PLUSPETROL. LA SÍSMICA 3D Y LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS RESERVAS.

Marcelo E. Arteaga, Alejandro Cangini, Jorge Conti y Carlos E. Cruz

Keywords: Pluspetrol, sísmica 3D, reservas, Argentina, Bolivia, Perú.

Abstract. Pluspetrol. New reserves and 3D seismic.

Pluspetrol S.A. is an independent Argentine oil company that has exploration and production operations inseveral countries of South America. Its daily average production is 84.12 MBO and 558 MMCFG (13.4 Mm3

oil and 15.8 MMm3 gas). Since 1995, Pluspetrol has acquired a total of 3285.9 km2 of 3D seismic. Currentlythe company is conducting a 3D program of 788 km2 in the Block 88, Camisea (Ucayali Basin, Perú).Five history cases are presented in this paper: a mature oil and gas field in the Neuquén Basin of Argentina, anoil field in a development stage in the Marañón Basin of Peru, and three exploration cases in the Tarija Basinof Bolivia. The results of the 3D in the Centenario Field in the Neuquén Basin were very positive since therewas dramatic increase in the gas reserves and production. The Pavayacu Field in the Marañón Basin showshow reserves increased over time with better structural imaging with 3D. The Tajibos, Curiche andMadrejones structures in the Tarija Basin are hydrocarbon discoveries resulting from better structuraldefinition from 3D and, in one case, how seismic attributes were used to enhance the pre-drill prospectivity.

INTRODUCCIÓN

Pluspetrol S.A. es una compañía argentina que tiene operaciones de exploración y producción depetróleo y gas en Argentina, Bolivia, Perú y Venezuela. También participa en operaciones de generación deenergía y transporte y distribución de petróleo y gas en Argentina y Brasil (Figura 1). En el pasado ha sidooperadora en bloques de exploración en Argelia, Túnez y Colombia y ha participado en operaciones deexploración off-shore en Costa de Marfil.

En Argentina es operadora en 14 áreas de producción y 2 áreas de exploración en las cuencasNeuquina y del Noroeste (Tarija y Cretácica), con una producción promedio de 3013 m3/d petróleo y 15.3MMm3/d gas (19 MBOD – 540.3 MMCFGD). Ha adquirido un total de 1120 km2 de sísmica 3D en 6programas desde 1995. En Bolivia las operaciones comprenden 6 áreas de exploración y 3 de producción en laCuenca de Tarija, con una producción promedio por el momento de 35 m3/d petróleo y 500 Mm3/d gas (220.2BOD – 17.7 MMCFGD), totalizando 1845.6 km2 de sísmica 3D adquirida en 6 programas durante el año1998. En Perú las áreas operadas son 3 de producción y 1 de exploración en las cuencas de Marañón, Ucayaliy Lancones, con una producción diaria de 10.322 m3 de petróleo (64.9 MBOD), habiéndose adquirido 320.3km2 de sísmica 3D en 3 programas entre 1996 y 1998. Actualmente se está llevando adelante la registración de788 km2 de sísmica 3D en el Bloque 88 Camisea, en una región remota, de montaña selvática y altasensibilidad ambiental en la cuenca del bajo Río Urubamba. En Venezuela, Pluspetrol tiene los derechos deexploración en dos bloques ubicados en el sector occidental de la Cuenca de Oriente donde todavía no hancomenzado las operaciones.

Desde el inicio de sus actividades como compañía exploradora a principios de la década del 80,Pluspetrol ha ido incrementando paulatinamente sus inversiones en registración sísmica (Figura 2). Comoreflejo del cambio tecnológico que significó la sísmica 3D, Pluspetrol comenzó a reemplazar la adquisición desísmica 2D por 3D. El primer programa fue registrado en el yacimiento Centenario durante 1995 y desdeentonces el reemplazo de una por otra es marcado. El 55% de la superficie registrada con sísmica 3D teníaobjetivos puramente exploratorios (Figura 3).

En este trabajo se analizarán cinco ejemplos en los que el empleo de la sísmica 3D fue de granimportancia para la identificación de acumulaciones que significaron la incorporación de nuevas reservas parala compañía. Uno de ellos es un campo maduro, el área Centenario de la Cuenca Neuquina en al RepúblicaArgentina, otro es un yacimiento en desarrollo, Pavayacu, en la Cuenca de Marañón en Perú y otros tresejemplos, Madrejones, Tajibos y Curiche, se ubican en áreas de exploración en el Pie de Sierra de la Cuencade Tarija en Bolivia (Figura 1).

0

10

20

30

40

INV

ER

SIÓ

N R

EL

AT

IVA

88-89 90-91 92-93 94-95 96-97 98-99 00-01-02AÑOS

2D 3D

Figura 2. Inversión relativa en sísmica 2D y 3D.

Figura 1. Pluspetrol en Sudamérica.

PRODUCCIÓN45%

EXPLORACIÓN55%

Figura 3. Distribución de la superficie registrada

con sísmica 3D en exploración y producción.

500 km

VENEZUELA

PERÚ

BOLIVIA

ARGENTINA

CENTENARIO

SAN ISIDRO• CURICHE

• TAJIBOS

YACUIBA

• MADREJONES

LOTE 8

• PAVAYACU

LOTE 88 CAMISEABRASIL

YACIMIENTO CENTENARIO – CUENCA NEUQUINA, ARGENTINA.

El área Centenario, ubicado 15 km al oeste de la ciudad de Neuquén, tiene una superficie de 202.8km2 (Figura 4). Han sido perforados 234 pozos y tiene una producción diaria promedio de 540 m3 de petróleode 39° API (3397 BO) y 4.5 MMm3 de gas (158.9 MMCFG). La producción acumulada a Abril de 2002 esde 10 MMm3 de petróleo (63 MMBO) y 12795 MMm3 de gas (451 BCFG).

El yacimiento Centenario fue descubierto en 1961 por YPF, que perforó un total de 98 pozos hasta1976. Pluspetrol comenzó a operar el área en 1977 por medio de un contrato de servicios reconvertido en 1990a una concesión de producción de 25 años de duración. Desde entonces se han perforado 136 pozos, se pusoen marcha un proyecto de recuperación asistida por inyección de agua y se adquirieron 240.9 km de sísmica2D y 343 km2 de sísmica 3D en dos programas registrados en 1995 y 2000. El descubrimiento de gas enobjetivos profundos posterior a la registración sísmica del año 1995 aumentó notablemente la producción y lasreservas de gas.

Geología

El Yacimiento Centenario se ubica en el sector centro-oriental de la Cuenca Neuquina, sobre el flanconorte de la Dorsal de Huincul (Figura 4). Sobre la geología y sistemas petroleros que caracterizan a la región,son numerosos los trabajos publicados recientemente y los allí referidos que se pueden consultar (Legarreta yGulisano, 1989; Uliana et al., 1995; Legarreta et al., 1999; Cruz et al., 2002).

La estructura del yacimiento está dominada por un anticlinal de rumbo E-O originado por elmovimiento de una falla de plano inclinado hacia el N que forma parte del tren estructural de la Dorsal deHuincul (Ploszkiewicz et al., 1981). El levantamiento de la estructura comenzó en el Jurásico, contemporáneocon el movimiento de muchas de las estructuras que forman la Dorsal. Existe un sistema de falla subsidiariasmenores de orientación NO-SE, con geometría de “Cola de caballo” y con desplazamiento distensivo. Esteconjunto se interpreta como un sistema de Ridel relacionado a una falla de inversión principal, el cual es muyimportante en la creación de trampas estratigráficas al generar barreras de permeabilidad en los reservorios.La edad de este último sistema de fallamiento ha sido asignada al Cretácico.

La sección estratigráfica que sobreyace a Vaca Muerta está completamente preservada en el área(Figura 4). La sección que infrayace a Vaca Muerta estuvo sometida a repetidos levantamientos ocurridosdurante el Caloviano y el Kimmeridgiano (Figura 5), donde el intervalo más afectado corresponde al Gr. Cuyomientras que la ausencia de Tordillo en parte del área puede deberse a erosión o no-depositación.

Hay dos tipos de acumulaciones de hidrocarburos en Centenario. Una de ellas es convencional yproduce petróleo de reservorios de origen fluvial (Tordillo y Punta Rosada) y marino somero (Lajas). Lageometría de la trampa corresponde a una truncación pendiente arriba de los reservorios contra la erosión deTordillo o la transgresión de Vaca Muerta, que actúa no solamente como roca madre sino también como sello.La segunda es una acumulación no convencional del tipo de gas de centro de cuenca (basin centered gas) enareniscas de baja permeabilidad (tight sandstones) de las formaciones Lajas y Los Molles, en el flanco nortede la estructura por debajo de un límite de un sello de presión (Surdam, 1997). Este tipo de trampas suelenidentificarse como anomalías de velocidad.

Dos rocas madres están probadas en este yacimiento. Vaca Muerta, que dio origen al petróleo de lasacumulaciones someras, está inmaduro en la mayor parte del yacimiento pero la cocina está ubicada pendienteabajo hacia el norte en una posición ideal para cargar los reservorios estructuralmente más altos. LaFormación Los Molles tiene distintos grados de madurez termal. Se encuentra en ventana de generación depetróleo en las posiciones más altas del anticlinal y en la ventana de generación de gases ricos en posicionesmás profundas cercanas a la cocina en el sector noreste del área (Figura 5). Tienen origen en Los Mollesalgunos de los petróleos provenientes de reservorios de Lajas y todo el gas producido de reservorios de Lajas yLos Molles.

Interpretación sísmica

El desarrollo del yacimiento Centenario estuvo basado en pozos y sísmica 2D desde su descubrimientoen 1961. Pluspetrol comenzó a operar el campo en 1977 siendo ya un yacimiento maduro y continuó con el

Figura 4. Yacimiento Centenario. Mapa de ubicación y columna estratigráfica.

LA PAMPA

RIO NEGRO

CHILEMENDOZA

60Km.

NEUQUEN

LA PAMPA

RIO NEGRO

FAJA PLEGADA

PLATAFORMA NORORIENTAL

ALTO DE LOS CHUHUIDOS

BAJO DE AÑELO

DORSAL DE HUINCUL

SUB CUENCA PICÚN LEUFÚ

CENTENARIO

ARGENTIN

A

a

bc

de

f

a

b

c

d

e

f

Figura 5. Yacimiento Centenario. Línea arbitraria.

SO NE

1 -

1.5 -

2 -

2.5 -

Tiempo(seg.)

BASE

CENTENARIO

BASE

VACA MUERTA

TOPE CUYO

LOS MOLLES

SUPERIOR

LOS MOLLES INF.

PRECUYO

GRUPONEUQUÉN

GRUPO RAYOSO

FORMACIÓNCENTENARIO

FORMACIÓNLOMA MONTOSA

F. VACA MUERTA

F. QUINTUCO

F. TORDILLOF. LOTENA

GR

UP

O C

UY

O

GRUPOCHOIYOI

GRUPOPRECUYO

3000 m

2000 m

1000 m

UK

TR

4000 m

J

LK

PUNTAROSADA

LAJAS

LOSMOLLES

Figura 6. Yacimiento Centenario. Mapas de estructurales a la base de la F. Vaca Muerta previos a los

programas de sísmica 3D y categoría de reservas.

5690000

2570

000

2 km

MARZO 2000

a-1133

1172

32

a-1119

a-29

8892

1092

106108

111

94

1126

Ce-1

3

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5

6

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10

11

17

20 21

27

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34

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11111112

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1097

a-1098

12

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28

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72

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2

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7190

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25 4752

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x-1115

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1117

1122

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1099 10111105

1106

1107

1116

1128

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75

7678

26

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1073

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1100

x-1114

53

1029

x-1104

1113

a-1120

a-1125

1160

1090-H

RESERVAS PROBADAS GAS

RESERVAS PROBADAS PETRÓLEO

RESERVAS POSIBLES PETRÓLEO

PROGRAMA 3D 2000

2 km

5690000

2570

000

32

a-29

8892

1061

106108

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Ce-1

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1002

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a-24

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1073

1088 101

53

1029

1090-H

39

RESERVAS PROBADAS GAS

RESERVAS PROBADAS PETRÓLEO

RESERVAS PROBABLES PETRÓLEO

RESERVAS POSIBLES PETRÓLEO

SEPTIEMBRE 1993

PROGRAMA 3D 1995

desarrollo de la acumulación más somera o convencional empleando pozos y sísmica 2D. Durante ese lapso sepuso en marcha un proyecto de recuperación asistida por medio de inyección de agua que mantuvo el nivel deproducción de petróleo por más de una década.

El objetivo principal del programa sísmico 3D adquirido en 1995 fue la tradicional optimización en eldesarrollo de las reservas remanentes de un campo ya maduro desde hacía dos décadas, que consistía encambiar de categoría las reservas de la acumulación más somera de posibles a probables y de probables aprobadas (Figura 6). La sísmica 3D brindó en este sentido una mejor definición estratigráfica en la cuñaclástica de las formaciones Lotena y Tordillo que se truncan contra las limoarcilitas negras de Vaca Muerta.También se obtuvo una mejor resolución en el fallamiento transtensivo tipo “cola de caballo”, con lo cualdisminuyó la incertidumbre en la ubicación de los pozos y una optimización en la reinyección de agua. Entrelas técnicas geofísicas de interpretación aplicadas para mejorar el desarrollo se utilizaron inversión acústica ycubo de coherencia. El efecto se puede apreciar en la Figura 7, ya que a posteriori del programa de 3D seincrementó la perforación, disminuyó el volumen de agua inyectado y se mantuvo el nivel de producción depetróleo.

Otro efecto que se ve en la Figura 7 es un incremento importante en la producción de gas. Esteaumento es resultado de la exploración exitosa de objetivos profundos (Grupo Cuyo), donde si bien se conocíala existencia de un sistema petrolero activo su funcionamiento no había sido comprobado en el área hasta esemomento. El descubrimiento de gas se produce por la perforación del pozo Ce.x-1116 y como consecuencia deuna mejor definición en los niveles reservorios de Lajas y Los Molles. Las reservas probadas de gas por estedescubrimiento rondan los 9800 MMm3 (350 BCF).

El desarrollo de esta acumulación de gas evidenció la ausencia de un contacto gas-agua, tratándose losreservorios de cuerpos de areniscas de baja porosidad y permeabilidad dentro de una sección arcillosasobrepresionada, que se subdividen en compartimentos con presión anómala, relativamente aislados ysaturados de gas, en el cual la capilaridad controla la permeabilidad por debajo de un límite de sello de presión(Surdam, 1997). Un sistema de fallas normales de emplazamiento profundo juega un papel importante en estecampo, ya que conecta el sector de generación de gas de Los Molles con los reservorios.

Como el programa de sísmica 3D registrado en 1995 no cubrió la totalidad del área (Figura 6) , paracontinuar el desarrollo de la nueva acumulación descubierta y evaluar nuevas posibilidades exploratorias serealizó una nueva registración 3D durante el año 2000, con un diseño focalizado en poder visualizar mejor losobjetivos profundos. El nuevo cubo sísmico fue posteriormente reprocesado con el objetivo de obtener undetallado campo de velocidades interválicas. De esta manera se visualizaron zonas de baja velocidad sísmicacoincidentes con los reservorios probados con gas en el yacimiento y también se verificó la presencia deanomalías no perforadas hacia el norte. Los perfiles sónicos de los pozos mostraron una muy buenacorrelación tanto con los reservorios mineralizados con gas como con las pelitas generadoras dehidrocarburos. Estos intervalos son coincidentes con las zonas anómalas mostradas por la sísmica 3D.Finalmente, al cubo de velocidades interválicas se le sustrajo el gradiente de velocidades (ley de compactación)con lo cual se pudo individualizar mejor las anomalías. El análisis detallado de velocidades permitiría predecirlas zonas enriquecidas con gas. Estos reservorios son considerados no convencionales ya que se encuentransobrepresionados, no tienen tabla de agua probada y no es esencial el factor estructural en la trampa. Por elcontrario, serían zonas ricas en gas debido a un mejoramiento de porosidad y permeabilidad por cambiosdiagenéticos en el proceso de sedimentación de las rocas. De esta manera se pudo definir que el nuevoyacimiento se ubica coincidente con una anomalía de baja velocidad por debajo del sello de presión (Figura 8),y que también existe otra anomalía de baja velocidad en términos estratigráficamente superiores (¿aalenianos?)al norte del yacimiento, constituyéndose en un próximo objetivo exploratorio.

YACIMIENTO PAVAYACU – CUENCA DE MARAÑON, PERÚ.

El yacimiento Pavayacu es parte del Bloque 8 en el norte del Perú. Se ubica en el sector central de laCuenca de Marañón, 150 km al sureste del límite con Ecuador (Figura 9). Tiene una producción de 796 m3/d(5000 BOD) de petróleo de 29-32° API y una acumulada a diciembre de 2001 de 7.96 MMm3 (50.1 MMBO).La reinterpretación de la geometría de la trampa y el incremento en la estimación de reservas se relacionandirectamente en este yacimiento con la adquisición de nueva información sísmica y en especial con lautilización de sísmica 3D.

Figura 8. Yacimiento Centenario. Línea arbitraria con anomalía de baja velocidad.

- 500

- 1000

- 1500

- 2000

- 2500

Tiempo(seg.)

NNESSOCe.x-1129Ce.x-1126

YACIMIENTO DE GAS

ANOMALÍA

DE BAJA VELOCIDAD

Gr. NEUQUÉN

VACA MUERTA

TORDILLO

PRECUYO

Figura 7. Yacimiento Centenario. Historia de producción.

PR

OD

UC

CIÓ

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LE

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m³/

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E G

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m³/d

) -

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DE

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3

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19

PETRÓLEO

GAS

AGUA

POZOS/AÑO

PO

ZO

S

1

10

100

1000

10000

100000

61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 2001 2003AÑOS

SÍSMICA 3D, 1995

YPF PLUSPETROL

5/12/1977

Figura 10. Yacimiento Pavayacu. Línea arbitraria 3D, SO-NE.

VIVIAN

CETICO

BASE

CRETÁCICO

YAHUARANGO

PONA

3X 48XC 49 13XC

615 m

SO NE

1

6

1

1

5 2

-

5

00

PP

1

XX

1

A

A

D

CC

C

2

P

P

DD3X

5 Km.

SISMICA 3D

- 2000

- 2500

Tiempo

(seg.)

Figura 9. Yacimiento Pavayacu. Mapa de ubicación y columna estratigráfica

P IPE

LI NE

8

8

8

8

50 Km

1-AB

PAVAYACU

PERÚ

ECUADOR

LIMA

BRASIL

ECUADOR

OCÉANO

PACÍFICO

BO

LIV

IA

PERÚ

CHILE

FORMACIÓN

ROCA MADRE

LITOLOGÍACARACTERÍSTICAS

HORIZONTEPRODUCTIVO

MIEMBRO

VIVIAN

CHONTA

SHALE

PONA

LUPUNA

CETICO

AGUACALIENTE

•

•

• •

•

Fue descubierto por Petroperú en 1972, iniciándose su desarrollo durante 1973. Entre 1971 y 1989 seregistraron 370 km 2D en 5 campañas, adquiriéndose en 1993 el primer programa 3D de 48 km2 en el sectorsur del yacimiento. Pluspetrol tomó las operaciones en 1996 y durante 1998 se registraron 58 km2 3D en elsector norte. Se han perforado 48 pozos en total, 24 pozos hasta 1993 de los cuales 3 han sido estériles y los24 restantes todos productivos a partir del primer programa 3D.

Geología

El yacimiento Pavayacu se ubica en un alto de basamento en el sector central de la Cuenca deMarañón, prácticamente en el borde occidental del antepaís no deformado que se extiende hacia el este. Para elconocimiento sobre la geología regional y del petróleo se recomienda consultar Mathalone y Montoya (1995),Lay y Becerra (1997), Gomez Omil et al. (1997) y los trabajos allí referidos.

La columna estratigráfica (Figura 9), que apoya en basamento granítico, se inicia con depósitossynrift del Paleozoico Superior y son sucedidos por la Fm. Sarayaquillo del Jurásico. Discordancia mediantecontinúa el ciclo Cretácico, donde se ubican las rocas madres y los principales reservorios. Culmina con losdepósitos terciarios, productos de la Orogenia Andina.

Tres son los reservorios que presentan acumulaciones. La base del Cretácico Superior, denominadoCetico, que son areniscas fluvio-deltaicas y de llanura de marea, con valores de porosidad que llegan al 24%.La arenisca Pona es otro reservorio con porosidades entre 10 y 18%, depositadas en ambiente marino litoralde escasa profundidad. El tope del Cretácico es el mejor reservorio, la arenisca Vivian, mediana a gruesa conescasa matriz arcillosa, depositada en ambiente fluvial a deltaico con valores de porosidad que van del 14 al24%. El tope de este reservorio ha sufrido una diagénesis por exposición prolongada la que dio origen a unacementación calcárea (caliche) que constituye un excelente sello.

Las rocas madres más importantes presentes en el área son cretácicas y corresponden a episodiostransgresivos o facies de prodelta en niveles de mar alto y son reconocidas como formaciones Raya y Chonta.También ha sido probado hidrocarburo generado en rocas de edad Jurásico, ausente en el área por erosiónpero ubicada hacia el oeste en posiciones de generación (cocina).

La estructura de Pavayacu es un anticlinal asimétrico de eje NO-SE originado por la inversióntectónica de una falla de basamento ubicada al este de la estructura (Figura 10). Esa falla distensiva tuvoactividad hasta fines del Paleozoico sufriendo dos pulsos de reactivación inversa en el Terciario Inferior yprincipalmente durante el Terciario Superior. El cierre vertical de la estructura es de 84 metros (60 msegtiempo doble) con un área de 180 km2 mientras que el área con petróleo es de 26.4 km2 con cierre vertical de36 metros (26 mseg tiempo doble).

Interpretación sísmica

El descubrimiento del yacimiento Pavayacu se realizó mediante el Pozo 3X, luego de la registración de120 km de sísmica 2D durante 1971. En ese momento las reservas asignadas al reservorio Cetico de acuerdocon el mapa estructural disponible ascendían a 1 MMBO con un área mineralizada de 1.8 km2 (Figura 11). Elinicio del desarrollo del campo y sucesivas adquisiciones de sísmica 2D llevaron a nuevas interpretacionesestructurales que arrojaron mayores superficies mineralizadas y consecuentemente un incremento en lasreservas, pasando a 17.9 MMBO en 1974 y 26.6 MMBO en 1983. Este incremento se dio a pesar de que lainformación sísmica adquirida en cinco campañas entre 1971 y 1988 no era la apropiada para reducir lasincertidumbres en el desarrollo del campo, principalmente debido a serios problemas en la homogeneización delos parámetros utilizados durante las diferentes campañas de adquisición.

Con el objetivo de lograr un mejoramiento en la imagen estructural, durante 1993 se registró el primerprograma de sísmica 3D sobre la mitad sur del yacimiento. Se registraron 48 km2 con tamaño de celdas de25m x 25m y una multiplicidad de 2400%. Al mismo tiempo de la registración del programa continuó eldesarrollo del campo que llevó al descubrimiento de petróleo de 45° API en el reservorio Vivian, con unaproducción inicial que superaba los 7000 b/d. Con la nueva interpretación y correlación de pozos se comenzóel desarrollo del flanco oeste del yacimiento, que condujo también al descubrimiento de hidrocarburos en elreservorio Pona.

Figura 11. Yacimiento Pavayacu. Mapas estructurales al tope de Cetico, basados en sucesivas adquisiciones

sísmicas.

1 45

0

1420

141

0

1 8 2 4

1 8 0 0

1 7 30

-20 3

PK

-20

2

3X

1800

1770

1840

5 Km.

3X

13XC

2250

2200

2150

3X

2650

2630

26602680

2650

34

67

65

35

2948

49

48D

13

50

66

8479 70

7572

73

-

2

1

1

1

AP X

A

1 A1 A

4

25

6

5

1

1

11

1

A

4

C

D

2

P

5

1

XX

0

P 5

00

AA

5

51

2

1

P

3 X3 X

5 3

1

A D

- D- D

A 7

PP

P

1

2 2

7

C

X

D

CC

P

SÍSMICA 3D

3X

1971Superficie: 1.8 km2Reservas: 1.0 MMBO

1974Superficie: 14.2 km2Reservas: 17.9 MMBO

1983Superficie: 17.4 km2Reservas: 26.6 MMBO

2001Superficie: 26.4 km2Reservas: 63.9 MMBOAcumulada: 50.1 MMBORemanente: 13.8 MMBO

Los resultados positivos en el desarrollo del campo hicieron que se registrara un nuevo programa desísmica 3D, pero dado el escaso desarrollo de los reservorios se mantuvo como principal objetivo el deoptimizar la imagen estructural especialmente en los flancos. Este nuevo programa cubrió una superficie de 58km2 en el sector norte del yacimiento y tuvo un tamaño de celdas de 30m x 30m una multiplicidad de 2400%.La integración de los dos programas sísmicos y su interpretación llevó al desarrollo de nuevos prospectos yuna mejor definición de los flancos de la estructura, lo que permitió desarrollar el campo hacia zonas másexternas y cercanas al contacto petróleo-agua. Previo a la adquisición del primer programa de sísmica 3D endiciembre de 1992, la producción acumulada era de 3.23 MMm3 de petróleo (20.32 MMBO) con reservasremanentes de 1.84 MMm3 (11.6 MMBO). La interpretación actual (Figura 11) ha llevado la superficie de laestructura a 26.4 km2 con reservas estimadas finales del orden de 10.16 MMm3 de petróleo (63.9 MMBO).Las reservas remanentes a diciembre de 2001 ascienden a 2.2 MMm3 (13.8 MMBO). Se puede notar unincremento notable en la producción acumulada y el mantenimiento o un leve aumento de las reservasremanentes a partir de la aplicación de información sísmica 3D.

AREA SAN ISIDRO – CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA.

El Área San Isidro abarca una superficie de 756.25 km2 y está ubicada aproximadamente 120 km alsur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Se extiende por 95 km con forma elongada en sentido meridiano(Figura 12). La superficie es llana con una elevación media de 450 msnm y vegetación característica delbosque chaqueño. Los esfuerzos exploratorios previos a Pluspetrol han sido estériles en este bloque, aexcepción del yacimiento El Espino descubierto en 1979 muy cerca del límite occidental del área en su partemedia. Este campo tiene una producción acumulada de 158.8 Mm3 condensado 50° API (1 MMBC) y 742MMm3 gas (26.5 BCFG).

La exploración en esta zona la inició YPFB durante los sesenta con la perforación del pozo Curiche-X1, adquiriéndose durante los setenta 600 km de sísmica 2D (24 fold con vibros y explosivos). Entre 1979 y1985 se perforaron 8 pozos de exploración en diversas estructuras, todos ellos estériles a excepción de lospozos Tacobo X1, X2 y X4 que tuvieron ensayos de terminación con caudales de hasta 117.6 Mm3/d gas (4.2MMCFGD) y 50.1 m3/d petróleo 55° API (315 BOD), de reservorios del tope del Devónico y del Carbónico.Ninguno de estos pozos resultaron en campos productivos debido a diferentes problemas técnicos.

Pluspetrol comenzó la exploración de este bloque a fines de 1997. En una primera etapa adquirió dosprogramas de sísmica 3D, uno en el sector norte del área de 263.5 km2 y otro en el sector sur de 388.62 km2.Luego de esta adquisición se perforaron 3 pozos de exploración (Figura 13), resultando todos ellos en undescubrimiento de acuerdo con el siguiente detalle:TJB-X1 (Tajibos, 2000): 142.8 Mm3/d gas (5.1 MMCFGD) de la Fm. Petaca (925 mbbp);TCB-X1001 (2001): 1.15 MMm3/d gas (41 MMCFGD) de la Fm. Huamampampa (5250 mbbp);CUR-X1001 (Curiche, 2002): 112 Mm3/d gas (3.9 MMCFGD) de la Fm. Chaco (1300 mbbp).

De estos tres proyectos se analizarán el primero y el último, ubicados en los sectores sur y norte delbloque respectivamente.

Geología

El área San Isidro se ubica en el ambiente tectónico de Pie de Sierra de la Cuenca de Tarija (Figura12). Sobre la geología y sistemas petroleros que caracterizan a esta cuenca, son numerosos los trabajos quehan sido publicados en los últimos tiempos y los allí referidos que pueden ser consultados (Giraudo et al.,1999; Viera y Hernández, 2001; Albariño et al., 2002; Cruz et al., 2002). La topografía relativamente llana ycon serranías de baja altura reflejan un marco estructural de bajo grado de deformación. A lo largo del bloquese identifican dos sectores, sur y norte, con estilo estructural diferente (Figura 13).

En el sector sur es dominante la influencia del Corrimiento Frontal Emergente de la faja corrida delsubandino, llamada Falla de Mandeyapecua, que tiene rumbo sub-meridiano y es la causa de los afloramientosmesozoicos en el sector sur del área. Este corrimiento de extensión regional (casi 400 km) y un rechazo quellega a superar los 2300 metros, es un sistema de fallas que se relevan y transfieren desplazamiento por mediode rampas oblicuas y laterales. Cuando esto último ocurre se originan estructuras relativamente chicas concierre en cuatro sentidos, cuya exploración suele tener una alta tasa de éxito. A la latitud del yacimiento El

PERU

CHILE

ARGENTINA

BOLIVIA

PARAGUAY

BRASIL

SANTA CRUZ

BOOMERANG

LA PAZ

COCHABAMBA

SUCRE

POTOSI

TRINIDAD

VILLAMONTES

TARIJA

COBIJA

SURSUBANDINO

BENI

CHIQUITOS

MADRE DE DIOS

YACUIBA

200 km

ESCUDO DE GUAPORÉ

ALTIPLANOC

OR

DILLER

A O

RIEN

TAL

SUBANDINO NORTEP

IE D

E M

ON

TE

CHACOSAN ISIDRO

Figura 14. Columna estratigráfica

generalizada para la Cuenca de Tarija

Figura 12. Bolivia. Provincias Geológicas.

CANGAPI

IQUIRI

YECUA

PETACA

TACURÚ

VITIACUA

SAN TELMO

ESCARPMENT

TUPAMBITARIJA

LOS MONOS

HUAMAMPAMPA

ICLA

SANTA ROSA

TARABUCO

KIRUSILLAS

1000 M

0

Frasniano

Givetiano

Eifeliano

Emsiano

Pragiano

Lochkoviano

Silúrico

Ordovícico

TE

RC

IAR

IO

DE

VÓ

NIC

O

J - K

CARBÓNICOPÉRMICO

Figura 15. Anticlinal de Tajibos.

Mapa estructural en tiempo a la Formación Petaca.

Figura 13. Bloque San Isidro.

Mapa de ubicación

500600

600

500

400

300 200

200

300

700600

800

300

200

400

700

700

800

800 900

T 100

T 200

•

•

•

•

AMR-X2AMR-X1

•

TJB-X1

INTERV.= 25ms

SRD = NIVEL DEL MAR

•

•

•

•

•

FA

LLA

DE

MA

ND

EY

AP

EC

UA

3 km

L 1100

L 1000

L 900

L 700

L 800

L 1100

L 1000

L 900

L 700

L 800400

T 300

18° 45'

19° 00'

19° 15'

19° 30'

63° 15'

7.900.000

7.850.000

18° 45'

19° 00'

19° 15'

19° 30'

7.900.000

7.850.000

AMR-X1

SID-X1

CUR-X2

63° 15'

AMR-X2

CURICHE

TAJIBOS

10 km

CUR-X1001

CUR-X1

TCB-X1001

TJB-X1

CHACO BASAL

Espino, esta falla presenta una rampa lateral cambiando marcadamente su rumbo hacia el oeste. Desde esaposición hacia el norte es notoria su pérdida de rechazo cambiando el estilo de deformación del Pie de Sierra.

El sector norte del bloque está caracterizado por el tren estructural de Tacobo, que presenta dosniveles estructurales. El nivel estructural superior está controlado por la Falla de Curiche mientras que en elinferior el Anticlinal de Tacobo es dominante. La Falla de Curiche es de propagación y despega en las lutitasnegras de Los Monos (fuera de los límites del bloque) y tiene su punto ciego en niveles terciarios. El rechazoalcanza aproximadamente 600 metros y en las posiciones estructurales más altas duplica la mitad superior dela sección Carbónico. El Anticlinal de Tacobo es un anticlinal de rampa suave cuyos flancos no inclinan másde 8° – 10°. El despegue basal de la falla que genera esta estructura se ubica en las lutitas negras silúricas dela Fm. Kirusillas y el despegue superior en las arcillas negras de la F. Los Monos, donde adquiere geometríade plano. Este quiebre en la forma de la falla da origen al anticlinal en los niveles reservorios deHuamampampa en el bloque colgante.

El proyecto Tajibos tiene como reservorio a la Fm. Petaca del Terciario más bajo. Son areniscasdepositadas en un ambiente fluvial efímero entrelazado. La amalgamación lateral de los canales hace que elreservorio tenga geometría de manto arenoso (Figura 14). Los reservorios del proyecto Curiche son areniscasde edad Terciario, depositadas en un ambiente fluvial efímero. Los cuerpos son lenticulares de extensiónhectométrica y 10 a 20 metros de espesor, con valores de porosidad que llegan al 30%.

La sección generadora típica de Los Monos no habría alcanzado aquí la madurez necesaria paraexpulsar hidrocarburos (Cruz et al., 2002). Sin embargo, los indicadores de madurez de los hidrocarburosdescubiertos y producidos en la región y la información geoquímica aportada por nuevos pozos hacen pensarque la roca madre en el sector es la sección de arcillas negras del Devónico basal (Lochkoviano). Esta secciónes correlacionable con la Fm. Roboré o “Boomerang Shale”, del área del Boomerang, donde es roca madrecomprobada (Laffitte et al., 1998).

Interpretación sísmica

El Area San Isidro se ubica en una amplia zona de poco más de 250 km de extensión, que vaaproximadamente desde el Yacimiento Río Grande hasta el Yacimiento El Porvenir al norte de Villamontes,donde no se habían producido descubrimientos comerciales. En este sector del Pie de Sierra y Plataforma, seconocía la existencia de un sistema petrolero activo, dado los numerosos pozos con ensayos positivos endiversos reservorios pero que no concluyeron en acumulaciones. Dado este escenario se interpretó que elprincipal factor de riesgo era la definición de la trampa y que el empleo de sísmica 3D era una herramientaválida para superar ese problema.

En el caso de Tajibos se trata de una anticlinal con cierre en cuatro sentidos originado por lapropagación de una falla (Figuras 15 y 16) y vinculado a una rampa oblicua (Figura 17). Es una estructura depequeñas dimensiones (aproximadamente 5 km2) que puede no mostrar cierre definido en alguno de sussentidos empleando para su mapeo sísmica 2D convencional. Son numerosos los pozos perforados sobre estecorrimiento donde la falla tiene geometría de rampa sin contrapendiente y que han sido estériles, tal el caso delos pozos Aimirí perforados 6 km al norte del Anticlinal de Tajibos. La utilización de sísmica 3D, más allá dela calidad intrínseca de la información, permite por las características propias del método (mayor densidad dedatos) mejorar la imagen estructural y consecuentemente lograr la definición de la trampa (Figuras 15 y 17).

El descubrimiento de Curiche corresponde a un concepto exploratorio distinto. El Anticlinal deCuriche es una estructura elongada en sentido norte-sur, de flancos abruptos y generada por la propagación deuna falla. La interpretación de las líneas sísmicas 2D que atraviesan la estructura, adquiridas en diversascampañas por YPFB, permitió observar amplitudes muy marcadas en coincidencia con la cresta del anticlinalen niveles del Terciario Inferior (Figura 18). Los pozos perforados en ese tren, que tenían objetivos másprofundos, no atravesaron plenamente esas anomalías de amplitud, a pesar de lo cual tuvieron manifestacionesde gas durante la perforación no evaluadas adecuadamente. El empleo de la sísmica 3D permite en este casomapear con continuidad un atributo sísmico como la amplitud (Figura 19) e interpretar ciertas características,como el cambio de fase sísmica asociado a posibles contactos de fluidos (Figuras 20 y 21) y la variación develocidades en conformismo con la imagen estructural.

Figura 16. San Isidro. Anticlinal de Tajibos. Linea 3D 795.

Figura 17. San Isidro. Anticlinal de Tajibos. Traza 3D 239.

- 500

- 1500

- 2500

- 3500

- 0

- 1000

- 2000

- 3000

- 4000

Tiempo(Seg.)

L 1100I

L 1050I

L 1000I

L 950I

L 900I

L 850I

L 800I

L 750I

L 700I

L 650II I I I I I I I I I

TJB-X1N S

1230 m

I I I I I I IT 50 T 100 T 150 T 200 T 250 T 300 T 350

TJB-X1O E

1230 m

- 500

- 1500

- 2500

- 3500

- 4500

- 0

- 1000

- 2000

- 3000

- 4000

Tiempo(Seg.)

Figura 18. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Linea 2D 1788-25.

Figura 19. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Línea 3D 760.

- 500

- 1000

- 1500

- 2000

- 2500

T 400

I

T 450

I

T 500

I

T 550

I

T 600

I

T 650

I

T 250

I

T 300

I

T 350

I

I I I I I I I I I I I I I I I I

- 1000

- 1500

- 2000

- 2500

- 500

O E

1366 m

CUR-X2

500 450 400Tiempo(Seg.)

I I I I I I

CUR-X1001O E

1230 m

T 250 T 300 T 350 T 400 T 450 T 500Tiempo(Seg.)

Figura 20. San Isidro. Anticlinal de Curiche. Línea arbitraria.

Figura 21. San Isidro. Anticlinal de Curiche.Mapas estructural en tiempo y de amplitudes del Nivel Rojo

(Intra-Terciario).

T 375I

T 373I

T 371I

T 369I

L 941 L 921 L 901 L 881T 367

IT 365

IT 364

IT 362

I

L 861 L 842 L 822 L 802

- 0,6

- 0,7

- 0,8

- 0,9

- 1

- 1,1

- 1,2

Tiempo(Seg.)

AREA YACUIBA – CUENCA DE TARIJA, BOLIVIA.

El Área Yacuiba, que cubre una superficie de 250 km2, se ubica en el sur de Bolivia sobre el límitefronterizo con la República Argentina. Está a una distancia de 7 km de la ciudad de Yacuiba y 70 km de la deTartagal en Argentina. La topografía es plana con elevaciones de escasa altura, cubiertas por bosquechaqueño.

El ambiente tectónico corresponde al Pie de Sierra de la Faja Corrida del Subandino Sur (Figura 12) yel bloque se ubica sobre el tren anticlinal regional que hacia el sur, en Argentina, aloja los yacimientos de gasy condensado de Campo Durán, Madrejones e Ipaguazú, que tienen una producción acumulada de 36400MMm3 gas (1.3 TCFG) y 11.9 MMm3 condensado (75 MMBC) de reservorios de la base del Carbónico.

La actividad petrolera comenzó en esta zona a fines de los cincuenta, con la perforación por parte deYPFB de una serie de 7 pozos siguiendo dentro de Bolivia el tren productivo de Madrejones de Argentina. Através de diferentes campañas también fueron adquiridos 157.5 km de sísmica 2D. Pluspetrol comenzó aexplorar el bloque en 1997, registrando al año siguiente 257 km2. Desde entonces se han perforado tres pozoscon objetivo en reservorios devónicos, Huamampampa, Icla y Santa Rosa (Figura 14), habiéndose descubiertogas con ensayos de producción del orden de 784 Mm3/d (28 MMCFGD).

Geología

La ubicación del área en ambiente de Pie de Sierra significa la posición más externa del OrógenoAndino, donde la deformación que alcanza la superficie se caracteriza por ser relativamente suave. Hacia eleste se ubica la Llanura Chaqueña, que es la expresión en superficie de la plataforma no afectada porplegamiento. Con referencia a las características regionales valen las consideraciones bibliográficas hechas enel Área San Isidro.

Los afloramientos son del Terciario y la característica estructural sobresaliente es el corrimientofrontal emergente de la Faja Corrida, que aquí recibe el nombre de Falla de Ipaguazú y tiene más de 2000metros de rechazo. Esta falla es un fore-thrust que transfiere el acortamiento originado en la deformación delDevónico y repite completamente la sección Paleozoico Superior a Terciario. La falla presenta también unsistema duplex de pared colgante que genera un conjunto de estructuras menores con cierre contra falla.

El corrimiento que genera la estructura despega en la base del Silúrico y corta en rampa al Silúrico yDevónico Inferior hasta alcanzar las lutitas negras de Los Monos, donde cambia de ángulo y se hace plano.Esta geometría del bloque yaciente genera el plegamiento de los estratos de la rampa de pared colgante, dandoorigen al anticlinal de rampa en Huamampampa – Icla – Santa Rosa. En Los Monos el corrimiento tiene unpunto ciego en el cual se genera un retro-corrimiento (backthrust) que transfiere el acortamiento hasta lasección superior de Los Monos, donde presenta otro punto ciego dando origen el fore-thrust descriptoanteriormente, que con geometría de estructura en lámina recibe el nombre de Falla de Ipaguazú.

La columna estratigráfica es la típica del Subandino Sur y del Pie de Sierra (Figura 14). Losreservorios más importantes son las areniscas cuarcíticas de Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que si seencuentran fracturadas tienen excelentes condiciones petrofísicas. También son reservorio las facies fluvialesde ambiente glacial y periglacial de la Fm. Tupambi.

Las lutitas negras de Los Monos, cercano a los 800 metros de espesor, son la roca madre comprobadaen el área. Es muy posible una contribución desde el Silúrico a los gases alojados en reservorios de la Fm.Santa Rosa (Cruz et al., 2002).

Interpretación sísmica

El Área Yacuiba está ubicada en el Pie de Sierra del Cinturón Corrido del Subandino Sur. Almomento de comenzar las operaciones Pluspetrol, no existían descubrimientos de hidrocarburos en niveles delDevónico Inferior en todo ese ambiente tectónico de la Cuenca de Tarija. En el tren estructural en cuestiónestaba probada la existencia de un sistema petrolero activo (Disalvo y Villar, 1999), siendo el mayor riesgo ladefinición de la trampa, ya que con la información de sísmica 2D disponible y más allá de su calidad, se podíaobtener solamente imágenes donde el reservorio Huamampampa presentaba geometría de corrimiento en

Figura 23. Yacuiba. Yacimiento Madrejones. Línea 3D 490 en profundidad.

T 500

IT 350

IT 400

IT 450

IT 300

IT 250

I

T 700

IT 550

IT 600

IT 650

I

O E

- 1000

- 2000

- 3000

- 4000

- 5000

- 6000

- 7000

- 8000

MDB-X1001A

1230 m

Prof.

(m)

Figura 22. Yacuiba. Yacimiento Madrejones. Línea 2D 45104-20.

I I I I I I I II I I I I I I I150

O E

1340 m

100 200 250

MB-7

- 1000

- 1500

- 2000

- 2500

- 3000

- 3500

- 4000

- 4500

- 0

- 500

Tiempo(Seg.)

lámina sin contrapendiente bien definida hacia el este (Figura 22) dentro de un ambiente de gran complejidadestructural.

Con la adquisición de sísmica 3D se pudo obtener una mejor imagen estructural producto de lacontinuidad espacial de la información sísmica complementada con una mejor resolución, que permitióinterpretar al objetivo como un anticlinal de rampa con roll-over (Figura 23) y obtener un mapa que indica laexistencia de una estructura con probable cierre en los cuatro sentidos (Figura 24). Adicionalmente se realizóuna migración en profundidad antes de suma lo que permitió eliminar en las líneas en tiempo la deformaciónproducto de los corrimientos de alta velocidad interválica que originan los estratos del Carbónico. Este procesoaplicado de manera integral al cubo sísmico hizo aumentar la confiabilidad en los pronósticos de laprofundidad esperada de los objetivos del Devónico Inferior.

Como nota adicional se puede destacar que la adquisición de sísmica 3D en este lugar no significódeterioro ambiental, ya que en imágenes satelitales actuales (Figura 25) no es posible distinguir las trazas delas líneas 3D en contraposición a las líneas 2D registradas con anterioridad.

Agradecimientos. A Fernando Martínez por su paciencia y dedicación. A R. Gómez Omil y A. Disalvo porlas sugerencias y comentarios. A las autoridades de Pluspetrol S.A. el permiso para hacer público este trabajo.

LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO

ALBARIÑO, L., A. DALENZ FARJAT, L. ALVAREZ, R. HERNÁNDEZ y M. PÉREZ LEYTON; 2002.Las secuencias sedimentarias del Devónico en el Subandino Sur y el Chaco. Bolivia y Argentina. Publicado eneste Congreso.CRUZ, C.E., A. BOLL, R. GOMEZ OMIL, E.A. MARTINEZ, C. ARREGUI, C. GULISANO, G.A.LAFFITTE y H.J. VILLAR; 2002. Habitat de hidrocarburos y sistemas de carga Los Molles y Vaca Muertaen el sector central de la Cuenca Neuquina. Argentina. Publicado en este Congreso.CRUZ, C.E., C.A. SYLWAN y H.J. VILLAR; 2002. La Cuenca de Tarija, Bolivia y noroeste de Argentina:¿Sistema petrolero único o múltiples sistemas petroleros?. Publicado en este Congreso.DISALVO, A. y H.J. VILLAR; 1999. Los Sistemas Petrolíferos del Area Oriental de la Cuenca PaleozoicaNoroeste, Argentina. IV Congreso Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Actas I, p. 83-100. Mar delPlata.GIRAUDO, R., R. LIMACHI, E. REQUENA y H. GUERRA; 1999. Geología estructural de las regionesSub-Andina y Piedemonte entre los 18 y 22°30’S, Bolivia. Un nuevo modelo de deformación. IV CongresoExploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Actas I, p. 405-425. Mar del Plata.GOMEZ OMIL, R., M. ARTEAGA y L. ALBARIÑO; 1997. El sistema petrolero cretácico de la Cuenca deMarañón. VI Simposio Bolivariano “Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas”. Tomo II, p. 197-200.Cartagena de Indias.LAY, V. and A. BECERRA; 1997. Exploration and development of oil fields en the Northern Marañón Basin.Perú. VI Simposio Bolivariano “Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas”. Tomo I, p. 371-393.Cartagena de Indias.LEGARRETA, L. y C. GULISANO, 1989. Análisis estratigráfico secuencial de la Cuenca Neuquina(Triásico Superior – Terciario Inferior). En Chebli y Spalletti (Eds.) Cuencas Sedimentarias Argentinas.Simposio X Congr. Geol. Arg.: 221-243. Tucumán.LEGARRETA, L., G. LAFFITTE y S. MINNITI, 1999. Cuenca Neuquina: múltiples posibilidades en lasseries Jurásico – Cretácicas del depocentro periandino. IV° Congreso Exploración y Desarrollo deHidrocarburos, Actas I: 145-175. Mar del Plata.MATHALONE, J. and M. MONTOYA; 1995. Petroleum geology of the Sub-Andean Basins of Perú. In A.J.Tankard, R. Suarez S. and H.J. Welsink, Petroleum Basins of South America: AAPG Memoir 62, p. 423-444.SURDAM, R.C., 1997. A new paradigm for gas exploration in anomalously pressured “Tight gas sands” inthe Rocky Mountain Laramide Basins. In R.C. Surdam (Ed.) Seals, traps and the petroleum system. AAPGMemoir 67: 283-298.

Figura 25. Yacuiba. Yacimiento Madrejones.Imagen satelital. Ejemplos de impacto ambiental.

100 m

7574000

443200

7574600

IKONOS Abril 2000(4 m de resolución)

LÍNEA 2D 1986

LINEA 3D 1998

Figura 24. Yacuiba. Yacimiento Madrejones.Mapa estructural en profundidad al tope de Huamampampa.

MDB-X1001

1001A

1002

MJB-7

3750 m

L 3D 490

L 2D 45104-20

ULIANA, M., M. ARTEAGA, L. LEGARRETA, J. CERDAN y G. PERONI, 1995. Inversion structures andhydrocarbon occurrence in Argentina. En: Buchanan y Buchanan (Eds.): Basin Inversion. Geol. Soc. Spec.Pub.Nº 88: 211-233. Londres.VIERA, A.F. and R.M. HERNANDEZ, 2001. Carboniferous stratigraphic analysis in the SubandeanFoothills and the Plains of Tarija Basin. 2001 AAPG Annual Convention. CD-ROM. Denver, (Colorado)USA.