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Artículo Técnico X
Tesis Pregrado
Tesis Posgrado Derechos de Autor 2019, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia, 13 – 15 de Noviembre de 2019.
Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es).
Resumen
Se presenta un modelo de evaluación integrada de toda la información geológica y geofísica disponible para llevar a cabo la
perforación de un primer pozo piloto vertical No Convencional, el cual permite elegir los niveles que se navegarán horizontalmente en
un segundo pozo, en dos bloques de la Cuenca Neuquina (Argentina): Loma Ancha y Loma Ranqueles. Estos bloques se encuentran
ubicados en la parte central de la cuenca, dentro de la Ventana de Gas Seco de la Formación Vaca Muerta, el principal reservorio No
Convencional de la misma. Hasta ese momento la exploración en estos bloques se había enfocado solamente en los objetivos clásicos
convencionales.
Introducción - Objetivos
Los bloques Loma Ancha y Loma Ranqueles se encuentran ubicados en el sector central de la Cuenca Neuquina (Figura 1A), en la
República Argentina; en ambos bloques se debía seleccionar una locación para la primera perforación de un pozo con objetivo No
Convencional, tendiente a evaluar el potencial de la Formación Vaca Muerta. El propósito del trabajo es mostrar una metodología
integrada de evaluación de toda la información disponible cuyo objetivo final es la delimitación de un sector donde llevar a cabo la
perforación del pozo piloto vertical para, posteriormente y en base a toda la nueva información que este incorpora, seleccionar el nivel
más adecuado dentro de la formación para su navegación horizontal.
Esta metodología integrada de evaluación puede separarse en cinco instancias:
I) Análisis Regional: ubicación de los bloques en el marco geológico regional de la cuenca y en el contexto estratigráfico de la
Formación Vaca Muerta. Análisis estructural regional - Régimen de esfuerzos. Análisis de la información sísmica y de pozo
disponible en las zonas aledañas.
II) Análisis Local: Estudio estratigráfico: confección de mapas estructurales e isopáquicos de cada una de las unidades de interés
presentes en los bloques. Inversión de traza acústica, estudio de la relación Impedancia Acústica – contenido de TOC; Análisis
estructural: determinación de zonas fracturadas y/o de pérdidas durante la perforación de pozos cercanos; Análisis de perfiles: cálculo
de petrofísica básica (Porosidad, Saturación de agua), presión poral, estimación del Volumen de Arcilla,; Determinación de zonas con
alto TOC; Estudio de la capacidad de almacenamiento (storage) y “riqueza” de la roca; Análisis Geomecánico: determinación de
Módulos Elásticos y esfuerzos principales. Determinación de zonas potenciales para la navegación horizontal.
III) Integración de la información geoquímica, mineralógica y bioestratigráfica: determinación de Carbono Orgánico Total (TOC),
análisis mineralógicos (DRX), Fluorescencia de Rayos X (FRX), análisis bioestratigráficos.
ACIPET
Evaluación Integrada de Bloques de Shale Gas Cuenca Neuquina - Argentina: Los casos de Loma Ancha y Loma Ranqueles Autores: E. M. Micucci, Tecpetrol; A. Bande, Tecpetrol; M.G. Cuberes, Tecpetrol; R.D. Veiga, Tecpetrol.
2 E. M. MICUCCI, A. BANDE, M.G. CUBERES Y R.D. VEIGA
IV) Información adicional: determinación de zonas topográficamente planas aptas para construir locaciones para pozos No
Convencionales, cercanías de caminos y/o infraestructura, restricciones medioambientales.
V) Definición de la zona para la perforación de los pozos exploratorios teniendo en cuenta todos los puntos anteriores. Perforación
del pozo piloto vertical, selección de los niveles de navegación horizontal dentro de la Formación Vaca Muerta. Perforación del pozo
horizontal.
I) Análisis Regional
a) Marco Geológico Regional
La Cuenca Neuquina es una cuenca ubicada en la República Argentina, productora de petróleo, gas y condensado, caracterizada
por su gran diversidad geológica. Desde el punto de vista petrolero, presenta tres niveles generadores principales y una decena de
reservorios (Figura 1 B). que acumulan hidrocarburos en trampas de diverso tipo. Esta cuenca es una de las principales productoras de
hidrocarburos líquidos y gaseosos de la Argentina, con más del 40% de la producción de petróleo y el 55% de la producción de gas. A
comienzos de la presente década se comenzó a visualizar el potencial “No Convencional” que presentaban las diferentes rocas madres
existentes, especialmente la Formación Vaca Muerta reconociéndosela como uno de los “shale” de clase mundial por la cantidad de
recursos de gas individualizados (2do a nivel global); actualmente la actividad exploratoria se está concentrando en la producción de
hidrocarburos líquidos de esta unidad.
Figura 1A: Regiones Morfoestructurales de la Cuenca Neuquina. Tomado de Alonso et al.1. Figura 1B: columna estratigráfica
generalizada de la Cuenca Neuquina tomado de Mendiberri y Carbone 2.
Esta cuenca ha pasado por diversos estadios a lo largo de su historia geológica. Su origen comienza a fines del Triásico con una serie
de procesos tectónicos extensionales ligados al desmembramiento del Supercontinente Pangea y que originan una serie de
hemigrábenes aislados cuyo eje longitudinal es sub paralelo a antiguos lineamientos de basamento de las distintas microplacas que
conforman la Placa Sudamericana (Figuras 2A y 2B).
Posteriormente, en el Jurásico medio, sobreviene un periodo de subsidencia térmica de la cuenca (Etapa de Post Rift) donde se
conectan los diferentes depocentros que habían permanecido aislados hasta entonces; esta etapa fue controlada por los avances y
retrocesos de un arco magmático ubicado en el margen occidental de Gondwana, generado por la instalación de un sistema de
subducción. Por último, cambios en el movimiento absoluto de la placa sudamericana marcan el comienzo de la etapa compresiva de
la cuenca (Etapa de Antepaís), obteniendo su configuración actual luego de sucesivos pulsos orogénicos ocurridos desde el Cretácico
superior hasta el presente.
EVALUACIÓN INTEGRADA DE BLOQUES DE SHALE GAS CUENCA NEUQUINA - ARGENTINA 3
El relleno sedimentario de la cuenca supera los 6.000 metros de espesor y comprende rocas clásticas, volcaniclásticas evaporíticas y
carbonáticas de ambientes marinos, continentales y de transición. Una parte importante de su historia depositacional, la Etapa de Post
Rift o Subsidencia Termal, está constituida por una sucesión cíclica de eventos marinos alternantes con etapas de continentalización,
siempre dentro de un contexto general de mar alto. Estas conexiones marinas estuvieron asociadas al Océano Pacífico durante el
Jurásico y el Cretácico inferior y medio y, posteriormente al Atlántico durante el Cretácico superior.
La zona de estudio se localiza en la parte central de la cuenca, en un sector denominado originalmente “Centro de Cuenca” y que
actualmente tiende a subdividirse en dos partes: el “Alto de los Chihuidos” donde se encuentran los bloques y la región del
“Engolfamiento Neuquino” (Figura 1A). Dentro de esta parte central, los bloques se encuentran cerca del ápice de una gran
antiforma, levemente asimétrica, de orientación NE-SW, denominada “Dorso de los Chihuidos” (DCH), constituido por un
braquianticlinal, cuyo eje mayor mide unos 80 km, siendo su eje menor de 35 km, con un relieve topográfico, mayor a los 600 metros,
El Dorso de los Chihuidos, originalmente interpretado como un hemigraben invertido, debe su morfología actual a la tectónica
Andina, pero muestra una historia geológica tan compleja como la misma cuenca. Analizando en detalle la estratigrafía circundante,
puede verse como una parte de esta estructura, no se conoce su geometría en detalle, ha existido como un relieve positivo (un “Proto
Dorso”) desde tiempos antiguos, condicionando la depositación de las unidades jurásicas y cretácicas Micucci et al 3. Esto puede
corroborarse analizando los espesores y geometrías sísmicas de las distintas formaciones.
Figura 2A: Ubicación del Dorso de los Chihuidos (DCH) en el contexto de los diferentes “terranes” que conformaron la Placa
Sudamericana. Modificado de Ramos et al 4. Figura 2B: Hemigrábenes correspondientes a la Etapa de Rift de la cuenca (rojo). Nótese
como el eje mayor de estas estructuras coincide con los Lineamientos preexistentes de la Figura 6A. Tomado de Pángaro et al 5 .
La estratigrafía en este sector de la Cuenca se conoce solo parcialmente, ya que no hay sondeos que hayan perforado la totalidad de la
columna sedimentaria. Esta comprende desde sedimentitas de Rift asignados al Grupo Precuyo hasta depósitos recientes. Los
espesores totales estimados en la zona del Dorso de los Chihuidos oscilan entre un mínimo de 4300 metros en unos de los ápices de la
estructura, hasta más de 6000 m, estimados indirectamente a partir de dato sísmico y velocidades de pozo, en las partes más
profundas.
b) Formación Vaca Muerta
La Formación Vaca Muerta es una unidad de edad Jurásico superior- Cretácico inferior que integra la denominada Mesosecuencia o
Grupo Mendoza inferior (Figura 1 B). Constituye las facies distales (talud – fondo de cuenca) de un sistema desarrollado en la parte
central de la Cuenca Neuquina, que abarca un periodo de aproximadamente 11 millones de años y está integrado por una serie de
secuencias progradantes bien desarrolladas, correspondientes a un ciclo eustático relativo del nivel del mar de segundo orden, cuyas
facies de plataforma son de naturaleza carbonática predominante y están constituidas estratigráficamente por la Formación Quintuco,
4 E. M. MICUCCI, A. BANDE, M.G. CUBERES Y R.D. VEIGA
y su equivalente lateral, la Formación Loma Montosa, en los bordes de la cuenca. El límite entre la Formación Vaca Muerta y las
formaciones Quintuco / Loma Montosa es una superficie diacrónica, litológicamente transicional, dada por el aumento de la
proporción de material carbonático en estas últimas.
Este sistema depositacional comienza, a fines del Jurásico, con una inundación abrupta y generalizada de la cuenca, la cual deposita
lutitas negras con elevado contenido de materia orgánica correspondientes a la parte basal de la Formación Vaca Muerta. Los niveles
más antiguos de esta unidad se depositaron durante el Tithoniano, transformándose en la principal roca generadora de hidrocarburos
de la cuenca y constituyendo actualmente el principal Reservorio No Convencional. Este sistema progradante irá evolucionando en
forma generalizada, con pequeñas variaciones internas del nivel mar, pero siempre dentro de un contexto de mar alto. Dentro de un
esquema geométrico, la Formación Vaca Muerta corresponde mayoritariamente a las facies de “bottomsets”, y las formaciones
Quintuco / Loma Montosa a las facies de “foresets” y “topsets”. (Figuras 3A y 3B).
Figura 3A: Sistema progradante Quintuco – Vaca Muerta Tomado de Reijenstein et al 6. Figura 3B: Ejemplo de distribución de facies
en una clinoforma de la Formación Vaca Muerta. Tomado de Pose et al 7.
A partir del año 2010, la Formación Vaca Muerta comienza a tomar importancia como Reservorio No Convencional de gas y petróleo
y una docena de compañías comienzan a trabajar en distintos sectores de la cuenca. A medida que la actividad aumentaba se observó
la necesidad de unificar criterios y establecer un esquema estratigráfico común, elaborado a partir de criterios de estratigrafía sísmica y
la relevancia petrolera. Este esquema estratigráfico, Figura 4 y Figura 5B, es el utilizado en el presente trabajo
Figura 4: Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta con ubicación de los bloques Loma Ancha y Loma Ranqueles y los
niveles de interés No Convencional. Modificado de Sattler et al 8.
EVALUACIÓN INTEGRADA DE BLOQUES DE SHALE GAS CUENCA NEUQUINA - ARGENTINA 5
Figura 5A: Ventanas de Madurez de la F. Vaca Muerta, en gris los bloques Loma Ancha y Loma Ranqueles, en blanco el resto del
acreaje de Tecpetrol. Figura 5B: Esquema estratigráfico unificado de la Formación Vaca Muerta. Tomado de Desjardins et al 9.
Dentro del esquema estratigráfico regional mencionado anteriormente, la zona de interés para los bloques de estudio está comprendida
por las unidades 1, 2, 3, 4 y, en menor medida la unidad 5 . Estas unidades corresponden a facies de “Bottomsets” depositadas en
ambiente de fondo de cuenca en condiciones anóxicas, óptimo para la preservación de la abundante materia orgánica depositada. El
intervalo T1-T3 corresponde a la sección condensada asociada al ciclo transgresivo en la base de la F. Vaca Muerta que evoluciona a
un sistema progradante, cíclico, con mayor contenido carbonático y mayor tamaño de grano. La sección ubicada entre los niveles T1 y
T3 es llamada informalmente la “Cocina de Vaca Muerta” y el “regresivo”.
En cuanto a la posición de los bloques, dentro de las ventanas de madurez que posee la Formación Vaca Muerta, los bloques Loma
Ancha y Loma Ranqueles se encuentran dentro de la ventana de gas seco (Figura 5 A): Reflectancia de Vitrinita, Ro > 2%.
Adicionalmente, se encuentran en un sector de la cuenca que reúne un conjunto de condiciones favorables para la explotación de un
Reservorio No Convencional: a) una profundidad inferior a los 3000 m, b) niveles continuos de alto TOC (> 2%) con espesores
mínimos superiores a los 100 metros. c) condiciones de sobrepresión a lo largo de toda la unidad, d) madurez térmica suficiente para
generar hidrocarburos e) suave deformación tectónica y un régimen de esfuerzos adecuado (“strike slip”) que no genera dificultades a
la hora de perforar, navegar y terminar los sondeos.
c) Análisis Estructural Regional – Régimen de Esfuerzos
Los principales rasgos estructurales regionales visibles actualmente, están ligados a la conformación de la Placa Sudamericana durante
el Paleozoico, y a la etapa compresiva de Cuenca de Antepaís desarrollada a partir del Cretácico sup. – Terciario inf.
En el marco de la evolución tectónica de la Placa Sudamericana, durante el Paleozoico se producen las colisiones y acreciones de
distintos “terrenos” o microplacas contra el margen occidental de Gondwana: Cuyania, Chilenia, Patagonia. Estos “Terrenos” van a
conformar el Basamento de la Cuenca Neuquina y presentan, en todo el sector del Dorso de los Chihuidos, grandes lineamientos de
rumbo NW-SE. La deformación predominante en esta etapa está constituida por fallas normales, del mismo rumbo que los grandes
lineamientos mencionados anteriormente, que dieron lugar a hemigrábenes de diverso tamaño (Figuras 2A y 2B).
Analizando el dato sísmico en la zona de los bloques Loma Ancha y Loma Ranqueles, se observan estos hemigrábenes, existiendo la
duda si corresponden a la etapa de Rift de la cuenca en el Triásico superior, o son más antiguos y son parte del Basamento de la
misma. Adicionalmente, puede verse que algunas de estas fallas se invirtieron posteriormente, controlando la depositación de la parte
basal del Grupo Cuyo y, posteriormente, la Formación Auquilco, durante el Jurásico.
El Jurásico y Cretásico inferior y medio constituyeron una etapa de estabilidad tectónica correspondiente a la etapa de subsidencia
termal de la cuenca, durante la cual se depositaron las formaciones Vaca Muerta, Quintuco y equivalentes laterales. No se observan,
dentro de todo este periodo grandes fallamientos ni plegamientos asociados sino algunos cambios de espesor, de diferente magnitud,
6 E. M. MICUCCI, A. BANDE, M.G. CUBERES Y R.D. VEIGA
de algunas unidades debido a que el Dorso de los Chihuidos a estado activa de forma intermitente a lo largo de la historia geológica de
la cuenca (“Proto Dorso”) condicionando la depositación de las distintas formaciones geológicas. (Figura s6A y 6B).
En el Cretácico superior – Terciario la cuenca cambia su régimen tectónico, dando inicio a la etapa compresiva de Cuenca de
Antepais. Durante esta etapa el Dorso de los Chihuidos adquiere su morfología actual, debido a la presencia de al menos tres pulsos de
levantamiento (Zamora Valcarce et al 10) que erosionaron cerca de 2.000 m de sedimento y plegaron gran parte de la secuencia.
Figura 6A: Estructural (tvdss) a la base de la F. Vaca Muerta. Figura 6B Isocronopáquico del Intervalo Quintuco – Vaca Muerta.
Nótese como parte del Dorso de los Chihuidos controló la depositación de esta secuencia, lo cual se evidencia por un menor espesor
en la zona inmediatamente al Oeste del bloque Loma Ancha.
En cuanto a la estimación del Régimen de Esfuerzos, existe consenso que toda la Cuenca Neuquina se halla bajo un Régimen de
Esfuerzos Transcurrente (“Strike Slip Stress Regime”), o sea, con un dominio del esfuerzo horizontal máximo sobre el vertical y de
este sobre el esfuerzo horizontal mínimo. Conocer la geometría del campo de esfuerzos para una región es importante porque esta va a
afectar directamente la estimulación hidráulica de los pozos al afectar la dirección de propagación de las fracturas inducidas, las cuales
tienden a desarrollarse perpendiculares al esfuerzo mínimo. En este caso, un Régimen de Esfuerzos Transcurrente va a provocar que
las fracturas hidráulicas tiendan a propagarse verticalmente que es el efecto buscado.
a) Análisis de la Información Sísmica y de pozo disponible
Ambos bloques están cubiertos en su totalidad por sísmica 3D. Adicionalmente líneas sísmicas 2D, irregularmente distribuidas
permiten conectar ambos bloques y confeccionar mapas y transectas a una escala semi-regional.
La calidad de los cubos sísmicos es dispar: el bloque Loma Ancha posee una sísmica nueva realizada con objetivo principal en la F
Vaca Muerta por lo que la resolución de estos niveles es muy buena, El bloque Loma Ranqueles posee una sísmica de unos 20 años de
antigüedad, de regular calidad: menor contenido de frecuencia, diseño de adquisición inadecuado para objetivos profundos, “full fold”
que no cubre todo el área del bloque, etc. Esta menor calidad se va a ver reflejada en una capacidad de análisis menor especialmente
en lo que se refiere a un análisis estructural de detalle.
En cuanto a la información de pozo, cada bloque poseía un (1) pozo exploratorio. En el caso de Loma Ancha, era un pozo
exploratorio antiguo que investigó casi toda la columna sedimentaria; el bloque Loma Ranqueles poseía un solo pozo relativamente
moderno, abandonado antes de llegar al objetivo final por razones técnicas, sin llegar a atravesar la Formación Vaca Muerta.
Adicionalmente se recopilaron datos de pozo disponible de sondeos ubicados en las cercanías de los bloques.
Se recopiló toda la información disponible sobre la perforación de los pozos circundantes. Se estableció que existe toda una
sección estratigráfica superior, correspondiente al Gr Neuquén, que presentó problemas operativos en la perforación de sondeos
cercanos debidos a pérdidas de inyección durante; y que algunos pozos mostraron la presencia de Dióxido de Carbono.
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Toda esta información conjunta permitió la realización de mapas estructurales en tiempo y en profundidad, mapas isopáquicos
como así también la ejecución de transectas sísmicas en lugares de interés (Figura 7).
Figura 7: Transecta sísmica de escala semi - regional mostrando la geometría de las distintas unidades
II) Análisis local
a) Confección de mapas estructurales e isopáquicos
Una vez establecidos los bloques en el margo geológico regional se procedió al mapeo de los principales niveles de interés: tope y
base de la Formación Vaca Muerta, la Formación Quintuco y niveles internos definidos regionalmente. Este mapeo permite en una
etapa posterior la realización de mapas estructurales en profundidad, utilizándose los pozos ubicados dentro del bloque y en las
cercanías, para determinar las variaciones laterales de velocidad de los distintos niveles y mapas isopáquicos. Un dato de importancia
que surgió de estos mapas fue ver que en el Bloque Loma Ancha existe un importante aumento de espesor hacia su flanco oriental,
especialmente en los niveles inferiores de la Formación Vaca Muerta, debido que a fines del jurásico, parte del Dorso de los Chihuidos
actuaba como un elemento positivo que controlaba la depositación.
b) Análisis estructural de detalle
Esto se realizó mediante el cálculo de diferentes atributos sísmicos de tipo geométrico que permiten visualizar la presencia de
discontinuidades de origen tectónico. (Figuras 8A y 8B). Estos atributos se corrieron sobre el horizonte en sí y sobre ventanas de
tiempo de distinta magnitud. Se pudo observar que en general los bloques no estás afectado por un fallamiento importante que
involucre grandes rechazos o desplazamientos. En el caso de Loma Ancha en la base de la Formacion Vaca Muerta se observaron una
serie de fallas menores de rumbo NE; en el bloque Loma Ranqueles, las fallas en la parte basal de la Formación Vaca Muerta son más
importantes y descartan el sector NE del bloque
c) Análisis Impedancia Acústica
La Impedancia Acústica de una roca es el producto de su densidad por la velocidad de ondas P. La sísmica de Reflexión mide
contrastes de Impedancias Acústicas entre las rocas. Suele existir una muy buena correlación inversa entre el contenido de materia
orgánica de una roca y su valor de impedancia acústica, con lo cual esta se transforma en una herramienta prospectiva para determinar
las zonas con mayor contenido de materia Orgánica (TOC).
8 E. M. MICUCCI, A. BANDE, M.G. CUBERES Y R.D. VEIGA
Figura 8: Atributos sísmicos de tipo geométrico corridos en la base de la formación Vaca Muerta, en el Bloque Loma Ranqueles
(izq) y Loma Ancha (der). Nótese la mayor fracturación que presenta el Bloque Loma Ranqueles.
Cuando se examina una sección regional de Impedancia Acústica del intervalo Quintuco – Vaca Muerta (Figura 9) puede observarse
como los valores bajos de impedancia caracterizan principalmente a las facies de “Bottomsets”, aunque en sectores pueden estar
presentes en facies de “Foresets”, las cuales representan a todas las fangolitas limosas ricas en materia orgánica (COT 3-5%) que
constituyen la Formación Vaca Muerta. Las facies de “Foresets” muestran valores de impedancia intermedios reflejando el límite
diacrónico entre las fangolitas de Vaca Muerta las cuales poseen un menor contenido de materia orgánica (COT > 2%) y los niveles
calcáreos de la Formación Quintuco que comienzan a intercalarse. Por último, las facies de “Topsets” con sus altos valores de
Impedancia Acústica corresponden a fangolitas calcáreas y calizas de la Formación Quintuco.
Figura 9: Sección regional de Impedancias Acústicas del intervalo Quintuco – Vaca Muerta. Las bajas impedancias (azul) caracterizan
a la F Vaca Muerta que se encuentran principalmente en facies de Bottomsets. Tomado de Reijenstein et al. op. cit.
Para realizar una Inversión Acústica de un dato sísmico (2D o 3D) necesitamos contar con al menos un sondeo, que atraviese los
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niveles de interés, cuyos valores de Impedancia Acústica, obtenidos a partir de los perfiles de pozo, deseo “propagar” por todo el
bloque. Como únicamente el bloque Loma Ancha posee un sondeo que perforó la Formación Vaca Muerta se trabajó solamente en él.
Primeramente, se procedió a la realización del estudio de prefactibilidad de la inversión sísmica, esto es, analizar el dato sísmico y de
pozo para verificar la posibilidad de hallar una buena calibración entre la impedancia acústica y el TOC. Comprobado esto se procedió
a la realización de la inversión de traza en el cubo sísmico de Loma Ancha. Se realizaron dos versiones, en la segunda se “agregó” un
segundo pozo, situado muy cerca (< 2 km) del borde del cubo sísmico, para tener más puntos de control sobre las variaciones
litológicas de la Formación Vaca Muerta. Para realizar este trabajo lo que se hizo fue colocar el sondeo Borde Blanco en una posición
ficticia dentro del cubo sísmico 3D, lo más cercana posible a la real y se corrió de nuevo todo el proceso.
En el cubo de Impedancias P, puede observarse, que la Formación Vaca Muerta posee un rango de impedancia mucho menor que el
resto de las formaciones adyacentes. También se aprecia que esta formación aumenta su espesor hacia el Este del bloque, en desmedro
de una disminución de espesor de la Formación Quintuco. (Figura 10, izquierda)
Para poder observar variaciones dentro de la Formación Vaca Muerta necesitamos comprimir la paleta de colores al rango de valores
de Impedancia que posee esta formación (6000 – 9500 m/s – gr/cc3) como se muestra (figura 10 derecha). Aquí puede verse, en
primer término, como puede subdividirse la formación en dos secciones: una basal de menor Rango de Impedancias (colores amarillos
– verdes) que se corresponde con la zona de mayor TOC y una sección superior (color rojo) de mayor impedancia. La diferencia entre
ambas zonas es sutil en cuanto a porcentajes de variación de los valores absolutos (10 – 15 %).
Figura 10 izquierda: sección de Impedancias Bloque Loma Ancha. Figura 11 derecha: la misma sección, con la paleta de colores
comprimida para mostrar variaciones dentro de la Formación Vaca Muerta.
d) Análisis de Perfiles de Pozo
En este punto se realiza una recopilación y estudio de toda la información de pozo disponible en los bloques y en zonas aledañas. Este
punto, complementa los anteriores, ayudando a determinar los sectores de interés en forma preliminar a la perforación del primer
sondeo. Posteriormente, toda la información que incorpora este pozo piloto vertical se incorpora al análisis para determinar los niveles
de navegación óptimos
La complejidad de este análisis va a depender de la calidad y cantidad de información disponible; cuando se trabaja en zonas donde la
última actividad exploratoria realizada tiene cierta antiguedad, esta información tiende a ser incompleta y con menor detalle.
El primer paso es realizar una petrofísica básica: Cálculo de Porosidad, Saturación de agua y Volumen de Arcilla. Luego se realiza el
cálculo de carbono orgánico total (COT) de la roca, a partir del perfil de densidad y se lo calibra con los datos de laboratorio
existentes; para terminar con un estudio de la capacidad de almacenamiento y “riqueza” de la roca (“storage”), y un análisis
geomecánico donde se determinan Módulos elásticos y esfuerzos principales.
Un resultado resumido de todo este trabajo se puede visualizar en la figura 11, donde se observa: a la izquierda los “inputs”, o sea las
curvas registradas en el pozo; en la parte central los cálculos de TOC por distintos métodos y la saturación de agua, y, en la parte
derecha las curvas calculadas en el análisis geomecánico, a partir de los perfiles sónico compresional, sónico de ondas S y Densidad,:
Módulo de Young, Módulo de Rigidez, Relación de Poisson, Constantes de Lamé, Brittleness Index.
Los módulos elásticos de una roca son parámetros muy importantes a tener en cuenta a la hora de seleccionar niveles dentro de la roca
para la ejecución de un pozo horizontal, ya que están relacionados a la conductividad de las fracturas hidráulicas que vayan a
realizarse luego. Cuando uno realiza una fractura hidráulica e inyecta fluido y arena (Proppant) dentro de la fractura, al comienzo es la
presión ejercida por el fluido lo que mantiene las fracturas abiertas, cuando este se extrae son los granos de arenas los responsables de
mantenerlas abiertas. Las lutitas son rocas que tienden a tener un comportamiento plástico, con Módulo de Young bajo y alto Módulo
de Rigidez, lo cual hace que los granos de arena tiendan a “empotrarse” dentro de la pared de la roca (Efecto de Empotramiento o
10 E. M. MICUCCI, A. BANDE, M.G. CUBERES Y R.D. VEIGA
“Embedment”) resultando en un ancho de fractura efectivo menor que el diseñado, afectando de esta manera la conductividad.
Figura 11 análisis de perfiles de uno de los pozos verticales perforado en los bloques de estudio. Resaltado en azul: las zonas con
alto “Storage”, importantes desde el punto de vista de No Convencional.
El cálculo de todos estos parámetros, a partir de perfiles eléctricos de los pozos circundantes nos va a permitir tener una idea de la
existencia y magnitud de zonas favorables para “navegación horizontal” y la realización de fracturas hidráulicas. Posteriormente,
luego de perforado el pozo exploratorio estos parámetros serán nuevamente calculados serán realizados con los perfiles del nuevo
pozo para confirmar lo estimado anteriormente. En la Figura 11 puede verse el análisis de uno de estos pozos, aledaño a la zona de los
bloques de estudios, que permite detectar una serie de zonas favorables (en azul).
Un comentario especial merece la Capacidad de Almacenamiento o “Storage” (STO) la cual se define como el producto entre la
porosidad total de la roca (PHIT) y la saturación de hidrocarburos (SHC) dividido por el factor de expansión del gas (Bg) o el factor
volumétrico de petróleo (Bo) según corresponda. Este es un concepto que se ha incorporado hace relativamente poco al análisis
petrofísico, con motivo de la aparición de los reservorios No Convencionales. Para obtener una curva de Storage se analizaron cerca
de 20 pozos situados en las cercanías, en los cuales se analizaron los tramos con alto contenido Carbono Orgánico Total (COT >2%) y
sobre estas secciones se realizó una estimación de la porosidad total (PHIT) y saturación de agua (Sw) a partir de los registros de pozo.
Paralelamente se efectuó un análisis de la presión de poros (PP) y las respectivas temperaturas de formación (TEMP) lo cual permite
calcular el factor de expansión del gas (Bg) para poder finalmente obtener un “perfil” de “Storage”. Para un detalle de esta
metodología véase Veiga et al. 11. El análisis de todos estos pozos circundantes también muestra una zona basal de interés para la F
Vaca Muerta de unos 200 m de espesor la cual coincide con la zona de alto COT correspondientes con la base de las progradaciones
de las unidades basales definidas regionalmente (intervalo T1-B4).
e) Integración de la información geoquímica, mineralógica y bioestratigráfica
Básicamente este punto comprende el análisis de Carbono Orgánico Total (COT), Los análisis mineralógicos a través de la Difracción
de Rayos X (DRX), los estudios de Fluorescencia de Rayos X (FRX) y los estudios micropaleontológicos. Todos análisis y estudios se
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realizan en recortes de perforación (“cutting”) de pozos situados en las cercanías de la zona de estudio y nos permiten caracterizar la
unidad que se quiere estudiar.
En el caso del Carbono Orgánico Total (COT), la forma primaria de obtener estos valores es a través de análisis de laboratorio de
muestras de corona o cutting. Estos valores sirven posteriormente para calibrar curvas de COT obtenidas a través de fórmulas
empíricas que relacionan el contenido de materia orgánica con algún tipo de registros de pozo.
La distribución de la materia orgánica en este parte de la cuenca dentro de la Formación Vaca Muerta presenta una zona basal
(unidades T1-B4) de 200 – 250 m,con valores altos de COT de entre 2.5 – 5.5 % en peso. Adicionalmente se observa una segunda
zona con alto contenido orgánico ubicada por arriba del intervalo B4, en los pozos ubicados sobre el flanco oriental del Dorso de los
Chihuidos y en el Bajo de Añelo. Este intervalo es denominado en otros sectores de la cuenca como “sección enriquecida superior”
(Marchal et al. 12). Hacia el alto del actual Dorso de los Chihuidos este intervalo disminuye su espesor y su valor absoluto de
contenido orgánico.
Figura 12 izquierda: Análisis DRX de un pozo de referencia. Figura 12 arriba derecha: Cross Plot TOC vs Molibdeno. Figura 12
abajo derecha: Cross Plot TOC vs Elementos traza.
Los análisis mineralógicos a través de la Difracción de Rayos X (DRX) son estudios realizados sobre recortes de perforación
(“cutting”) que permiten cuantificar la composición mineralógica del total de roca: determinando presencia y porcentaje de Cuarzo,
Feldespato, Carbonatos, Pirita, etc y de la fracción Arcilla, determinando la composición de las mismas: Clorita, Esmectita, Illita
Caolinita,etc. Los análisis realizados en uno de los pozos verticales muestran que la Formación Vaca Muerta una composición
relativamente dispersa con valores de minerales de arcillas menores al 30%. Sin embargo, si se realiza un agrupamiento de las
muestras en base a los ciclos sedimentarios definidos por Desjardins et al. (op cit) se define una tendencia composicional. Las
muestras del intervalo basal (T1-T3) muestran los menores valores de arcillas con una media del 19%. Los análisis del nivel superior
(T3-T5) muestran un incremento en los valores de arcillas. Esta tendencia hacia el incremento en las arcillas se modifica en los dos
intervalos siguientes (T5-B2 y B2-B4) con un marcado aumento en el contenido de carbonatos. Por último, el ciclo más joven (B4-V1)
muestra una composición dispersa. Hacia el tope del ciclo B4-V1 se observan facies de foreset en la parte mientras que los ciclos más
antiguos se desarrollan todos en facies de bottomset. Esta diferencia en el sistema deposicional podría explicar la variación
composicional del ciclo B4-V1.
Los estudios de fluorescencia de Rayos X (FRX) también se realizan sobre muestras de cutting mediante un aparato portátil que no
destruye la muestra y que está programado para analizar un conjunto de las más significativas partículas elementales de interés
geológico tales como Fe, Mn, Ca, K, S, Si, Al; elementos minoritarios como Zr, Sr, Rb, Ti, Ba y elementos trazas principales como
Mo, U, Th, Pb, Au, Se, As, Hg, Zn, W, Cu, Ni, Co, Cr, V, Sc, Cs, Te, Sb, Sn, Cd, Ag y Pd. En este caso los estudio muestran que las
zonas de alto COT de la sección basal de la F. Vaca Muerta coinciden con un aumento en la presencia de S, Mo, Mn y V indicando
fuerte condiciones reductoras y la depositación en aguas estratificadas anóxicas y con presencia de SH2. Estas condiciones
disminuyen en posiciones estratigráficas más altas indicando una disminución en las condiciones de estratificación de las aguas.
Los estudios bioestratigráficos consistieron en este caso en el análisis micropaleontológico de los recortes de perforación
(“cutting”) de gran parte del intervalo comprendido por la Formación Vaca Muerta, los cuales además de brindar una edad general,
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permiten inferir características paleoambientales. En este caso particular la ausencia casi total de microfauna bentónica calcárea en las
muestras estudiadas indica fondos sumamente desfavorables a la vida asignables a condiciones de anoxia. La abundancia de
radiolarios esféricos sugiere alta productividad orgánica en las aguas superficiales, la existencia de radiolarios segmentados
mayormente en tramos restringidos revela condiciones relativamente más oceánicas corroboradas por el reconocimiento de
nanoplancton calcáreo, pero constreñidas por la muy baja diversidad de los radiolarios segmentados. La edad de los tramos estudiados,
de acuerdo con la distribución de los microfósiles calcáreos es Cretácico temprano.
Figura 13 A Línea sísmica horizontalizada al tope de la Formación Quintuco donde se observa el desarrollo de clinoformas
progradantes hacia el NO, ubicada en sector oriental del Dorso de los Chihuidos. Figura 13 B Diagrama composicional ternario de la
Formación Vaca Muerta en la zona cuspidal del Dorso de los Chihuidos.
f) Información Adicional
Un punto adicional tomado en cuenta a la hora de definir la ubicación de las locaciones dentro de las zonas “pre-seleccionadas”
fueron: la altura topográfica, la existencia de zonas planas y la disponibilidad de caminos. El primer ítem tenía importancia desde el
punto de vista operativo y los otros dos tenían impacto económico porque afectan los costos de construcción de la locación.
En el primer caso, la menor altura topográfica estaba relacionada directamente con un menor espesor del Grupo Neuquén, donde
varios pozos habían tenido pérdidas de circulación importantes. Perforar en las zonas más bajas es una forma indirecta de reducir el
riesgo de estas pérdidas de circulación.
La existencia de zonas topográficamente planas con las dimensiones necesarias para alojar una locación para un sondeo No
Convencional, impacta en el volumen de suelos que debe removerse para su construcción lo cual tiene un impacto ambiental y
económico.
En el tercer caso se analizaron distintas opciones a partir de rutas provinciales, caminos secundarios y sendas para poder llegar a la
locación construyendo la menor cantidad de caminos posible.
g) Selección de la Locación, Perforación Piloto y Selección de niveles de navegación horizontal
En función de todo lo expuesto, para la selección de la locación de los pozos exploratorios se tuvieron todos los puntos anteriores
los cuales pueden resumirse de la siguiente manera:
a) Por la ubicación regional de los bloques se sabía que los niveles de interés No Convencional para la Formación Vaca Muerta
están ubicados en la base de la formación y comprenden los intervalos denominados T1 a V4 y que no estaban afectados por
una tectónica importante. El Régimen de esfuerzos no significa un problema ya que toda la cuenca se encuentra bajo un
Régimen de tipo “Strike Slip”.
b) Donde existían variaciones importantes en el espesor de la Formación Vaca Muerta (Bloque Loma Ancha) se buscó la zona de
mayor espesor de la parte basal donde se ubican las zonas más ricas para el No Convencional.
c) Dentro de estas zonas más espesas de la parte basal de la Formación Vaca Muerta, se buscaron las zonas con menor alteración
tectónica, las cuales pueden producir complicaciones durante la perforación y la estimulación de los pozos.
d) Posteriormente se analizaron los cubos de inversión de traza acústica realizados, ya que la baja impedancia acústica
correlaciona muy bien con el alto contenido de materia orgánica (COT). Dentro de las zonas de mayor espesor de la
Formación Vaca Muerta y poco fracturadas, se localizaron los sectores que presentaran los menores rangos de Impedancia.
EVALUACIÓN INTEGRADA DE BLOQUES DE SHALE GAS CUENCA NEUQUINA - ARGENTINA 13
Figura 14 Perfil Topográfico (“Google Earth” ) la disminución de la altura topográfica implica una disminución del espesor del Grupo
Neuquén.
e) Posteriormente, dentro de los sectores que cumplen todas las condiciones anteriores, se buscaron sectores topográficamente
bajos, ya que, en este sector de la cuenca, la altura topográfica está directamente relacionada al espesor del Grupo Neuquén,
intervalo que presentó zonas con importantes pérdidas de inyección en varios sondeos aledaños. (Figura 14).
f) Finalmente seleccionaron áreas con la pendiente adecuada para la construcción de una locación para un sondeo No
Convencional, la cual es de mayores dimensiones que una locación común. Adicionalmente se analizó la infraestructura vial
existente y los costos de los caminos a construir para cada una de las diferentes opciones posibles. La perforación del pozo
Piloto vertical permite ajustar los mapas estructurales e isopáquicos, la inversión acústica y corroborar los sectores de interés
determinados inicialmente a partir del análisis regional.
Conclusiones
El análisis integrado de toda la información disponible es la clave que permite guiar el proceso de selección de la locación para la
ejecución de un primer pozo con objetivo No Convencional en bloques que se encuentran en una fase de exploración temprana. Dicho
análisis comienza con la ubicación del área de estudio y de la formación de interés en un contexto geológico regional para empezar a
visualizar posibles niveles de interés, problemáticas estructurales generales, etc. El paso siguiente es el análisis detallado de toda la
información a nivel local: dato sísmico e información de pozo: perfiles, legajos, recortes de perforación, coronas. Toda esta
información guía la selección de la locación par la perforación del Piloto Vertical, el cual a su vez incorpora nueva información que
permite delimitar las zonas de interés y, dentro de estas, los posibles niveles para una navegación del pozo horizontal.
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