Geologia Peru

El litio del NOA carga pilas al mundo

2010-06-15T07:44:00.000-07:00

El litio del NOA carga pilas al mundo. Con el marco de cumbres de más de 5000 metros se extiende en 420 km2 el Salar del Rincón, el sitio más avanzado en el desarrollo en Salta de la Producción de Litio, que en la zona andina moviliza a numerosas compañías que en 2009 invirtieron unos $ 100 millones. Para éste y los próximos dos años se aguardan inversiones por US$ 500 millones por la necesidad de garantizar la provisión de un recurso que tienen pocos países.

La industria del litio apunta a reemplazar el petróleo como combustible en los automotores y en la generación eléctrica de celulares, computadoras, herramientas eléctricas, industria aeroespacial, grasas lubricantes, entre otras aplicaciones, destaca el secretario de Minería de Salta, Ricardo Salas. Entre los 12 salares salteños suman una superficie de 4009 km2, ubicados entre 3500 y 4000 metros sobre el nivel del mar. Se otorgaron ya concesiones por 4235 km2, no sólo por el litio, puntualiza el funcionario.

El presidente de la Cámara de Minería de Salta, Facundo Huidobro, señala que la Argentina corre con ventajas comparativas en litio frente a Chile y Bolivia, cuyo Salar Uyuni es una de las mayores reservas del mundo. SMQ, compañía con presencia en Chile, aporta 30% del litio en el mundo; Chemetal, también en Chile, el 28%, y Minera del Altiplano, radicada en Salta, el 19 por ciento.

"La importancia estratégica que la producción de litio recuperó al encontrar aplicaciones energéticas tiene una potencialidad que permite estimar el crecimiento de la demanda mundial a un ritmo sostenido de entre 7 y 9% anual", destaca el presidente de la Unión Industrial Salteña y gerente general de Minera del Altiplano, Daniel Chávez Díaz. Agrega que la eficiencia de costos es clave en la industria.

En la puna salteña están ADY Resources, con un desarrollo avanzado, mientras que en etapas preparatorias o exploratorias están Ekeko, Li3 Energy, Orcobre, Sputh American Salars, Minera Exar, Compañía Minera Solitario Argentina, Latin American Salars, Rodenia y Bolloré, vinculado a la industria automotriz francesa.

ADY Rincón Lithium, de capitales australianos, es la controladora de ADY Resources, que el año pasado produjo 14 toneladas de litio en el Salar del Rincón, a 270 kilómetros al noroeste de la capital salteña y a 25 kilómetros de la frontera con Chile, con un área de 350 km2. El camino de montaña muestra cursos de agua congelada y rodeos de vicuña y desde lejos, en medio de un paisaje solitario y árido, se divisan las construcciones para vivienda y fábrica y las pozas de evaporación para concentración de la salmuera, de la que se extrae el litio mediante un tratamiento en la planta en construcción, donde ya se produjo carbonato de litio en forma experimental. El ingeniero Emanuel Castillo informa que el año próximo se producirá carbonato de litio: en una primera etapa, 1200 toneladas anuales, y después, hidróxido de litio, cloruro de litio y litio metálico.

Daniel Galli, director técnico de ADY Resource

Argentina

Certifican calidad de estaño boliviano

2010-06-15T07:39:00.000-07:00

La Empresa Metalúrgica de Vinto (EMV) obtuvo hoy la Certificación a la Calidad del Estaño metálico boliviano 9001.

Esa distinción fue otorgada por el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) y su par boliviano de calidad (IBNORCA).

Un comunicado de la cartera de Minería y Metalurgia felicita a la refinería Vinto por este resultado, al ubicarse a la vanguardia y ejercer su liderazgo en el mercado mundial del estaño, mediante notable experiencia, profesionalismo y compromiso con el país.

La Certificación ratifica la pureza del Estaño Metálico Boliviano en un 99,95 por ciento para su exportación y afirma su competitividad respecto de otras fundiciones en el mundo.

El comunicado también resalta que el laboratorio de Ensayos Vinto se ubica entre los primeros del orbe.

Bolivia

Acciones Mineras Suben por Posible Cambio Impuesto en Australia

2010-06-12T07:15:00.000-07:00

El Gobierno de Australia pronto anunciaría cambios centrales en su controvertida propuesta de crear un impuesto a las Ganancias Mineras, dijo el jueves a un diario, impulsando a las acciones de las compañías del sector en Londres. A las 1354 GMT, los títulos de BHP Billiton , el mayor grupo Minero del mundo, subieron 3,8 por ciento; los de Rio Tinto, un 4,5 por ciento; y los de Xstrata, un 4,9 por ciento; todas superando la escalada del 1 por ciento del FTSE 100 index .FTSE.

Bolsa Brasil Sube por Siderúrgicas y Mineras

2010-06-12T07:01:00.000-07:00

Bolsa Brasil Sube por Siderúrgicas y Mineras. La bolsa de Brasil subió con fuerza el jueves, en línea con los mercados internacionales e impulsada por los sectores de minería y siderurgia, mientras que la moneda, el real, también se apreció. En el mercado local, las acciones del gigante minero Vale treparon un 1,98 por ciento a 41,22 reales, mientras que las de la petrolera estatal Petrobras subieron un 1,18 por ciento a 29,90 reales.

Exploracion del Play Subsalino (Pre-Jurasico) al Norte de la Cuenca Lusitanica en Portugal

2009-12-16T16:58:00.000-08:00

El potencial petrolero del sinrift Triasico de la formación Silves de la cuenca Lusitánica, en Portugal, fue poco considerada por la sobremadurez de la roca madre del pre-rift Paleozoico involucrado en la deformación Herciana. El muestreo de campo de los graptolitos del Siluriano, y de las lutitas negras a lo largo del margen oriental de la cuenca Lusitánica ha revelado niveles de madurez de Ro por debajo del 1.04% (ultima ventana de petróleo), sin embargo, se indico localmente que, el Siluriano tuvo un importante potencial generativo (principalmente gas) en la época del post Herciano. Los datos actuales no permiten un modelado mas real de la primera fase de la generación de petróleo del Siluriano.

Una segunda fase de la generación del hidrocarburo fue iniciado por el soterramiento durante el desarrollo Mesozoico de la cuenca Lusitánica. La extracción de petróleo de reservorios transicionales de dolomita en la base del sello de evaporita cubriendo la formación Silves que ha sido correlacionada con una roca madre del Paleozoico inferior basado en análisis de bioindicadores. Por lo tanto, un sistema petrolero subsalino (fuente Siluriana, reservorio Triasico, sello Jurasico) ha sido documentado. Un modelo deposicional ha sido construido para predecir el paso de un optimo desarrollo del reservorio de arena del sinrift que puede ser usado para trampas estructurales de alto grado definida por datos sísmicos. Las trampas (bloques de falla y pliegues relacionado a desgarres) emplazadas a inicios del Cretácico y que podría haber recibido carga de gas de la roca madre del Siluriano que entro a la ventana de gas en el Jurasico superior. Adicionalmente, la inversión regional Terciaria al sur de la zona de desgarre Nazaré podría localmente yuxtaponer actualmente la roca madre madura Lías contra los reservorios potenciales Silves en las trampas geométricas a lo largo del desgarre.

INTRODUCION

La cuenca Lusitánica fue formada en el Triasico, en un rift de extensión este-oeste asociada con la vía marina del mar Tetis. Tempranamente en el post-rift, las evaporitas de la amplia cuenca tapan los siliclastos continentales del sin-rift Triasico y están cubiertas por evaporitas Jurasicas y depósitos de carbonatos de plataforma. Al menos tres facies de roca madre están documentadas en la sección Jurasica, y abundantes manifestaciones de hidrocarburos en superficie y recuperación de petróleo de pozos que avalan el trabajo natural del sistema petrolero post-salino (GPEP, 1993). Recientes trabajos de campo y perforación han provisto de evidencia de un trabajo del sistema petrolero subsalino comprometiendo rocas madre Paleozoicas, reservorios de areniscas Triásicas, y un sello evaporitico Jurasico. Este sistema petrolero es similar al de la cuenca illizi-Ghadames de Argelia, donde la roca madre Siluriana recarga reservorios continentales de arenisca Triásica, la cual esta cubierta por evaporitas Triásicas (Sonatrach Exploration Division, 1991).

PERSPECTIVA GENERAL DE LA CUENCA

ESTRATIGRAFIA

La estratigrafía de la cuenca Lusitánica puede ser dividida en varias secuencias mostradas en la figura 2.

Prerift 1

La porción inferior de la sección sedimentaria del pre-rift, sobre el basamento económico, son de edad Ordoviciana y Siluriana. Consiste ampliamente de rocas silicatadas e incluyen compuestos ricos en materia orgánica, lutitas negras con graptolitos de las formaciones Silurianas Sazes y Ursa. Estas lutitas son consideradas como la principal roca madre para el sistema petrolero subsalino. Esta sección fue deformada y variablemente metamorfizada durante la orogenia Herciana del Paleozoico medio.

Prerift 2

La parte superior de la presente sección consiste de secuencias clásticas continentales aisladas de edad Carbonífera, la cual fue depositada en cuencas intramotanas desarrolladas durante el plegamiento Herciano. Estas cuencas contienen niveles de carbón del Permico y Carbonífero, los cuales ofrecen una fuente potencial secundaria de hidrocarburo.

Sinrift

El inicio de la cuenca Lusitánica comenzó en el Triasico superior, asociado con la tectogenesis Tetiana que fue separando el norte de África y el norte de América. El rifting Lusitánico marco el limite occidental de la meseta Ibérica, uno de los muchos bloques cratonicos fragmentados crearon en el Triasico superior el oeste de Europa (Ziegler, 1990). La cuenca del rift fue rellenada con rocas clásticas continentales fluviales y aluviales de la formación Silves, derivados en gran parte de la altiplanicie de la meseta Ibérica adyacente. Localmente, en los afloramientos, la lutitas negras están presente en la cima de la formación Silves y pueden representar la incursión marina inicial dentro del sistema rift durante el episodio de sinrift.

Postrift 1

A inicios del periodo del postrift esta marcado por un extendido desarrollo del aporte de evaporita de la formación Dagorda, aunque esto parezca probable la parte inferior de la formación Dagorda puede ser de la misma edad del sinrift. La formación Dagorda, es una mezcla de halita, anhidrita, carbonato, arcilla, limolita y lutita. Como lo visto en los pozos de perforación, generalmente tiene un pozo desarrollado en la zona de transición que alterna dolomitas y anhidritas en la cima y localmente en la base, que son tan buenos como los intervalos de halita masiva. Las condiciones a mar abierto desarrollada a través de la cuenca hasta el fin de la depositacion de la formacion Dagorda, y la deposición en la plataforma carbonatada persistió a lo largo de las formaciones Lias y Dogger (Jurasico medio e inferior). Una importante disconformidad al final de la formación Dogger marco la cima de la secuencia postrift 1. Las facies de roca madre de carbonatos lutaceos han sido documentados en esta secuencia, principalmente en la formación Liasica Brenha (GPEP, 1993).

La estratigrafía post-Dagorda ha sido extensivamente estudiada por otros, y por eso no es un aporte directo al play exploratorio Silves, por eso no se discutirá aquí. Para mayor información, los lectores deben remitirse a Manuppella et al. (1985), Montenat el al. (1988), Wilson et al. (1989), Leinfelder (1993), Proensa Cunha y Pena dos Reis (1995), Leinfelder (1997), Rasmussen et al. (1998), Manuppella et al. (20000), y Pena dos Reis et al. (2000).

TECTONISMO

La figura 1 ilustra tres provincias tectónicas Hercianicas Paleozoicas que comprenden el terreno prerift sobre el cual las extensiones Lusitánicas del Triasico superior fueron sobrepuestas. La meseta Ibérica (también llamada la zona Ibérica central) es el bloque cratonico o masivo que forma el núcleo de la península ibérica. Las zona Ossa-Morena y sur de Portugal son cinturones de pliegues Paleozoicos y rocas antiguas que fueron deformados durante la orogenia Herciana. La zona de afloramiento Ossa-Morena esta compuesta ampliamente con rocas pre-Devonianas; La zona sur de Portugal esta compuesta ampliamente de estratos Devonianos y Carboníferos-Permicos. La extensión del afloramiento del cinturón de la zona de Ossa-Morena alrededor de la meseta indica que provee el piso del prerift a la cuenca Lusitánica. Este terreno fue hundido durante el Mesozoico por la extensión de la cuenca Lusitánica y relleno sedimentario. Los rumbos de los mas grandes pliegues Hercianos y fallas de rumbo fueron descritos por Wilson et al. (1989) y están mostrados en el mapa de la figura 1. Muchos rumbos de viejas fallas fueron reactivadas como una gran falla en el rift durante el Triasico y como falla de desgarre durante el Mesozoico superior y la deformación del Triasico (por ejemplo, comparan la dirección del rumbo de la figura 1 en el mapa con las zonas de desgarre Nazaré, Porto do Mos, y costera de la figura 3). Los datos sísmicos indican que la tendencia de algunos plegamientos Hercianos han sido episodicamte reactivadas como arcos definidos que cortan la cuenca durante la época post-Hersianica. Estos arcos definidos podrían servir como un foco regional para la migración del hidrocarburo.

La cuenca Lusitánica es abierta como parte de el episodio orogénico Tetiano del Triasico superior. La fase del sinrift probablemente se extendió dentro del Jurasico inferior (Hetageniano). La fase de hundimiento del postrift consistió de depositacion de evaporita en la amplia cuenca durante el Hetangiano y el subsecuente desarrollo de una plataforma carbonatada a lo largo del resto del Jurasico inferior.

La transpresion media a superior de la formacion Dogger reactivo muchas tendencias de fallas Triásicas como zonas de desgarre. La transpresion estuvo probablemente asociada con las aberturas del sur del Atlántico de la zona de fractura Gibraltar, y esta actividad tectónica comenzó la diferenciación de la plataforma carbonatada Jurasica dentro de una discreta cuenca pull-apart, y principales estructuras desarrolladas en las zonas de transferencia uniendo grandes sistemas de fallas de desgarre (ejemplo el anticlinorio Montejunto, figura 3). Este régimen transpresivo parece convertirse en el mejor desarrollado durante el Malm, cuando los saltos de bloques estuvieron asociados a las uniones de las zonas de desgarre y se convirtieron en una importante fuente local de sedimentos siliclasticos, y la subcuenca quedo bien establecida. La inversión local del graben-rift Triasico acompaño fases de movimiento de desgarre, como los ilustrados por el pliegue volcado perforado al oeste por el pozo Mohave 1 Aljubarrota (Alj, figura 4). La halita de la formación Dagorda fue movilizada en zonas de desgarre durante la transpresion Mesozoica y compresión Terciaria, como la mostrada por la gran y cercana masa superficial de Dagorda a lo largo de los rastros de desgarre (figura 3). Los datos sísmicos y de pozos indican que la formación Dagorda esta presente a lo largo del norte de la cuenca Lusitánica, pero exhibe importantes variaciones en el grosor de un poco mas de 100 m a 300 m.

La historia tectónica post-Dagorda de la región ha sido ampliamente estudiada por Guery et al. (1986), Montenat et al. (1988), Wilson et al. (1989), Leinfelder (1993), Proenc¸a Cunha y Pena dos Reis (1995), Pinheiro et al. (1996), Rasmussen et al. (1998), y Pena dos Reis et al. (2000), entre otros. Esos autores ofrecen unas importantes interpretaciones alternativas al simple punto de vista presentado aquí. Sin embargo, el factor clave discernido de los datos sísmicos del mapeo regional que a pesar de la complejidad de los episodios tectónicos post-Dagorda, el sello de evaporitas Dagorda sobre los reservorios de la formación Silves es una falla brechada en muy pocos lugares, manteniendo la integridad regional del sistema petrolero subsalino.

BASE DE DATOS E HISTORIA DE EXPLORACIONES PREVIAS

Ciento dos pozos han sido perforados en la cuenca Lusitánica, las cual cubre aproximadamente 30 000 km² entre tierra y mar abierto. Esto indica un promedio de densidad de perforación de un pozo por 29 140 ha. De esos 102 pozos, 57 fueron perforados antes de 1963, 46 tuvieron menos de 600m de profundidad, y 47 no penetraron la formacion Dogger (Jurasico medio).

Las tempranas exploraciones (antes de 1963) en la cuenca Lusitánica enfocada en la perforación de estructuras superficiales generalmente asociadas con zonas de desgarre y filtraciones de petróleo (figura 39. El hidrocarburo muestra una menor recuperación de petróleo y gas de las rocas Jurasicas que fueron reportadas, pero ninguna producción comercial fue establecida. Un pozo de esta era dentro del área de estudio, C.P.P.-Mobil1 Sao Mamede (SM1 figura 3), perforo el sinrft de la formación Silves pero no se encontraron reservorios. Las concesiones en mar abierto fueron concedidas a inicios de 1970s, llevando a la perforación de 12 pozos. El petróleo y gas mostraron ser registrados, y el petróleo transmitido fue recuperados de dos pozos del Jurasico. Cuatro de los pozos en mar abierto penetraron la sección del sinrift Silves (figura 3). Uno fue el que menor gas mostró, pero solo el Esso 1 Faneca (Fa1) penetro el reservorio y a las areniscas en todo su profundidad. Este pozo fue perforado en el flanco oeste del rift en un medio-graben aislado (figura 4). La perforación en tierra fue suspendido en 1963 y no se volvió a perforar hasta 1981.

Adicionalmente once pozos han sido desde entonces perforados en tierra, principalmente en la parte sur de la cuenca, fuera de los limites de estudio (figura 3). Dentro de el área de estudio, los pozos clave en esta discusión son los pozos Aljubarrota 1 y 2 (Alj 1 y Alj 2; Figuras 3 y 4), ambos de los cuales penetraron el sinrift de la formación Silves en el eje del depocentro de la cuenca Lusitánica.

Los reportes finales de los pozos están disponibles para todos los pozos profundos, y los registros de pozos cableados están disponibles para muchos pozos que fueron perforados a partir de 1960. La cobertura sísmica usada en este estudio incluye alrededor de 1700 km de datos obtenidos en tierra desde 1980 y 1996 y alrededor de 4500 km de datos obtenidos en mar abierto en los 1970s, 1980s y 2000. Un sondeo aeromagnetico con una línea de espaciamiento de 1 km fue sobrevolado sobre mucha del área de estudio en tierra en 1981 y fue usada para modelar la profundidad del basamento. Los mapas geológicos de superficie de alta calidad de escala 1:50 000 están disponibles, y otra cantidad de importantes datos (incluyendo información geoquímica) están disponibles en los archivos del gobierno en la Dirección General de Geología y Energía.

PLAY SUBSALINO: ELEMENTOS DEL SITEMA PETROLERO

ROCAS MADRE

Los graptolitos del Siluriano en las lutitas negras de las formaciones Sazes y Vale de Ursa son consideradas las rocas madre del sistema petrolero subsalino. Estas lutitas son los equivalentes locales a la roca madre prolífica del Siluriano en el norte de África. La corporación de gas y petróleo condujo el programa de muestreo de campo en 1993, 1995 y 1996, el cual esta resumido en la figura 5. Las muestras fueron recolectadas de los estratos Paleozoicos preservados en la quilla de los sinclinales a lo largo del margen oriental de la cuenca Lusitánica. Estos sinclinales representan las zonas plegadas Ossa-Morena en la zona de transición entre el cinturón plegado Ossa-Morena y la Meseta Ibérica (figuras 3,5).

Los valores de porcentaje total medido de carbono orgánico (TOC) para las lutitas del Siluriano varían de menos de 0.5 a mas de 0.8% TOC. Los operadores pasados habían reportado valores de hasta 34% TOC (archivos DGGE). Como parte de el basamento Herciano sin embargo, estas lutitas fueron consideradas de haber alcanzado la sobremadurez previa al soterramiento bajo la subsecuente cuenca Lusitánica Triásica. El valor equivalente de Ro% de las muestras de Mohave, basados en conodontes y chinozoas, han provisto un rango de valores de madurez de la ultima ventana del petróleo (1.04% Ro) a la sobremaduracion (2.84% Ro). Interesantemente, los valores de sobremadurez muestreados por Mohave fueron recolectados de grandes zonas de fallas, mientras que a pocos metros de ahí en la misma sección, los últimos niveles de madurez de la ventana del petróleo fueron registrados. Esto esta interpretado para indicar que una sobreimpresión hidrotermal o metamórfica relacionada a las zonas de fallas causaron falsamente los altos niveles de madurez. Por lo tanto, la evidencia de campo próxima a la cuenca Lusitánica indica que hubo suficiente potencial restante en las lutitas negras Silurianas para experimentar una segunda fase de expulsión de hidrocarburos (anticipado de ser gas) sobre el subsecuente soterramiento durante el Mesozoico. Una historia similar de dos ciclos de subsidencia y generación de hidrocarburos ha sido documentado para las rocas madre del Siluriano en el área del gran campo Hassi Messaound de Argelia (Tissot y Welt, 1978).

En 1998, la corporación de gas y petróleo Mohave perforo el pozo Aljubarrota 1 a un total de 2688 m de profundidad, penetrando 2462 m de la formación Dagorda antes de perforar un salto de falla de limolita de la formación Silves y lutitas sobreyaciendo al basamento. Los datos del inclinómetro y las excelentes correlaciones mostraron que el pozo penetro un gran, pliegue volcado al oeste en las anhidritas basales y dolomitas de la formación Dagorda (figura 4 ). Este pliegue es interpretado como una inversión a lo largo de un antiguo falla en el rift. El gas de lodo muestra que fueron encontradas mientras se perforaba la parte superior del flanco en este pliegue, y el gas de lodo y muestra de petróleo nos indican que fue observado en el flanco inferior de capas correlacionadas de dolomita. La distribución de hidrocarburos sugiere que el pliegue fue un paleo-campo petrolero con capas de gas, y que la liberación de las columnas de hidrocarburo del petróleo menos conocido al gas mas conocido fue de 500 m. La columna de hidrocarburo estuvo brechada en el pozo y la porosidad fue tapada con sal probablemente durante el tectonismo Terciario, dejando atrás el petróleo y gas residual mostrado en el pozo.

La extracción de manchas de petróleo tomadas del flanco inferior fue como una huella digital para el cromatografo de gas, y los resultados fueron comparados en una muestra de petróleo de las facies de la fuente Liasica Brenha. Las conclusiones analíticas indican que los dos petróleos no están relacionados, y que el extracto esta probablemente derivado de una mezcla de la roca madre carbonato-lutaceo de edad del Paleozoico inferior basado en lo siguiente:

- Contenido triciclico muy bajo relativo a hopanos extendidos

- Predominancia de C₃4 hopano

- Bajo promedio de dibenzotiofeo a fenantreno y promedios de pristano a fitano

- Alto contenido de esterano C₂₉

- Probabilidades de preferencia de carbón e hidrocarburos C₁₁ al C₂₀

- Promedios regulares de esterano C_2S a C₂₉ de 0.52

Un simple diagrama Lopatin siguiendo el procedimiento de Waples (1981) fue construido de un modelo de sepultamiento post-Carbonifero e historia de madurez de la roca madre del Siluriano en la ubicación del pozo Al jubaroca 2 (figura6) este modelo indica que el Siluriano entro en la ventana de petróleo en el segundo ciclo de madurez en el Jurasico medio y la ventana de gas a inicios del Jurasico superior. Porque el Siluriano ya había pasado el pozo dentro de la ventana de petróleo en el fin del Herciano, y se esperaba que el gas sea el principal hidrocarburo para este play subsalino. La figura 6 indica que el máximo sepultamiento Siluriano estuvo todavía en la ventana de preservación de gas.

Muy probablemente, el área de la fuente generadora del Siluriano a sido identificada sobre una parte del área de estudio basada en una evaluación de la profundidad del basamento de una limitada pero detallada data aeromagnetica. Las áreas de grosor de las rocas sedimentarias Paleozoicas, por lo tanto potenciales fuentes generadoras , son mostradas en la figura 3.

Parecen consistentes con la distribución del afloramiento Paleozoico a lo largo del margen oriental de la cuenca. Los datos limitados de la distribución de la roca madre del Siluriano estima los volúmenes generados de hidrocarburos en las columnas de gas y paleo-petróleo de 500 m. Perforados en el poso Alj1 indica suficiente generación de carga en grandes estructuras. Medidas de carbón Permo-Carboniferos (figuras 3 y 5) depositado en las cuencas intramontana Herciana limnica superior en la zonas Ossa Moreno y sur de Portugal también ofrecen una fuente potencial de gas.

ROCA RESERVORIO

La formación siliclastica Silves Triásica de la secuencia del sinrift comprende el principal reservorio subsalino. El promovido modelo deposicional Silves es mostrado en la figura 7 a lo largo con la sección estratigráfica del pozo y la sección de afloramiento medio. El origen principal de los sedimentos Silves fueron desde la altiplanicie de la meseta ibérica hasta el este. Los estudios de campo hechos a lo largo del cinturón del afloramiento Silves (Paladin, 1976) indican dos grandes puntos focales donde drena la corriente de la meseta dentro de la cuenca rift, el sistema alimentador Coimbra y Ángela (figura8). Estas corrientes que fluyen al oeste fueron desviadas hacia el sur dentro del rift, siguiendo los ejes de un rift medio graben de norte a sur. Importantes bloques de horst en el intra-rift dividieron la cuenca del rift en discretos valles (Figura 7). Los sistemas de valles se movieron hacia abajo del rumbo de la falla Porto do Mos que parecía haber capturado el sistema alimentador Coimbra que lo llevo hacia el sur. Esta tendencia es considerada como un gran paso para una mejor clasificación, arenas mas maduras derivadas de la altiplanicie de la Meseta . En un modo similar, el sistema alimentador Ángela parece haber dejado un rastro hacia el lado inferior (oeste) del rumbo de la falla costera. Algunos valles rift no se integraron dentro de los sistemas Coimbra y Ángela y rellenaron con sedimentos generados de los bloques de horst locales. Estas áreas son consideradas menos probables de hospedar arenas para el reservorio, como es el caso del pozo Fa1 (ver mas adelante).

Las facies fluviales documentadas en el afloramiento (Paladin, 1976) y en el pozo Fa1 (archivos del DGGE) se esperaban ser las mejores facies del reservorio. Arriba de 23% de porosidad en las arenas fluviales fueron medidas en muestras del afloramiento Mohave. La correlación de registros del pozo Fa 1 indicaron 22 m de arenisca con un promedio de 16% de porosidad. El operador describió esta sección como facies de corrientes trenzadas pero se espero poca permeabilidad por la evidencia de los registros de rayos gamma. Esto es concordante con la interpretación de la figura 7 del pozo Fa 1 el cual yace en un aislado medio-graben ubicado sobre la ladera occidental del rift en la cuenca.

La inspección de la figura 7 muestra que previo al pozo Alj 2 (sección del pozo 7), los pozos previos fueron pobremente localizados con respecto al paso de arenas del sistema alimentador Coimbra y Ángela. El pozo Alj 2 fue perforado basado en el modelo de depositacion y que la sección mas gruesa encontrada en la formación Silves fue atravesada por el pozo de perforación, con una importante calidad de la arenisca como roca reservorio. La figura 9 es un conjunto de registros de correlación de porosidad para el pozo. El pozo Alj 2 atravesó 589 m de la formación Silves sin alcanzar la base de la formación. En un sentido mas general, las areniscas en este pozo están concentradas en los lóbulos de arena superior e inferior, similar a las secciones de afloramiento, separadas por un dominante intervalo de limolita-lutita de 150 m. Las capas individuales de arenisca son generalmente de 1-4 m de grosor. Las muestras cortadas del lóbulo superior esta descrita como arcosa, y la del lóbulo inferior esta descrita generalmente como una subarcosa. La razón del grosor de arena/lutita es de 20% (117 m de arenisca) con un neto de 60% (69 m) de un reservorio potencial. El análisis de imágenes FMI (Formation MicroImager) indican que las areniscas del lóbulos superior están dominadas por secuencias estrato cruzados, y que el lóbulo inferior esta dominado por slumps o debris flow. Esto sugiere un ambiente deposicional fluvial para el lóbulo superior y tal vez un ambiente deposicional abanico-aluvial o coluvial para el lóbulo inferior.

La interpretación de correlación de registros de la sección Alj 2 de la formación Silves esta obstaculizada por severos derrumbes y rigurosidad del pozo de perforación, como lo indica en la figura 9. Los derrumbes mas importantes ocurrieron a lo largo de numerosas zonas de arenas, y la inspección de la descripción de los cortes de pozos comúnmente muestran abundante perdida de granos de arena asociados con estas zonas. Esto sugiere areniscas porosas y fragméntales. La evaluación de porosidad en la correlación de registros indican una porosidad de 6-12% en zonas no asociadas con derrumbes importantes. Las anomalías en la temperatura negativa observada en los registros de temperatura sobre los lóbulos superiores previos a la ubicación de la tubería de revestimiento podría manifestar un enfriamiento adiabático de gas que entra en los pozos de perforación.

Dos pruebas de descenso de perforación en los pozos entubados fueron conducidos en el pozo Alj 2, uno en el lóbulo superior de arena y uno en el lóbulo inferior de arena (figura 9). Muchas areniscas individuales fueron perforadas y probadas juntas en cada test. Ninguna de estas pruebas exhibieron flujos importantes dentro de cada pozo de perforación, aunque aproximadamente 12 bbl de agua de formación con un brillo aceitoso fue recuperado de la prueba del lóbulo superior. La resistividad del agua de la formación Silves, cuando se uso los análisis de registros, indicaron que muchas de la areniscas están relacionadas a hidrocarburos, con saturación de hidrocarburos por encima del 70%. La ausencia de conseguir flujos importantes de la formación puede ser atribuida al daño de la formación causada por la perforación sobre balanceada de la sección y/o perdida de cemento de la formación cuando hay un desplazamiento en las tuberías de revestimiento. La interpretación del registro de adherencia del cemento indica un pobre trabajo del cemento con un alto riesgo de no tener aislamiento vertical entre zonas separadas en el pozo de perforación. No fue hecho ningún intento de estimulación en el pozo.

Existen reservorios potenciales secundarios en las dolomitas basales transicionales en la formación Dagorda como la mostrada por el petróleo y gas encontradas por el pozo Ajl 1, discutido bajo la roca madre y mostrado esquemáticamente en la figura 10. Estos reservorios de carbón en el pozo Ajl 1 tuvieron porosidad inicial de el orden de 20% previo a al leak-off del hidrocarburo Terciario y conectado a la sal. En otra parte de la cuenca, facies transicionales similares en la cima de la formación Dagorda tienen muestras abundantes de petróleo y gas y registro de las zonas de productivas (archivos DGGE).

ROCA SELLO

El sellado regional en la cima del reservorio Silves es un portador de anhidrita y halita de la formación Dagorda. La figura 10 provee un mapa isopaco regional de la formación y resume la distribución vertical y aérea de las litofacies Dagorda perforada en los pozos. El grosor en Dagorda es altamente variable, desde un grosor de 138 m en el pozo Alj 2 a 2281 m en el pozo SM 1. Esta variabilidad en el grosor puede ser parcialmente explicado de tres maneras: (1) la parte inferior de la formación Dagorda podría haber sido un sinrift, mientras la mayor parte de la formación fue depositada durante el descenso termal del postrift; (2) ha habido un importante flujo de sal y engrosamiento tectónico; y (3) ha habido una importante remoción local de halita por la disolución de sal.

Los patrones de afloramiento cerca de la superficie en la formación Dagorda mostrada en la figura 3, 7 y 10 esta relacionada al movimiento de desgarre en el Mesozoico y Terciario a lo largo de las zonas de falla que fueron originalmente fallas rift Triásicas, con las fallas rift mismas reactivando las antiguas tendencias Hercianas. El movimiento salino relacionado a la deformación en las zonas de desgarre (por ejemplo las zonas de desgarre Nazare, Porto do Mos, y Coastal; figura 3) fue considerada diapirica (Zbyszewski, 1959), por los datos del inclinómetro en el pozo Alj 1 (figuras 3,4) indican que mucho de la sección engrosada en la formación Dagorda pueda ser el resultado de la fluidez de sal forzada entre los estratos y la dilatación. El pozo Alj 1, perforado en una de las masas de cerca de la superficie de la formación Dagorda (figura 10), perforo consistentemente estratos con buzamiento noroeste de una profundidad aproximadamente de 700-2000 m, donde el pozo de perforación atravesó el plano axial del antes mencionado pliegue volcado, y el buzamiento se invirtió abruptamente hacia el sureste. Similarmente, los núcleos tomados en los 6 pozos Transgas Carriso (figura 10), los cuales fueron perforados en la preparación de un proyecto de almacenamiento de gas en cavernas de sal, también muestra consistentemente sal estratificada a profundidades de 1200 a 1500 m.

La disolución de sal también parece responsable para los cambios locales en los grosores de la formación Dagorda por la remoción de halita. El pozo Alj 2 (figuras 4 y 10) tiene la sección completa mas delgada de la formación Dagorda a 138 m. En este pozo contenido en la formación Dagorda no hay sal y solo hay muy poca anhidrita y dolomita interestratificada en la cima. El resto de la sección estaba compuesta de arcilla anhidritica, lutita y limolita. Un registro de imagen FMI a través del intervalo lo muestran de ser una zona brechada y fracturada (probablemente taponeada con anhidrita) con múltiples intersección de fracturas. Esta sección es consistente con un residuo de disolución de sal, interpretado de ser el resultado de la disolución de salmuera hidrotermal que va aumentando a lo largo del fondo de las fallas de desgarre. El análisis de la formación Dagorda y los intervalos isopacos Jurasicos, tanto como la distribución de fracturas y facies en los sobreyacientes carbonatos Lías y Dogger, que sugieren que la historia de la disolución de sal tuvo dos facies. Tal fenómeno ha sido documentado en la cuenca Williston, en Estados Unidos y Canadá (Oglesby, 1987; McTavish y Vigrass, 1987).

A pesar de las variaciones y cambios litológicos en Dagorda, parece ser común a través de la cuenca y donde quiera que se haya encontrado una importante capacidad de roca sello.

TRAMPAS

La figura 11 es un mapa estructural de la cima de la formación Silves construida de datos sísmicos disponibles y vinculados al control de pozos, esto esta actualmente separado por dos mapas porque no hay líneas sísmicas que vincula los conjuntos de datos de tierra y mar abierto. La porción de mar abierto del mapa fue dibujado por computadora, mientras que en la de tierra fue dibujada a mano. Resaltado en gris están las áreas positivas de interés (generalmente sobre 3000 m) las cuales yacen dentro o próximas a los sistemas alimentadores Coimbra o Ángela como las mostradas en la figura 7. Los bloques de falla y los pliegues relacionados a desgarres son los principales objetivos estructurales actualmente mapeados. Las estructuras emplazadas al final del Jurasico con un poco o sin subsecuentes movimientos son consideradas destinos óptimos de gas, como las rocas madre del Siluriano dentro de la fase de generación de gas en el Jurasico superior (figura 6). La figura 12 muestra líneas de dibujo sísmico de dos posibilidades identificadas, uno en tierra y el otro en mar abierto. La posibilidad en mar abierto es un bloque horst limitado al suroeste por el fallamiento pre-Cretácico y en el noreste por las fallas de desgarre del Cretaceo superior y Terciario. El lapso de este tiempo es algo engañosa; cuando la profundidad es convertida, la margen suroeste del bloque es hoy en día estructuralmente el lado mas grande del nivel de la formación Silves, y el de la formación Silves buza hacia el noreste dentro de la zona de desgarre Terciaria. Por lo tanto, la edad de la trampa es pre-Cretácica, y la convergencia mas importante ha permanecido relativamente inalterada a lo largo del Terciario.

La posibilidad en tierra es una serie de bloques de falla, la cual se formo sobre la saliente buzante de un importante basamento en uno de los pasos de arena de la formación Silves. El desarrollo Jurasico de la sub-cuenca este-oeste de la saliente estructural ha acentuado la alta posición estructural de la formación Silves, proporcionando aproximadamente de 8 km de convergencia este-oeste. La convergencia en la dirección opuesta al buzamiento es relacionada a una falla.

Un tipo de posibilidad adicional, la cual depende de la carga de hidrocarburo de la post-sal, de la roca madre de la formación Brenha del Jurasico inferior (figura 2) ha sido reconocida. Como fue mencionado previamente, el área sur de la zona de desgarre Nazare ha sido regionalmente invertida (figura 3). Hay localidades a lo largo del desgarro Nazare donde la formación Silves en el bloque sur invertido ha sido yuxtapuesto contra la roca madre de la formación Brenha en el norte. El modelamiento Lopatin en la formación Brenha indica que la roca madre entro en la ventana de petróleo en la sub-cuenca en el norte del desgarro Nazare a inicios del Cretácico superior y es muy probable que siga experimentando la generación de petróleo en las partes mas profundas del área.

RESUMEN

La cuenca Lusitánica de Portugal es una provincia de hidrocarburos inexplorada con el comprobado sistema petrolero Mesozoico. Un postulado sistema petrolero subsalino que consta de rocas madres del Siluriano, reservorios de arenisca del Triasico superior (formación Silves) y los sellos de evaporita (formación Dagorda) han sido ahora verificadas y un cuadro critico de eventos para el sistema es mostrado en la figura 13. Las lutitas graptoliticas del Siluriano están expuestas en el terreno Herciano a lo largo del margen oriental de la cuenca que ha generado valores por encima de 8% TOC y equivalentes a los niveles de madurez tan bajos como 1.04% Ro (ultima ventana de petróleo). Por lo tanto, no utiliza las rocas madre del Siluriano, sobre el soterramiento Mesozoico bajo la cuenca Lusitánica, empujados de regreso dentro de la ventana de generación de petróleo. El trabajo analítico en la extracción del petróleo se muestra en un reciente perforado pozo (Alj 1) que indica un paleo campo petrolero almacenado en dolomitas transicionales en la base de las evaporitas que sellan la sección que fue la fuente de una roca madre a inicios del Paleozoico, mas probablemente Siluriana. Porque los niveles de madurez observados en el Siluriano, esperaban que el gas sea la principal fase del hidrocarburo. El pozo Alj 2 encontró menores muestras de petróleo e importantes muestras de gas cuando las perforación atraviesa la sección del reservorio Silves.

Un modelo deposicional regional ha sido desarrollada de los contornos para las areniscas con calidad de roca reservorio en la formación Silves. Numerosas, grandes trampas estructurales han sido identificadas por el mapeo sísmico. Las trampas emplazadas por el fin del Jurasico es considerada como la mas favorable para recibir las cargas de gas por que el modelo de madurez indica que el Siluriano tomo parte en la ventana de gas durante el Jurasico superior. La deformación Terciaria, notablemente en el tectonismo Alpino, podrían haber causado algunas ultimas redistribuciones de los hidrocarburos de la formación Silves, bien en estructuras dentro de las trampas de la formación Silves que mantuvo la convergencia o la lateralidad dentro de la nuevamente creadas trampas de la formación Silves. La evidencia indica que la presencia de las facies de sellado de evaporita de la amplia cuenca de la formación Dagorda obtuvieron importante remigraciones verticales dentro de los sobreyacientes reservorios Jurasicos. Localmente, sobreyaciendo las rocas madre Lías podrían cargar los reservorios Silves a lo largo de la zona de desgarre Nazare, donde la inversión regional Terciaria al sur del desgarro ha desplazado la formación Silves contra la formación Lías. El modelamiento de madurez de la fuente Lías indica que ha estado en la ventana de petróleo desde los inicios del Cretaceo superior en algunas localidades al norte del desgarro Nazare.

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2009-09-28T08:40:00.001-07:00

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