ASPECTOS GEOQUÍMICOS Y SU RELACIÓN CON LA PRODUCCIÓN EN EL SHALE DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA.

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1 ASPECTOS GEOQUÍMICOS Y SU RELACIÓN CON LA PRODUCCIÓN EN EL SHALE DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA. Autor: Nicolás Gutiérrez Schmidt, Universidad Nacional del Comahue, Neuquén. Tutor: Lic. Julio César Alonso. Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos, Prov. Neuquén. Este trabajo obtuvo el 2do. puesto en el Concurso Estudiantil de trabajos monográficos de la Society of Petroleum Engineers (SPE) de Argentina Asociación Civil (SPEA),. Buenos Aires, 13 de diciembre de RESUMEN Los estudios geoquímicos de laboratorio utilizados en la evaluación de formaciones shale pueden definir los intervalos con mayor potencial productivo. Además, las mediciones de maduración de la materia orgánica delimitan el área prospectable tanto para la explotación de gas como de petróleo. Dentro de la ventana de petróleo, la Formación Vaca Muerta presenta los pozos con mejores caudales de producción inicial en las zonas donde los valores de Ro son mayores, acompañados de un incremento de la relación gas-petróleo desde 0 hasta 1100 m 3 /m 3. A escala de pozo, los parámetros geoquímicos de los dos pozos analizados muestran una formación con un alto potencial en todo su espesor donde los intervalos punzados alcanzan los 110 y 150 m. El índice de saturación de petróleo estimado a partir de los parámetros S 1 y TOC tiene promedios de 160 y 170 mg HC/g TOC mucho mayores a los de otros prospectos de shale internacionales como Marcellus, Bakken, Utica, Barnett y Eagle Ford. Las estimaciones de petróleo in-situ de 0,01679 y 0,01837 m 3 /m 3 también son superiores a los prospectos mencionados. Sin embargo, la comparación de los datos de producción entre los pozos estudiados muestra que en algunos casos no hay correspondencia con el potencial evaluado a través de los aspectos geoquímicos. Esto indica que para poder extraer este petróleo a caudales rentables es necesario un estudio integrado de todo el reservorio para optimizar los diseños de terminación de pozo. INTRODUCCIÓN Las nuevas tecnologías, la madurez de los yacimientos convencionales y la demanda energética creciente, entre otros factores, han dado a los reservorios no convencionales un lugar destacado como recursos prospectivos. Dentro de estos recursos no convencionales, el gas en arenas compactas (tight gas) y el gas y petróleo en esquistos bituminosos (shale gas y shale oil) han sido, en el último tiempo, el centro de atención en las cuencas sedimentarias Argentinas. El estudio y desarrollo de la Fm. Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina como reservorio shale tiene sus inicios en el año 2010 con las primeras perforaciones en el Área Loma La Lata. En el mes de junio de ese año, el pozo Loma La Lata Karst x-1 (YPF.Nq.LLLK.x-1) 1

2 marca el primer descubrimiento de shale gas en la Provincia de Neuquén y en el mes de noviembre, el pozo YPF.Nq.LLL-479(p) resulta descubridor de petróleo con su profundización. Los resultados posteriores han posicionado a la Fm. Vaca Muerta dentro de los mejores prospectos de shale en el mundo (U. S. EIA, 2013). Para el desarrollo de los recursos no convencionales de petróleo y gas es necesario el estudio de las características petrofísicas, geoquímicas, mineralógicas y geomecánicas de la roca con el objetivo de determinar las áreas con mayor potencial y la manera más efectiva de estimular la formación para producir caudales económicamente rentables. Los estudios geoquímicos tienen un rol importante en la evaluación de las rocas generadoras de un sistema petrolero. Sin embargo, el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas en esquistos bituminosos ha hecho uso común de estas técnicas con el objetivo de caracterizar la roca madre, ahora como roca reservorio, en todo su espesor y poder determinar los intervalos productivos. Las mediciones en laboratorio de S 1 (cantidad de hidrocarburos obtenidos por cracking térmico) y COT (carbono orgánico total) pueden definir, en algunos casos, intervalos con hidrocarburos libres. Además, es importante poder determinar qué valores de corte deben tener estos parámetros para aumentar las probabilidades de que un intervalo produzca a caudales rentables y si existe una relación entre la productividad de un área y el grado de maduración termal de la materia orgánica. En este trabajo se caracterizan los intervalos punzados y estimulados de dos pozos productores de petróleo a través del análisis de los parámetros geoquímicos medidos en laboratorio y se los compara con los valores de producción con el objetivo de establecer una relación que permita comprender el comportamiento del reservorio. CARACTERÍSTICAS DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA La Formación Vaca Muerta es una entidad ampliamente distribuida en la Cuenca Neuquina. Su edad abarca desde el Thitoniano Temprano tardío medio en el arroyo Picún Leufú hasta alcanzar el Valangiano Temprano en el Norte Neuquino. La profundidad medida al tope de la formación puede alcanzar los 3200 a 3400 metros bajo boca de pozo (mbbp) hacia centro de cuenca. En la zona del Engolfamiento el tope se encuentra desde los 2700 hasta los 2900 mbbp y desde 600 hasta 800 mbbp en la Dorsal de Huincul. Posee espesores variables desde 11 metros en la comarca de Carrín Curá hasta 1250 m en áreas depocentrales (Leanza, 1973). El espesor de la Fm. Vaca Muerta con mayor contenido de materia orgánica, caracterizado a través del método de Passey (1990), tiene valores de 800 metros hacia el centro de cuenca, con un promedio de 300 metros (mapa 1 - anexo mapas). Este intervalo está compuesto principalmente por margas de color negro grisáceo de aspecto bituminoso. Tiene kerógeno de tipo I/II vinculado con una contribución algal y participación muy escasa a nula de elementos terrestres (Legarreta et al., 2005). El carbono orgánico total (COT) medido en coronas y recortes de perforación tiene los mayores valores en la zona basal con máximos locales que alcanzan el 12% en peso. El valor promedio de COT para todo el intervalo 2

3 considerado como shale de la Fm. Vaca Muerta puede variar desde 1 a 6% dentro de la provincia de Neuquén (mapa 2 - anexo mapas). La maduración de la materia orgánica medida en función de la reflectancia de la vitrinita (Ro) tiene valores promedios que van desde 0,33% hasta 2,9%, con valores crecientes hacia el centro de la cuenca (mapa 3 - anexo mapas). Según Peters y Cassa (1994), para valores de Ro menores a 0,6% la roca generadora se encuentra inmadura térmicamente. Por encima de este valor, la materia orgánica madura se encuentra en ventana de petróleo y ha sido afectada por procesos térmicos que cubren un rango de temperaturas que generan petróleo (Ro entre 0,6-1,35%). La materia orgánica térmicamente post-madura se encuentra en las zonas de ventana de gas húmedo y gas seco en valores de Ro mayores a 1,35. Horfield y Rullköter (1994) generalizan la ventana de petróleo en valores de Ro entre 0,5 y 1,3%. Si se consideran los límites mencionados, el área correspondiente a ventana de petróleo (Ro de 0,6 a 1,3%) es de aproximadamente km 2 dentro de los límites provinciales. El espesor con riqueza orgánica puede alcanzar los 400 metros, con un promedio de 190 m y COT promedio de 3%. El área correspondiente a ventana de gas húmedo y ventana de gas seco contiene los mayores espesores con valores superiores a 300 metros para un área de km 2, con COT promedio de 2,5%. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS POZOS EN PRODUCCIÓN La producción de petróleo de la Fm. Vaca Muerta se encuentra en pleno desarrollo con más de 120 pozos perforados en 3 años y ha llegado a ocupar más del 6% de la producción total de la Provincia de Neuquén, con una producción promedio diaria de 960 m 3 /d y una acumulada de m 3 de petróleo en ese período (Capítulo IV, SEN). La producción registrada en los tres primeros años de desarrollo tiene caudales máximos iniciales de petróleo que pueden alcanzar los 75 m 3 /d, con un promedio general de 27,3 m 3 /d. Este caudal máximo es alcanzado después de 4 a 6 semanas de la puesta en producción como consecuencia de la limpieza del pozo y debido al alto corte de agua proveniente de las fracturas hidráulicas múltiples. En general, el corte de agua tiene un máximo de 80% que luego baja a valores próximos al 20%. La relación gas-petróleo (RGP o GOR por su siglas en inglés) es muy variable en las mediciones mensuales de producción. En algunos casos, dentro de los primeros meses de producción puede oscilar en valores mayores a 800 m 3 /m 3 (metros cúbicos estándar de gas por metro cúbico de petróleo). Luego de un año de producción los pozos tienen una producción acumulada de petróleo de 5500 m 3 en promedio, pero los pozos vinculados con los máximos caudales iniciales pueden superar los m 3 de petróleo acumulado en el mismo período de tiempo (figura 1). Dentro de la provincia, el desarrollo de la Fm. Vaca Muerta como reservorio no convencional se basa principalmente en la perforación de pozos verticales. El intervalo punzado para la puesta en producción de estos pozos varía dependiendo del espesor de la formación y tiene valores que van desde 80 m hasta 300 m. En el área Loma La Lata - Loma Campana la formación tiene un espesor entre 200 y 280 m y se registra un pozo con 11 3

4 clústeres punzados que comprometen un espesor total de 193 m, el cual ha sido estimulado a través de fracturación hidráulica de 5 etapas (Monti et al., 2013). Esto implica una terminación que abarca entre un 69 y 90% de la formación. Los pozos horizontales perforados tienen una rama lateral que puede alcanzar los 1000 m de longitud con 10 etapas de fractura. Figura 1: Producción acumulada normalizada por pozo y distribución de los pozos en la Prov. de Neuquén. Fm. Vaca Muerta. EL Ro Y SU RELACIÓN CON LA PRODUCCIÓN Ro vs. caudal inicial Un primer análisis de los datos de producción de los pozos de la provincia de Neuquén consistió en relacionar los valores de caudal inicial de cada uno y el valor de maduración de la materia orgánica (Ro) correspondiente a su ubicación en función del mapa 3 (anexo mapas). A través de un gráfico de dispersión se encontró que existe una relación directa entre ambos parámetros (figura 2) donde, a medida que la maduración es mayor, los pozos tienen mayor producción inicial. Si se consideran las etapas de maduración termal de la roca que dan origen a la generación de petróleo, en los pozos en producción se puede observar un caudal de producción inicial promedio de 7 m 3 /d para el área con Ro entre 0,6 y 0,7% (petróleo temprano), 20 m 3 /d para valores entre 0,7 y 1% de Ro (petróleo principal) y 32 m 3 /d para valores de maduración entre 1 y 1,3% (petróleo tardío). 4

5 Figura 2: Relación entre Ro y el caudal inicial de los pozos en producción en la Fm. Vaca Muerta. Ro vs. RGP Debido a que en los pozos productores se observaron grandes variaciones en los valores de la relación gas-petróleo (RGP) mes a mes, se hizo un cálculo de este parámetro en función de la producción acumulada en los 6 primeros meses, de manera tal que se pueda representar la relación de los volúmenes extraídos de petróleo y gas asociado al tiempo dado, y pueda ser comparable en todos los pozos que cuenten con dicho período de producción efectiva. Los valores calculados varían desde 0 a 1100 m 3 /m 3. A través de un mapeo de los resultados, dentro de la ventana de petróleo, se aprecia un crecimiento de la RGP hacia el centro de cuenca en el mismo sentido que el crecimiento de los valores de Ro (mapa 4 - anexo mapas). Si se comparan ambos parámetros a través de un gráfico se observa una relación directa y prácticamente lineal entre ellos, de la misma manera que sucede con el caudal máximo inicial y el Ro. Si se consideran las distintas etapas de maduración de la materia orgánica se puede asociar una RGP igual a 0 con valores de Ro menores a 0,7% (inmaduro y petróleo temprano), hasta 250 m 3 /m 3 para Ro entre 0,7 y 1% y hasta 1100 m 3 /m 3 para valores de Ro entre 1 y 1,3% (figura 3). 5

6 Figura 3: Relación entre Ro y la RGP para los pozos productores de la Fm. Vaca Muerta. GEOQUÍMICA DE POZOS Para el análisis de los parámetros geoquímicos se utilizaron dos pozos productores de petróleo de la Fm. Vaca Muerta que cuentan con mediciones de geoquímica en testigos corona, testigos laterales rotados y/o recortes de perforación. Los ensayos para las muestras corresponden a mediciones de carbono orgánico total (COT) y pirólisis Rock Eval (Tissot, 1984). Los parámetros que se obtienen a través de la pirólisis de la muestra son: cantidad de hidrocarburos libres (S 1 ), cantidad de hidrocarburos obtenidos por cracking térmico (S 2 ), temperatura máxima al pico S 2 (Tmáx) y la cantidad de CO 2 producido durante la pirólisis del kerógeno (S 3 ). Además, se pueden calcular otros parámetros que permiten caracterizar el tipo de materia orgánica, el potencial de generación, el grado de maduración alcanzado y el tipo de hidrocarburo generado. Generalmente entre ellos se encuentran: el índice de hidrógeno (HI), índice de oxígeno (OI), índice de producción (IP) y el índice de saturación de petróleo (100*S 1 /COT), entre otros. El cruce S 1 vs TOC. El valor S 1 solo no tiene un significado en la evaluación del potencial de producción debido a que no tiene en cuenta un contraste orgánico (Jarvie, 2012). La materia orgánica retiene una porción del petróleo generado de 10 g de líquido adsorbido o absorbido, en 100 g de materia orgánica, esto es: 100 mg HC/g TOC (Sandvik et al., 1992). Por lo tanto hay una resistencia al flujo de petróleo hasta este umbral de retención. Por encima de este valor el petróleo podría ser considerado móvil, pero hay que tener en cuenta las características del petróleo (composición, viscosidad, gravedad API, etc.) 6

7 El índice de saturación de petróleo (ISP) se calcula como: ISP = S TOC mg HC [=] g TOC donde S 1 es medido en el ensayo de pirólisis (mg/g) y el TOC es el carbono orgánico total (en %). Figura 4: Efecto de cruce entre los parámetros S1 y TOC Por encima de un valor de 100 mg HC/g TOC, hay una mayor probabilidad que el petróleo contenido sea libre y móvil (Jarvie, 2012). A través de un gráfico de S 1 versus TOC pueden discriminarse las zonas con ISP mayor a 100. Por encima de la línea que parte del origen a 45º se encuentran los valores que corresponden a intervalos con petróleo potencialmente producible (figura 4). Estimación de recursos shale En sistemas de recursos de petróleo en esquistos bituminosos (shale oil), parte del petróleo se encuentra atrapado en espacios porales aislados asociados con la materia orgánica. Estos espacios porales aislados contienen petróleo libre o gas que se craquea cuando se alcanzan las más altas temperaturas durante la pirolisis y es extraído en el pico S 2 del kerógeno, de la misma manera que los constituyentes de peso molecular alto del bitumen y del petróleo crudo. Por tal motivo es difícil medir el petróleo total en la muestra de roca. Sin embargo, el petróleo contenido medido por el pico S 1 es la fracción de petróleo con mayor movilidad en la roca reservorio (Jarvie, 2012). Downey et al. (2011) sugiere una metodología de estimación de petróleo in-situ, para prospectos de shale, a partir de la medición de S 1. Si se consideran las variables en unidades métricas, el volumen de hidrocarburos S 1 contenido en un volumen de roca se calcula como: donde: V HC S1 = A. h. ρ. S 1 ρ o

8 A: área de interés (m 2 ) h: espesor (m) ρ: densidad medida por perfil, (g/cm 3 ) S 1 : valor de S 1 promedio en el espesor h (mg/g) ρ o : densidad del petróleo, (g/cm 3 ) Si se divide por el volumen de roca se tiene que: Análisis de los datos Pozo 1 V HC S1 m 3 = ρ. S 1 ρ o 10 3 Este pozo cuenta con mediciones geoquímicas en recortes de perforación y está ubicado en una zona con COT promedio de 3,9% para todo el intervalo de la formación y Ro de 0,76%. El tope de la Fm. Vaca Muerta se encuentra a 3050 mbbp y tiene un espesor de 130 metros aproximadamente. El kerógeno es de tipo II-III según el diagrama de van Krevelen modificado. El espesor punzado es de 110 metros y tiene un COT promedio 4,11% con máximos locales de 7%. El índice de saturación de petróleo es mayor a 100 en todo el intervalo con un promedio de 160 mg HC/g TOC. La maduración en función de Tmax indica que todo el intervalo alcanzó la ventana de petróleo con un Ro equivalente de 0,8% promedio (figura 5). La terminación del pozo a través de 3 fracturas hidráulicas (9000 bolsas de propante y 2380 m 3 de agua) con 7 clústeres punzados da como resultado un caudal inicial de petróleo, durante el ensayo, de 50 m 3 /d con un promedio en el primer mes de 21,4 m 3 /d. El petróleo producido tiene 33º API y no tiene gas asociado, por lo que la relación gas-petróleo es prácticamente nula. La producción acumulada es de 3100 m 3 en 2 años y la declinación efectiva de la producción fue de 73% a los 6 meses y del 83% al primer año. La interpretación de un perfil de producción da como resultado un mayor aporte en los punzados inferiores, desde 3169 a 3189 con un 46,6% para una zona con ISP de 178 mg/g. En los punzados superiores hay un menor aporte de 15 a 31% para un ISP de 100 a 170 mg/g y de 6,6% en el punzado superior con ISP de 120 mg/g. Se registran además punzados sin aporte. Con los datos de este pozo se puede estimar un volumen de petróleo in-situ, a partir del parámetro S 1, de 0,01679 m 3 /m 3 (metros cúbicos de petróleo por metro cúbico de roca). 8

9 Figura 5: perfil geoquímico, punzados y tipo de kerógeno para el pozo 1. Pozo 2 Tiene una profundidad de 2970 mbbp y está ubicado en una zona con Ro promedio de 1,26%, donde la Fm. Vaca Muerta tiene un espesor de 210 m y su techo se encuentra a 2707 metros. Las mediciones de laboratorio realizadas en coronas, cutting y testigos laterales arrojan un COT promedio para la formación de 2,75%. La terminación del pozo incluye 3 etapas de fractura con 9 clústeres. El kerógeno, según el diagrama de van Krevelen modificado, es de tipo II-III. El espesor punzado es de 150 metros con un COT promedio de 2,9%, con valores máximos de 7% y una maduración, en función de la reflectancia de la vitrinita, de 1,26%. El índice de saturación de petróleo (ISP) tiene un promedio de 170 mghc/g TOC, sin tener valores menores a 100 en todo el intervalo. Los punzados correspondientes a la primer etapa de fractura, desde 2875 a 2905 m tienen un valor de ISP de 182 mghc/g TOC, la segunda etapa, desde 2819 a 2860 m, 173 mghc/g TOC y la tercer etapa, desde 2755 a 2790 m, 158 mghc/g TOC (figura 6). La interpretación de un perfil de producción da como resultado el mayor 9

10 aporte, con un 25%, en una etapa punzada con ISP de 230 y con un aporte del 15% en aquellos punzados en las zonas con ISP entre 150 y 180. El caudal promedio diario en el primer mes de producción fue de 7,1 m 3 /d de petróleo con una densidad de 37º API. La declinación a los 6 meses fue del 67% y la acumulada de petróleo alcanza los 1352 m 3 en 10 meses, con GOR de 730 m 3 /m 3. El volumen de petróleo in-situ, estimado a partir del parámetro S 1 es de 0,01837 m 3 /m 3. Figura 6: perfil geoquímico, punzados y tipo de kerógeno para el pozo 2. 10

11 Las características de cada pozo se resumen en la tabla 1. DISCUSIONES Pozo 1 Pozo 2 Intervalo punzado (m) Espesor punzado (m) 18 8,9 Ro promedio (%) 0,76 1,26 COT promedio (%) 4,11 2,9 ISP promedio (mghc/gtoc) Petróleo in-situ (m 3 /m 3 ) 0, ,01837 Etapas fractura 3 3 Clústeres punzados 7 9 Q inicial (m 3 /d) 21,4 7,1 Acumulada a 11 meses (m 3 ) 2080,5 1465,47 ºAPI GOR (m 3 /m 3 ) meses (%) Tabla 1: Características de los pozos 1 y 2. La Fm. Vaca Muerta tiene un gran área prospectable, tanto para la explotación de gas como de petróleo. Dentro de la provincia de Neuquén, el área correspondiente a la ventana de petróleo alcanza los km 2 y el área en ventana de gas y gas y condensado es de km 2, ambas con valores de COT promedio, para todo el espesor de la formación, mayores a 2%. A escala regional, dentro de la ventana de petróleo, parecerían más interesantes las zonas con mayor maduración de la materia orgánica donde se registran los mayores caudales iniciales de producción. Se pueden encontrar diferentes valores promedios de producción inicial para las distintas etapas de maduración, acompañados con un incremento de la relación gas-petróleo. Estos caudales iniciales promedio van desde 7 m 3 /d hasta 32 m 3 /d, para valores de Ro de 0,6 a 1,3% respectivamente. A pesar de la tendencia positiva se observa una dispersión en los valores de caudal inicial correspondientes a un mismo rango de Ro, sin embargo, en este análisis no se tuvieron en cuenta algunos factores como el diseño de terminación de pozo, el espesor de la formación y la presión de reservorio entre otros. La RGP con valores que van desde 0 a 250 m 3 /m 3 hasta 1100m 3 /m 3, condice con el crecimiento de los valores de maduración hacia el centro de cuenca y valida las mediciones de reflectancia que definen las áreas prospectables para gas y petróleo. A escala de pozo, el intervalo punzado de los pozos analizados abarca la mayor parte de la formación con riqueza orgánica, donde el COT se hace mayor a 2% en el pozo 1 y a 1,5% en el pozo 2. Estos intervalos punzados coinciden además con las zonas donde el ISP crece y se mantiene prácticamente constante. Desde este punto de vista la Formación Vaca Muerta presenta características que sugieren la terminación del pozo en todo su espesor aunque las características geomecánicas podrían definir, a través de su estudio, las zonas más 11

12 convenientes para la estimulación hidráulica. Los perfiles de producción muestran en los pozos estudiados una tendencia de mayor aporte en los punzados con mayor ISP, aunque existen zonas donde no se registraron mediciones de caudales. Si se comparan ambos pozos (tabla 1), el pozo 1 presenta mejores resultados en cuanto a su producción, con un caudal inicial promedio en el primer mes de 21,4 m 3 /d en contraste con 7,1 m 3 /d en el pozo 2 y una mayor producción acumulada de petróleo en el mismo período de producción. Sin embargo, el valor de maduración en la zona es menor que en el pozo 2 y esto se opone al comportamiento general observado en el resto de los pozos. Por otra parte, el espesor punzado en el pozo 1 es de 110 metros con 18 metros efectivos, mayor a los 150 metros con 8,9 m efectivos del pozo 2 (mayor densidad de punzado). Desde el punto de vista de los valores de S 1 y TOC, el pozo 1 presenta mayor valor promedio de TOC en el espesor punzado y un ISP promedio prácticamente similar. En un principio se podría suponer que el diseño de terminación en el pozo 1 tuvo mejores resultados que el diseño en el pozo 2, ya que con respecto a los parámetros geoquímicos debería tener mejor productividad este último. Los valores de petróleo in situ, estimados a partir del parámetro S 1 de 0,01679 m 3 /m 3 para el pozo 1 y de 0,01837 m 3 /m 3 para el pozo 2, son mayores que los estimados en otros prospectos de shale. Algunos ejemplos son el Monterey Shale, en Santa Maria Basin, con 0,0108 m 3 /m 3 ; Antolope Shale, en San Joaquin Basin, con 0,0116 m 3 /m 3 y Barnett Shale, en Fort Worth Basin, con 0,0155 m 3 /m 3 (Jarvie, 2012). Otra comparación, en referencia al cruce entre el parámetro S 1 y COT, muestra que datos de los pozos de la Fm. Vaca Muerta se encuentran en la zona correspondiente a petróleo potencialmente producible, muy por encima de los valores correspondientes al shale de Marcellus, Utica y Bakken y comparables con los valores de Eagle Ford (figura 7). A través de las comparaciones con otros prospectos de shale productivos y con un mayor desarrollo queda demostrado que la Fm. Vaca Muerta tiene un gran potencial como recurso no convencional, desde el punto de vista de las características geoquímicas, y que abarca la mayor parte de todo su espesor. Sin embargo, es necesario hacer una integración de todas las características de la roca y del reservorio ya que, por ejemplo, la presencia de fracturas naturales puede jugar un papel muy importante en la productividad de un pozo. Otro parámetro importante es la composición mineralógica de la roca que puede definir su fragilidad y aportar datos muy importantes para el diseño de las fracturas hidráulicas. Por lo tanto, más allá del potencial de la roca, el avance en el aprendizaje del diseño de la terminación de los pozos (densidad de punzado, etapas de fractura, volúmenes de agua y agente de sostén, etc.) sería uno de los factores más importantes para lograr un desarrollo rentable. 12

13 Figura 7: S 1 vs COT. Comparación entre pozo 1 (azul) y pozo 2 (rojo) de la Fm. Vaca Muerta y otros prospectos de shale. Modificado de Jarvie CONCLUSIÓN La Fm. Vaca Muerta presenta áreas definidas a través de las mediciones de Ro que la pueden dividir en prospectos de petróleo, gas seco y gas y condensado. Dentro del área en ventana de petróleo, los mayores caudales iniciales de producción se encuentran en las zonas 13

14 con mayor maduración de la materia orgánica. Sin embargo, la producción de los pozos estudiados muestra que, a pesar del potencial evaluado a través de los parámetros geoquímicos, hay otros factores que son necesarios estudiar en conjunto para poder producir caudales rentables y obtener la mayor recuperación del recurso. AGRADECIMIENTOS Al Lic. Julio Alonso por la tutoría de este trabajo, al Geol. Adolfo Giusiano por la lectura crítica y a la Dirección General de Información y Estudios de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén, Sr. Alan Toth, por permitir el uso de los datos. REFERENCIAS Downey, M. W., Garvin, J., Lagomarsino, R. C. & Nicklin D. F Quick Look Determination of Oil-in- Place in Oil Shale Resource Plays. Presentación preparada para la AAPG Annual Convention and Exhibition, Houston, Texas, USA, 10 de abril de U. S. Energy Information Administration (EIA) (2013). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41Countries Outside the United States. Recuperado de Horsfield, B. & Rullkötter, J Diagenesis, Catagenesis, and Metagenesis of Organic Matter. Magoon, L. B, and Dow, Eds. 1994, The petroleum system form source to trap: AAPG Memoir 60. Jarvie, D. M., 2012, Shale resource systems for oil and gas: Part 2 Shale-oil resource systems, in J. A. Breyer, ed., Shale reservoirs - Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97, p Leanza, H. A Estudio sobre los cambios faciales de los estratos limítrofes Jurásico - Cretácicos entre Loncopué y Picún Leufú, provincia de Neuquén, República Argentina. Revista de la Asociación Geológica Argentina 28 (2): Buenos Aires. Legarreta, L, H. Villar, G. Lattitte, C. Cruz y G. Vergani, Cuenca Neuquina. En Frontera Exploratoria de la Argentina (Chebli, G. et al., Eds.). VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos: IAPG, Buenos Aires. Monti, L. J., Suarez, M. I., Thompson, A. R., & Vega, L Modeling Vertical Multifractured Wells in Vaca Muerta Shale Oil Play, Argentina. Paper SPE , preparado para presentación en la Unconventional Resourses Conference - USA held in The Woodlands. USA, 10-12, abril Passey Q. R., et. al A Practical Model for Organic Richness from Porosity and Resistivity Logs. AAPG, Bulletin V. 74 No. P Peters K. E. & Cassa M. R Magoon, L. B, and Dow, Eds. 1994, The petroleum system form source to trap: AAPG Memoir 60. Sandvik, E. I., W. A. Young, and D. J. Curry, 1992, Expulsion from hydrocarbon sources: The role of organic absorption, Advances in Organic Geochemistry 1991: Organic Geochemistry, v. 19, no. 1 3, p , doi: / (92)90028-V. Tissot, B. P. & Welte, D. H Petroleum formation and occurrence. New York, Springer-Verlag 699 p. 14

15 ANEXO MAPAS Mapa 1: Espesor shale de Fm. Vaca Muerta caracterizado a través del método de Passey. 15

16 Mapa 2: Carbono orgánico total (COT) promedio para el intervalo shale de la Fm. Vaca Muerta. 16

17 Mapa 3: Reflectancia de vitrinita (Ro) promedio para el intervalo shale de la Fm. Vaca Muerta con puntos de control basados en el GOR de los pozos productores. 17

18 Mapa 4: Mapa de RGP de los pozos productores (línea roja) y mapa de Ro en la Fm. Vaca Muerta - Neuquén. 18