Análisis Palinofacial vs. Pirólisis Rock-Eval. Determinación del potencial oleogenético aplicado al estudio de la Formación Los Molles, Jurásico Temprano-Medio, Cuenca Neuquina

MARTINEZ MARCELO; DIAZ PABLO ESTEBAN; TROBBIANI VALENTÍN; PENNACCHIOTTI JULIETA; ITURAIN VERÓNICA; OLIVERA, DANIELA; ZAVALA, CARLOS

San Salvador de Jujuy

Simposio; XVIII Simposio Argentino de Paleobotánica y Palinología; 2022

Universidad Nacional de Jujuy - CONICET

El análisis palinofacial en conjunción con el análisis de las litofacies constituye una excelente herramienta para la interpretación de los paleoambientes sedimentarios, así como también, para la determinación del potencial oleogenético. La utilidad del análisis palinofacial para refinar las interpretaciones paleoambientales es innegable, siendo objeto de estudio en infinidad de cuencas sedimentarias de diferentes edades a nivel mundial. Sin embargo cuando se llevan a cabo estudios de roca generadora, las técnicas geoquímicas como pirólisis Rock-Eval, aun cuando son altamente costosas y de difícil acceso, gozan de mayor reconocimiento y prestigio que el análisis visual del querógeno por medio de estudios palinofaciales. La valoración del querógeno palinológico se basa en cuatro parámetros: COT (carbono orgánico total), calidad, grado de madurez térmica (IAT: índice de alteración térmica de esporas levigadas) y grado de preservación del querógeno, siendo posible que los tres últimos sean realizados por un palinólogo experimentado a muy bajo costo. La presente contribución tiene por objetivo confrontar los resultados obtenidos mediante la aplicación de ambas disciplinas en las mismas muestras para validar o refutar la utilidad del análisis palinofacial en estudios de potencial oleogenético. Se estudiaron 20 muestras de la Formación Los Molles provenientes de dos secciones ubicadas en el ámbito de la Subcuenca de Picún Leufú, de las cuales 19 presentan valores de COT (%) entre 1,05 y 2,91, lo que permitiría clasificarlas como rocas con buena a muy buena capacidad de generar hidrocarburos. La caracterización geoquímica del querógeno y su calidad determinada a partir de los diagramas de Van Krevelen y S2 vs. COT indican que sólo 3 muestras se corresponden con un querógeno tipo III (productor de gas), principalmente proveniente de restos vegetales terrestres (plantas superiores); mientras que las restantes 17 con un querógeno tipo IV (improductivas), constituido por materia orgánica inerte (intenso retrabajo y oxidación). El diagrama IH vs. Tmáx evidencia que 19 de las muestras se distribuyen en el campo de rocas maduras. El análisis palinofacial sugiere que la materia orgánica presenta características de querógeno tipo III/IV, con escasa a nula fluorescencia, dominado por fitoclastos opacos y translúcidos oscuros, y un IAT: 2+/3- que evidencian madurez en ventana de generación hidrocarburos. El importante grado de deterioro sugiere condiciones altamente oxidantes, poniendo en duda su potencial como generador de hidrocarburos, coincidiendo con los resultados aportados por la geoquímica orgánica.