Porosidad de las areniscas fluviales cretácicas de la formación bajo barreal : nueva perspectiva hidrocarburífera para la cuenca San Jorge

Abstract

Se realizó un estudio detallado de la porosidad y dimensiones de las areniscas fluviales cretácicas de la Formación Bajo Barreal en Puesto Confluencia (Cuenca San Jorge, Patagonia, Argentina). En la zona estudiada los paleocanales arenosos se disponen en cuerpos que, en el sub suelo aledaño, constituyen los principales reservorios de hidrocarburos de la cuenca. El estudio incluyó los siguientes aspectos: i) reconocimiento de cortejos sedimentarios, particularmente aquellos de nivel bajo;ii) estimación de las dimensiones de las areniscas incluyendo espesor (T), ancho real (W) y relación WIT; iii) determinación del porcentaje y distribución de la porosidad en paleocanales individuales; iv) cuantificación de los tipos de porosidad, del tamaño poral y su conectividad. Posteriormente, se evaluaron las características de los intervalos estratigráficos con mayor concentración de paleocanales (cortejos de nivel bajo) como rocas reservorio. Luego se vinculó la porosidad media de cada cuerpo con la composición petrográfica y geoquímica a partir de un análisis estadístico multivariado; el objetivo fue establecer una herramienta exploratoria predictiva con fines hidrocarburíferos. Por último, se procedió a comparar la información obtenida con datos de intervalos estratigráficos equivalentes de otras zonas de la cuenca, incluyendo afloramientos y datos de subsuelo.

A detailed study of Cretaceous fluvial sandstones of Bajo Barreal Formation (San Jorge Basin, Patagonia, Argentina) porosity and dimensions -was made at Puesto Confluencia locality. In the study zone, the sandstone palaeochannels are disposed in bodies that, in the adjacent subsurface, represent the main hydrocarbon reservoirs of the basin. This study included the following aspects: i) recognition of system tracts, mainly those associated to low level conditions; ii) estimation of sandstone dimensions including thickness (T), actual wide (W) and W/T ratio; iii) determination of percentage and distribution of individual palaeochannel; iv) quantification of porosity types, poral size and connectivity. Later, features of those stratigraphic intervals with major concentration of palaeochannels (low level system tracts) with hydrocarbon relevance were evaluated. Then, the mean porosity of each body was linked with the petrographic composition and geochemistry data using multivariate statistical (cluster) analysis; the goal was to establish an exploratory predictive tool with hydrocarbon purposes. Ultimately, the obtained data were matched with information from equivalent stratigraphic intervals from other zones of the basin, including outcrops and subsurface data.