Vaca Muerta Formation, Argentina

Written by
Ricardo Sebastian Martinez
Vaca Muerta Formation, Argentina

The success of oil and gas production from shale plays in the U.S in the last decade has also drawn attention to the most prolific source rock of the Neuquen Basin in Argentina, which is called Vaca Muerta Formation. Today, with approximately 110 MBls/d of oil and 1 Bcf of gas production from 1400 wells, it represents 5% and 23% of the total production of oil and gas of Argentina respectively.

Vaca Muerta Formation Report , Argentina

Exploration potential

Located in the southwestern Argentina, the Neuquén Basin has a variated type of reservoirs, source rocks and structural styles that confers an exceptional and excited challenge for petroleum geologist for more than 100 years.

This report offers a revised interpretation of the regional geology and updates of the main parameters of a shale play, such as regional variations in source rock thickness, maturity and total organic content. It also displays 32 figures with detailed maps, well logs,cross-sections, seismic lines, and more.

The report is intended for geoscientists on new venture and exploration teams as well as entrepreneurs looking for business venture opportunities.

This extensive report is written in Spanish and is available for purchase and/or discussion  with the author in consultation. This consultation could be in English, Spanish or Portuguese.

Outline of the report:

  • Exploration History
  • Regional Geology
  • Stratigraphy
  • Vaca Muerta Formation Characteristics
  • Mineralogy, Petrophysics and Geomechanics
  • Petroleum System
  • Exploration Potential
  • Conclusions
  • References
Some of useful and updated information consist in:
  • Vaca Muerta Fm. regional maps with blocks :
  1. Total Organic Carbon (TOC Wt%)  , average values.
  2. Maturity (Ro %), average values
  3. Total thickness in meters.
  4. High TOC section thickness map
  5. Faults and fractures associated with production (Sweetspots?)
  • Logs using Passey method
  • Production per well and zone
  • Tables and graphs with number of wells and type vs production per year.
  • Summary of main development block
  • Estimated resources/reserves.
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La formación Vaca Muerta, Argentina

Introducción

La formación Vaca Muerta es una de las rocas madres más importantes de la Argentina, internacionalmente reconocida por su potencial como “shale play

La misma se ubica en la Cuenca Neuquina, con una extensión aproximada de 36.000 Km2,abarcando las Provincias de Neuquén, Río Negro, y Mendoza (Fig. 1).

El primer pozo exploratorio con objetivo a dicha unidad fue perforado en el año 2011 por la compañía YPF S.A., aunque ya había varios antecedentes productivos de dicha formación.

En nueve años esta unidad ha sido perforada por más de 1400 pozos de exploración y desarrollo, actuando más de 20 compañías operadoras, con una inversión total aproximada de U$D 19.000 millones.

La producción actual diaria de este play alcanza los 110 Mbls de petróleo y 1 BCF de gas, lo que representa el 21 % y 23 %respectivamente de la producción nacional.

Fig. 1 –Extensión de la Cuenca Neuquina y de la formación Vaca Muerta (Mod. de Leanza et. al, 2011)

Geología regional

La cuenca neuquina ubicada en el sector centro-oeste de la República Argentina,presenta un relleno sedimentario fundamentalmente de edad Jurásica y Cretácica con un espesor máximo de 7000 metros.

Se encuentra limitada al noreste por el macizo de San Rafael, al Sur por el Macizo nordpatagónico y al oeste por el orógeno Andino (Figs. 1 y 2).

Fig. 2 –Extensión de la cuenca Neuquina, con mapa de espesor sedimentario y  sus límites. En distintos colores los ambientes morfoestructurales (Mod. de Urien y Zambrano, 1994).

Su historia depositacional se integra con una sucesión cíclica de eventos marinos alternantes con etapas de continentalización (Arregui et al, 2011), indicando no sólo cambios relativos del nivel del mar sino también la existencia de un arco magmático activo.

El origen de la cuenca se remonta a la influencia del terreno Patagónico (Ramos,1984), que generó un frente de deformación adosado, durante el Carbonífero tardío o Pérmico Temprano (Rapalini et al,2010).

El colapso extensional del orógeno Gondwánico en el Pérmico tardío construyó el zócalo basamental de la cuenca (Grupo Choiyoi).

Se distinguen 3 etapas fundamentales en el desarrollo de la cuenca (Fig. 3):

Fig. 3 –Columna crono lito-estratigráfica y fases evolutivas de la Cuenca Neuquina (Mod. de Arregui et al,2011)

1-Etapa de rift (Triásico tardío – Jurásico temprano): generación de semi-grabenes afectando al Gr. Choiyoi, con un régimen extensional de orientación noreste-suroeste (Vergani et al, 1995). La fragmentación debida a este, dio lugar a un evento volcánico-clástico bimodal (Franzese & Spalletti 2001; Charrier et al,2007) que fue rellenando estas fosas iniciales sobre las que se produjo la primer gran transgresión pacífica, dando comienzo al desarrollo del ciclo Cuyano desde tiempos Hettangianos.

2-Etapa de Sag: Sucesivas progradaciones arenosas desde el sur y sureste fueron avanzando hacia el depocentro,colmatando los diferentes ciclos deposicionales en  posiciones internas de la cuenca.

Esta misma sucesión cíclica de eventos marinos alternantes con etapas de continentalización (Arregui et al,2011) caracterizan a la mayoría de los depósitos hasta el Albiano-Cenomaniano.

3-Etapa de Foreland (Cenomaniano-Actual): Se produce el alzamiento de la cadena andina, generando por subsidencia flexural gran cantidad de espacio de acomodación, que fue rellenado por depósitos clásticos continentales provenientes del oeste. La construcción del edificio volcánico generó la desvinculación total con el océano Pacífico.

En el Maastrichtiano se produce la primer ingresión atlántica a la Cuenca Neuquina, con una pendiente regional al este, vinculada a un ascenso eustático global (Rodriguez, 2011).

Completan la columna sedimentaria el Terciario sin-orogénico y cuaternario.

La formación Vaca Muerta fue depositada en la etapa de Sag, conformando un ciclo transgresivo –regresivo denominado Grupo Mendoza Inferior o simplemente “Ciclo Quintuco-Vaca Muerta”.

Estratigrafía

Para poder  comprender la dinámica depositacional de la formación Vaca Muerta, se describirá al Grupo Mendoza Inferior.

El mismo ha sido estudiado en afloramientos y subsuelo de la cuenca por más de 90 años.

Este Grupo (Legarreta & Gulisano 1989) –excluyendo la Fm. Tordillo y equivalentes- se extiende entre el Tithoniano Temprano tardío y el Valanginiano Temprano, tiempo durante el cual acontece la etapa de Sag inicial (de forma constante y lenta), depositándose espesos paquetes de carbonatos, pelitas y areniscas (Mitchum & Uliana, 1985).

Su espesor alcanza aproximadamente los 1300 m. al oeste de la cuenca (Fig. 4), disminuyendo sobre los altos regionales y borde de Cuenca.

Fig. 4 –Mapa de isópaco del Gr. Mendoza inferior mostrando los máximos espesores hacia el oeste. Notar la disminución del espesor en los altos regionales: 1-Río Neuquén, 2-Loma La Lata, 3-Alto de Los Chihuidos 4-Dorsal de Huincul. Línea indica posición del corte de la Fig. 8 (Mod. de Leanza et al, 2011)

Este Grupo está constituido principalmente por las siguientes unidades formacionales (Fig.5):

Fig. 5 –Pozo tipo con descripción litológica tipo Selley, ambientes y cortejos sedimentarios de las principales unidades formacionales del Grupo Mendoza Inferior (Mod. de Martinez R., AAPG ICE, 2019)

Formación Vaca Muerta

Esta entidad ampliamente distribuida en afloramientos y subsuelo de la Cuenca Neuquina (Fig. 6) fue definida por Weaver (1931).

Leanza (1973, p. 121) designó al área de la pendiente occidental de la sierra de la Vaca Muerta como la localidad tipo de esta unidad.

Está compuesta por pelitas y calizas finas con alto contenido de material orgánico(TOC 3-8 %) según Uliana et al. (1999), con  kerógeno de tipo I/II vinculado con una contribución algal y participación muy escasa a nula de elementos terrestres y kerógeno tipo IIS al sur de la Dorsal de Huincul (Legarreta et al. 2005).

A nivel global estas capas son aproximadamente equivalentes a prolíficas rocas madres de sistemas petroleros en el Mar del Norte, oeste de Siberia y el Este Medio (Hallam 1987; Legarreta & Uliana 1996b; Leanza 1996).

Sobre la base de su contenido faunístico se infiere que la batimetría de esta unidad no ha superado los 250 m de profundidad, estimación que concuerda con la realizada por Mitchum & Uliana (1985) a través de la  medición de las clinoformas en registros sísmicos. Se trata entonces de pelitas de interior de cuenca.

Habitualmente en el subsuelo los límites de esta unidad la conforman hacia su base las areniscas Kimmeridgianas de la Fm. Tordillo, mientras que su techo está definido por una transición hacia calizas finas tipo Wackestone y Packestone de la Fm. Quintuco (Fig. 5).

Fig. 6 –Mapa paleogeográfico del intervalo Tithoniano Inferior a medio,mostrando la distribución de La Fm. Vaca Muerta y diferentes unidades coetáneas(Leanza et al, 2011)

Formación Quintuco sensu stricto (Weaver 1931 pars)

En el subsuelo de la cuenca la industria petrolera aplicó el nombre de Fm.Quintuco (ex Fm. Calcárea de Ferraríis, 1947) para describir todas las sedimentitas suprayacentes a la Fm. Vaca Muerta hasta los depósitos de la Fm.Centenario, quedando allí englobadas litologías muy variadas, desde areniscas calcáreas, calizas oolíticas y micríticas, pelitas calcáreas, anhidritas y dolomías (Fig. 5).

Esta unidad es uno de los reservorios más importantes de la Cuenca Neuquina,abarcando mayor superficie que la unidad infrayacente (Fig. 7).

Fm. Loma Montosa (Robles, 1974)

En la Plataforma de Catriel (desde la provincia de La Pampa hasta el Bajo de Añelo), el Grupo Mendoza Inferior se encuentra representado por la Fm. Loma Montosa (Digregorio, 1972), quien la asignó a la etapa regresiva del Tithoniano alto para el área oriental del engolfamiento.

Fig. 7 –Mapa paleogeográfico del intervalo Tithoniano Superior a Valanginiano Inferior mostrando la distribución de La Fm. Quintuco y diferentes unidades coetáneas (Leanza et al, 2011).

Se caracteriza por una gran variedad de facies, con grainstones oolíticos, packstones,wackestones, arenitas carbonáticas y conglomerados calcáreos, cuyo arreglo depositado en aguas somera se caracteriza por inundaciones que evolucionan a cuerpos costeros de alta energía (shoreface).

Se presenta en el borde nororiental de la cuenca, siendo el reservorio por excelencia de esta región (Fig. 7)

El concepto litoestratigráfico permitió describir las diferentes unidades formacionales, mientras que el análisis secuencial facilitara comprender comoes el arreglo depositacional desde las facies proximales hasta las posiciones de cuenca (Leanza et al, 2011).

Estratigrafía secuencial

En el trabajo fundacional de subsuelo de Mitchum & Uliana (1985) puede apreciarse que la Fm. Vaca Muerta rejuvenece desde el Tithoniano Inferior hasta el Valanginiano Temprano, en coincidencia con el esquema propuesto por Leanza (1973) sobre la base de observaciones de superficie. En forma similar, la Fm.Quintuco hace lo propio desde el Tithoniano Medio hasta el Valanginiano Temprano.

Sobre la base de interpretaciones de líneas sísmicas y el empleo de la estratigrafía secuencial se pudo determinar el arreglo lateral de facies entre las diferentes unidades formacionales (Figs. 8 y 9).

Fig. 8 –Corte SE-NW, utilizando pozos y sísmica, mostrando las edades de las diferentes secuencias y sus facies dentro del ciclo Quintuco-Vaca Muerta (Mitchum & Uliana, 1985).

Fig. 9 – Arriba, línea sísmica compuesta Este-Oeste horizontalizada al tope dela Discordancia Intra-Valanginiana, mostrando la configuración de los reflectores del ciclo Quintuco-VM. Abajo representación esquemática de la línea sísmica mostrando la distribución de las diferentes facies y arreglo de las terminaciones sísmicas (Leanza et al,2011).

Como se puede observar, la Fm. Vaca Muerta se va espesando hacia el noroeste por cambio lateral de facies (interior de la cuenca).

A partir de nueva información sísmica 3D y de sondeos, se pueden encontrar varios trabajos recientes a nivel regional en relación a un mayor detalle de la estratigrafía secuencial  del ciclo Quintuco- Vaca Muerta.

Domínguez, et al (2017) realiza una interpretación sismo-estratigráfica regional, determinando de manera detallada el aumento de espesor de 100 a 800 m de las

facies finas de la Fm. Vaca Muerta en dirección SE-NO, correspondiendo a segmentos de “bottomset” y “foreset”de clinoformas progradantes, mientras que la Fm. Quintuco/Loma Montosa (carbonático y clástico) corresponde a los segmentos de “topset” (Fig. 10, Domínguez et al, 2017; Reijenstein et al, 2015; Desjardins et al, 2016).

Fig. 10 – Interpretación esquemática de una línea sísmica regional SE-NO horizontalizada a 2 datum, indicando las 3 secuencias de baja frecuencia (LFS) y la distribución de las formaciones Quintuco y Vaca Muerta, junto a los intervalos ricos en materia orgánica TOC(wt%>2, OVM 1 a 5, Mod. de Domínguez et al, 2017). Ubicación en Fig.14.

Este análisis le permitió además definir tres secuencias depositacionales de baja frecuencia (de acuerdo con la terminología de Hunt y Tucker, 1992; Plint y Nummedal, 2000; Catuneanu, 2003, 2006),cada una integrada por cuatro cortejos sedimentarios (Fig. 10, i.e., mar bajo, transgresivo,mar alto y estadio de caída o “falling-stage”).

La jerarquía de las secuencias depositacionales interpretadas no está basada en el intervalo de tiempo involucrado, sino en sus escalas relativas (i.e.,secuencias de mayor escala de una jerárquica de ranking mayor, con una frecuencia de ocurrencia menor versus secuencias de menor escala de una jerarquía menor, con una frecuencia de ocurrencia mayor).

La escala de las secuencias de mayor ranking(baja frecuencia) y sus cortejos sedimentarios fueron calibrados con las dos mayores etapas de caída del nivel de base como también con la discordancias regionales (Intra-Málmica o Araucánica y la Intravalanginiana o Huancálica; Leanza,2009), correspondiendo a la base y tope del Ciclo Quintuco-Vaca Muerta(Domínguez et al, 2017).

Los dos cortejos de caída de mayor jerarquía fueron interpretados a partir de la identificación de la terminación en  “Offlap”de reflectores sísmicos y del bajo TOC (Total Organic Content) observado en los pozos para estos intervalos.

Lo más importante de este trabajo es la determinación de la relación temporal-espacial de las diferentes facies a partir del análisis sismo-estratigráfico.

Para poder comprender los controles que causan la diferencia entre el espesor de los intervalos ricos en materia orgánica y el espesor total de la Fm. Vaca Muerta (como unidad lito-estratigráfica), los primeros fueron integrados dentro del modelo estratigráfico, definiéndose entonces cinco intervalos ricos en materia orgánica (OVM1 a OVM5, Fig. 10), cuyo espesor varía de 30 a 450 m.

Como se puede observar, cada intervalo OVM esa restringido a los sectores más distales de cada secuencia, donde su tope y base prácticamente acompañan las líneas tiempo.

En las zonas proximales  (segmentos del “foreset” de la clinoformas), su límite lateral y superior corresponde a una superficies diacrónica equivalente a un valor de TOC de 2 wt%,que separa los intervalos ricos en materia orgánica de las facies de bajo TOC de la Fm. Vaca Muerta.

Este límite arbitrario, permite diferenciar rocas con potencial generador, teniendo en cuenta siempre que se refiere a valores actuales de pirólisis.

En general pueden diferenciarse dos tipo “genéticos” de unidades OVM, por un lado se encuentran aquellas que corresponden a las secciones condensadas (incluye el sistema transgresivo y los downlaps la sección basal del highstand), definidas como las unidades OVM1, OVM2, OVM4 y OVM5 (Fig. 10). Por otro lado fue definida la unidad genética denominada OVM3, constituida por el bottom-set distal del lowstand.

De esta manera fueron identificadas para cada secuencia las zonas con mayor riqueza orgánica y su espesor, que es uno de los proxies para la determinación de las mejores zonas para la explotación de este shale play (Fig. 11).

Fig. 11 –Mapa de espesor de los intervalos ricos en materia orgánica: A) OVM1+2; B) OVM3, C) OVM4 y D) OVM5, (Domínguez et al, 2017). En verde afloramientos de la Fm. Vaca Muerta. EF: Flanco este, WBC: centro de cuenca y SF: Flanco sur, líneas en rojo límites de secuencia y demás quiebre de talud.

Características de la Formación Vaca Muerta como "Shale Play"

La formación Vaca Muerta muestra excelentes condiciones como “Shale Play”, debido a la combinación de varios aspectos, que a continuación se describen:

A-Extensión :La misma alcanza los 36.000 km2, abarcando varias provincias dentro de la Cuenca Neuquina (Fig.1).

B-Espesor:Se muestra variable, desapareciendo en los bordes de cuenca y zonas de erosión (Dorsal de Huincul) hasta alcanzar los 1000 m en el sector occidental de la Cuenca (Fig. 12). Este mapa ha sido realizado con foco en las provincias de Neuquén y Río Negro por la gran cantidad de datos disponibles.

El mismo ha sido estimado a partir del método de Passey (1990,) correlacionando más de 300 pozos, utilizando además varias publicaciones y datos de recortes de perforación.

El cross-over generado con las curvas sónica y de resistividad coincide muy bien a partir de valores de TOC igual o mayor a 2% (Fig. 13).

Fig. 12 –Mapa de espesor total en metros de la Fm. Vaca Muerta (Cross over Passey=TOC > 2%)utilizando datos de sondeos y varias publicaciones. TB: frente de deformación de la faja plegada y corrida (Martínez R., 2020). Línea punteada ubicación de la interpretación esquemática de la Fig. 10

Fig. 13 – Perfil de un pozo utilizando la técnica de  Passey(1990) mostrando el clásico cross-over de la curva sónica y de resistividad (relleno celeste) que permite establecer el tope y base de la Fm. Vaca Muerta. Notar que ese cruce coincide con valores de TOC iguales o mayores a 2% (curva rellena del último track, generada a partir del análisis Rock Eval de cuttings).

Cabe aclarar que pueden encontrarse localmente mayores espesores sobre todo de la sección enriquecida, llamada OVM por Domínguez et al, (2017), debido posiblemente a paleo-bajos pre-existentes al momento de la transgresión del Tithoniano, como en sistemas transtensivos en echelon que afectaron a la Fm. Tordillo

C-Contenido orgánico total: En términos de caracterización geoquímica, se considera que enla Fm. Vaca Muerta predomina un kerógeno del tipo I/II, que puede cambiar localmente al tipo II en la zona del Sur de la Dorsal de Huincul (Legarreta et al. 2003). El contenido de materia orgánica actual (TOC) de la formación varía de 1 a 12% y su distribución heterogénea tiene sus máximos ubicados en las regiones del centro oeste de cuenca y zona de la Dorsal de Huincul (Fig. 14).

Este mapa ha sido realizado con más de 300 análisis geoquímicos y diferentes publicaciones.

 

Fig. 14 –Mapa de TOC promedio  de la Fm. Vaca Muerta utilizando datos de análisis geoquímicos  y varias publicaciones. TB: frente de deformación de la faja plegada y corrida (Martínez R., 2020).

El porcentaje promedio de carbono orgánico total en el intervalo inferior de la Fm.Vaca Muerta es cercano al 4%, con un promedio de 5.3% en los pozos de gas y de 3.5% en los pozos de petróleo.

En ciertas regiones, en concordancia con los espesores anómalos, la sección  basal de esta unidad alcanza valores elevados de TOC, asociado posiblemente a mejores condiciones de preservación (mini-basins?),  (Figs. 15, 16 y 17).

Cabe aclarar que cuando no se contó con valores analíticos de TOC, este se calculó con la curva sónica a partir de su relación establecida a partir de una ecuación con muy alto grado de correlación.

Además de los datos de los sondeos, la información sísmica es vital para la identificación de zonas ricas en materia orgánica. El uso de la Inversión acústica para determinar estas zonas está siendo muy efectiva, correlacionando perfectamente con los datos de pozo (Fig. 18).

Fig. 15 –Mapa de espesor dela sección basal de la Fm. Vaca Muerta (o sección de alto TOC) utilizando datos de sondeos. La línea blanca indica ubicación de la línea sísmica de la Fig. 17 (Martínez R., 2020).

Fig. 16 –Perfil eléctrico de la Fm. Vaca Muerta, con una sección superior donde el TOC es menor, y una inferior donde el mismo se incrementa fuertemente,pudiendo ser llamada sección de alto TOC (colores rojizos que rellenan la curva de TOC). Así mismo es de notar un mayor cruce de curvas DT y RT (Passey, 1990) y un GR con valores elevados. El mapa de la Fig. anterior fue realizado con los datos de espesor de tal sección.   (Martínez R., 2020).

Fig. 17 –Línea sísmica regional horizontalizada a la discordancia Intravalanginiana donde se puede observar un depocentro local o minibasin al sur este (marcado en amarillo), en el que el espesor de la sección de alto TOC es mayor (ver mapa de la Fig. 15 ).  Ubicación de la línea sísmica en la Fig. 15 (Sattler F. y Martínez R., 2011).

Fig. 18 –Línea sísmica con inversión acústica. Los colores azulados de baja impedancia indican facies ricas en materia orgánica, mientras que los colores amarillentos y rojizos  de mayo impedancia representan facies carbonáticas (Domínguez et al,2017)

D-Madurez térmica

Para la identificación de las áreas que se encuentran en las diferentes etapas demaduración se contó con mediciones de reflectancia de la vitrinita (Ro %) en muestras de recortes de perforación, testigos corona y testigos rotados de pozos y muestras de afloramientos.

Como se puede observar en la Fig.19, la Fm. Vaca Muerta exhibe desde zonas inmaduras a las de gas seco, con un patrón de aumento progresivo de madurez térmica de este a oeste.

Sudeterminación le permite a las diferentes operadoras aumentar su actividad enzonas predeterminadas, de acuerdo al fluido que quieran explotar.

Fig. 19 –Mapa de madurez térmica de la Fm. Vaca Muerta estimada por la reflectancia de la vitrinita media utilizando datos de análisis geoquímicos. Notar la presencia de todas las ventanas de generación (Martínez R., 2020).

C-Mineralogía, Petrofísica y Geomecánica

Sobre la base de los datos de difracción de rayos-x (DRx) en general los componentes hallados en la Fm. Vaca Muerta son cuarzo/feldespato (aproximadamente 38%), calcita (cerca de 25%), arcillas totales (cerca de 20%), materia orgánica (cerca de 4%), y pirita (cerca de 3%, Sales et.al, 2014).

En el diagrama ternario para clasificación de fangolitas orgánicas (Schlumberger,  2012) se observa un predominio de las facies de fangolitas mixtas y silíceas mixta (Fig.20).

En relación con el tipo de arcilla, se observa que predomina la arcilla del tipo illita e I/S con bajo contenido de arcilla expandible (esmectita). El volumen de arcilla en general no supera el umbral de 40% de arcillas totales, valor que es considerado como límite para la determinación de intervalos dúctiles y frágiles (Blauch y Griesser 2007).

Para el cálculo de las propiedades en perfil eléctrico se asumió un modelo mineralógico simplificado con la siguiente constitución: carbonato, cuarzo-feldespato, arcillas totales, pirita, kerógeno, agua, gas o petróleo (Fig. 21). Sobre la base de este concepto se observa que el volumen de arcilla permanece constante a lo largo de los

pozos, con valores promedios de 20%, con tendencia al aumento del contenido de carbonato hacia al tope de la formación y una disminución del contenido de cuarzo-feldespato en el mismo sentido (Sales et al, 2014).

Fig. 20 –Diagrama ternario (Mod. de Schlumberger 2012). Los datos de DRx se concentran en las facies de Fangolita mixta y silícea mixta para la Fm. Vaca Muerta (círculos celestes). En círculos rojos se ilustra la Barnett Shale para su comparación con la anterior (Mod. de Sales et al, 2014).

Fig. 21 –Fm. Vaca Muerta, interpretación de perfiles. Track 1 mineralogía ajustada con Drx (track Combined). En el track 2 el contenido orgánico ajustado con datos de cutting, track 3 y 4 presentan las curvas de rayos gamma, uranio e impedancia utilizadas en la correlación entre pozos. El track 5 el BI promedio (índice de fragilidad) es un promedio entre el BI mineralógico y BI utilizando las ecuaciones de módulo de Young y Poisson (Rickmann et al, 2008). Track 6 presenta las curvas de porosidad total y efectiva calculadas en el modelo probabilístico (Mod. de Sales et al, 2014).

En términos petrofísicos las lutitas se caracterizan por tener un sistema poral complejo con tamaños de poros reducidos. La porosidad puede ser intergranular, intragranular (disolución carbonática), estar asociada con disolución de fósiles o bioturbación, a fisuras y a la materia orgánica (kerógeno transformado).

En las láminas petrográficas se describe la ocurrencia de porosidad del tipo secundaria. La distribución de tamaño de poro incluye microporosidad hasta mesoporosidad (subordinada). Los poros están relacionados fundamentalmente con microfisuras, generalmente, paralelas a la estratificación ocurriendo también subverticales (a veces rellenas con calcita). La mesoporosidad está relacionada con presencia de porosidad vugular y fisuras ampliadas por disolución observadas en algunos cortes delgados.

Las porosidades determinadas por perfil eléctrico (porosidad total) tienen un valor promedio de 6%  con un desvío de ± 2,8%. Los valores más bajos se encuentran en el tope de la formación, mientras que las porosidades más altas están en la base de la misma (Fig.21, Sales et al, 2014).

Los reservorios del tipo shale se caracterizan por su anisotropía elástica controlada por factores geológicos (estratigráficos y tectónicos), relacionados en mayor o menor medida con la mineralogía, contenido orgánico y/o presencia de fracturas.

Para determinar la resistencia al fracturamiento de los shales las ecuaciones empíricas más aplicadas utilizan las propiedades elásticas, módulo de Young (YM) y la Relación de Poisson (PR) (ver Rickman et al, 2008). El ‘Índice de Fragilidad’ (BI) también puede ser medido en función de la mineralogía y de la relación entre YM y PR, correlacionándolos de modo de determinar clusters donde haya alto BI (superior a 40%), alto Young (superior a 3,5 x 106 psi) y bajo Poisson (inferior a 0.25). De esta forma se pueden identificar los intervalos frágiles y dúctiles (Britt and Schoeffler 2009, Rickman et al, 2008, 2009).

Los BI calculados por medio de perfiles y mineralogía presentaron valores promedios del 40% en la zona inferior de los pozos analizados y cercanos al 55% en la zona superior (Fig. 23).

De modo general el BI es alto en toda la formación, con los mayores valores en las secciones con menor contenido orgánico y menores valores de rayos gamma (Fig. 21). Los menores valores de BI coinciden con los intervalos de mayor contenido  orgánico y, proporcionalmente, menor contenido de carbonatos y cuarzo.

Para tener una visión general, en la Fig.22 se presenta una tabla comparativa de la Fm. Vaca Muerta y los shale plays de EEUU.

Fig. 22 –Tabla comparativa entre las distintas características de los Shale Plays de EEUU y la Fm. Vaca Muerta (Mod. de Craig, 2010).

Potencial Hidrocarburífero

A patir de la experiencia y resultados de los Shale Plays en Estados Unidos,  el 10 de Mayo de 2011 la Cía. YPF S.A. perfora el primer pozo con objetivo a la Fm. Vaca Muerta.

Los estudios previos arrojaban muy buenas condiciones como shale play, aunque ya algunas empresas en las décadas de los 70` y 80` habían probado esta unidad con suceso en la zona de Hinge y sector oriental del engolfamiento neuquino (Fig. 23).

Si bien estos pozos no tenían como objetivo principal esa unidad, al atravesarlas mostraban fueres manifestaciones de hidrocarburos en los cuttings y muchas veces con petróleo en los shakers hasta llegar inclusive al blow out.

Inicialmente esto se presentaba como un problema operativo en la perforación, hasta que un grupo de geólogos lo vio como una oportunidad, apareciendo esta unidad como objetivo secundario en las propuestas de perforación.

Muchos pozos probaron esta unidad con resultados diversos en la ventana de petróleo,en general con poco caudal, sin agua, pero con acumuladas interesantes, como esel caso del Pozo BP a-7, con una acumulada de petróleo de 870 Mbls en 37 años de producción (Fig. 23).

Cabe destacar que en la mayoría de los pozos esta unidad no era estimulada con fracturas hidráulicas, y si lo era las mismas eran pequeñas (200 a 300 bolsas de arena).

En el área de estos pozos, la Fm. Vaca Muerta muestran un espesor de 50 a 150 m,con un TOC de 2.5 a 4 % y un Ro de 0.6 a 0.8.

Fig. 23 –Mapa de fallas a nivel del tope de la Fm. Tordillo, y los primeros pozos productivos de la Fm. Vaca Muerta. Notar la relación espacial entre el sistema de fallas y los mismos. Ubicación del pozo BP.a-7 que presenta la mayor acumulada de petróleo de la Fm. Vaca Muerta a la fecha  (Mod.de Satller, 2013).

Si bien las condiciones como shale play no son las mejores comparadas con las áreas que están en explotación actualmente, cabe destacar que esta zona pueda ser un sweet spot para esa unidad debido a dos factores. Uno es la profusa red de fallas/lineamientos asociadas a los sistemas de fallas en echelon que afectan hasta la base  de la Fm. Vaca Muerta (Fig. 23). Esto generaría una mayor permeabilidad que mejoraría la performance de producción.

Lo segundo es el importante espesor de la sección rica en materia orgánica como se puede observar en la fig. 16.

Si bien esta hipótesis tiene fundamentos sencillos y prácticos, faltaría una mayor cantidad de estudios para su aplicación como posible localización de Sweet spots en varios sectores de la cuenca con estas características.  

Como fue descripto, la Fm. Vaca Muerta como objetivo Shale comenzó a ser perforada en el año 2011, en etapa exploratoria.

A partir del año 2013 se incrementó la perforación, primero vertical, luego desviada y en los últimos 4 años horizontal (Fig. 24).

Las áreas perforadas variaban de la ventana de gas a petróleo, de acuerdo a las condiciones de mercado.

Fig. 24 –Gráfico de números de pozos perforados por año y su tipo con objetivo VM  (Fuente SEN).

Lógicamente se observa un aumento en las producciones de gas y petróleo (Fig. 25), con el incremento dela perforación, aunque desde el año 2016 hay una disminución del total de pozos perforados (fundamentalmente pozos verticales y dirigidos), con un aumento en la perforación de pozos horizontales y el número de fracturas (Figs. 24 y 26).

De esta forma parece lograrse una mejor eficiencia perforando pozos horizontales con mayor cantidad de fracturas hidráulicas, en los que actualmente las ramas laterales promedian los 2500 m. de longitud y 40 etapas de fractura.

La Cía. YPF S.A. perforo el pozo con rama lateral más extenso en este play, con una longitud de 3890 m en el Bloque Bandurria sur.

Fig. 25 –Evolución de la producción de petróleo y gas de la Fm. Vaca Muerta. (Fuentes varias).

Fig. 26 –Evolución de la cantidad de fracturas hidráulicas realizadas por mes, año y compañía operadora en la Fm. Vaca Muera (Fucello,2019).

Fueron perforados un total de 1440 pozos con objetivo Fm. Vaca Muerta a la fecha,destacándose 2 desarrollo masivos o en factoría, uno es el Yac. Loma Camapana operado por la Cía. YPF S.A., con una producción diaria de 110 Mbbls de petróleo (Dic. 19) y el Yac. Fortín de Piedra operado por la Cía. Tecpetrol S.A., con una producción diaria de gas de 1 Bcf (Dic. 19, Fig. 27)

La producción promedio de petróleo por pozo, rondaba los 350 bls/d en el año 2016,mientras que en el 2019 este llego a los 650 bls/d.  Para el gas, el promedio por pozo estaba en 3.9 MMscf/d en el año 2016, alcanzando en el año 2019 los 6.3 MMscf/d.

A fines del 2019 la Cía. ExxonMobil perforó un pozo en el área Bajo del Choique (ubicación 10 en fig. 30), con una rama lateral de 2437 m y 41 etapas de fractura, con una producción inicial registradade 2460 bls/d.

Fig. 27 –Mapa de Ro (%), con la ubicación de los pozos  masivos más importantes de la Fm. Vaca Muerta, LC: Loma Campana en amarillo (Shale Oil) y FP: Fortín de Piedra en blanco (Shale Gas). Notar que el primero puede producir más gas perforando hacia el oeste o más petróleo moviéndose al este (Martínez, 2020).

Unas 20 compañías operadoras están explorando y explotando esta unidad en la Cuenca,de las cuales pueden destacarse por su actividad YPF. S.A, Total Austral S.A.,Tecpetrol S.A, Shell, ExxonMobil, Pan American Energy  y Vista Oil and Gas S.A   cuyos datos de áreas operadas, producción, pozos, inversión, etc. se presentan en la  Fig. 29.

Fig. 29 –Infografía con las principales compañías  operadoras, mostrando su actividad en la Fm. Vaca Muerta (Diario Rio Negro, 2019).

Los proyectos fueron divididos de acuerdo al grado de conocimiento/actividad de perforación de este play en pilotos y de desarrollo masivo (Fig. 30), cuyo acreaje por compañía operadora se detalla en la Fig. 31.

Fig. 30 –Arriba, mapa de ubicación de los proyectos en la Fm. Vaca Muerta, en amarillo proyectos piloto y en verde de desarrollo masivo.Abajo referencias con empresas (Diario Rio Negro, 2019).

Fig. 31 –Acreaje por empresa operadora en Km2 en el Play Vaca Muerta (Diario Rio Negro, 2019).

Estos proyectos tienen 35 años de concesión para ser explotados previa autorización Nacional y Provincial.

En cuanto a los reservas/recursos,  las estimaciones realizadas por el EIA (Energy Information  Administration) en el año 2013, arrojo un valor de 308 TCF de gas técnicamente recuperable y de 16 BBls de petróleo recuperable (Fig. 32).

Los datos publicados por la Prov. del Neuquén, estiman una reserva probada de 107 MMbls de petróleo y de 3.5 TCF de gas (Tight más Shale)

Muy probablemente a medida que la actividad del shale play aumente en diferentes áreas de la cuenca, las reservas irán acompañando la misma.

En cuanto a la infraestructura de conducción (Gasoductos y Oleoductos), es necesario realizar inversiones  (Midstream), más que nada para la exportación de petróleo y gas excedente del consumo local.

Cabe destacar que de la importación de hidrocarburos pocos años atrás, con la revolución de este Play no solo se consiguió el autoabastecimiento si no que se volvió a generar divisas con su exportación.

Fig. 32 –Arriba parámetros de cálculo y recursos de Shale gas para diferentes áreas del  Play Vaca Muerta. Abajo ídem anterior para Shale Oil  (EIA, 2013).

Conclusiones

El Ciclo Quintuco-Vaca Muerta representa uno de los sistemas petroleros más importantes de la Cuenca Neuquina.

De los 36.000 Km2 de extensión de la Fm. Vaca Muerta, solo 1270 Km2 se encuentran en desarrollo masivo, tipo “factoría”, lo que significa que solo un 3.5% del total del área está siendo explotada.

De acuerdo a la evolución de las curvas de producción interanuales, al número y tipo de perforación, y el número de fracturas, parece que la forma más efectiva de desarrollar esta unidad es con pozos horizontales y decenas de fracturas.

Con 9 años de estudio y actividad de perforación, existe un gran número de interrogantes tanto técnicos como económicos, aunque su potencial ha llamado la atención de las Mayors, invirtiendo varios billones de dólares en este periodo.

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