditionally identified. Also, it will discuss a suite of ideas and evidences to consider the presence of other systems less understood in the region. The traditional systems have been extensively discussed in the literature, where the regional La Luna - Querecual - Naparima Hill System, conformed by the Cretaceous (Turonian) source beds and the Aptian sequence from Western Venezuela, is the most popular and better studied. Superposed to the Cretaceous, we find an effective source beds assemblage from the Lower Tertiary System (Paleogene) in the Maracaibo Basin. Another system developed from a suite of source rocks of Oligocene - Lower Miocene age, with a good generation potential is found next to the Caribbean folded belt front along the Central region of the country. Further East up to the limits of the Orinoco Delta there is an active kitchen coupled with younger source bed sequences from the Neogene. Straddling on top of the Caribbean Ranges there is a series of confined petroleum systems. Their ages extend throughout the Oligocene on the west up to the present towards the Northeastern end. Locally, these isolated systems could include source beds from the Cretaceous. The mass balance results from the Maracaibo Basin studies showed an acceptable match between hydrocarbons generated and the trapped volumes (similar order of magnitude). Whereas, the different estimates from the Eastern Venezuela Basin for the same type of analysis reflect major discrepancies when considering the Faja PetrolIfera del Orinoco volumes. These volumes are very difficult to reconcile with the data available from
the traditional systems, even if we do not include the effect of crude biodegradation. This fact forced a review of all the concepts on source beds, migration path, and preservation scheme for any other potential source bed candidates hosted in the pre-Cretaceous sedimentary package. The second group of petroleum systems highlighted in this overview belongs to the pre-Cretaceous family.

La exploraciOn de las aguas profundas de Argentina se considera inmadura y es una de las areas de frontera más importantes de America del Sur a ser explorada. La plataforma continental de Argentina posee más de 2000 km de longitud. Es parti cularmente ancha, extendiéndose más de 400 km de distancia de Ia costa y cubre una superficie superior a 1,000,000 km2. La plataforma es mayormente plana y el 70% de Ia misma tiene una profundidad de agua inferior a los 100 m. Se optO por presentar los sistemas petroleros de dos cuencas diferentes que se en cuentran en las aguas profundas de Argentina. La Cuenca de Colorado situada costa afuera a Ia altura de Ia Provincia de Buenos Aires y Ia Cuenca de Malvinas, ubicada entre Tierra del Fuego y las Islas Malvinas. En las ültimas tres décadas se perforaron algunos pozos exploratorios que por pre sencia de rastros de hidrocarburos y mediante ensayos demostraron Ia existencia de un sistema petrolero activo, pero no se encontraron hidrocarburos en cantidad suficiente para ser comercialmente viables. A través de los años se Ilevaron acabo diferentes campanas de sismica 2D que contribuyeron a delimitar un ámbito prospectable especifico en cada una de estas dos cuencas. En estos ámbitos YPF y sus socios adquirieron recientemente sismica 3D, lo que contribuyO a mejorar Ia definiciOn de los conceptos exploratorios y a identificar otros nuevos. Se emplearon enfoques multidisciplinarios para definir Ia dis tribuciOn de facies, predecir Ia presencia de reservorios, evaluar Ia ubicaciOn de rocas ma dre y estimar Ia expulsion de hidrocarburos, migraciOn a las trampas y preservaciOn en las mismas. La formaciOn de las cuencas de Malvinas y Colorado, al igual que Ia mayoria de las cuencas costa afuera de Argentina, tue influenciada por Ia ruptura de Gondwana en Ia era Mesozoica. Los principales objetivos son areniscas del Cretâcico en a Cuenca de Colorado y del Terciario en Ia Cuenca de Malvinas. Rocas madre potenciales de edad Jurásica y Cretácica fueron identificadas en ambas cuencas a través de datos de pozos y anâlisis de sismica. La madurez de estas rocas madre pudo estar influenciada por actividad volcánica local, no siendo clara Ia contribuciOn de Ia ruptura de Gondwana y Ia formaciOn de Ia placa de Scotia. La migraciOn de los hidrocarburos no puede ser totalmente explicada a través del sistema de fallas, sino que es necesario considerar Ia migraciOn vertical a través de los sedimentos de grano fino. Si bien el riesgo y los costos exploratorios vinculados a estas cuencas de frontera son altos, en caso de éxito, esto supondrIa un cambio importante en el potencial de hidro carburos de Ia regiOn. En el presente, el desafio de Ia exploraciOn está centrado en definir Ia viabilidad econOmica de los sistemas petroleros potenciales definidos en estas areas.

Based on geological and geochemical characteristics, the oil and gas fields of the Neuquen Basin are grouped in eight productive districts: Puesto Rojas-El Portón, Llancanelo, Sierra Negra, Catriel, Estancia Vieja, Huincul, Sur Dorsal and La Lata. The main
focus is to visualize the generative systems, the migration drainage and entrapment styles, and to relate the system efficiencies in terms of the EUR identified in each district. Finally, a review of the remaining exploratory potential is discussed oriented to assess areas where new activities could be addressed in order to increase reserves and production.

The North West of Argentina (NOA) is divided in four main geologic provinces from west to east in the following order: Puna, Cordillera Oriental, Sierras Subandinas and Planicie Chaquena. The last two ones are important for oil industry and have the biggest fields in the region. Most of the activities in the area focus on exploration and gas field development in long anticlines structures orientated NNE-SSW (Subandino), and on the development of big and small oil fields in the Planicie Chaquena. The Tarija (Paleozoic) and Cretaceous basins are the main ones present in the NOA. With a common tecto-sedimentary history in Bolivia and in the north of Argentina, the Tarija Basin has most of the hydrocarbon fields discovered in the area. The Devonian units are the main elements of the principal petroleum system for this basin in the subandean area. While Devonian Los Monos formation is the source rock, Huamampampa, cia and Santa Rosa formations are the main reservoir rocks. The Cretaceous basin is important to the hydrocarbon history of NOA because two big fields were found in the ‘60 and ‘80. After that, most of the work made in this intracratonic basin focuses on understanding different plays that were not as profitable as the earlier ones. In this Basin, the Cretaceous Yacoraite formation is the most important unit due to its characteristics as source and reservoir rock.

The North Subandean is an extended fold and thrust belt located at the north-western sector in Bolivia. It is considered an area of exploratory interest; the present level of knowledge is useful to identify the functioning of the Petroleum System associated to Devonian source rocks. Tequeje and Tomachi formations are the main source of hydrocarbons. The organic matter contained in such rocks is mixed kerogen types II and Ill. The genetic relationship between oil seeps and shale extracts has a remarkable correspondence. Permo-Carboniferous Retama and Copacabana formations present high quality rocks but there is no sufficient evidence to verify their relationship with the analyzed petroleum. The North Subandean Tectonic styles are mainly controlled by stratigraphy of Paleozoic sequences. Beni and Tuichi synclinoriums and Toregua-Palacios belt represent well defined tectonostratigraphic units. Traps are in general fault propagation fold, fault bend fold, subtrhust and backthrust structures. The constitution of ramps and imbricate structures of the last subandean structural trends are associated to faults that move Beu Formation sandstones to the surface in the absence of Devonian shales. The interpretation of vitrinite reflectance and data on apatite fission track
suggests that the thermal history is not uniform in the basin. Hydrocarbon expulsion and generation as well as the formation of traps are active during the different tectonic pulses produced in the last 16 Ma. Erosion and sedimentation processes related to deformation of orogenic fronts are associated with thermal maturity level of Paleozoic source rocks. Additionally, the location of intrusive bodies in Devonian and Mesozoic series located in the north-west sector of the area under study increases the heat flow in the basin.