Diagenetic evolution of the Permian Tunas Formation, Claromecó Basin, Buenos Aires province, Argentina: its impact on porosity and reservoir characteristics
Palabras clave:
diagénesis, reservorio, tight gas sandstones, QEMSCAN, Cuenca de ClaromecóResumen
La Cuenca de antepais de Claromecó, localizada al suroeste de la provincia de Buenos Aires, Argentina, tiene un relevante interés económico y energético debido a la presencia de capas de carbón contenidas en la Formación Pérmica Tunas, la cual podría considerarse como una roca generadora efectiva para la generación de gas. Este estudio tiene como objetivo reconstruir la evolución diagenética de la Formación Tunas en la Cuenca Claromecó (pozos PANG 0001 y PANG 0003) y determinar cómo la diagénesis afectó la calidad del reservorio. Para ello, se analizaron muestras de testigos corona de la Formación Tunas mediante una combinación de análisis petrográficos (luz transmitida, QEMSCAN, catodoluminiscencia), estudios de inclusiones fluidas y métodos petrofísicos (análisis convencional de testigos corona). Las sucesiones sedimentarias analizadas se componen de areniscas intercaladas con fangolitas, fangolitas carbonosas, tobas y carbones. Las areniscas son de grano medio a fino, clasto-sostén y moderada a buena selección. Los minerales autígenicos reconocidos son calcita y laumontita, con proporciones menores de sobrecrecimientos de cuarzo y feldespato y arcillas (illita, muscovita y clorita). La porosidad es de tipo secundaria, generada por fracturación y disolución de feldespatos y cemento carbonático. La porosidad determinada por análisis ópticos, QEMSCAN y estudios petrofísicos oscila entre 0,1 y 4 %, con una permeabilidad que varía entre 10-3 and 10-6 millidarcies. Se realizaron estudios de inclusiones de fluidas en cementos de areniscas y venillas de calcita y cuarzo. Se reconocieron inclusiones fluidas acuosas y orgánicas primarias, pseudosecundarias y secundarias. Las inclusiones fluidas orgánicas muestran fluorescencia verde y celeste, lo que indica la presencia de hidrocarburos. Las temperaturas de homogeneización de las inclusiones fluidas obtenidas a partir de estudios de microtermometría oscilan entre 124 y 200 °C en los cementos y entre 110 y 230 °C en venillas. Estas temperaturas confirman una etapa de metagénesis para la Formación Tunas, dentro de la ventana de gas húmedo a seco. Dadas las características petrofísicas de los niveles analizados, las areniscas podrían considerarse como reservorios no convencionales de tipo areniscas gasíferas compactadas (tight gas sandstones). Los resultados obtenidos señalan que, durante la diagénesis temprana, la compactación física y la precipitación de cemento carbonático fueron los principales factores que redujeron significativamente la porosidad primaria. Además, en la etapa de mesogénesis, la compactación química, la precipitación de cementos de calcita y zeolita, y los sobrecrecimientos de cuarzo contribuyeron aún más a la pérdida de porosidad. Sin embargo, durante la mesogénesis se produjo porosidad secundaria debido a la disolución de granos inestables y cementos de calcita causada por la acción de fluidos ácidos generados durante la descomposición y maduración de la materia orgánica. Adicionalmente, la porosidad secundaria también se generó por fracturación debido al enterramiento y esfuerzos tectónicos y por el aumento de la presión de poros durante la generación y migración de hidrocarburos. Las propiedades del reservorio de la Cuenca de Claromecó han sido controladas principalmente por procesos diagenéticos y tectónicos que actuaron durante la historia de enterramiento de la cuenca. La composición de clastos y cementos también influyó en la diagénesis junto con la presencia de rocas ricas en materia orgánica, que pudieron generar hidrocarburos.
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Derechos de autor 2023 Maria Belen Febbo, Nora Cesaretti , Silvia Omodeo-Salé , Andrea Moscariello, Antoine de Haller , Natalia Fortunatti, Giselle Choque, Renata Tomezzoli
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