EL SHALE DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA: INTEGRACIÓN DE DATOS Y ESTIMACIÓN DE RECURSOS DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO, PROVINCIA DE NEUQUÉN

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1 IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético EL SHALE DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA: INTEGRACIÓN DE DATOS Y ESTIMACIÓN DE RECURSOS DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO, PROVINCIA DE NEUQUÉN Nicolás Gutiérrez Schmidt 1, Julio C. Alonso 1, Adolfo Giusiano 1, Cecilia Lauri 1, Thamy Sales 1,2 1: Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos, Provincia de Neuquén. Dirección de Estudios: ngutierrez@neuquen.gov.ar, jcalonso@neuquen.gov.ar, agiusiano@neuquen.gov.ar, clauri@neuquen.gov.ar 2: Universidad Nacional de Río Negro. tsales@unrn.edu.art Palabras clave: Vaca Muerta, shale, recursos, Cuenca Neuquina ABSTRACT Shale of Vaca Muerta Formation: data integration and estimation of oil and associated gas resources, Neuquén Province. Vaca Muerta Formation is one of the leading shale plays in Argentina and is internationally recognized for its potential. It covers a large part of Neuquén province and its production reached 11% of total produced oil in the province with an average daily oil rate of 1870 m 3 /d (11.8 Mbpd) and 725 Mm 3 /d of gas (25.6 MMscfd). The objective of this paper is the integration of geochemical, geological and production data to delineate the prospective area of Vaca Muerta Formation shale resources and estimation of technically recoverable shale oil resources in Neuquén province. Vaca Muerta Formation covers an area of some km 2 (14130 mi 2 ) and its thickness can reach up to 800 m (2600 ft) towards the center of the basin. The analyses of vitrinite reflectance (Ro) have average values ranging from 0.33% to 2.97%. These values increase towards the central area of the basin. However, this parameter does not appear to be reliable in some measurements. Thus, validation by means of other readings such as Tmax - through a correlation proposed for Vaca Muerta Formation- and gas-oil ratio of wells in production is needed. The total organic carbon (TOC) varies from 1% to 5.5%. However, values higher than 4% are found in the basin Embayment. Production data analyses in conjunction with maturation indicators show that Vaca Muerta Formation is in oil window for values below 1.3% of Ro with 6472 MMm 3 (40.7 Bbbl) of technically recoverable shale oil resources and 40 Tcf of associated gas for km 2 (9150 mi 2 ). Wet gas/condensate window appears in a range of 1.3% to 1.5% and dry gas producer wells appear with Ro values higher than 1.5%. INTRODUCCIÓN Los recursos de petróleo y gas no convencionales se presentan como una alternativa para sostener la creciente demanda de hidrocarburos en la República Argentina. Dentro de este contexto la cuenca Neuquina se exhibe como uno de los escenarios más prometedores con prospectos de shale en las formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, reconocidos internacionalmente por su IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 795

2 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas alto potencial (U.S. Energy Information Administration 2013). El desarrollo de la Fm Vaca Muerta se encuentra cercano a su cuarto año de producción. En este tiempo se han perforado un importante número de pozos exploratorios y se han puesto en marcha proyectos de desarrollo en áreas petrolíferas y pruebas piloto en áreas gasíferas. Dada la alta expectativa que ha generado el potencial de esta formación que ocupa gran parte del subsuelo del territorio de la provincia de Neuquén, es importante poder definir las áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y gas seco para conocer los recursos disponibles. El objetivo de este trabajo es integrar información geoquímica medida en laboratorio con datos geológicos y de producción. Para llevar esto a cabo se analizaron mediciones de reflectancia de vitrinita (Ro, %) y carbono orgánico total (COT, % en peso) tanto en pozos como afloramientos para conocer su distribución dentro de la provincia. Luego de caracterizar el fluido producido a través de su relación gas-petróleo (RGP), poner este parámetro en función de Ro y establecer una correlación entre ambos, se fijaron límites para las áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y gas seco. Una vez delimitadas las áreas en superficie para cada tipo de fluido se definieron valores de COT, espesor con riqueza orgánica, profundidad, RGP y densidad de petróleo promedio para cada una y se estimó de manera preliminar el volumen de recursos de petróleo técnicamente recuperable para la provincia de Neuquén. Los datos utilizados fueron consultados en la base de datos de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la provincia de Neuquén. Figura 1. Ubicación de la cuenca Neuquina y provincia de Neuquén. Se detallan además las zonas estructurales de la cuenca. 796 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

3 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén LA FORMACIÓN VACA MUERTA La Formación Vaca Muerta (Weaver 1931) es una de las principales rocas generadoras de la cuenca Neuquina (Figura 1) y su desarrollo tuvo lugar durante una marcada inundación marina bajo condiciones de fondo restringido y anóxico, favorables para la acumulación y preservación de la materia orgánica. Es una entidad ampliamente distribuida en la cuenca que pertenece al Grupo Mendoza Inferior y su edad abarca desde el Thitoniano Temprano tardío medio en el arroyo Picún Leufú hasta alcanzar el Valangiano temprano en el norte neuquino (Leanza 1973). Está compuesta por pelitas, margas y calizas finas con un alto contenido de material orgánico y son comunes hacia la base importantes niveles de concreciones calcáreas. Contiene 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). Se extiende en un área aproximada de km 2 y posee espesores variables desde 11 metros en la comarca de Carrín Curá hasta 1250 m en áreas depocentrales (Leanza op. cit.). El espesor de la Fm Vaca Muerta con mayor contenido de materia orgánica (sección de margas bituminosas) caracterizado a través del método de Passey et al. (1990), varía desde de 800 m en el centro de cuenca a 50 m en los bordes, con un promedio de 300 m para la provincia de Neuquén (Figura 2 A). La profundidad a la base de la formación puede alcanzar los 4500 mbbp hacia el cen- Figura 2. A) Mapa de espesores del intervalo con mayor riqueza orgánica de la Fm Vaca Muerta caracterizado a través del método de Passey et al. (1990) y descripción de cutting. B) Mapa de profundidad a la base de la Fm Vaca Muerta medida en mbbp. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 797

4 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas tro de cuenca, 2800 a 3200 mbbp en la zona de Engolfamiento y con valores de 600 a 800 mbbp en la Dorsal de Huincul (Figura 2 B). REFLECTANCIA DE VITRINITA Y OTROS INDICADORES DE MADURACIÓN Para la identificación de las áreas que se encuentran en las diferentes etapas de maduración se contó con mediciones de reflectancia de vitrinita (VRo o Ro, %) en muestras de recortes de perforación, testigos corona y testigos rotados de pozos y muestras de afloramientos. La determinación de Ro consiste en la medición de la cantidad de luz reflejada a través de partículas de vitrinita de una muestra de roca inmersa en petróleo (Peters y Cassa 1994) y es considerado como un parámetro indicador de la maduración térmica alcanzada por la materia orgánica (Tissot y Welte 1984). Los datos utilizados para el análisis corresponden a 82 pozos con mediciones de reflectancia de vitrinita y 9 locaciones con mediciones en afloramientos. Se utilizaron como datos de control mediciones de pirólisis (TOC, S1, S2, S3 y Tmax) y datos de producción de pozo, principalmente la relación gas-petróleo (RGP). Análisis de los datos En primer lugar se hizo un control de calidad de los valores de reflectancia medidos para cada pozo. A través de un gráfico semi-logarítmico de Ro (%) y profundidad se localizaron valores anómalos (Dow 1977) en su mayoría vinculados a rocas intrusivas relacionadas al Volcán Auca Mahuida, que pudieron ser confirmados a través de perfiles eléctricos y descripción de cutting. Estos datos puntuales fueron descartados ya que se consideró que no eran representativos para todo el espesor de la Fm Vaca Muerta (Figura 3 A). Por otra parte, se diferenciaron dos pozos en los que se encontraron discrepancias en las mediciones realizadas en distintos laboratorios. El primer caso (pozo 1) exhibe para un mismo intervalo valores de Ro en el orden de 1% con las mediciones de un primer laboratorio y de 1,3% con las del otro; en el segundo caso (pozo 2) la diferencia va desde 0,8% a 1,2% (Figura 3 B). Para poder validar estos puntos donde existe incertidumbre sobre las mediciones disímiles realizadas por los laboratorios se buscó calcular un Ro (%) equivalente a través de Tmax como base de comparación (Espitalié 1986). Para esto se tomó como ejemplo la metodología utilizada por Jarvie et al. (2001) para el shale de la Fm Barnett, en este caso, en pozos de la zona del Engolfamiento. Los valores de Tmax que fueron considerados confiables son aquellos en los que el pico S2 es mayor a 0,5 mg HC/g roca (Chatellier 2013) y se descartaron algunos valores bajos debido a posible contaminación en las muestras por petróleo migrado, lodo de perforación base petróleo u otros contaminantes orgánicos a través del análisis del pico S1 y el parámetro S1/TOC (Peters 798 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

5 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén Figura 3. A) Control de los datos de Ro (%) medidos en laboratorio. B) Diferencias entre las mediciones de Ro para un mismo intervalo en dos pozos. 1986). Se encontró así una ecuación para poder estimar un Ro (%) equivalente en función de Tmax para la Fm Vaca Muerta (ec. 1) con un coeficiente de correlación (R2) de 0,79 y desvío estándar (σ) de 0,07 para 53 puntos (Figura 4). Ro eq. ( Tmax )=0,0186 Tmax -7,258 (ec. 1) Figura 4. VRo (%) en función de Tmax (ºC) para valores con S2 > 0,5mg/g. Correlación basada en datos medidos en la Fm Vaca Muerta. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 799

6 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas En los pozos donde se realizaron mediciones de reflectancia en bitumen (BRo, %) se estimó el equivalente en vitrinita (VRo equivalente por bitumen) a través de la ecuación de Jacob (1989). Para poder obtener un valor puntual de reflectancia de vitrinita para cada pozo se promediaron los valores medidos en las muestras pertenecientes a la Fm Vaca Muerta. De este modo se observa que los valores promedio de Ro medidos en 91 puntos tienen valores que van de 0,33% hasta 2,97% y que mapeados presentan un crecimiento hacia el oeste, con valores mayores a 1,6% en el centro de cuenca (Figura 5). En las zonas donde no existen mediciones de Ro se utilizaron lecturas de Tmax para calcular su equivalente de reflectancia de vitrinita con el fin de obtener una mejor distribución espacial de puntos que representen la maduración de la materia orgánica en la Fm Vaca Muerta. Se procedió de igual manera en los puntos donde el valor de Ro medido generaba dudas según su ubicación en el mapa y donde se realizaron mediciones en bitumen, en este último caso para comparar ambas equivalencias. De esta manera se confeccionó un nuevo mapa (Figura 6) con valores de Ro equivalente, Ro medido y validado por Tmax y algunos datos de Ro incoherentes descartados (datos en ventana de gas, donde los valores de S2 son muy bajos para poder estimar un equivalente en función de Tmax). CARBONO ORGÁNICO TOTAL El porcentaje de carbono orgánico total (COT, % en peso) promedio para la Fm Vaca Muerta presenta valores de 1% a 5,5%, con una media de 3% en la provincia de Neuquén. Estos valores promedios calculados corresponden a un total de 138 puntos (129 pozos y 9 afloramientos) con mediciones de COT de laboratorio. Los mayores valores se encuentran en la zona del Engolfamiento de la cuenca y disminuyen hacia el resto la provincia con valores entre 2% y 3% (Figura 7). A escala de pozo, el carbono orgánico total tiene gran variabilidad vertical con valores que van desde 0,5% al 5% en el intervalo medio-superior (200 m de espesor promedio para la zona mencionada) y del 8% al 10% de COT en el intervalo basal (30 a 35 m de espesor), comúnmente denominado cocina. 800 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

7 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén Figura 5. Valores de reflectancia de vitrinita promedio (Ro, %) para la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. Se puede distinguir en colores el tipo de muestra y se detalla la cantidad de muestras por pozo. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 801

8 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Figura 6. Reflectancia de vitrinita (Ro, %) (puntos violetas) y reflectancia equivalente en función de Tmax (puntos celestes). 802 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

9 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén Figura 7. Carbono orgánico total (COT, % en peso) promedio para el intervalo de la Fm Vaca Muerta. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 803

10 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN LA FM VACA MUERTA La producción de petróleo de la Fm Vaca Muerta tiene antecedentes que datan de la década del 80 con el pozo Bajada de Palo a-7, entre otros, con una producción acumulada que sobrepasa los m 3 (Gutierrez Schmidt et al. 2013). Sin embargo, en el año 2010 tuvieron lugar los primeros descubrimientos de gas y petróleo en el marco de reservorios no convencionales de tipo shale en el área Loma La Lata. Luego de tres años la exploración y los descubrimientos se han expandido a 39 áreas de concesión minera dentro de la provincia de Neuquén con 90 pozos exploratorios con objetivo en la Fm Vaca Muerta y alrededor de 100 pozos de desarrollo perforados (Figura 8 A). Al mes de diciembre de 2013 el número de pozos de petróleo en extracción efectiva llegó a 159 con una incorporación en el último semestre de 10 pozos por mes. La producción promedio diaria fue de 1870 m 3 /d de petróleo con 690 Mm 3 /d de gas asociado y una acumulada total de petróleo de 584,9 Mm 3. Este valor de producción representó un 11% de la producción de petróleo en la provincia de Neuquén (Capítulo IV, SEN). Por otra parte, la producción de gas con sólo 4 sondeos productores alcanzó un promedio diario mensual de 35 Mm 3 /d y una acumulada de 42,36 MMm 3. En unidades de barriles equivalentes de petróleo, la producción promedio en diciembre de 2013 fue de BOE por día con una acumulada 5472 MBOE. Petróleo En la zona centro-sur del Engolfamiento de cuenca, donde se encuentra actualmente el mayor desarrollo productivo del shale de la Fm Vaca Muerta, el intervalo punzado y fracturado de los pozos verticales comprende una gran parte de la formación, generalmente por encima del intervalo denominado cocina. El número de clusters punzados puede llegar a 14 con 5 etapas de fracturas y volúmenes de arena entre 3000 y 3500 bolsas y 1000 a 1500 m 3 de agua por etapa de fractura. Para una zona donde la formación alcanza un espesor de 230 m en el área de ventana de petróleo se puede citar un pozo ejemplo con 193 metros de espesor punzado (82% del espesor total de la formación), 37 metros por encima de la base, terminado con 11 clusters y 5 etapas de fractura (Figura 8 B). Los resultados de producción obtenidos exhiben caudales iniciales que han alcanzado los 71 m 3 /d de petróleo, con un promedio de 29,3 m 3 /d. Esta producción inicial en algunos casos puede tener una declinación en el primer año del 76%, que llegaría al 90% luego de 5 años de producción (Gutiérrez Schmidt et al. op. cit.). En la misma zona, los pozos horizontales que tienen una rama lateral de 1000 m y 10 etapas de fractura presentan un caudal inicial de producción promedio de 27 m 3 /d. Los pozos verticales en el resto de las áreas han tenido resultados comparables con la zona mencionada. La producción de petróleo acumulada por pozo ha llegado a alcanzar 14 Mm 3 de petróleo en el primer año de producción, pero el promedio es de 3,4 Mm 3 y de 6 Mm 3 de petróleo al segundo año. 804 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

11 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén Gas Los pozos gasíferos se encuentran ubicados en la zona centro-oeste de la cuenca con un total de 14 sondeos a diciembre de Los espesores punzados varían desde 140 a 230 m y se concentran en los intervalos con mayor riqueza orgánica. El número de clusters punzados en los pozos actuales varía de 10 a 22 con 6 etapas de fractura. Estas etapas de fractura, que abarcan de 3 a 4 clusters, se encuentran distanciadas entre 35 a 50 m e implican volúmenes de agente de sostén que equivalen 5400 bolsas y 1400 m 3 de agua aproximadamente. Figura 8. A) Áreas de concesión minera y pozos productores de petróleo y gas de la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. B) Pozo en ventana de petróleo de la Fm Vaca Muerta. En el track 1 se ubica el perfil de rayos gamma, donde se indican además los punzados y las etapas de fractura y en el track 2 el perfil de resistividad profundo. Los tracks 3 y 4 corresponden al cruce de Passey y porcentaje de COT, respectivamente. Si se comparan los dos pozos con mayor historia de producción se pueden encontrar caudales iniciales de 80 y 106 Mm 3 /d, con acumuladas de 9,3 MMm 3 y 12,2 MMm 3 en el primer año de producción efectiva, respectivamente. Un ajuste del modelo hiperbólico de Arps para este último IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 805

12 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas pozo muestra una declinación inicial (Di) de 0,96 a 0,98 mensual nominal y un factor b de 1,8, lo que implica una caída de la producción del 72% en 6 meses y 82% en el primer año. La relación gas-petróleo El fluido extraído se puede clasificar a través de diferentes reglas prácticas según su relación gas-petróleo (RGP) y un ejemplo puede ser la categorización presentada por Cander (2012) (Figura 9) donde para valores menores a 570 m 3 /m m 3 /m 3 según McCain (1991)- el fluido se encuentra en fase líquida a condiciones de reservorio y por encima, en fase gaseosa. La relación gas-petróleo de la producción inicial provee una buena estimación de la RGP en solución para usos a presiones mayores o iguales a la presión de punto de burbuja (McCain op. cit.). Por lo tanto, a partir de los ensayos de producción disponibles se estableció una RGP para cada pozo al momento que la producción se estabiliza. Figura 9. Clasificación de fluidos de reservorio según su relación gas-petróleo (Cander 2012) Si se analizan solamente los pozos que tienen medición de Ro y RGP a través de un gráfico de dispersión puede observarse un crecimiento logarítmico a partir de 0,9% de Ro hasta 1,4% con buena correlación (R 2 = 0.93) entre ambos parámetros. Para petróleo negro corresponden valores menores a 1,1%, entre 1,1% y 1,3% se encuentra el petróleo volátil y por encima de 1,3% el gas húmedo y condensado (Figura 10). En la línea de Ro de 1,4% hay dos pozos: uno de gas y condensado con una RGP de 900 m 3 /m 3 y uno de gas seco con m 3 /m 3 (Figura 10, puntos 1 y 2 respectivamente). Para el resto de pozos que tienen solo el dato RGP calculado durante el ensayo de producción se adopta un valor de Ro según su ubicación en el mapa de la Figura. 6. Estos datos siguen en su gran mayoría la misma tendencia de los datos medidos. 806 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

13 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén Figura 10. Relación entre los valores de relación gas-petróleo y Ro (%) medidos (puntos rojos y azules). Se presentan además puntos con valores de Ro obtenidos de mapa (puntos blancos) y RGP medida. Los puntos 1 y 2 corresponden a dos pozos con valor de Ro cercano a 1,4%, donde el punto 1 corresponde a gas húmedo y condensado y el punto 2 a gas seco. ÁREAS PROSPECTABLES Ventana de petróleo Si se considera que una roca generadora se presenta térmicamente inmadura con valores de Ro menores a 0,6% (Peters y Cassa op cit.) y que la ventana de generación de petróleo tiene como límite 1,3% de Ro en la Fm Vaca Muerta según los datos de producción, dentro de la provincia de Neuquén el área prospectable de petróleo alcanza los km 2. Dentro de éste área, km 2 corresponden a la zona de petróleo negro (0,6% a 1,1% de Ro) con un espesor promedio de 155 metros y 2,8% promedio de carbono orgánico total. El área prospectable para la zona de petróleo volátil (1,1% a 1,3% de Ro) es de 3900 km 2, con un espesor promedio de 331 m y 3,4% de COT (Figura 11). La densidad del petróleo puede variar de 30º a 40º API para la ventana de petróleo negro y de 37 a 47 ºAPI para ventana de petróleo volátil. Ventana de gas y condensado y gas seco El área correspondiente a la ventana gas húmedo/condensado y gas seco, con valores de Ro mayores a 1,3% (límite oeste el borde de la Faja Peglada), es de aproximadamente km 2. La IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 807

14 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas ventana de gas húmedo y condensado se puede considerar entre 1,3 y 1,5% de Ro y tiene un área de 2400 km 2 aproximadamente, con un espesor de 395 metros y el COT de 3,5% promedio. La densidad de algunos condensados puede llegar a 58º API. Para gas seco el área equivale a 8900 km 2, con un espesor promedio de 550 m y 3% de COT. Figura 11. Áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y condensado y gas seco en la provincia de Neuquén para recursos en la Fm Vaca Muerta. RECURSOS PROSPECTIVOS DE PETRÓLEO A través de una simulación Monte Carlo se hizo una estimación preliminar de recursos de petróleo técnicamente recuperable para la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. Se consideraron valores de porosidad, saturación de agua y factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) observados en mediciones de laboratorio en muestras de coronas y de fluidos. Se tuvo en cuenta además un espesor útil según los intervalos punzados en los pozos verticales con un valor supuesto que abarca un 80% a 90% del espesor con mayor riqueza orgánica de la formación. El porcentaje de recuperación de los recursos de shale sobre el volumen estimado in-situ está relacionado tanto a parámetros geológicos, petrofísicos y mineralógicos propios del reservorio como a la eficiencia de la estimulación hidráulica. Según el EIA (2013) para una formación con 808 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

15 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén bajo contenido de arcillas, poca complejidad geológica y propiedades de reservorio favorables como sobrepresión y alta saturación de petróleo correspondería un factor de recuperación de 6% para petróleo, con un valor de 3% para las condiciones más desfavorables. En el caso de gas se tienen en cuenta consideraciones similares aunque el factor de recuperación es mayor en un rango de 15% a 25%. Algunas empresas como EOG Resources Inc. han logrado incrementar el factor de recuperación en sus prospectos en Eagle Ford desde un 6% a 8% (EOG 2012 y 2013). Para los cálculos correspondientes a la Fm Vaca Muerta se supone un factor de recuperación de petróleo que puede variar entre 3% y 6%, con un valor esperado de 5%. Se presentan así resultados de valores de recursos técnicamente recuperables (RTR) denominados por su grado de certeza como P10, P50 y P90, siendo P90 el valor más probable, junto con un volumen de recursos esperados. Petróleo Los recursos técnicamente recuperables de petróleo tienen un valor esperado de 6472 MMm 3 para un área prospectable de km 2, lo que equivale a 273 Mm 3 /km 2 (Figura 12). Los valores P10 y P90 totales de petróleo son de 8811 MMm 3 (371 Mm 3 /km 2 ) y 4714 MMm 3 (184 Mm 3 /km 2 ) respectivamente. Figura 12. Recursos técnicamente recuperables de petróleo para la Fm Vaca Muerta (provincia de Neuquén) y parámetros utilizados para la estimación. IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 809

16 IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Para un patrón de producción con pozos verticales distanciados a 350 m (8 pozos/km 2 ) corresponde una recuperada por pozo de 34 Mm 3 de petróleo para el valor de recursos esperados y 23 Mm 3 para el caso del valor más probable (P90). El gas asociado al total de recursos de petróleo técnicamente recuperable (área de km 2 ) alcanza un volumen esperado de 40 Tcf, con valores de P10 y P90 de 54 Tcf y 27 Tcf respectivamente, estimado a partir de la relación gas-petróleo promedio para cada área (petróleo negro y petróleo volátil). DISCUSIÓN A pesar de que la reflectancia de la vitrinita es uno de los indicadores más utilizados de la maduración térmica de la materia orgánica, existen algunas consideraciones a tener en cuenta para poder obtener valores confiables. Entre ellas es importante mencionar el número de partículas puntuales de vitrinita medidas por muestra. Este parámetro tiene un promedio de 8 en la Fm Vaca Muerta, común en kerógenos tipo II aunque bajo para obtener mediciones con un buen nivel de confianza ya que las recomendaciones indican valores mayores a 50 (Peters y Cassa op. cit.) con un mínimo de 20 según Barker y Pawlewicz (1993). Esto se podría ver reflejado en las diferencias en las mediciones de los diferentes laboratorios para los mismos intervalos en un pozo. Debido a esta limitación, en algunos casos se ha optado por medir con un mayor grado de confianza la reflectancia en partículas de bitumen que generalmente tienen mayor abundancia (de 40 a 60 por muestra). Con esta nueva medición se puede calcular el equivalente de reflectancia en vitrinita, lo que trae aparejado una nueva incertidumbre ya que existen diferentes correlaciones válidas para esta equivalencia que presentan algunas diferencias: Jacob (1989), Landis et al. (1995) o Schoenherr et al. (2007) entre otros. Sin embargo, los valores calculados a través de la correlación de Jacob se tomaron como válidos. Otra limitación que se presentó al momento de estimar un valor medio de Ro para la formación es que los niveles muestreados no siempre son los mismos en cada pozo. Por otra parte, existe una menor distribución de los puntos medidos hacia la zona oeste de la provincia con solo 8 pozos con valores de Ro mayores a 1,6%. Esto genera una amplia zona mapeada sin puntos de control. A pesar de estas restricciones presentadas, los valores obtenidos, en su mayoría, tienen coherencia en su ubicación dentro de la cuenca con los mayores valores hacia el centro donde se presentan los mayores espesores. La estimación de los valores de Ro equivalente a través de las mediciones de Tmax con el uso de la correlación encontrada resulta útil para ampliar el estudio en zonas donde no se han realizado mediciones de reflectancia, pero es necesario validar los datos obtenidos por pirólisis ya que en algunos casos pueden verse alterados en muestras de pozos perforados con lodo base petróleo 810 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

17 El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén o tener mediciones erróneas en muestras con bajo TOC o bajo S2, generalmente en ventana de gas (Peters op. cit.). En el mapa de reflectancia de vitrinita confeccionado existen puntos que parecerían presentar mediciones erróneas o el muestreo no es representativo para estimar un promedio para todo el espesor de la formación. Por lo tanto, dadas las limitaciones que se presentan al momento de obtener mediciones confiables es necesario poder hacer una validación de Ro con otros indicadores. En este trabajo se utilizó como comparación la estimación de Ro equivalente por Tmax, que implica además un mayor muestreo del intervalo. Sin embargo, algunas mediciones han sido corroboradas a través de la maduración inferida por radio de humedad (wetness ratio) calculada con datos de cromatografía en lodo de perforación y por isótopos de carbono (Lauri et al. 2014) con resultados comparables a los obtenidos por Tmax. Por este motivo se confeccionó un segundo mapa donde fueron validados algunos puntos con Ro (%) y se incorporaron valores equivalentes por Tmax, el cual se considera que ajustaría mejor a los resultados obtenidos por los pozos productores. La comparación de las mediciones de reflectancia con los datos de los ensayos de producción ayudó a validar el área correspondiente a ventana de petróleo con una buena correlación entre ambos parámetros (Ro y RGP). Según los datos de producción la ventana de gas húmedo y condensado en la Fm Vaca Muerta aparecería a partir de valores de Ro de 1,3%. Este valor límite está sujeto a la clasificación de fluidos adoptada, no obstante presenta poca discrepancia con el límite de 1,35% establecido por Peters y Cassa (1994) o ninguna con el 1,3% según Horfield y Rullkötter (1994). Establecer un límite para la ventana de gas seco presenta mayor dificultad debido a que al momento hay escasa cantidad de pozos gasíferos productores con mediciones de reflectancia. Un único pozo de gas seco con mediciones de Ro y RGP presenta una alta dispersión sobre los datos correlacionados (Figura 10, punto 2), lo que podría indicar que a partir de esta ventana el crecimiento de la RGP no es exponencial. El resto de los pozos de gas seco aparecen entre valores de Ro mapeados de 1,45% y 1,65%, con lo que se podría suponer un valor límite cercano a 1,5% para esta ventana. Los límites propuestos no son fijos ni estrictos ya que hay una transición entre las fases del fluido que podría verse involucrada por variaciones verticales de maduración en las zonas con mayores espesores y podrían modificarse con la incorporación pozos productores nuevos. De este modo, las áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y condensado y gas seco se encuentran validadas tanto por datos medidos en laboratorio (Ro y pirólisis) y por los datos de producción. Los valores de recursos de petróleo técnicamente recuperable llevados a valores producibles por pozo, 23 Mm 3 para el valor más probable y 34 Mm 3 para el valor esperado, parecen ser tener bastante coherencia si se los compara con valores de EUR por pozo estimados a través de análisis declinatorios, donde se puede citar un EUR para un pozo tipo vertical a 25 años de 23,1 Mm 3 (Gutierrez Schmidt et al. op. cit.). IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 811