Sismo-estratigrafía y evolución téctono-sedimentaria del margen pasivo atlántico (sector Angola) y su implicación en la génesis de hidrocarburos

Resumen

La interpretación de los perfiles de sísmica de reflexión. El solapamiento de las señales de los sismogramas sintético de dos sondeos perforados con uno de los perfiles sísmicos, permitió estudiar la estratigrafía, tectónica y elementos de geoquímica orgánica del subsuelo de un sector del océano Atlántico correspondiente al margen pasivo de Angola. Estratigrafía: se determinaron secuencias estratigráficas que abarcan desde el Permo-Triásico hasta el Plio-Cuaternario. La sedimentación que conforma estas secuencias esta casi completa, apareciendo solo una gran discordancia erosiva en el Eoceno superior-Plioceno y al final del Cuaternario. El estudio de las variaciones de los diferentes parámetros estratigráficos condujo a la división de la cuenca en tres bloques. Tectónica: se realizó un estudio detallado en los tres bloques, con el mismo se determinó la existencia de dos niveles estructurales: un nivel inferior con el predominio de la tectónica salina. Con la realización de un mapa estructural se concluye que la cuenca está dividida en tres subcuencas: una Norte, una central y una meridional. Finalmente se reconstruyó la evolución tectosedimentaria de la cuenca, determinándose de esta manera, que la cuenca evolucionó bajo la influencia de: dos eventos de rifts, una etapa transicional de rift a postrift, una etapa de postrift y una etapa final de postrift tardío. Geoquímica: el estudio detallado de la estratigrafía y tectónica permitió definir los principales eventos de subsidencia de la cuenca y con ello la formación de depocentros. En estos depocentros se acumularon arcillas, limos y lutitas con materia orgánica que genera Kerógenos de tipo I y II. Con la ayuda de un programa informático se determinó el grado de madurez de la materia orgánica en toda el área de estudio y con ella la generación de hidrocarburos. Los resultados de este estudio son los siguientes: las rocas de edades Barremiense, Albense y Cretácico superior presentan un grado de madurez que las sitúa en las zonas de generación de petróleo y de máxima generación de petróleo y gas. De esta manera se concluye, que se genera petróleo en todas las áreas de la cuenca.