ESTRATIGRAFÍA:

En  cuadro estratigráfico de la Cuenca del Paraná en el Paraguay Oriental son reconocidas seis UNIDADES SEDIMENTARIAS de amplia escala, separadas entre si por superficies discordantes de carácter regional.

 

ORDOVÍCICO-SILÚRICO: Grupo Caacupe e Itacurubí

 

Esta secuencia sedimentaria es la más antigua y constituye los materiales sedimentarios inicialmente depositados en la cuenca.

Constituye un conjunto de rocas sedimentarias depositadas en un ambiente continental y marino transgresivo, que llega al máximo de inundación en el Silúrico Inferior.

En cuanto al tipo de sedimentación predominan los depósitos clásticos formados por conglomerados que intercalan con areniscas conglomerádicas, gradualmente pasan a areniscas, formando un conjunto de rocas clásticas gruesas denominada Grupo Caacupé.

En forma transicional, la secuencias sigue con rocas clásticas del Grupo Itacurubi, principalmente constituidas por areniscas finas, lutitas y arcillitas, de ambiente marino y altamente fosilíferas con fósiles de edad Silúrico Inferior (llandoveriano).

Se halla en contacto discordante sobre el basamento cristalino, aflora principalmente hacia el Este de Asunción, en los Departamentos de la Cordillera y Paraguarí  y al noreste del Bloque Río Tebicuary.

 

DEVÓNICO

Las rocas de edad devónica se depositan en discordancia sobre la anterior, en forma de depósitos de ambientes continentales y marinos. Las rocas de origen marino no fueron observadas directamente en el campo, pero fueron identificadas en los pozos exploratorios Asunción # 1 y AUNCIÓN # 2 (Pecten, 1.982), en los cuales se describieron alrededor de 450 metros de estos sedimentos.

Las rocas de Edad Devónica de origen continental reposan en discordancia erosiva sobre las unidades fosilíferas silúricas.

Además esta unidad ha sido identificada primeramente en pozos realizados por la Compañía The Anschutz Co (RD-116), localizada en el Departamento de las Cordilleras y fueron denominados Formación Santa Elena (González et al., 1994), posteriores trabajos de mapeamiento geológico definieron areniscas gruesas como pertenecientes a esta unidad, denominándolas Formación Arroyos y Esteros (Dionisi, 1999).

La deposición de la secuencia devónica es interrumpida por evento tectónico de reajuste continental, conocida como la Orogenia Hercínica.

Este evento es responsable de la reestructuración de la cuenca en el Carbonífero Inferior.

 

 

CARBONÍFERO-PÉRMICO

 

En el Carbornífero Superior (Stephaniano), se inicia la tercera secuencia denominada como Carbonífero-Pérmico.

Las condiciones de sedimentación para esta secuencia esta ambientalmente influenciada por condiciones climáticas muy variadas, que en su inicio fue bajo dominio glaciar y periglaciar (Formaciones Aquidabán y Coronel Oviedo), compuesto por  una sucesión de sedimentos clásticos continentales y marino raso.

El Pérmico propiamente dicho contiene depósitos de ambiente continental eólico y fluvial, costero y marino raso, que litológicamente se caracteriza por la presencia de areniscas, siltitas, arcillitas y calizas, agrupados como el Grupo Independencia.

MESOZOICO: TRIÁSICO – JURÁSICO

El cambio gradual del paleoclima y del ambiente de sedimentación, los depósitos sedimentarios de la Cuenca del Paraná fueron cambiando a partir del Pérmico Superior y el Triásico, que contienen como material sedimentario a las areniscas rojas continentales fluviales y eólicas, denominada Formación Misiones.

Este conjunto se distribuye en una franja de dirección norte sur, depositada en discordancia sobre rocas Carboníferas y Pérmicas.

La secuencia eólica: contienen a las areniscas de la Formación Misiones característicamente cuarzosas, homogéneas, con poco material arcilloso como matriz, poco cementados, friables, sacaroidal y localmente silicificados.

 

MESOZOICO: JURÁSICO - CRETACICO

SUITE MAGMÁTICA ALTO PARANA (FORMACION ALTO PARANA): Intrusiones y extrusiones de rocas basálticas de la Suite Magmática Alto Paraná, sobre las areniscas eólicas o intercalada en forma de “trapp”. Las mismas se presentan como derrames de lava, sills y diques con direcciones preferenciales noroeste-sureste en los sedimentos de las unidades preexistentes.

TERCIARIO – CUATERNARIO:

El contacto superior discordante, se depositan las areniscas de la Formación Acaray y/o sedimentos cuaternarios.

Rocas generadoras

En la cuenca del Parana en su registro estratigráfico presenta tres sistemas que presentan condiciones favorables como roca genradora.

1 - Rocas generadoras de edad Devónica en Brasil:   Formación Ponta Grossa:

El Devónico de la cuenca del Paraná en Brasil, está constituido en la base por la Formación Furnas y la suprayacente Ponta Grossa (Milani, 1997) que constituyen una supersecuencia con potencias de hasta 900 metros, cuya edad aceptada es Silúrica a Devónica.

1.1- Formación Ponta Grossa: Es considerada en Brasil como la roca generadora mas importante de edad Devónica. Esta formación esta constituida por lutitas micáceas de color gris oscuro de origen marino con mas de 400 m de espesor en la parte central de la cuenca.

En Paraguay rocas equivalente fueron localizados en los pozos Asunción-1 y Asunción-2. En Asu-1 el Devónico tiene un espesor de 200 m y en Asu-2 167,5 m. La parte Superior se trata de lutita gris oscura, intercalada con siltita; hacia abajo ocurre arenisca fina intercalada con arcillita gris y siltita. Esta unidad fue denominado posteriormente como Grupo San Pedro (Formación Lima y Formación Santa Elena).

2– Roca generadora de edad Carbonifero: Formación Itarare  (Brasil) Formación Coronel Oviedo (Paraguay):

 

Esta formaciones consiste de alternancia de rocas sedimentarias glaciales con lutita marinas.

3 - Roca generadora de edad Pérmico: Irati (Brasil)

          Formación Mallorquin (Paraguay):

 Generalmente posee dos zonas bituminosas tiene de 1 – 23 % de TOC (Carbono Orgónico Total) Kerogeno de Tipo I y II excelente condiciones como roca generadora.

 

 

Formación Mallorquín

Se trata de lutitas oscuras rica en materia orgánica; fue identificado por primera vez en sub-superficie en el Pozo Mallorquin-1 (Paraguay), es una de las roca generadora potencial mas nueva. En Brasil esta Formación posee un espesor máximo de 160 m y es considerada como la lutita petrolífera mas rica del mundo. Esta presente prácticamente en toda la cuenca y ha sufrido suficiente enterramiento, optimo para la maduración de la materia orgánica.

En el pozo Mallorquin en Paraguay, la Texaco ha perforado desde los  2510 – 2062 pie (102 pie = 31 metros) de lutita gris oscura equivalente a la Formacion Irati. En esta seccion los testigos del pozo presentan abundante manchas de petroleo, inclusive se producen exudación (el petróleo se escurre, manchando así las cajas que lo contiene).

 

 

Mas abajo del pozo continua la sección de lutita petrolífera esta intercalada con siltita, arenisca muy fina y caliza.

En el lado Brasilero la cantidad de materia orgánica en la lutita varia entre 2 - 30 %. En afloramiento las lutitas petrolíferas están asociadas con arcillita, caliza silícea, finas capas de montmorillonita y dolomita.

 

 

Unidades para Reservorio en Paraguay Oriental

 

Formación Misiones: excelente potencial para reservorio, porosidad entre 22 – 30%.

Formación San Miguel: excelente potencial para reservorio porosidad entre 17 – 22%.

Formación Coronel Oviedo: porosidad de 17 % en la porción superior y menos de 2 % hacia la base (Pozo Mallorquín-1)

Formaciones Eusebio Ayala y Tobatí: en parte con muy buena porosidad.

 

 

Unidades para roca sello

 

Formación Alto Parana (Serra Geral): lavas volcánicas, eventualmente sello para la formación Misiones.

Formación Iratí (Mallorquin): sello para las formación San Miguel.

Formación Coronel Oviedo: niveles de arcillita, tillitas y diamictitas sello para las areniscas intercaladas.

Formación Lima: Arcillosa, sello para la formación inferior Formacion Santa Elena.

Formación Vargas peña: Arcillita sello para la formaciones infrayacentes Eusebio Ayala y Tobati.

 

Indicios de petróleo:

Indicio de petróleo pesado en forma de asfalto han sido registrado en Brasil en las formaciones: Itararé (Carbonífero), Río Bonito, Palermo, Iratí, Morro Pelado (Pérmico), Botucatú (Triásico) y en Serra Geral (Jurasico-Cretácico), ya sea en pozo o en afloramientos.

 

Indice de Maduración Termal (TAI):

 

Valores índice entre 2.5 – 3.7 medido en materia orgánica  proveniente de estratos de edad Carbonífera al norte de Coronel Oviedo en el área de Arroyo Hondo. Este valor cae dentro de la Ventana de generación de petróleo líquido, indicando que la materia orgánica ha sufrido suficiente enterramiento y calentamiento tanto para la generación y expulsión.

 

 

TRABAJOS REALIZADOS Y DATOS TECNICOS

CUENCA DEL PARANA

 

Datos Sísmicos:

 

Bloque San Pedro:  2046  Km. 2D obtenida en 1.979-1.980 por el consorcio Pecten / Occidental / Trend Resources.

 

Bloque Alto Parana: 980  Km. 2D de reconocimiento (Texaco 1989)

 

Bloque Villarrica: levantamiento de línea sísmica corta de carácter experimental, realizado por Trend Resources 1.975).

 

Datos magnetométricos:

 

Aeromagnetometria: 8.400 Km, realizado por Trend Resources en el año 1.976 (Bloque Villarrica).

 

Datos gravimétricos:

 

Gravimetria: 1.024 Km. realizado por Trend Resources a lo largo de las Rutas: 2  y 7  (Asunción – Ciudad del Este)

Ruta que une Coronel Oviedo-Villarrica.

Ruta 3: Coronel Oviedo-Yby-Yau, con servicio de detalle en el area de Tavai (Bloque Villarrica).

 

 

BLOQUE SAN PEDRO

Características principales

 

 Superficie: 24.700 Km2

 

Sísmica: 2.046  Km. 2D obtenida en 1.979-1.980 por el consorcio Pecten / Oxy / Trend Resources.

 

Area cubierta por sísmica: 2.300 Km2 (9%)

 

Pozos perforados 2:  Asunción # 1 y Asunción # 2 (Pecten 1.983-1.984).

 

 

Objetivos: (prospectos - plays)

 

Devónico: para Gas y/o petróleo 

 

Pérmico: para petróleo 

 

Reservorio: Devónico, Carbonífero y Pérmico

 

Estructura: Trampa estratigrafica y trampa estructural

                      (sistema de fallas). Ver línea sísmica.

 

 

Pozo Asunción-1

Unos pocos intervalos en este pozo contiene roca potencialmente generadora:

1)      390 – 437.5 m

2)     1385 – 1390 m

3)     2015 – 2020 m

 

Indicios:  Profundidades

Petróleo muerto  1725m

Fluorescencia y Manchas  2030-2062m, 2160-2227m.

Manchas  2082-2150m, 2160-2227m.

Fluorescencia:   2160-2207m

Traza de gas y Fluorescencia:   2160-2227m.

 

 

BLOQUE ALTO PARANA - Características Principales
 

Superficie: 25.570 Km2

Sísmica:  980  Km 2D de reconocimiento (Texaco 1989 y trend Resources 1.977)

Area cubierta por sísmica:1600 Km2 ( 6%)

Pozos perforados: tres (Mallorquin-1 perforado por Texaco 1990 pozo con testigo contínuo.Ines-1 e Ines-2  perforados por Guarani - Texaco 1994).

 

Objetivo en el Bloque: (prospecto Mallorquin)

 Pérmico para petróleo.

 Devónico para Gas

 Presencia de Cuerpos Intrusivos Importantes.

 

Pozo Mallorquín-1(Espesor de las unidades Sedimentarias)

 

Estratigrafía Resumida:  Espesor

 

Formación Misiones (Triásico)  0 – 250 m

 

Formación Tacuary (Permico Superior)  250 – 612 m

 

Formación Tacuary-San Miguel (Permico Medio)  612 – 720 m

 

Formación Mallorquin (Iratí-Permico Medio)  720 – 805 m

Formación San Miguel (Permico Medio-Inferior)  805 – 1.234 m

 

Formación Coronel Oviedo (Carbonífero Superior)  1.234 – 2.990 m

 

 

Indicios de Hidrocarburos:

 En el pozo Mallorquin-1 fueron encontrados en testigo de pozo, una sección de desde los 2325 – 2458 pie (708,6 – 749,1 m) 40 m de arenisca de edad Pérmico Medio, correspondiente a la Formación San Miguel. Los indicios fueron en forma de petróleo, manchas de petróleo y burbuja de gas.

Las areniscas poseen muy buena selección de los granos, bien redondeados, de grano fino a medio, compuesto porarenisca cuarzosa, sub-arcosa y arenisca sub-lítica.

 

Algunas areniscas mostraron evidencia de cementación sin-deposicional por carbonato (calcita), de ambiente de agua somera, que fue reemplazada mas tarde por dolomita (dolomitizacion).

 

La muestra de profundidad entre 2329-2361 pie, fue moderadamente compactada, con cementación de anhidrita y carbonato. Porosidad secundaria se desarrolla por disolución del cemento. Esta zona presenta excelente calidad de reservorio con porosidad entre 19 – 25 % y permeabilidad.

Indicios de hidrocarburos en testigo de perforación presentan excelente fluorescencia  en este intervalo. A la profundidad de 2628 pie (801 m), se han observado petróleo en fracturas de la siltita arcillosa.

 

Investigadores de la Empresa Texaco concluye que esta forma de manifestación es una evidencia que el hidrocarburos ha migrado a partir de la roca generadora (cerca de la Zona III).

 

 

 

CONCLUSIONES SOBRE EL POTENCIAL DE LA CUENCA DEL PARANÁ

 

Los periodos geológicos del Pérmico y el Devonico, son mundialmente famosas como épocas en las cuales se han generado la mayor parte de los Hidrocarburos en el mundo.

 

Rocas correspondientes a estos dos periodos geológico fueron depositado en la Cuenca del Paraná.

 

Las características litológicas y paleo-ambientales de estas dos unidades, presentan las condiciones optima de roca generadora de petróleo: que son sedimentos depositados en ambientes marinos de agua profunda, son de grano fino (arcilloso) y sobre todo rico en materia orgánica.

 

 

Pérmico: Formación Iratí del Brasil, posee contenido de Materia Orgánica entre 1 – 23 % (en Mallorquín-1  hay muestra que posee > 1%).

 

Devónico en el Bajo de San Pedro contiene Carbono Orgánico Total (TOC) entre 1.5-3%. La madurez de los sedimentos verificado en ASU-1 y ASU-2 se ubican principalmente en la ventana de generación de petróleo  (Zona III).

 

En cuanto a la evolución de la Materia Orgánica precursora de los Hidrocarburos:

 

 Régimen Termal: Gradiente geotermal de la cuenca del Paraná en promedio de es 1º C/47m (Brasil), para la porción occidental en Paraguay el promedio es de 1º C/ 40m.

 

 

Indice de Maduración Termal (TAI): en orgánica  proveniente de estratos de edad Carbonífera, caen dentro de la Ventana de generación de petróleo liquido, indicando que la materia orgánica ha sufrido suficiente enterramiento y calentamiento tanto para la generación y expulsión.

 

Indicios de Petróleo: Indicio de petróleo pesado en forma de asfalto han sido registrado en Brasil en las formaciones: Itararé (Carbonífero), Río Bonito, Palermo, Iratí, Morro Pelado (Pérmico), Botucatú (Triásico) y en Serra Geral (Jurasico-Cretácico), ya sea en pozo o en afloramientos confirman que en la Cuenca del Paraná de se ha generado Petróleo.