CUENCA NEUQUINA: BALANCE DE MASA ENFOCADO A LA EVALUACION DEL POTENCIAL

EXPLORATORIO DE LOS DISTRITOS PRODUCTIVOS Y DE LAS ZONAS NO PRODUCTIVAS

Leonardo Legarreta1, Héctor J. Villar2, Guillermo A. Laffitte3, Carlos E. Cruz4 y Gustavo Vergani5

1Patagonia Exploración, Bs.As.; 2FCEyN - Dep. Cs.Geol., UBA-Conicet, Bs.As.; 3M&P System, Bs.As; 4Pluspetrol, Bs. As.; 5Repsol YPF, Bs.As.

1 leolegarreta@paexsa.com.ar 2 lqvillar@fibertel.com.ar 3 mpsystem@fibertel.com.ar 4 ccruz@pluspetrol.com.ar 5 gverganif@repsolypf.com Palabras Clave: Neuquén, balance masa, potencial exploratorio ABSTRACT. Neuquén Basin: Mass-Balance Focused on Exploratory Potential Assessment of the Productive Districts and Non-Productive Trends and their Exploratory Potential. The effort of eight decades of exploration and development in the Neuquén Basin (west-central Argentina) has identified a EUR of 9.7 BBOE and the current production is around 360 MBO and 2.6 BCFG. As result of the de-regularization and privatization process during the 90’s, the oil and gas reserves increased within the relatively mature productive tracts, where the known plays bear around 1.9 BBO and 17.5 TCFG of proven and probable reserves. Additional reserves are expected from testing new play concepts within the productive tracts, as deeper targets, and from future activities in the under-explored fold belt and along the eastern margin of the basin implanted on the Pampean foreland. INTRODUCCIÓN Desde hace algunos años atrás la mayoría de los autores que hoy presentan este trabajo comenzaron a analizar la estratigrafía de las rocas generadoras, sus propiedades geoquímicas y su evolución térmica (Villar et al., 1998; Uliana et al., 1999a; Uliana et al., 1999b). En una siguiente etapa, se intentó cuantificar la eficiencia de los sistemas petroleros basados en un balance de masa (Legarreta et al., 2003) y, a medida que se incorporaron más datos y se profundizó en el análisis geoquímico-geológico integrado de los mismos, se enfocó hacia una evaluación de la cantidad de petróleo remanente que podría haberse preservado en distintas partes de la cuenca (Legarreta et al., 2004). En este trabajo se hace una síntesis de aquellos trabajos previos, donde se analizaron los elementos geológicos y los procesos involucrados en la generación, carga, migración, acumulación y preservación de los hidrocarburos y se planteó una comparación cuantitativa de los distritos productivos y también de los no productivos. Desde ese punto de vista, en esta oportunidad se aportan los resultados del balance de masa y se efectúa la cuantificación de la eficiencia de la generación y acumulación de los cuatro sistemas de carga vinculados con las rocas madre del Jurásico Inferior (Fm Puesto Kauffman y equivalentes), Jurásico Inferior-Medio (Fm Los Molles), Jurásico Superior (Fm Vaca Muerta) y del Cretácico Inferior (Fm Agrio Inferior y Superior). Al mismo tiempo, se integran estos datos al conocimiento geológico de las áreas con reservas probadas y se estima el potencial exploratorio remanente de zonas maduras y el potencial de las zonas menos exploradas, junto con sus riesgos. Cuando se comienza con la recopilación de información de la cuenca, lo primero que surge es que luego de ocho décadas de esfuerzo exploratorio y desarrollo de los yacimientos se han identificado reservas totales (producidas y por producir) que rondan los 9.7 billones de barriles de petróleo equivalente (BBOE), distribuidos en aproximadamente un EUR de 4.4 billones de barriles de petróleo, 90% de ellos alojados en

40 de los 200 yacimientos conocidos (20%). Por otro lado, el EUR para el gas es de alrededor de 29.9 trillones de pies cúbicos de gas, de los cuales el 90% se encuentra en 25 de los 120 campos (20%) de gas descubiertos hasta la fecha. A partir de la etapa de desregularización y privatizaciones de la década del 90 (Fig. 1) el incremento de las reservas se produjo mayormente dentro o cerca de las zonas productivas donde hoy se estima la existencia de reservas probadas y probables de alrededor de 1.9 billones de barriles de petróleo (BBO) y 17.5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas (Legarreta et al., 2004). Se estima que si se llevara a cabo una verdadera exploración de riesgo, tanto dentro de los distritos productivos como en áreas que pueden considerarse sub-exploradas y de frontera podrían incorporarse reservas adicionales.

1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 20000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Volú

men

Acu

mul

ado

de P

etró

leo

(MM

BO

)

0

5

10

15

20

25

30

35

Volu

men

Acu

mul

ado

de G

as(T

CFG

)50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen39º

37º

35º

71º

Buenos Aires

Frente Faja PlegadaYacimientos

50 km50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen39º

37º

35º

71º

Buenos AiresBuenos Aires

Frente Faja PlegadaYacimientosFrente Faja PlegadaYacimientos

(A)

(B)PetróleoGas

Figura 1. (A) Distribución de las rocas madre. La Fm Los Molles (Jurásico Inferior a Medio) en azul, Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior) en celeste y la Fm Agrio, miembros Inferior y Superior (Cretácico Inferior) en verde. (B) Curva de acumulación de reservas desde el primer descubrimiento en 1923, indicando la incorporación de reservas a partir de la década del 90 (línea cortada amarilla). MARCO REGIONAL DEL RELLENO SEDIMENTARIO Y ESTRUCTURA La acumulación de la pila sedimentaria del Jurásico y Cretácico ocurrió dentro de un depocentro de trasarco parcialmente cerrado, implantado sobre el margen occidental convergente de la Placa Sudamericana y conectada con el Océano Pacífico (Uliana y Legarreta, 1993). Las variaciones relativas del nivel de base jugaron un rol clave en el desarrollo de las rocas madre, reservorios y sellos, gobernado por un régimen tectónico mayormente extensional (Legarreta, 2002). Durante los estadios de mar alto relativo en el Engolfamiento Neuquino de trasarco se estableció un mar relativamente no profundo, con acumulación de lutitas ricas en materia orgánica bajo condiciones subóxicas o anóxicas. En los ambientes de plataforma, litorales y fluviales asociados se acumularon reservorios integrados por carbonatos y términos clásticos (Fig. 2). Con nivel de base bajo relativo el depocentro Neuquino estuvo sujeto a una comunicación restringida, hasta nula, con el Océano Pacífico, a través del edificio del arco magmático (Uliana y Legarreta, 1993). Bajo este escenario, el área de acumulación sedimentaria sufrió una fuerte reducción, mayormente ubicada en los sectores más deprimidos de la cuenca, dando lugar al desarrollo de evaporitas marino-hipersalinas (sellos) y de facies clásticas fluviales y eólicas, los cuales constituyen reservorios muy prolíficos (Fig. 2).

Los efectos de la deformación compresiva Andina sobre la pila sedimentaria dentro de lo que hoy se conoce como Engolfamiento Neuquino comenzó a ser muy evidente durante el Paleoceno y tuvo su etapa de mayor intensidad durante el Neógeno (Fig. 2). No obstante, la actividad tectónica sinsedimentaria fue activa en diversos lugares de la cuenca y con variada intensidad, vinculada a antiguas líneas de debilidad presentes dentro del sustrato del Paleozoico que condujeron a la creación trampas estructurales y combinadas muy temprano dentro de la evolución tectónica de la cuenca, tal el caso del tren conocido como Dorsal de Huincul (Legarreta et al., 1999).

RESERVOIRIOSPRINCIPALES

Mb TRONCOSO INF

Mb AVILE

Fm TORDILLO

Fm CHALLACO-LAJAS - PUNTA ROSADA

Fm QUINTUCO –LOMA MONTOSA

Fm AGRIO

Fm MULICHINCO

FILONES CAPA

Fm PTO. KAUFFMAN

ROCAMADRE

KAUFFMAN

VACA MUERTA

AGRIO

LOSMOLLES

GENERACIONOeste Este

210

200

190

180

170

160

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

Ma

Gr MENDOZA(Inferior)

Gr MENDOZA(Superior)

UNIDADES

UNIDADESVOLCANICAS Y

SEDIMENTARIAS

MALARGÜE

Gr NEUQUEN

Gr RAYOSO

Fm TORDILLOFm AUQUILCOFm LOTENA -LA MANGA

Gr CUYOSuperior

Gr CUYOInferior

Gr CUYOMedio

CR

ETAC

ICO

SU

P.JU

RAS

ICO

SU

P.

CICLOS SEDIMENTARIOS AMBIENTEDEPOSICIONAL

MARINO ABIERTO

FLUVIAL

MARINO HIPERSALINOFLUVIAL Y EOLICO

FLUVIAL,LACUSTRE,

Y VOLCANICO

MARINO ABIERTO(MAYORMENTE

DELTAICO)

MARINO HIPERSALINO

VOLCANICO

(FLUJOS YLLUVIA DE CENIZAS),

FLUVIAL YMARINO SOMERO

MARINO SOMERO,Y FLUVIAL

FLUVIAL, EOLICO,EVAPORITICOY MARINO

TER

CIO

RIO

BAJADAS ALUVIALESLLUVIA DE CENIZAS

SUBSIDENCIACONTROLADAPOR FALLAS

SUBSIDENCIAREGIONAL

(HUNDIMIENTOTERMICO)

ASCENSO PORREBOTE

FLEXURAL

HUNDIMIENTOFLEXURAL

HUNDIMIENTOFLEXURAL (?)

ACORTAMIENTOY LEVANTAMIENTO

REGIMEN DESUBSIDENCIA

TRIA

SC

RE

TAC

ICO

INF.

JUR

ASIC

O M

ED.

JUR

AS

ICO

INF.

MARINO ABIERTO

Figura 2. Carta estratigráfica del relleno sedimentario, indicando los ambientes deposicionales principales y la evolución tectónica de la cuenca Neuquina. Se resaltan los reservorios más importantes y las rocas generadoras de hidrocarburos. A la derecha se indica el tiempo en el cual la tasa de transformación querógeno-hidrocarburos fue máxima. ROCAS MADRE, MADURACIÓN Y GENERACIÓN Gran parte de la cuenca contiene a los cuatro intervalos de lutitas marinas ricas en material orgánica acumuladas en ambiente marino, conocidos como Fm Los Molles del Jurásico Inferior a Medio (Figs. 3 y 5), Fm Vaca Muerta del Jurásico Superior (Figs. 3 y 5) y los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio del Cretácico Inferior (Figs. 4 y 5). La sección de pelitas organógenas lacustres de la Fm Puesto Kauffman, equivalente de lo que informalmente se conoce como “Pre-Cuyo” (Jurásico Inferior) constituye otra roca madre cuya presencia se restringe a hemigrábenes de menor extensión areal y de distribución geográfica menos conocida dentro de la cuenca. Para ahondar en detalles sobre las rocas madre y/o los sistemas petroleros de la cuenca los lectores pueden consultar Urien y Zambrano (1994), Uliana et al. (1999a y b) y Legarreta et al. (1999). Para ver ciertas zonas en particular, como ser el norte del Neuquén están los trabajos de Cruz et al. (1996), Cruz et al. (1999a), para zona noreste de la cuenca ver Arregui et al. (1996) y, para el sector sureste, Cruz et al. (2002). Con referencia a la zona de centro de cuenca están los trabajos de Villar et al. (1993), Villar y Talukdar (1994) y Pángaro et al. (2004), mientras que para el tren de la dorsal y flanco sur, consultar Pando et al. (1984), Cruz et al. (1999b), Veiga et al. (2002) y Villar et al. (este congreso).

El modelado térmico de las rocas madre del Jurásico y Cretácico muestra claramente la existencia de varios episodios de generación de hidrocarburos a través de la evolución de la cuenca, particularmente a lo largo de su porción centro oeste (Figs. 6, 7, 8).

NEUQUÉNNEUQUÉN

2.0

1.31.0

2.0

1.31.0

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

REFLECTANCIADE VITRINITA

5001000

0

15002000

Thickness (m)

FmLos Molles

NEUQUÉN1.3

2.0

1.0

0.7

NEUQUÉN1.3

2.0

1.0

0.7

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

100200

0

300400

Thickness (m)

REFLECTANCIADE VITRINITAFm

Vaca Muerta

Figura 3. Mapa de espesores de facies generadora de la Fm Los Molles (Jurásico Inferior-Medio) y de la Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior). Con líneas azules cortadas se indica el nivel de maduración actual, expresada en %Ro.

0.7

1.0

1.3 0.7

1.0

1.3

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

100200

0

300400

Thickness (m)

Fm AgrioMb Inferior

REFLECTANCIADE VITRINITA

1.0

1.3

1.0

1.3

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71ºThickness (m)

25

50

0

75

REFLECTANCIADE VITRINITAFm Agrio

Mb Superior

Figura 4. Mapa de espesores de facies generadora de los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio (Cretácico Inferior). Con líneas azules cortadas se indica el nivel de maduración actual, expresada en %Ro.

ROCAS MADRE

RESERVORIOS a) CLASTICOSb) CARBONATOS

a b SELLOS a) LUTITASb) EVAPORITAS

a b

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

Oeste EsteFaja Occidental Plataforma Noreste

SIN ESCALA

Gr NEUQUEN

Mb CLASTICOFm RAYOSOMb EVAPORITICO

Mb TRONCOSO Sup.TRONCOSO Inf. Fm CENTENARIO

Fm LOTENA

Fm TABANOS

Fm AUQUILCOFm TORDILLO

Fm MULICHINCO

Mb. AVILE

Fm REMOREDO

Fm PUESTOKAUFMAN

Gr CHOIYOI( y/o

BASAMENTO PALEOZOICO)

Fm LOMA MONTOSA

Fm LOS MOLLES

Fm PUNTA ROSADACR

ETA

CIC

OJU

RA

SIC

O

Gr. NEUQUEN

Fm RAYOSO

GrMENDOZA

Gr LOTENA

Gr CUYO

Gr CHOIYOITRPm

Fm HUITRIN

FmTORDILLO

Fm AGRIO Sup.

Ro 0.6%

Ro 1.3%

Fm LOMA MONTOSA

Filones capa Terciarios

Fm QUINTUCO

Fm LAJAS

Fm LA MANGA

Fm AGRIO Inf.

Fm VACA MUERTA

50km

Frente F.PlegadaYacimientos

70º 68º

39º

37º

35º

71º

Figura 5. Corte regional que ilustra esquemáticamente la estratigrafía física y la distribución de reservorios probados y sellos. También se incluye en forma indicativa el nivel de maduración de las principales rocas madre y con flechas se muestra la carga de hidrocarburos hacia los diferentes reservorios.

Los Molles (Jurásico Inf-Medio): Evolución de la Tasa de Transformación (%)

20

40

80

60

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

55 Ma

20

20

4060

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

94 Ma112 Ma

20

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

Figura 6. Distribución de la roca madre marina de la Fm Los Molles (línea azul) y la evolución de la tasa de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de varias etapas de generación.

20

20

40

40

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

94 Ma 25 Ma70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

20

40

8060

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

80 Ma

20

20

40

40608080

60

Vaca Muerta (Jurásico Superior): Evolución de la Tasa de Transformación (%)

Figura 7. Distribución de la roca madre marina de la Fm Vaca Muerta (línea celeste) y la evolución de la tasa de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de varias etapas de generación.

80

60

55 Ma

4020

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

25 Ma70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

4020

6080

70º 68º

Neuquen39º

37º

35º

71º

10 Ma

4020

6080

Agrio (Cretácico Inferior): Evolución de la Tasa de Transformación (%)

Figura 8. Distribución de la roca madre marina de los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio (línea verde) y la evolución de la tasa de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de varias etapas de generación. El diseño general del patrón que muestran los mapas de Tasa de Transformación del querógeno (Transformation Ratio-TR) ilustrados en las figuras 6, 7 y 8 y la distribución areal de esas transformaciones que muestra la figura 9 indican la ubicación de las cocinas de hidrocarburos para cada roca madre a través del tiempo y da idea de la migración desde las posiciones profundas actuales hacia las márgenes de la cuenca. Los valores de TR se obtuvieron a partir de modelados 1D en numerosos puntos de control distribuidos dentro de las provincias del Neuquén, Río Negro y Mendoza. La sincronía del proceso de generación, migración y desarrollo de trampas ha jugado un papel crítico en la acumulación y preservación de los hidrocarburos. En este sentido, el querógeno de la Fm Los Molles (Jurásico Inferior a Medio) desarrolló casi completamente su conversión a hidrocarburos desde el Cretácico Inferior hasta el Terciario Inferior. El querógeno de la Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior) tuvo su mayor transformación durante el Cretácico Superior y Mioceno. En cambio, el querógeno de la Fm Agrio (Cretácico Inferior), desarrollado en el noroeste de Neuquén y a lo largo del oeste de Mendoza, sufrió la transformación mayor entre el Eoceno y el Mioceno Superior (Fig. 9).

Dorsal deHuincul

42 3Faja

Oeste

1

20 40 60 80 %210

200

190

180

170

160

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

E. J

UR

ASS

ICM

. JU

RAS

SIC

TRIA

SL.

JU

RA

E. C

RET

AC

EOU

SE.

CR

ETA

CEO

USTE

RTI

ARY

Tiempo yCiclos

SedimentariosNorte

NeuquenCentro deCuenca

LosMolles

VacaMuerta

Agrio

20 40 60 80 %20 40 60 80 % 20 40 60 80 %

4

1

2

3

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

(%TR) (%TR) (%TR) (%TR)

Figura 9. Evolución a través del tiempo de la tasa de transformación (TR) de querógeno de las rocas madre marinas (Fms Los Molles, Vaca Muerta y Agrio) en los diferentes dominios geológicos de la cuenca. EFICIENCIA DE GENERACIÓN-ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS (GAE) Para efectuar un balance de masa de la cuenca se utilizó el concepto de Eficiencia Generación-Acumulación (Generation-Accumulation Efficiency-GAE) desarrollado por Schmoker (1994). Se trata de una aproximación razonable basada en cálculos cuantitativos que tienen en cuenta los parámetros geoquímicos de las rocas madre y los datos de producción acumulada y reservas (Fig. 10). Si bien la información utilizada en muchos casos deja cierto rango de incertidumbre en los resultados obtenidos, los valores que se obtienen dan idea acerca de la eficiencia de la cuenca, en términos de generación y acumulación los cuales pueden, además, ser utilizados para comparar con otras cuencas petrolíferas. La clave del método propuesto es llegar a un equilibrio entre simplicidad y exactitud, basados en información confiable y de relativo simple acceso. Los resultados así obtenidos permiten una rápida evaluación y comparación de los diferentes sistemas petroleros de la cuenca. Es de hacer notar que en el mejor de los casos, solo en algunas cuencas sedimentarias, la cantidad de hidrocarburos acumulados y recuperables llegan al 10% del total generado (McDowell, 1975). Los datos de producción acumulada y de reservas remanentes (petróleo equivalente-BOE) vinculadas con los sistemas petroleros principales, identificados de acuerdo con la asignación generalizada de los hidrocarburos a cada roca madre y a los volúmenes con comercialidad comprobada (Fig. 10), indican que alrededor del 50% de los hidrocarburos provienen de la Fm Vaca Muerta, con predominio del petróleo sobre el gas. En contrapartida, la Fm Los Molles (mayormente gasífera) más la Fm Puesto Kauffman (casi exclusivamente petrolífera) habría aportado alrededor de un 34% de los hidrocarburos conocidos. Se asume que las grandes acumulaciones de gas del Engolfamiento y su periferia estarían asociadas con la importante cocina de la Fm Los Molles del centro de cuenca (Cruz et al., 2002). Por último, los niveles generadores de los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio habrían suministrado alrededor del 16% del total de los hidrocarburos generados y acumulados de la cuenca, mayormente en el norte de la cuenca y predominantemente petróleo. Cuando se analiza el tiempo de generación de los hidrocarburos dentro de las zonas térmicamente más maduras de la zona occidental de la cuenca (Fig. 9), es claro que los mismos tuvieron bajas probabilidades

de acumularse y preservarse en trampas desarrolladas tempranamente ya que la deformación tectónica posterior del Terciario modificó la configuración estructural (Uliana y Legarreta, 1993). Este último proceso favoreció la erosión profunda del área, en particular de los diferentes niveles de sello regional y/o locales. No se descarta que a raíz de fenómenos de remigración, parte de los hidrocarburos de alta madurez pudieran haberse acumulado en algunos sectores de esta zona. Esta deficiencia en la sincronía de los procesos del sistema petrolero es altamente desfavorable para la existencia de acumulaciones de hidrocarburos dentro de la zona plegada occidental (Área 1 de la Fig. 9), principalmente para aquellos niveles que pudieran haber sido cargados desde la Fm Los Molles y de la Fm Vaca Muerta. En contrapartida, una mejor sincronía del desarrollo de trampas y del proceso de generación favoreció una eficiencia mayor en la acumulación y preservación, particularmente a los largo de las franjas marginales del Engolfamiento (Áreas 2 y 3 de la Fig. 9) e incluso del tren de la Dorsal de Huincul (Área 4 de la Fig. 9), donde muchas de las trampas se habrían desarrollado durante el Jurásico y Cretácico.

Roca Madre EUREdad Unidad MMBO TCFG

Jurásico Sup. Vaca Muerta (Malargüe) 0.43 0.37

Jurásico Sup Vaca Muerta (Engolfamiento) 2.47 9.40

Jurásico Sup Vaca Muerta (Sur Dorsal) 0.13 0.00

Jurásico I-M Los Molles y P.Kauffman 0.18 18.3

Cretácico Inf Agrio 1.18 1.80

EUR Total 4.39 29.9

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

Frente Faja Plegada

Yacimientos

Figura 10. Valores de producción acumulada y reservas (EUR) para cada roca madre en sus diferentes áreas de carga y preservación.

Los Molles 550,000 600 0.1

Vaca Muerta 980,000 1,700 0.2

Agrio 110,000 600 0.5

Roca HidrocarburosMadre Generados In situ GAE(Fm) (Bkg) (Bkg) (%)

Figura 11. Valores obtenidos de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) a nivel de cuenca para los sistemas petroleros vinculados con las tres rocas madre marinas (Fms Los Molles, Vaca Muerta y Agrio), considerando dentro de la Fm Agrio, los dos niveles de lutitas generadoras situados en el Mb Inferior y en Mb. Superior (Bkg: billones de kilogramos). A nivel de cuenca, considerando el área deposicional total de las rocas madre marinas, las estimaciones que surgen del balance de masa indican una baja eficiencia de generación-acumulación (Fig. 11). No obstante,

cuando el mismo tipo de cálculo se realiza para zonas de generación y carga arealmente más restringidas de los diferentes distritos productivos asociados, los valores obtenidos indican eficiencias mayores (Fig. 12). Si la evaluación se restringe más aún, centrada a distintos sectores productivos vinculados con alguno de los sistemas petroleros, los valores de eficiencia se incrementan, lo cual responde a una sincronía adecuada entre maduración, generación, y disponibilidad de vías de migración y trampas. Tal es el caso para la Fm Vaca Muerta cuando se parte de zonas geográficamente amplias (Fig. 10) y luego se hace una diferenciación por sectores arealmente más reducidos (Fig. 13). Esto es más acentuado en la zona del Engolfamiento donde la sección basal de la Fm Vaca Muerta, muy rica en materia orgánica, yace directamente arriba de, o cercana a, los reservorios productivos, además de que el modelado térmico indica una sincronía muy favorable entre generación-migración-entrampamiento.

Los Molles 297,430 548 0.2

Vaca Muerta 427,000 5,930 1.5

Agrio 40,300 595 1.5

Roca HidrocarburosMadre Generados In situ GAE(Fm) (Bkg) (Bkg) (%)

Figura 12. Valores obtenidos de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) considerando sólo los distritos productivos, los valores del GAE muestran valores relativamente más altos, particularmente en referencia a los sistemas vinculados con la Fm Vaca Muerta y con la Fm Agrio (Bkg: billones de kilogramos).

EUR MMBO TCFG3.03 9.77

Reservas y GAEFm Vaca Muerta (Jurásico Superior )

Distrito HidrocarburosProductivo Generados In situ GAE

(Bkg) (Bkg) (%)Malargüe 233,500 250 0.1Central 743,600 1,380 0.2Sur Dorsal 2,900 70 2.4

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

Frente Faja Plegada

Yacimientos

Figura 13. Valores de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) para la Fm Vaca Muerta, tomando áreas de generación geográficamente extendidas, respecto de las zonas productivas, cuya zona de generación y carga pudieron haber sido de menor extensión. En síntesis, los valores de GAE obtenidos que indican una baja eficiencia de los sistemas petroleros pueden ser consecuencia de múltiples razones, según la roca madre y las zonas que se analicen. A nivel de cuenca (Fig. 11), se observa una sincronía desfavorable de la evolución de la maduración de oeste a este de las

rocas madre jurásicas (Fm Los Molles y Fm Vaca Muerta). Es claro que no evolucionaron en el tiempo acorde con la generación de las trampas que se conocen en la cuenca, la mayoría de ellas vinculadas a la deformación tectónica del terciario. En la zona occidental, donde hoy en día se encuentra la columna sedimentaria plegada y ascendida, se comprueba que las rocas generadoras del Jurásico (Fm Los Molles y Fm Vaca Muerta) han sufrido una transformación térmica severa. Por otro lado, un factor crítico es la pobre preservación de los posibles entrampamientos de hidrocarburos que pudieron haberse formado en esta faja que incluso habrían afectado a aquellas cargadas desde los niveles generadores de la Fm Agrio. Este fenómeno se debe a que el alzamiento de la cobertura, resultado de la inversión tectónica terciaria, condujo a la destrucción de la integridad de las trampas y favoreció la erosión de los niveles de sellos y pérdida de los hidrocarburos. Sin embargo, la historia de las condiciones geológicas muy particulares de la zona de la Dorsal de Huincul y del flanco sur de la cuenca, junto con la evolución térmica de las rocas madre jurásicas, permitieron una eficiencia más alta de los sistemas petroleros. Lo mismo ocurre cuando se analiza la eficiencia de los sistemas vinculados con la cocina de hidrocarburos, migración, carga y preservación de las acumulaciones vinculadas con el Engolfamiento (Fig. 14). Otra de las causas que podrían haber jugado un papel desfavorable en la eficiencia, surge cuando se analizan las dimensiones de las acumulaciones conocidas en la cuenca y se las compara con la capacidad de generación de las rocas madre jurásicas. El tamaño de las acumulaciones dentro de los distritos en producción muestra una muy baja cantidad de trampas de gran tamaño y el predominio de acumulaciones de tamaño mediano a pequeño (Fig. 15) con un tamaño medio de 12 MM de barriles de petróleo y de 132 MMM de pies cúbicos (BCF) de gas (Figs. 16 y 17).

Sur Dorsal 2.4

Engolfamieno 6.5

50 km

70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

Sur Dorsal

Engolfamiento

Frente Faja PlegadaYacimientos

Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior )Distritos Productivos GAE

(%)

Figura 14. El valor de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) para la Fm Vaca Muerta para la zona con yacimientos cuya generación y carga estuvo vinculada a lo que se conoce como área del Engolfamiento es mucho más alto que en los obtenidos a nivel de cuenca y por zonas geográficas extendidas. POTENCIAL EXPLORATORIO La exploración en la Argentina, incluyendo la cuenca Neuquina, fue tema central del Taller auspiciado por el IAPG (2003). La información disponible muestra que la historia de descubrimientos de petróleo y de gas en la cuenca muestra un crecimiento general continuo puntuado por el hallazgo de acumulaciones de tamaño más grande que el promedio (Figs. 16 y 17). Desde este punto de vista, si se siguen aplicando los mismos conceptos geológicos en la búsqueda de nuevos yacimientos, por un tiempo se va a continuar encontrando acumulaciones de similares dimensiones, pero con menores probabilidades aún de hallar los mayores, por lo que la incorporación de reservas no va a cambiar la tendencia de los últimos años (Figs. 18 y 19). La madurez de los conceptos exploratorios dentro de las zonas productivas y el decaimiento de las inversiones en la actividad exploratoria, debido a múltiples causas (IAPG, 2003) dio como resultado la disminución de las reservas de petróleo a partir de 1999 y de las reservas de gas a partir del año 2000 (Fig. 20).

Si se toma en cuenta la pobre eficiencia de los sistemas petroleros a nivel de cuenca, podría interpretarse que la probabilidad de incorporar recursos potenciales es baja. No obstante, si se hacen evaluaciones dentro de sectores de generación-migración geográficamente más reducidos y, por otro lado, se desarrollan nuevos conceptos geológicos, se pueden plantear distintas oportunidades exploratorias. Tal como se mencionó, dentro de algunos de los distritos productivos existe un tamaño medio mediano a pequeño para las acumulaciones de hidrocarburos. Esto es muy evidente en áreas donde se cuenta con cobertura sísmica 3D (Fig. 21). De hecho, durante los últimos años la mayoría de las empresas han dedicado sus inversiones en aumentar reservas dentro de yacimientos en producción perforando numerosos pozos de extensión y no pozos realmente exploratorios. Salvo contados casos, la símica 3D fue utilizada con ese objetivo y pocas compañías utilizaron este tipo de información 3D para llevar adelante programas exploratorios (Vega y Legarreta, 2002).

010

20

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0.171

16

636

25150

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5003000

10006000

Can

tidad

de

Cam

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Petróleo: 235Gas: 107

MMBOBCFG

Figura 15. Distribución de tamaños de yacimientos de petróleo y gas que se han encontrado luego de 80 años de exploración en todo el ámbito de la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo y BCFG: billones de pies cúbicos de gas). Dentro de las zonas productivas, las trampas estructurales a descubrir tenderán a disminuir en cantidad y tamaño en el corto plazo, salvo que se compruebe la existencia de trampas estratigráficas sutiles (y/o entrampamientos combinados) y/o nuevos objetivos exploratorios, por ejemplo, niveles más profundos. Para tratar de descubrir acumulaciones de tamaño mayor a las ya conocidas estadísticamente dentro de las zonas en producción, se deberían investigar nuevos conceptos geológicos que implicarán mayor riesgo que el acostumbrado en la perforación de pozos de delineación. Las zonas de frontera, no productivas, muestran diferente nivel de riesgo pero siempre alto. Tal es el caso de la zona plegada occidental en Malargüe (sur de Mendoza) y del Neuquén (Fig. 22). En la zona deformada del sur de Mendoza, si bien la información geoquímica disponible es menor que en Neuquén, los datos indican rocas generadoras con un menor nivel de maduración térmica, pudiendo aportar mayormente petróleo. Los reservorios prospectables en esta zona son en forma dominante de tipo naturalmente fracturados, ya sean secciones clásticas, calizas o bien filones capa del Terciario. Al igual que en Neuquén, la inversión y alzamiento tectónico del sector más occidental dio lugar a la erosión profunda de la pila sedimentaria y destrucción de la integridad de las trampas del subsuelo, dejando pocos sectores que podrían ser explorados. En muchos sectores, se acumuló una espesa serie efusiva terciaria que yace en discordancia sobre el intervalo Jurásico y Cretácico y esta involucrada en la deformación junto con el resto de la sección mesozoica. Dentro de este mismo ámbito geográfico, el desarrollo de una fuerte topografía, muchas veces relacionada con la presencia de sucesiones volcánicas y de potentes evaporitas deformadas de la Fm Huitrín

90 9585807060504030201510521 98 990,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

Probabilidad (% menor que)

Campo Promedio : 12 MMBO

ATUEL SUR 0.1 MMBO

EL PICHANAL 1.5 MMBO

CHALLACO 37.2 MMBO

90 9585807060504030201510521 98 990,001

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1000M

MB

O

CHALLACO 37.2 MMBO

PUESTO HERNANDEZ 514 MMBO

EL PICHANAL 1.5 MMBO

ATUEL SUR 0.1 MMBO

Figura 16. Distribución de tamaño de yacimientos de petróleo luego de 80 años de exploración en la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo)

99981 2 5 10 15 20 30 40 50 60 70 80 85 95900,01

0,1

1

10

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1000

10000

Probability, % Less Than

Campo Promedio : 132 BCFG

LOMA LA LATA 10800 BCFG

SIERRA CHATA 850 BCFG

PORTEZUELO ALTO 2 BCFG

LOMA CAMPANA 19 BCFG

99981 2 5 10 15 20 30 40 50 60 70 80 85 95900,01

0,1

1

10

100

1000

10000

Probability, % Less Than99981 2 5 10 15 20 30 40 50 60 70 80 85 9590

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

BC

FG

LOMA LA LATA 10800 BCFG

SIERRA CHATA 850 BCFG

PORTEZUELO ALTO 2 BCFG

LOMA CAMPANA 19 BCFG

Probabilidad (% menor que)

Figura 17. Distribución de tamaño de yacimientos de gas luego de 80 años de exploración en la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (BCFG: billones de pies cúbicos de gas).

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500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010Año de Descubrimiento

Res

erva

s D

escu

bier

tas

(Acu

mul

adas

) -(M

MB

)

PLAN HOUSTON

PLAN ARGENTINA

PETROPLAN

Descubrimientos de Petróleo

Figura 18. Historia de descubrimientos de yacimientos de petróleo luego de 80 años de exploración en la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo)

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5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

PLAN HOUSTON

PLAN ARGENTINAPETROPLAN

Año de Descubrimiento

Res

erva

s D

escu

bier

tas

(Acu

mul

adas

) -(B

CF)

Descubrimientos de Gas

Figura 19. Historia de descubrimientos de yacimientos de gas luego de 80 años de exploración en la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (BCFG: billones de pies cúbicos de gas).

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200

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1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Res

erva

s de

Pet

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MB

)Evolución de Reservas de Petróleo

0

2

4

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14

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Res

erva

s de

Gas

(BC

F)

Evolución de Reservas de Gas

Figura 20. Evolución de las reservas de petróleo y de gas desde 1994 hasta el año 2002. Se advierte la declinación de incorporación de reservas de petróleo desde 1999 y de las de gas desde el año 2000. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo y BCFG: billones de pies cúbicos de gas).

Año1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2003

Sísmica 3D Registrada desde 1990Total: 23.610 km2

C H

I

L

E

A R

G E

N T

I N

A

Yacimientos

C H

I

L

E

A R

G E

N T

I N

A

Yacimientos

Figura 21. Cobertura sísmica 3D (verde) mayormente registrada dentro de los distritos productivos. Restan áreas desprovistas de este tipo de sísmica y que sólo cuentan con líneas 2D de variada calidad y dispuestas en una grilla heterogénea, no apropiada con el tamaño de las trampas a delinear. impide obtener información sísmica confiable (costo y calidad). Más hacia el este, pero dentro del ambiente plegado y fallado (Fig. 22), existen niveles profundos vinculados con rocas generadoras lacustres del Jurásico Inferior, cuyo conocimiento es muy escaso y no permite conocer su distribución en subsuelo. Gran parte del área puede estar cubierta por secciones volcánicas que hasta la fecha han sido una barrera para la obtención de datos sísmicos de calidad suficiente como para definir la estructura del subsuelo. En el sector neuquino de la faja plegada occidental puede resultar de interés investigar nuevos conceptos (Fig. 22), tal como posibles acumulaciones debido a la generación de gas post-maduración que pudo haber cargado reservorios profundos involucrados dentro de trampas de relativamente grandes dimensiones. De igual forma pueden plantearse trampas profundas en zonas exploradas dentro de niveles someros, teniendo

en cuenta que se deben manejar reservorios de baja porosidad y baja permeabilidad. En esta zona se suma que el conocimiento estructural se basa en geología de superficie, apoyada por una malla de líneas sísmicas 2D abierta, heterogénea y no siempre de buena calidad. Al mismo tiempo, los pozos que penetraron profundamente dentro de la columna sedimentaria son muy escasos. Cuando se observa la zona del eje del Engolfamiento (Fig. 22, zona rojiza) el nivel de maduración térmica de las rocas madre del Jurásico indica que el gas es el tipo de hidrocarburos a encontrarse, ya sea dentro de

Jurásico Sup.– Cretácico Inf. (clásticos y roca madre )

Triasico Sup.-Jurásico Inf. (clásticos y volcánicos)

Jurásico Inf.-Sup. (clásticos y rocas madre )

Cretácico Inf. (clásticos, carbonatos y roca madre )

Jurásico Sup. (evaporitas)

Jurásico Sup. (clásticos)

Cretácico Inf. (evaporitas)

Cretácico Sup.(clásticos)

Terciario (clásticos and volcánicos)

5

0

-5

km

CHIHUIDOSIERRA NEGRA

FILOMORADO

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TROMENCORDILLERADEL CHOIYOI

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FAJA PRODUCTIVA

30 km

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70º 68º

Malargüe

Chos Malal

Zapala HuinculNeuquen

39º

37º

35º

71º

50 km

Anticlinales conBasamento en el nucleo

YacimientosFrente Faja PlegadaEjes anticlinales

Figura 22. Corte estructural simplificado ilustrando los estilos estructurales y la ubicación de las rocas madre. El mapa muestra distritos productivos y las zonas con distinto nivel de riesgo exploratorio. La faja plegada más occidental del Neuquén (zona amarilla) y de Mendoza (zona verdosa). Hacia el este (zona azulada) se postula una posible faja de petróleo pesado, sin embargo, la información es escasa nula. En el centro de la cuenca (zona rojiza) el potencial está vinculado con acumulaciones gas en reservorios profundos. reservorios naturalmente fracturados o dentro de lo que se conoce como sistemas de gas de centro de cuenca. En todos estos casos, el tipo y características del reservorio son un tema crítico y poco conocido y, además, su investigación requerirá aplicar técnicas de perforación y terminación para adecuarlas a reservorios altamente sensibles al daño. Tal como ocurre en la mayoría de las cuencas subandinas, la falta de sincronía adecuada entre generación, migración y existencia de trampas, ha dado lugar al desarrollo de fajas de petróleo pesado en los flancos de cuenca situados sobre el antepaís. Si bien, la información disponible es escasa a nula, hay claras indicaciones de su existencia, tanto en subsuelo como en afloramientos, a lo largo de la faja oriental de Malargüe, sureste de Mendoza y oeste de La Pampa (Fig. 22, zona azulada). No obstante, su verdadero potencial y valor no se puede estimar apropiadamente dada la carencia de datos. Más allá de que se trate de petróleo pesado, las dificultades que ha mostrado esta zona están vinculadas a la presencia de una extensa cubierta volcánica (de composición y espesor variable) que se extiende desde más al sur de la latitud de Malargüe hasta el límite con La Pampa, y que ha desalentado la investigación del área. No obstante, desde la ciudad de Malargüe hasta el río Diamante la zona está desprovista de este escollo y varios sondeos

mostraron en el pasado la presencia dentro de diferentes posiciones estratigráficas niveles impregnados con petróleo pesado y afectado por biodegradación. Sobre la base de estimaciones volumétricas altamente especulativas se plantea que podría encontrarse en los diferentes sectores de la cuenca, tanto dentro de los distritos productivos como en las áreas no productivas, las cuales están pocas y nada exploradas, reservas adicionales pero ligadas a un riesgo exploratorio variable según las zonas mencionadas (Fig. 23). Cuando esos valores que potencialmente podrían llegar a ser descubiertos en los próximos años, son incorporados al balance de masa para calcular la eficiencia de los sistemas petroleros, se advierte rápidamente que si bien implicarían un fuerte incremento del valor del GAE desde un punto de vista absoluto, ese índice permanece menor al 1%, indicando que la eficiencia de los sistemas ha sido muy baja.

Acumulaciones de HidrocarburosTipo de Hidrocarburo Acum. Rem. EURGas (TCF) 12.37 17.53 29.90Petróleo (BBls) 2.81 1.58 4.39

Recursos a Descubrir (Estimado)Gas (TCF) de 12.00 a 23.50Petróleo (BBls) de 0.70 a 1.70Petróleo Pesado (BBls) de 1.20 a 2.50

Figura 23. En la tabla superior se indican los volúmenes de petróleo y gas producidos (Acumulados), los que quedan por producir (Remanentes) y el total (EUR). En la tabla inferior se han incluido los valores estimados que podrían llegar a encontrarse en el futuro luego de ejecutarse trabajos exploratorios de riesgo. (BBls: billones de barriles y TCF: Trillones de pies cúbicos). CONCLUSIONES Dado que no se cuenta con información uniforme en toda la cuenca, en cuanto a cantidad y calidad, los resultados obtenidos sobre la eficiencia de los sistemas petroleros, basados en el balance de masa, están afectados por cierto rango de incertidumbre. No obstante, los valores obtenidos no están muy alejados de los que se conocen de otras cuencas y permiten una evaluación y comparación de los sistemas petroleros dentro de diferentes marcos geológicos. Las acumulaciones identificadas son de tamaño dominante pequeño a mediano, con escasos yacimientos de grandes dimensiones. Si se mantiene el mismo nivel de exploración de estos últimos años (inversiones), principalmente enfocados a los distritos productivos para ampliar reservas de yacimientos en producción (bajo riesgo), la probabilidad de encontrar acumulaciones diferentes a lo estadísticamente conocido y revertir la tendencia declinante de las reservas de petróleo y gas son muy bajas. Nuevos descubrimientos dentro de los distritos productivos, exploratoriamente maduros, apuntan a acumulaciones de tamaño pequeño a mediano, salvo la aparición de trampas combinadas con fuerte factor estratigráfico asociado, para lo cual la información sísmica 3D de buena resolución es una herramienta imprescindible. La probabilidad de entrampamientos de mayores dimensiones pareciera estar vinculada con gas, alojado en objetivos más profundos, poco o nada explorados hasta la fecha. Parte de ellos pueden vincularse con estructuras profundas localizadas en diferentes partes de la cuenca, cuya integridad ha quedado preservada. También vinculadas con el gas, es posible que en un futuro se pueda llegar a poner en producción acumulaciones vinculadas con sistemas de centro de cuenca. En todos estos casos, se trataría de reservorios de baja permeabilidad muy sensibles al daño, por lo cual serían necesarias técnicas de perforación adecuadas a este tipo de prospectos.

La presencia de una “Faja” de petróleo pesado localizado sobre el flanco oriental de la cuenca ofrece un desafío distinto, por las tecnologías a aplicar tanto durante la etapa de exploración, su puesta en producción y su comercialización. Existen muchas evidencias que apuntan a demostrar su existencia pero hoy en día resulta imposible hacer una cuantificación adecuada dada la falta de datos. Se estima que si se llevara a cabo una verdadera exploración de riesgo, tanto dentro de los distritos productivos como en áreas que pueden considerarse sub-exploradas y de frontera podrían incorporarse reservas adicionales. Para ello es necesario recordar lo que Michael Halbouty describe que hay que tener para ser un verdadero explorador: “Unmitigated guts”. AGRADECIMIENTOS Los autores desean expresar su agradecimiento a las compañías en las cuales trabajan por haber autorizado la utilización de la enorme base de datos geoquímica que se adquirió durante estos años y haber permitido la publicación de este trabajo. A todos los profesionales con quienes se han discutido numerosos conceptos y compartido ideas en forma desinteresada en muchas oportunidades. A Tomás Zapata por sus comentarios de parte del texto y a los árbitros que contribuyeron a la mejora del mismo. LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO Arregui, C., S. Benotti y O. Carbone (1996). Sistemas petroleros asociados en los yacimientos Entre

Lomas, Provincia del Neuquén. XIII Congreso Geológico Argentino y III Congreso de Exploración de Hidrocarburos, Actas I: 287-306. Buenos Aires.

Cruz, C.E., H.J. Villar y N. Muñoz G. (1996). Sistemas petroleros del Grupo Mendoza en la Fosa de Chos Malal, Cuenca Neuquina, Argentina. XIII Congreso Geológico Argentino y III Congreso de Exploración de Hidrocarburos, Actas I: 45-60. Buenos Aires.

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