Las cuencas del offshore y onshore de Uruguay presentan una historia evolutiva común, en función de que los altos basamentales que las separan constituyen arcos, los cuales tuvieron diferentes momentos de levantamiento a lo largo del Fanerozoico.
En el tramo final del pozo Gaviotín, en la Cuenca Punta del Este, fueron encontrados rocas pérmicas presentes en las secuencias sedimentarias de la Cuenca Norte, sugiriendo por tanto que ambas cuencas conformaban un único ámbito de sedimentación para el Paleozoico. Asimismo, las secuencias sedimentarias del Cretácico y Cenozoico presentan equivalentes en las cuencas onshore. Tal es el caso de secuencias fluviales y aluviales tanto de la fase sinrift como de la fase postrift.
Esta correlación entre las cuencas onshore y offshore del Uruguay y el análisis de cuencas vecinas permitieron elaborar un modelo de sistema petrolero integrado para el offshore de Uruguay.
ROCAS GENERADORAS
De acuerdo al modelo tectono-estratigráfico establecido para las cuencas del offshore del Uruguay, las potenciales rocas generadoras están asociadas a las fases prerift, sinrift, y postrift temprano.
Las rocas sedimentarias asociadas a la fase prerift en la Cuenca Punta del Este, presentan equivalentes con importante potencial de generación en la cuenca onshore Paleozoica (Cuenca Norte), con registros devónicos de hasta 3.6% COT y pérmicos con valores de COT entre 10 y 12%.
Lutitas lacustres asociadas a la fase rift presentan buenas condiciones como roca generadora en la cuenca onshore adyacente (Cuenca Santa Lucía), con valores de COT entre 1 y 2%. Su presencia es inferida a través del análisis sismoestratigráfico en los sectores más profundos de los grabens de la Cuenca Punta del Este.
En el inicio del postrift (fase de transición), las secuencias equivalentes a la fase de transición de la Cuenca de Orange, en el margen africano, y de edad presumiblemente Barremiana-Aptiana en el offshore de Uruguay, presentan un arreglo sismoestratigráfico netamente transgresivo con el desarrollo de sistemas marinos con buen potencial para contener rocas generadoras.
ROCAS RESERVORIO
Rocas reservorios de probada calidad son encontradas en el registro sedimentario de las cuencas offshore del Uruguay, las cuales presentan valores de porosidad en el entorno de 20%. Las más importantes se asocian a los sistemas aluvio-fluviales de la fase sinrift y a los depósitos de mar bajo del postrift representados esencialmente por abanicos de fondo de las secuencias Cretácico Tardío, Paleoceno, Eoceno y Oligoceno.
ROCAS SELLO
El relleno de las cuencas offshore del Uruguay presenta depósitos con características de sellos, tanto de carácter local (e.g. lutitas lacustre del sinrift) como regional (e.g. transgresión paleocénica), a diferentes niveles estratigráficos.
TRAMPAS
Diversos plays de carácter estructural, estratigráfico y combinado son reconocidos en las cuencas del offshore del Uruguay en aguas someras a ultraprofundas.
EVIDENCIAS DE HIDROCARBUROS
En el margen continental del Uruguay existe un conjunto de evidencias directas e indirectas de la ocurrencia de hidrocarburos, las cuales confirman la generación de los mismos y la presencia de un sistema petrolífero activo. Entre éstas se destacan la detección de inclusiones fluidas de petróleo ligero y gas en muestras de cuttings de los pozos Lobo y Gaviotín, la identificación de chimeneas de gas, anomalías de amplitud, anomalías AVO y anomalías de velocidad en secciones sísmicas, así como la interpretación de oil seeps a partir de imágenes satelitales. En varios tramos del pozo Gaviotín se registró inversión de los perfiles de porosidad-neutrón asociada a pérdida de lodo, configurando interesantes indicios de gas, los cuales no fueron ensayados.