Palinología, geoquímica y potencial hidrocarburífero del intervalo Paleoceno-Eoceno de la Cuenca Austral, Argentina

DIAZ PABLO ESTEBAN; AGÜERO LUIS; QUATTROCCHIO MIRTA

La Plata, Buenos Aires, argentina

Congreso; XVIII Reunión Argentina de Sedimentología y IX Congreso Latinoamericano de Sedimentología; 2023

Universidad Nacional de la Plata - CONICET

El aumento de la demanda doméstica de gas y la caída en la producción de hidrocarburos a partir de yacimientos convencionales en la Cuenca de antepaís Magallanes-Austral, ha provocado recientemente una redefinición del paradigma exploratorio en la región. Como resultado, se han descubierto acumulaciones comerciales de gas en yacimientos no convencionales del Paleógeno en los bloques Arenal (Isla Tierra del Fuego) y Dorado-Coirón (área continental) en el sector chileno. Este trabajo tiene como objetivo estimar el potencial de generación de hidrocarburos del Paleógeno en el sector argentino. Se presentan los datos provenientes de análisis palinológicos y geoquímicos de una sección sedimentaria aflorante de 120 metros de espesor de fangolitas negras a gris oscura, macizas, con niveles de concreciones elipsoidales, correspondientes al miembro LB2 de la Formación La Barca que aflora en la localidad de Punta Ainol, al este de la Isla Grande de Tierra del Fuego, Argentina. Se llevaron a cabo estudios palinológicos que permitieron determinar la edad de los depósitos y que sirvieron para reconocer las tendencias paleoambientales. Además, se realizaron ensayos de Pirólisis Rock Eval 6 que permitieron determinar la cantidad y calidad de la materia orgánica, y la madurez térmica alcanzada. Los depósitos de la Formación La Barca fueron considerados inicialmente como parte Paleoceno, pero el aporte de datos bioestratigráficos a partir quistes dinoflagelados han permitido asignarlos al intervalo Paleoceno tardío-Eoceno. Para este intervalo se infieren condiciones subtropicales cálidas y húmedas (Paleoflora Gondwánica Subtropical) y se considera que el miembro LB2 ha sido depositado mediante flujos hiperpícnicos, que se caracterizan por transportar grandes volúmenes de sedimentos y materia orgánica desde áreas proximales a ambientes marino profundos. Se habría identificado el ascenso eustático del Eoceno temprano y la posterior caída del nivel del mar con un aumento de la afluencia de terrígenos durante el Eoceno medio. Estas fluctuaciones podrían estar asociadas con tasas de hundimiento más altas de la cuenca durante la mayor parte del Tanetiano-Ypresiano y Bartoniano-Priaboniano. Desde una perspectiva petrolera, el Paleoceno está localmente sobre-presurizado y contiene yacimientos que han producido gas y condensado en el sector chileno. Las muestras estudiadas presentan valores de COT desde 0,91% a 1,63%, que permiten clasificar a 16 de las 18 muestras como rocas con buena capacidad de generar hidrocarburos. Pero solo 4 muestras se caracterizan por poseer potencial de generación regular. Todas las muestras han sido asignadas a querógeno tipo III (gas prone), pero una sola muestra se diferencia del grupo y se asigna a facies orgánicas tipo C, conformada por materia orgánica de origen terrestre asociada a sistemas marinos de plataforma distal, con mezclas de macerales ricos y pobres en hidrógeno. Las 17 muestras restantes se designan a facies orgánicas tipo C/D, representadas frecuentemente por materia orgánica reciclada de origen terrestre que ha sido removilizada a través de ambientes oxidantes, asociada a depósitos distales dominados por acción de flujos turbidíticos. De acuerdo a los valores de Tmax, la totalidad de las muestras se encuentran en ventana temprana de generación de petróleo. Aunque la Cuenca de Austral se encuentra en una etapa madura-marginal en términos convencionales, bajo el nuevo paradigma de recursos no convencionales, esta continúa siendo atractiva para la exploración futura por los atributos geoquímicos de las unidades paleógenas del sector argentino.