03920nmc a2200229 4500 20260525045220.0 260224s xxu CD I116 64 0015469 Villar, Héctor J. 4764 Legarreta, Leonardo 1940 Laffite, Guillermo A. 4763 Haring, Claudio 5265 Varadé, Roberto H. 30797 Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (9no. : 2014 nov. 3-7 : Mendoza) 54287 Facies orgánicas no marinas de la Cuenca Neuquina: ambiente geológico y caracterización geoquímica de petróleos y rocas generadoras 14/09/2016 ; 14/09/2016 26 p. La Cuenca Neuquina presenta una producción diaria de hidrocarburos que asciende en la actualidad a alrededor de 280 MBO (aproximadamente 44.500 m3 de petróleo) y 2.8 BCFG (aproximadamente 80 MMm3 de gas). Estos hidrocarburos están representados por una amplia variedad de fluidos que van desde condensados y gases a petróleos negros livianos, intermedios y pesados, dependiendo de la posición en la cuenca y de las historias de maduración térmica, migración y preservación. Numerosos estudios de las últimas dos décadas han enriquecido el conocimiento de los sistemas petroleros involucrados, que principalmente incluyen rocas generadoras depositadas en ambientes marinos con edades desde el Jurásico Temprano al Cretácico Temprano (Legarreta et al. 1999). La presencia de acumulaciones de petróleos vinculados a estratos generadores no marinos, aunque de significado cuantitativamente menor en la volumetría total de la cuenca, también ha sido objeto de particular atención, orientando estrategias exploratorias focalizadas en la detección de ciertos hemigrábenes individuales profundos, conteniendo pelitas ricas en materia orgánica de alta calidad oleogenética, depositadas en medios lacustres de agua dulce y salinos. El origen de estos sistemas generadores remite al Triásico Tardío-Liásico (Figura 1) con la instalación de un proceso de rifting que deriva en la formación de una serie de depocentros distribuidos en todo el ámbito de la cuenca, coetáneos con los depósitos detríticos marinos más tempranos del Grupo Cuyo. Como resultado de una inundación vinculada con el Océano Pacífico, las condiciones marinas se expandieron y avanzaron sobre el antepaís, anegando en forma progresiva primero a los depocentros occidentales. Como consecuencia, en las cubetas del este, el relleno continental tuvo mayor perduración, destacándose los hemigrábenes de Estancia Vieja-Loma Negra, Granito Negro y Pampa Palauco, áreas de la cuenca que hoy albergan acumulaciones de hidrocarburos. El objeto de esta contribución es hacer una evaluación de aquellos depocentros de la cuenca (Figura 1) en los cuales se han identificado petróleos con impronta geoquímica no marina genéticamente vinculados a querógenos lacustres presentes en lo que se conoce informalmente como "Pre-Cuyo" o también "Precuyano", actualizando la presentación de Villar et al. (2008), especialmente en lo que respecta al ámbito geológico. Se pone énfasis en las diversas variantes organofaciales de estas rocas madre lacustres y en los patrones genéticos petróleo-petróleo y petróleo-roca madre, claramente discernibles de las típicas signaturas marinas de las rocas madre "clásicas" de la cuenca representadas en las formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, y de sus petróleos asociados. También se hace una revisión de la estratigrafía de otros depocentros del Pre-Cuyo como los denominados Atuel-La Valenciana y China Muerta, en los que aún no se ha comprobado la existencia de un sistema petrolero. https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/CONEXPLOR2014/45-Faciesorganicas.pdf CONGTP ddc 189736 189736 0 0 0 0 257555 BAAB BAAB CD I116 64 0015469 2026-03-06 200061979 0 CD I116 64 0015469 200061979 2026-03-06 00:19:52 2026-03-06 ARCHIVO