Estudio de la fracturación asociada a la diagénesis estructural : su aplicación en el análisis de la deformación de elementos del sistema petrolero dentro del ámbito de las Sierras Australes-Cuenca de Claromecó

Abstract

La Cuenca de Claromecó, localizada geográficamente en el centro-este de la provincia de Buenos Aires, Argentina, es considerada desde el punto de vista petrolero como una cuenca de frontera. Su importancia económica y energética radica en la presencia de niveles de carbón en subsuelo y gas metano asociado, registrados en los pozos exploratorios. En esta cuenca se ha definido un sistema petrolero potencial denominado Tunas-Tunas, fundamentado en la cantidad (contenido de Carbono Orgánico Total), calidad (tipos de macerales del carbón) y madurez (reflectancia de vitrinita) de la materia orgánica. Estos parámetros indican que la Formación Tunas se encuentra en una etapa de mesogénesis intermedia a tardía, favorable para la generación de hidrocarburos. Esta tesis se enfoca en el análisis detallado de la Formación Tunas (Pérmico) a partir de los registros de subsuelo del pozo PANG0003 en la Cuenca de Claromecó. El objetivo principal es caracterizar la fracturación natural presente en esta unidad, aportando un nuevo enfoque al estudio de la formación. Particularmente, se busca describir las fracturas en litologías de interés como roca generadora, reservorio y/o sello: fangolitas carbonosas, areniscas de muy baja permeabilidad y carbón que actúan además como reservorios no convencionales de gas metano. Los resultados permitieron caracterizar las fracturas naturales cementadas a partir de sus atributos geométricos y petrográficos. Las aperturas cinemáticas presentan una distribución log-normal, con una media de 1,5 mm. Se identificaron sets principales de fracturas según el ángulo de intersección con respecto al eje del pozo (subperpendiculares, horizontales y conjugadas). Las longitudes de las fracturas están condicionadas por el diámetro y la extensión de la muestra recuperada. Se reconocen fracturas parcialmente cementadas, deformadas (gouge y slickensides), y con distintas configuraciones topológicas: desde aisladas hasta interconectadas. A partir de la frecuencia de fracturas (fracturas/ metro), el pozo fue dividido en tres secciones para su análisis: basal (900–700 mbbp), media (700–500 mbbp) y superior (500–171 mbbp). Las diferencias entre estas unidades no solo radican en la litología, sino también en el estilo de fracturación. Se identificaron fracturas extensionales, de cizalla y mixtas o híbridas. Asimismo, se reconocieron tres dominios litofaciales principales —areniscas canalizadas y masivas, fangolitas carbonosas y fangolitas tobáceas— que controlan la distribución y densidad de fracturas. La sección basal, dominada por areniscas y fangolitas carbonosas, presenta patrones de fracturación fuertemente clusterizados (CV > 1), con densidades de hasta 13 fracturas por metro. La sección media presenta un patrón mixto, mientras que la superior concentra nuevamente fracturas en niveles tobáceos. El análisis petrográfico microscópico reveló que los cementos de las fracturas están dominados por cuarzo y calcita, con laumontita presente en las secciones media y superior, y en menor proporción, pirita. Se reconocieron morfologías de cementos blocky, elongated blocky y fibrosas, con sobrecrecimientos sintaxiales exclusivos en el cuarzo y antitaxiales en la calcita. Entre las fracturas cementadas a escala microscópica se identificaron fracturas hidráulicas, shear veins, bedding-parallel fibrous veins (beef) y fracturas de drenaje. El estudio de inclusiones fluidas bifásicas fluorescentes en cuarzo y calcita, especialmente en la sección basal, evidenció la presencia de hidrocarburos líquidos y gases dentro de la ventana de generación. Los parámetros de anisotropía de susceptibilidad magnética indican una mayor deformación en las facies basales, en correlación con la frecuencia de fracturas. Por otro lado, los registros de pozo permitieron identificar al menos diez niveles de carbón caracterizados por baja densidad y alta porosidad en la base del pozo, mientras que la parte superior corresponde a una sucesión silicoclástica más compacta. Además, los logs convencionales como el caliper y el registro sónico funcionarían como una metodología alternativa para identificación de fracturas en subsuelo Se concluye que la fracturación, circulación de fluidos diagenéticos y orgánicos pueden correlacionarse y enmarcarse en eventos tectónicos a escala regional desde la evolución de la cuenca de Claromecó como su relación siendo un flanco exhumado de la Cuenca del Colorado.

Claromecó Basin, located in east-central Buenos Aires Province (Argentina) is considered as a frontier basin from a petroleum perspective. Its economic and energetic interest from coal-seams intervals and associated methane identified in exploration PANG0001 and PANG0003 wells. On the basis of total organic carbon, maceral composition and vitrinite reflectance data, a potential petroleum system, Tunas-Tunas?, has been proposed, which places the Tunas Formation in the late mesogenesis stage, favourable for hydrocarbon generation. This thesis presents a detailed study of the Permian Tunas Formation in PANG-0003 well, with a particular focus on the characterisation of natural fractures from mesoscopic to microscopic scales. Particular attention is given to the lithologies that have been identified as potential unconventional reservoirs, namely very low-permeability sandstones and organic-rich mudrocks/coals, which could serve as coal-bed methane reservoirs. Fracture apertures follow a log-normal distribution (mean ≈ 1.5 mm, with outliers up to 5 cm) and three principal fracture sets (sub-perpendicular, horizontal, and conjugate) were identified based on their intersection angles relative to the borehole axis. The fractures range from isolated to interconnected networks and include partially cemented and deformed varieties, such as gouge and slickensides. Based on fracture frequency (fractures per meter), the well was divided into three sections: basal (900–700 m bbp), middle (700–500 m bbp) and upper (500–171 m bbp). Each interval differs not only in lithology but also in fracture style, with extensional, shear and hybrid fractures. Three major lithofacies domains—channeled and massive sandstones, carbonaceous mudrocks and tuffaceous mudrocks—control fracture distribution and density. The basal interval, dominated by sandstones and carbonaceous mudrocks, exhibits strongly clustered fracturing (CV > 1) with densities up to 13 fractures per meter. The middle interval displays a mixed pattern, while the upper interval again concentrates fractures within tuffaceous layers. Microscopic petrographic analysis shows that the fracture cements are dominated by quartz and calcite. Laumontite is present in the middle and upper sections, along with minor amounts of pyrite. The cement morphologies include blocky, elongated-blocky and fibrous forms. Quartz displays syntaxial overgrowths, whereas calcite exhibits antitaxial growth. Microscopically, the following fractures and veins were identified: hydraulic fractures, shear veins, bedding-parallel fibrous veins ('beef') and drainage fractures. Biphasic fluorescent fluid inclusions in quartz and calcite, especially in the basal section, record pulses of liquid hydrocarbons and gas within the generation window. Magnetic- susceptibility anisotropy parameters indicate higher deformation in the basal facies,

which correlates with fracture frequency. Conventional logs also reveal at least ten low-

density, high-porosity coal seams at the base, whereas the upper interval comprises a compact siliciclastic succession. Caliper and sonic logs are useful additional methods for detecting open fractures. In conclusion, fracturing, diagenetic and organic fluid circulation, and magnetic fabric can all be linked to the regional tectonic events that shaped the evolution of the exhumed Claromecó Basin flank of the adjacent Colorado Basin.