Shale Gas Prov Neuquen

EL SHALE GAS EN LA PRO ROV VIN INCI CIA A DE DEL L NE NEUQ UQUÉ UÉN N

Alonso, Julio

Chebli, Gualter

Giusiano, Adolfo

Ibañéz, Guillermo

Mayo, 2011

El shale gas en la Provincia del Neuquén

INDICE Página INTRODUCCION

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1.- QUÉ ES EL SHALE GAS ?

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2.- PARTICULARIDADES DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES

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3.- EL SHALE GAS EN EL MUNDO

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4.- EL CASO DE LA CUENCA NEUQUINA

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4.1.- COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 4.1.1.- Basamento 4.1.2.- Relleno sedimentario 4.1.3.- Cobertura Cenozoica

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4.2.- EL MARCO ESTRUCTURAL

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4.3.- ASPECTOS GEOQUÍMICOS

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5.- FORMACIÓN VACA MUERTA

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6.- FORMACIÓN LOS MOLLES

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7.- CONSIDERACIONES FINALES

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8.- LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO

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GAS NO CONVENCIONAL EN LA CUENCA NEUQUINA ELSHALE GAS EN LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN Giusiano, A.E. (1), Alonso, J. (1), Chebli, G. (2) e Ibáñez, G. (2) (1) (2)

Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia del Neuquén Phoenix Oil & Gas S. A.

INTRODUCCIÓN En este informe se resumen los resultados de un trabajo realizado en conjunto por profesionales de la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia del Neuquén y de la empresa Phoenix Oil & Gas S. A. La información empleada en la evaluación del recurso shale gas proviene, fundamentalmente, de los archivos de ambas instituciones. Por otra parte, una serie de datos adicionales fueron suministrados por YPF S. A., por Total Austral S. A. y por Madalena Ventures, empresas a las que se agradece la valiosa colaboración colaboración en el suministro de datos geoquímicas primarios que contribuyeron significativamente en la confección de este análisis. En la columna estratigráfica de la Cuenca Neuquina existen probadamente cinco unidades generadoras de hidrocarburos que muestran potencial para contener gas en Shale (rocas del Precuyano, Precuyano, las Formaciones Los Molles y Molles y Vaca Vaca Muerta y Muerta y los Miembros Inferior y Superior de Superior de la Formación Agrio). En este trabajo se han analizado solamente las Formaciones Los Molles y Vaca Muerta Muerta ya que ambas poseen la mayor importancia como recursos y, eventualmente, reservas en campos de shale gas . Además, poseen amplia distribución en la cuenca, con espesores bastante regulares y, de acuerdo con la información aportada por pozos y sísmica, sus profundidades son accesibles a las técnicas de explotación actualmente empleadas. Por otra parte, su riqueza y madurez orgánicas son las más apropiadas con respecto a las unidades estratigráficas del resto de la columna. Si bien esta tarea se realizó en conjunto por los cuatro autores, cabe mencionar que los profesionales de la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería analizaron, principalmente, la Formación Vaca Muerta, mientras que los de Phoenix Oil & Gas lo hicieron con respecto a la Formación Los Molles. 1.- QUÉ ES EL SHALE GAS? Se trata de cantidades significativas de gas adsorbido y algo de gas libre vinculados estrechamente con rocas pelíticas, carbonáticas y/o areniscosas finas que, en muchos casos, corresponden a la o a las rocas generadoras de la columna estratigráfica de una cuenca sedimentaria. Esa roca alojante, además de su granulometría fina posee un alto tenor de Carbono Orgánico Total (COT) y el grado de madurez térmica adecuado, medido en términos de la Reflectancia de la Vitrinita (Ro). Sobre este tema es recomendable una lectura pormenorizada del trabajo de

Rokosh et al., 2009.

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El término shale es usado libremente aunque no describe la estricta litología de los reservorios. Las variaciones litológicas en los yacimientos estudiados en América del Norte indican que el gas natural no sólo se aloja en lutitas sino que comprende, también, un amplio espectro de litologías y texturas, desde fangos calcáreos (mudstone ) a limolitas y areniscas areniscas de grano fino, es decir, rocas de naturaleza naturaleza silícea o carbonática. La presencia de múltiples tipos de roca ricas en materia orgánica implica que hay también múltiples mecanismos para el almacenamiento del gas. Así el mismo puede estar adsorbido en la materia orgánica y almacenado como gas libre en microporos y macroporos. Además, el gas en solución puede esconderse en nanoporos de los componentes del bitumen y puede ser una fuente adicional de gas, si bien tradicionalmente se lo considera un componente menor. El gas libre puede ser la fuente de producción dominante sobre el gas adsorbido o el gas en solución en un reservorio de shale gas . Determinar el porcentaje de gas libre versus gas gas en solución, gas adsorbido es importante para la evaluación de recursos y reservas y es un versus gas significativo factor en la producción de gas, ya que el gas adsorbido se difunde a menor presión que el gas libre. La variedad de tipos de roca observados en shale ricas en materia orgánica implica la presencia de un rango de diferentes tipos de reservorios de shale gas . Cada reservorio puede tener características geoquímicas y geológicas distintivas y requerir diferentes métodos de perforación, terminación, producción y evaluación de recursos y reservas, como lo indica la experiencia de aproximadamente los últimos 20 años en USA y Canadá. Además, no hay que olvidar que las shale siguen siguen teniendo potencial como rocas sello y no todas las shale tienen tienen que ser necesariamente rocas reservorio. En todos los casos es esencial tener un acabado conocimiento de los atributos geoquímicas, petrográficos y geológicos fundamentales de la shale , para la valorización del recurso, su explotación, desarrollo y manejo ambiental. Cuatro son las propiedades que representan características importantes en cada play de shale gas : 1. Carbono Orgánico Total (COT) contenido en la unidad-roca (preferentemente, mayor que el 2 %). 2. Madurez de la materia orgánica (Ro) con valores entre 1.2 a 1.7 %. 3. Tipo de gas generado y almacenado en el reservorio (biogénico o termogénico). 4. Permeabilidad del reservorio. El gas de las lutitas se genera de dos diferentes maneras y es posible una mezcla de tipos de gas: el gas termogénico se genera por cracking de materia orgánica o cracking secundario secundario de petróleo. El gas biogénico, como el del yacimiento de shale gas Antrim en Michigan, es generado por microbios en áreas con recarga de agua meteórica. El gas termogénico está asociado con materia orgánica madura que ha sido sometida a temperaturas y presiones relativamente altas y adecuadas para generar hidrocarburos. El grado de madurez se expresa generalmente en términos de la 3


reflectancia de la vitrinita (% Ro), donde valores entre 0.6 y 1.6-1.7 son indicativos de generadoras de hidrocarburos, estimándose que entre 0.6 y 1.1-1.2 son precursoras de líquidos y entre 1.2 y 1.7 de gases húmedos. Por encima de este último valor, sólo producirán gases secos. El carbono orgánico total (COT) es un atributo fundamental para el shale gas y y representa la medida de la riqueza orgánica actual de las rocas generadoras (porcentaje en peso de la materia orgánica con respecto al de la roca total). El contenido de COT (ideal que supere el 2 %), junto al espesor de las facies generadoras y la madurez orgánica, son los atributos clave para definir el potencial de shale gas . Sin embargo, la combinación favorable de estos factores no es lo único necesario para determinar la economicidad de los diferentes proyectos de explotación de gas en lutitas, particularmente, atendiendo a los costos de producción, por la perforación y las técnicas de terminación. Estos factores pueden ser altamente variables entre lutitas de diferente edad y también puede haber grandes diferencias en cortas distancias en un mismo depósito o estrato. No todas las lutitas son capaces de sostener una producción económica de gas. En particular, estas rocas se caracterizan por su baja permeabilidad que les da su capacidad de constituir sellos para los yacimientos convencionales. En tal sentido el parámetro más importante que influye en una producción sustentable de gas en shale es la permeabilidad de la matriz. Para sostener la producción inicial el gas debe fluir de la matriz hacia fracturas naturales o inducidas. Generalmente, cuanto mayor sea la permeabilidad de la matriz más va a facilitar la difusión del gas hacia las fracturas, posibilitando un elevado flujo hacia la cañería de producción. Las microfracturas suelen tener importancia en la producción, aunque no son fáciles de determinar. La recuperación en un reservorio de shale gas es, es, en general, menor que en los reservorios convencionales, con valores comprendidos entre 5% y 20%, a diferencia de los segundos que alcanzan valores entre 50% y 90%. Sin embargo, en algunos casos la recuperación es bastante mayor, tal lo que ocurre en las Antrim Shale , con fracturación natural, que tienen un factor de recuperación del orden de 50% a 60%. En el caso de la Haynesville shale , en Louisiana, se alcanzan valores de hasta el 30%. Para mejorar la producción es indispensable aplicar adecuadas técnicas de perforación y terminación. 2.- PARTICULARIDADES DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES. Se considera oportuno citar algunas de las características particulares de este tipo de yacimientos que, hasta hace poco tiempo, resultaban muy poco divulgadas en nuestro país. En la etapa exploratoria la exploratoria la investigación es mucho más minuciosa que en el caso de los convencionales. Se requieren exhaustivos estudios geoquímicos y 4


petrofísicos. Ello implica disponer de un elevado número de testigos corona, testigos laterales y buena frecuencia en la obtención del cutting . Los datos de presiones cobran significativa importancia. La sísmica 3D de buena calidad es indispensable para definir la extensión de los reservorios, sus espesores, los juegos de fracturas eventualmente existentes y las orientaciones de las mismas para diseñar los parámetros de la futura fracturación. En las tareas de explotación resulta de fundamental importancia el cuidado del medio. Se requiere un elevado número de perforaciones realizadas desde locaciones mucho más amplias que en el caso de los convencionales dado que las instalaciones de superficie deben permitir la ubicación de los sistemas de fracturación hidráulica. Los pozos, iniciados como verticales y de buen diámetro, se continúan como perforaciones multidireccionales, orientadas y hasta horizontales. Se requiere abundante disponibilidad de agua en las cercanías o bien diseñar una buena estructura de su transporte a la locación. Es indispensable prestar suma atención a la disposición final del agua de retorno que, frecuentemente, es altamente contaminante. En las fracturaciones se deben cuidar los eventuales recursos de aguas subterráneas en las cercanías de los pozos. En el caso particular de la Cuenca Neuquina existen elementos muy positivos para la explotación de los recursos no convencionales, entre ellos, las facilidades para reentradas en pozos convencionales entubados y fuera de producción (en general tuvieron otros objetivos). Otra ventaja fundamental de esta cuenca es la superposición de objetivos: convencionales, shale oil, shale gas, tight gas (adicionalmente, estos dos últimos con mayores precios de venta en el mercado). Finalmente, cabe destacar la excelente red de evacuación de gas que existe en la cuenca, particularmente en la Provincia del Neuquén. 3.- EL SHALE GAS EN EL MUNDO. Dado que el conocimiento local sobre el tema de shale gas es bastante embrionario, parece atinado reproducir algunos conceptos y cifras que se conocen en términos internacionales. La información que se transcribe ha sido brindada gentilmente por Roberto D. Brandt, reconocido consultor en energía, a quien se agradece el haber facilitado los datos que se consignan. Las cifras reflejadas en las Figuras A, B, C, D, E y F son elocuentes por sí mismas y se entiende que no es necesario agregar textos explicativos. Un corolario que puede extraerse de los gráficos y conceptos transcriptos podría sintetizarse en los siguientes conceptos: •

•

•

Los términos recursos y reservas corresponden a conceptos técnico-

económicos. Los recursos gasíferos no convencionales pueden definirse como el gas de hidrocarburos presente en ciertas formaciones rocosas desde las cuales es dificultoso producirlos sin el empleo de técnicas especiales de terminación y estimulación. En el mediano y largo plazo los recursos no convencionales podrían “modificar tendencias” en el mercado internacional del gas (por ejemplo,

desplazando el comercio del Gas Natural Licuado).

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El shale gas en la Provincia del Neuquén •

Los recursos gasíferos no convencionales, en los últimos 12 a 15 años han

adquirido cada vez mayor interés.

Figura A

Figura B 6


Figura C

Figura D 7


Figura E

Figura F

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El gas de lutitas (shale-gas) , el metano de los estratos de carbón y el gas de las arenas de baja porosidad (tight sand gas) ya se encuentran en plena producción a nivel internacional. Los hidratos de gas (gas hydrates) se encuentran en avanzado nivel de estudios. Las reservas mundiales de gas convencional y gas no-convencional son abundantes y con creciente diversidad geográfica. Se está produciendo una sostenida expansión de los recursos no convencionales acompañada indisolublemente por la consolidación de nuevas tecnologías y evolución de los costos de exploración y producción. p roducción. Fuerte crecimiento, en los últimos años, en la producción de gas noconvencional en los países de América del Norte (al 31/12/2009, en Estados

Unidos llegó a 300 x 10 9 m3 y en Canadá alcanzó 60 x 10 9 m3. Se estima que, a nivel de nuestro país, el precio por millón de BTU debería situarse en valores más elevados que los del gas convencional para alcanzar la economicidad de los proyectos.

Finalmente, cabe consignar la existencia de un análisis a nivel mundial sobre este tema que, recientemente, ha tenido amplia difusión. Se trata del Documento DC 20585, preparado por un grupo consultor (Advanced Resources International Inc.) para el U.S. Energy Information Administration, del U.S Department of Energy, Washington, de abril 2011. En el mismo se analizan los datos y posibilidades de producción de shale gas en 48 cuencas sedimentarias de 32 países, a través de la evaluación de 70 Formaciones aptas para su explotación. En algunos casos se trata de unidades que ya están en producción, aunque en la mayoría de ellos sólo corresponden a una evaluación teórica. En los capítulos correspondientes a la Argentina se tratan las posibilidades que pueden ofrecer las cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, Austral y Chacoparanense. En todas ellas, las posibilidades que se mencionan lo son sólo a nivel teórico. Por otra parte, parece bastante cuestionable la fidelidad de los datos primarios empleados. La

magnitud total de los Recursos de Shale Gas para nuestro país la estima en 774 TCF.

4.- EL CASO DE LA CUENCA NEUQUINA. La exploración y producción de shale gas está está en su infancia en la Argentina. Por esta razón se dispone de datos limitados para estimar su potencial recurso en la Cuenca Neuquina, en particular, en la Provincia del Neuquén. Es imprescindible desarrollar una metodología de trabajo que relacione todos los parámetros geológicos y geoquímicos de esta cuenca con los de aquéllas análogas, bien estudiadas y que ya están en producción, de otras partes del mundo. Un buen ejemplo es el de las Barnett Shale (Steward, 2007). El conocimiento obtenido a partir de los proyectos desarrollados en USA y en Canadá apunta a que, en esta cuenca, este tipo de yacimientos tiene suficiente potencial como para incrementar sustancialmente la base de recursos y reservas (siempre debe prestarse especial atención a la diferencia conceptual entre recursos y reservas). Cabe resaltar que todos los anuncios recientemente realizados se refieren a recursos. Los recursos que se asignan a los proyectos de shale gas en USA y en Canadá están en el rango de 35-250 Tcf por cada proyecto individual, con reservas 9


recuperables del orden del 5% al 20% de los recursos, al menos con la tecnología tecnología alcanzada hasta el presente. El potencial recurso de shale gas en en Neuquén aparenta ser bastante elevado. Debe tenerse en cuenta que existen en la columna estratigráfica de esta cuenca cinco unidades generadoras de hidrocarburos y que muestran potencial para contener gas en Shale . Se trata de las rocas del Precuyano, Precuyano, las Formaciones Los Molles y Molles y Vaca Muerta y Muerta y los Miembros Inferior y Superior de Superior de la Formación Agrio. Agrio. De todos modos, sólo Los Molles y Vaca Muerta Muerta tienen verdadera importancia con múltiples posibilidades para shale gas , en sentido del espacio, potencialmente asociadas con las Formaciones citadas. Además, poseen amplia distribución en la cuenca, con espesores bastante regulares y, de acuerdo con los yacimientos actualmente en explotación, sus profundidades son accesibles a las técnicas usuales y su riqueza y madurez orgánicas son las más apropiadas. En general, los proyectos de shale gas involucran la perforación de muchos pozos con bajos valores de producción (del orden de 560-8400 m3 /d), que declinan lentamente y producen durante 2 a 4 décadas o más. Con poca frecuencia la tasa de fluencia inicial puede ser muy alta (28.000-280.000 m 3 /d) pero, sin embargo, estas tasas declinan en pocos años a valores menores. La Cuenca Neuquina es una de las cinco productoras de hidrocarburos en la Argentina. En la Figura # 1 se 1 se han volcado las cuencas sedimentarias indicándose las que son productivas y aquéllas que aún no lo son. También se señala el sector de la Cuenca que corresponde a la Provincia del Neuquén. En la Figura # 2 se presenta, esquemáticamente, la distribución en la Cuenca de las unidades litoestratigráficas significativas para la industria de los hidrocarburos, la ubicación del borde oriental de la Faja Plegada y Fallada y el borde de cuenca. La Figura # 3 ilustra las Zonas Estructurales que se identifican en la Cuenca Neuquina y que facilitan el análisis tectosedimentario, secuencial y evolutivo de las unidades roca que integran su columna estratigráfica. Si bien para cada una de las Zonas Estructurales es factible emplear columnas específicas, en la Figura # 4 se presenta una Columna Estratigráfica Simplificada de aplicación para, prácticamente, toda la Cuenca Neuquina. 4.1.- COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 4.1.1.- Basamento El sustrato sustrato de la Cuenca está constituido por las rocas más antiguas de la sucesión estratigráfica, compuesto por rocas volcánicas, plutónicas, metamórficas y sedimentarias, cuyas edades abarcan desde el Paleozoico inferior (?) hasta el Triásico superior. Las unidades litoestratigráficas que lo integran son, de más viejas a más jóvenes, las Formaciones Formaciones Colohuincul y Horqueta, el Grupo Grupo Andacollo, Andacollo, la Formación Huechulaufquen, Huechulaufquen, el Grupo Choiyoi, Choiyoi, el granito Cerro Chihuido, Chihuido, la Formación Paso Flores Flores y el Grupo Llantenis. Llantenis. Con la excepción de Choiyoi Choiyoi (que posee alguna aislada producción de hidrocarburos por fisura) las unidades citadas carecen de interés para la industria. 4.1.2.- Relleno sedimentario De acuerdo con Legarreta y Gulisano (1989), está integrado por rocas clásticas, carbonáticas, evaporíticas, piroclásticas y, en menor proporción, depósitos 10


volcánicos. Sus edades se extienden desde el Triásico más alto (Rético) hasta el Terciario inferior. Se acumularon cerca del borde occidental de la Placa Sudamericana, entre un arco volcánico implantado hacia el oeste y el antepaís integrado por el Macizo Nordpatagónico (sobre el flanco sur) y el Sistema de Sierra Pintada (en el flanco oriental). El primer depósito postsustrato corresponde a una sucesión de sedimentitas continentales, representantes de abanicos aluviales, sistemas fluviales, barreales y lacustres. Ofrecen abundante contenido contenido piroclástico y son frecuentes intercalaciones de tobas y vulcanitas que, en algunas regiones tales como el sur de la Provincia del Neuquén, son predominantes. Estos paquetes son agrupados bajo la común denominación de Ciclo Precuyano y no cuentan hasta el presente con suficientes estudios detallados como para evaluar su correcta evolución y distribución. Por lo general sus depósitos se distribuyen en paleodepresiones localizadas en fosas producto del movimiento diferencial de los bloques del basamento luego de una etapa diastrófica distensiva. Las principales unidades que integran el ciclo son las Formaciones Piedra del Águila, Sañicó, Lapa, Chacaico, Remoredo, Planicie Morada, Morada, etc. Una de ellas, la Formación Puesto Kauffman, Kauffman, es probadamente generadora de hidrocarburos que migraron a unidades clásticas de este ciclo y/o a otras más jóvenes. Dada la aleatoria distribución de estos depósitos y el reducido conocimiento que de ellos se tiene, se ha considerado, por el momento, no efectuar el análisis como un potencial reservorio de shale gas. La falta de elementos paleontológicos diagnósticos hace que sea dificultoso asignar una edad confiable a este Ciclo. Por consideraciones regionales, ubicación en la columna y algunos pocos ejemplares de amonites hallados en sus términos superiores permitirían establecer que sus depósitos se desarrollaron entre el Triásico tardío y el Hettangiano-Sinemuriano (Legarreta y Gulisano, 1989). Sobre el anterior se desarrollan los potentes paquetes sedimentarios que integran el Ciclo Cuyano, Cuyano, de suma importancia en su relación con la generación y almacenamiento de hidrocarburos. Sus depósitos, que registran la primera ingresión marina en la Cuenca, han sido asignados al lapso Pliensbachiano inferior-Calloviano medio (Legarreta y Gulisano, op. cit .). .). Hacia el sector septentrional de la Cuenca, ya en la Provincia de Mendoza, estas sedimentitas comienzan a desarrollarse con anterioridad (Hettangiano inferior). Integran el ciclo, en orden decreciente de edad, las Formaciones Puesto Araya y El Freno, Freno, ambas de origen continental con marcado desarrollo de completos sistemas fluviales. Estos depósitos evolucionan, e interdigitan hacia el oeste, a paquetes marinos de la Formación Tres Esquinas. Le sigue la Formación Los Molles cuyas Molles cuyas principales características se describirán líneas abajo. Si bien comienza con depósitos continentales evolucionan a marino-marginales y, luego, a plataforma costa afuera e interior de cuenca. Equivalentes continentalizados de esta unidad son las Formaciones Piedra Pintada, Loma Negra y El Codo. Los Molles transita hacia sus niveles más jóvenes a través de sucesiones de somerización y hasta continentales, entre las que se cuentan las Formaciones Lajas y Calabozo (ésta, Calabozo (ésta, carbonática). Finalmente, la Formación Tábanos (evaporitas de centro de cuenca), con fauna de amonites del Calloviano medio, completa el Ciclo Cuyano.

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El Ciclo Loteniano, Loteniano, que se extiende entre el Calloviano medio y el Oxfordiano superior-Kimmeridgiano, se integra con unidades clástico marinas y continentales. Corresponde a las Formaciones Lotena (clásticos continentales que transitan a marinos y hasta, localmente, turbidíticos), La Manga y Barda Negra Negra (clásticos marinos someros que evolucionan a depósitos carbonáticos de amplia distribución en la Cuenca). El ciclo culmina con depósitos hipersalinos de las evaporitas de la Formación Auquilco Auquilco y su equivalente continental de capas rojas asignado a la Formación Fortín 1° de Mayo. Mayo. A continuación se desarrolla el Ciclo Mendoza (ex – Ciclo Ándico de Groeber) cuyos depósitos se asignan al lapso Kimmeridgiano a Cenomaniano. Esta sucesión también reviste suma importancia para la industria de los hidrocarburos. Las unidades basales, todas continentales y representantes de completos sistemas fluviales (abanicos, planicies de inundación, canales de diverso tipo, lagunas, eólico) son conocidas como Formaciones Tordillo, Quebrada del Sapo, Catriel y Sierras Blancas. Sobre las anteriores se deposita, con amplísima extensión geográfica la Formación Vaca Muerta compuesta, esencialmente, por pelitas oscuras de cuenca interior. La Formación Quintuco está integrada por clásticos y rocas carbonáticas de plataforma y la Formación Bajada Colorada Colorada que lo hace con clásticos continentales. Hacia el este, ya en el Engolfamiento, se desarrollan los depósitos de plataforma interna y hasta continentales, carbonáticos y evaporíticos de la Formación Loma Montosa. En el norte de la Cuenca, ya en la Provincia de Mendoza, la plataforma carbonática corresponde a la Formación Chachao Chachao y las sedimentitas clásticas marino-marginales reciben el nombre de Formación Lindero de Piedra. Piedra . En tiempos del Valanginiano inferior y Hauteriviano inferior, mientras en el sur de Mendoza se depositan los niveles de Chachao, en el ámbito neuquino se desarrollan conglomerados y areniscas fluviales que comienzan a interdigitarse con areniscas de plataforma y pelitas negras de interior de cuenca conocidos como Formación Mulichinco. Entre el Hauteriviano y el Cenomaniano se produce una nueva ingresión marina sobre la cuenca. Se depositan potentes espesores (~ 500m) pelíticos y estratos micríticos marino-marginales, interrumpidos en su desarrollo (en el Hauteriviano superior) por una marcada progradación fluvial (con componentes eólicos) representada por unos 100-120 m de areniscas. Una nueva ingresión deposita pelitas negras, margas y calizas arcillosas. El primer episodio marino corresponde al Miembro inferior de la Formación Agrio. La progradación arenosa es el Miembro Avilé Avilé y la nueva ingresión es la conocida como el Miembro superior de la Formación Agrio. Los Agrio. Los miembros inferior y superior son, también rocas generadoras en la Cuenca. El Avilé constituye un muy buen reservorio clástico. En el interior del Engolfamiento no se distinguen estos tres episodios citados. El proceso es reemplazado por paquetes clásticos marino-marginales y hasta continentales reconocidos como la Formación Centenario, Centenario, equivalente lateral de la F. Agrio. En el sur de la Cuenca Neuquina, el Miembro Superior de la F. Agrio transita a paquetes continentales reconocidos como Formación La Amarga. Continúa el desarrollo sedimentario del Ciclo Mendoza, en tiempos del Barremiano-Aptiano, la Formación Huitrín, Huitrín, integrada por tres unidades. El Miembro Chorreado integrado Chorreado integrado por carbonatos de plataforma, pelitas de interior de cuenca y 12


evaporitas. El Miembro Troncoso se compone de evaporitas de ambiente hipersalino y clásticos fluviales. Por su parte, el Miembro La Tosca está representado por diferentes tipos de calizas. El Ciclo finaliza con los depósitos atribuidos a la Formación Rayoso, Rayoso, ya durante el Albiano. Si bien está integrada por varias secuencias deposicionales son fácilmente distinguibles dos conjuntos litológicos que alternan su distribución en función del sector de cuenca que se considere. Esencialmente posee carbonatos y evaporitas hipersalinas asociadas y, por otra parte, secuencias clásticas correspondientes a sistemas fluviales maduros y sedimentitas eólicas. Este último conjunto clástico conforma un excelente reservorio para hidrocarburos. Desde el Cenomaniana hasta el Santoniano inferior toda la sedimentación de la Cuenca es continental y está representada por el Grupo Neuquén. Neuquén. Son clásticos, generalizadamente, de capas rojas y está compuesto, en orden decreciente de edad, por las Formaciones Río Limay, Río Neuquén y Río Colorado. En su espesor, que supera los mil metros, pueden distinguirse hasta ocho miembros que, en todos los casos, con secuencias granodecrecientes, responden a sistemas fluviales de diferentes tipos. Las áreas de aporte se localizaron l ocalizaron en los sectores austral y oriental de la cuenca. El relleno sedimentario culmina con la depositación del Grupo Malargüe, entre el Campaniano tardío y el Paleoceno superior, integrado por un conjunto de paquetes marinos y continentales que, desde el punto de vista litoestratigráfico, se los conoce como Formaciones Loncoche, Allen y Jagüel (clásticos, con carbonatos subordinados, marinos), Roca (carbonática) y las continentales Pircala, Pircala, Coihueco y Carrizo. 4.1.3.- Cobertura Cenozoica Está compuesta por rocas volcánicas, intrusivos asociados y sedimentitas correspondientes a la etapa en que tuvo lugar el desarrollo de la Tectónica Andina. 4.2.- EL MARCO ESTRUCTURAL La arquitectura de la cuenca fue, a lo largo de su compleja evolución, fuertemente controlada por la proximidad de la misma con la sutura existente entre las placas de Nazca y Sudamericana. Se desarrolló un estadío inicial de rift con fracturas extensionales que limitaron depocentros individuales. El relleno inicial de los depocentros fue traslapando gradualmente sus bordes e interconectándolos hasta que, finalmente, conformaron una única cuenca de depositación ya en un régimen en el que predominó la compresión. Este hecho es claramente visible, con diversa intensidad, a lo largo de toda la historia tectónica de la cuenca. En general este proceso no ofrece suficientes evidencias en toda la comarca. Una clara excepción la conforma la zona de la Falla de Huincul, también conocida como la Dorsal de Huincul, donde aparecen bien manifestados los eventos compresivos. Varias discordancias angulares a lo largo de la Dorsal son claramente advertidas en la columna estratigráfica de la comarca. Una de ellas se registra en la base del Grupo Cuyo (183 m.a.), otra en la base de la F. Tordillo (144 m.a.) y lo mismo ocurre en tiempos del Valanginiano y del Cenomaniano. 13


Fue durante el Oligoceno inferior (alrededor de 45 m.a.) cuando comienza a desarrollarse la Faja Fallada y Plegada, proceso que aún hoy permanece activo en la cuenca. El acortamiento cortical ocurre desde el oeste hacia el este, afectando los espesores del borde de sedimentación. La fuerte anisotropía vertical (de acuerdo con las características de la constitución litológica de la columna sedimentaria) favoreció el desarrollo de un importante fallamiento vergente hacia el este con el correspondiente plegamiento asociado. La zonación tectónica ocurrida en la Faja Fallada y Plegada puede ser claramente observada analizando los afloramientos. Empleando las observaciones de superficie, complementadas con los datos de subsuelo aportados por pozos y secciones sísmicas, es fácil de interpretar que los límites del fallamiento fueron transportados hacia la zona de antepaís involucrando superficies de despegue en las pelitas de la Formación Vaca Muerta. Un claro ejemplo de este estilo de duplex lo constituye el cerro Pichi Mula (localizado algo al SE de la ciudad de Chos Malal). La típica geometría de la Faja Plegada está caracterizada por la presencia de duplex inclinando en la dirección de transporte de los esfuerzos. Es común encontrar rocas reservorios participando de anticlinales apretados y, en esos casos, las rocas almacén incrementan sus valores de porosidad por efectos de fracturación secundaria. En algunos casos, principalmente en el margen externo (zona de transición de la Faja Plegada hacia el Antepaís), el bajo ángulo del fallamiento en conjunción con retrocorrimientos pueden definir verdaderas Zonas Triangulares tales como la descripta en Filo Morado, yacimiento ubicado en el noroeste de Neuquén. La zona de la Plataforma Oriental posee las fracturas directas originales de la Cuenca, con el Grupo Choiyoi yaciendo debajo de Vaca Muerta. Prácticamente el Jurásico está ausente en esta región. En el centro de la cuenca no es demasiado complicado el estilo estructural. Estas subcuencas ofrecen un sistema deposicional sin, prácticamente, movimientos que afecten el proceso sedimentario. En síntesis, en la Cuenca se desarrollaron una amplia variedad de estilos estructurales que, en definitiva, responden al hecho de si el basamento está involucrado o no en el proceso tectónico. Las Figuras # 5, 5, 6, y 7 corresponden a sendos cortes estructurales que ilustran la actual geometría de deformación. 4.3.- ASPECTOS GEOQUÍMICOS En la Figura # 8 se señalan las cinco unidades litoestratigráficas que poseen niveles generadores de hidrocarburos en la Cuenca Neuquina. De ellas, sólo dos (las Formaciones Vaca Muerta y Los Molles) son tratadas en este trabajo. Tal como se ?), la obtención de anticipara en el punto 1 de este informe informe (Qué es el shale gas ?), abundantes datos geoquímicos a partir de muestras de afloramientos, testigos-corona y cutting , resulta fundamental para una correcta evaluación de las posibilidades de recursos y reservas de hidrocarburos no convencionales en las columnas estratigráficas de una determinada Cuenca.

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En el caso de la Cuenca Neuquina los datos de laboratorio son bastante abundantes en comparación con las otras cuencas de nuestro país. Las tablas que se incluyen a continuación conforman el inventario de los parámetros geoquímicos empleados en esta evaluación. Cabe consignar que la mayoría de ellos fueron compilados durante años por Phoenix Oil & Gas S. A. Otros, provienen de los archivos de la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia del Neuquén y, finalmente, los más modernos, han sido gentilmente aportados por YPF S. A., Total Austral S. A. y Madalena Ventures. En estos casos, por razones de confidencialidad, los pozos estudiados se los señala con letras y están localizados en las áreas exploratorias o lotes de explotación que las citadas Compañías tienen adjudicados en la Cuenca Neuquina. A las tres Empresas citadas, el particular agradecimiento por la información suministrada. TABLA I DATOS GEOQUÍMICOS - FORMACIÓN VACA MUERTA UBICACIÓN Y PROFUNDIDAD Cuesta del Chihuido * Chos Malal * Huantraico * Ao. Pichi Neuquén * Ao. Covunco *

TOC (%)

Ro (%)

TAI

PRONÓSTICO

0.5-1.3

1.5

3- 3

0.51 - 2.17 0.84 - 6.41 0.6 - 2.7

0.75 - 2.67 0.39 - 1.52 >2

Ventana gas y petróleo Sobremadura Ventana petróleo Sobremadura

2.18

0.33

1+

Co. Lotena *

0.1

0.39

Ao. Picún Leufú * Mina de Cobre * Pto. Rojas x-26 Altiplanicie del Payún x-4 Filo Morado x-1 3994-3997 m Chihuido de la Sierra Negra x-7 Co. Las Niñas x-2 2730-3000 m Ranquiles x-1 2913-3171 m Co. Rayoso x-1 2090-2947 m Am.Chihuidos x-1 2576-2947 m Pilmatué x-1 1506-1704 m Zapala Norte x-1 1429 m

4.3 2.5 2.5 1.4

0.4

Muy pobre generadora Muy pobre generadora Pobre generadora Pobre generadora Ventana petróleo Ventana gas y petróleo

3.05 3.18 5.4 - 7.9

1+ 2 2+ 2+ 3 - 3+

2+ - 3 1.2 - 1.6

? Ventana gas y petróleo Ventana gas y petróleo

2.6 - 4.7

?

0.3 - 0.5

?

1.2 - 1.26

0.82 - 1.2

1.58 - 2.4

2.21

0.84 - 1.08

0.6 - 0.64

Ventana petróleo Generadora marginal

15


1477 m 1558 m 1624 m 1663 m Portezuelo El Sauce Cerro Vagón Norte de la Dorsal El Sauce

1.11 - 1.4 1.66 2.96 - 3.68 7.81 - 8.99 1.5 - 5 3.5 1.5 2 3.5

0.61 0.61 0.62 0.64 0.5 - 0.65

Cerro Vagón Norte de la Dorsal Río Neuquén xp-58 2136-2565 m Centenario x-1001 2331 m 2351 m 2371 m 2391 m 2411 m 2431 m 2462 m La Calera x-1 Est. Fernández Oro xp-74

1.5 2

0.65 - 0.7 1

Ventana petróleo Pobre generadora Ventana petróleo Ventana petróleo Pobre generadora de gas Ventana petróleo Ventana petróleo

0.62

1.03

Ventana petróleo

0.39 0.75 1.84 1.65 4.13 2.87 2.83 2.8

1.28 1.29 1.42 1.41 1.41 1.32 1.61

1.46

0.84

Ventana petróleo

2.2

2

Sobremadura ?

2.17

0.97

Ventana petróleo

3.2

0.87

Ventana petróleo

3.4

1.3

Ventana petróleo

3.4

0.75

3.3

1.2

Ventana petróleo Ventana gas y petróleo

7

0.82

Ventana petróleo

3.5

0.9

Ventana petróleo

0.42

0.6

Pobre generadora

4-6

0.65

Ventana petróleo

2-5

0.98

Ventana petróleo

Cinco Saltos x-1 2368-3187 m Cerrito de la Costa x-1 1695-4239 m Aguada Beltrán x-1 2150-3100 m Loma La Lata xp-62 1976-3538 m Agua Amarga x-2 1700-3800 m Añelo Norte x-1 2205-3650 m Loma Guadalosa x-1 1357-3311 m Loma Jarillosa Este x-1001 Aguada del Piche x-1 956-1720 m Entre Lomas Borde Montuoso xp-5 1800-2320 m

Ventana petróleo

1+ 0.65 - 0.7 1 1+

Ventana petróleo

2 - 3

Ventana petróleo

16


Punta Rosada x-1 El Cruce x-1 1000-3500 m Borde Montuoso x-1 3104-3107 m Veta Escondida x-1 Co. Las Niñas x-2 2730-3000 m Zona SO Nqn. Pozo F (YPF) Zona SE Nqn. Pozo G (YPF) Zona central Nqn. Pozo H (YPF) 3161 m 3295 m 3337 m Zona E Nqn. Pozo I (YPF) Zona SE Nqn. Pozo J (YPF) 2841 m 2900 m 4400 m 4500 m Extremo S Mdza. Pozo K (YPF) Zona Central Nqn. Pozo L (Total) 1860 m 2120 m 2420 m 2640 m Pozo M (Total) 2800 m 2920 m 3010 m Pozo N (Total) 2370 m 2570 m 2780 m Pozo O (Total) 2619 - 2713 m 2950 m 3150 m 3250 m Pozo P (Total) 2200 m

1.9

2 - 2+

Ventana petróleo

2.6

0.95

Ventana petróleo

3.25 - 3.69 4.4

1.54

Ventana de gas Ventana petróleo

3- - 3

5.4 - 7.9

1.2 - 1.6

Ventana gas y petróleo

1.21 - 4.87

0.45 – 0.42

Inmadura

5.62

1.04

Ventana petróleo

2.81 3.11 3.43

1.1 1.6 1.26

Ventana petróleo Vent. Petr/Gas Ventana petróleo

3.68

0.45

Inmadura

1.94 1.15 2.41 3.07

1.52 1.57 2.24 2.37

Ventana petróleo Ventana petróleo Gas seco Sobremadura

3.23 – 4.14

1.0 – 1.13

Ventana petróleo

1.33 1.08

2+ / 33- / 3

2.79 4.91

3 / 3+ 3+ / 4

Ventana petróleo Ventana petróleo y gas Sobremadura ? Sobremadura

2.27 2.07 2.45

1.18 1.37 1.49

3+ 3+ 4-?

Ventana petróleo

0.66 0.62 0.50

0.87 1.17 1.52

3 3 / 3+ 3+ / 4- ?

Generadora marginal de petróleo

3.87 2.18 5.86 4.73

1.18 0.85 1.01 1.22

3 / 3+ 3 / 3+ 3 / 3+ 3+ / 4-

Ventana petróleo

0.72

0.83

3 17


2300 m 2400 m 2600 m Pozo Q (Total) 2250 m 2520 m 2720 m

1.02 2.12 7.79

0.91 1.03 1.08

1.04 2.60 7.58

3 / 3+ 3 / 3+ 3+

Ventana petróleo

2+ / 333 / 3+

Ventana petróleo

(*) Muestras de afloramientos.

TABLA II DATOS GEOQUÍMICOS – FORMACIÓN LOS MOLLES UBICACIÓN Y PROFUNDIDAD Chacay Melehue * Chos Malal * Cerro Lotena * Ao. Picún Leufú * Los Molles * Puesto Policía * Lohan Mahuida * La Valenciana x-1 Am.Ch x-1 3705/4131 m Pilmatué x-1 3306/3825 m Zapala Norte x-2 2095/3064 m La Ruta x-1 2144 m 2519 m 2717 m 3017 m La Ruta x-1 3122 m 3227 m 3299 m 3407 m B. Montuoso xp-5 3822 m 4666 m 4800 m E. Fernández Oro a-75 R. Neuquén

TOC (%)

Ro (%)

1.0 - 2.4

2.4 - 3.1

Sobremadura

0.24 - 3.72 2.9 2.8

0.25 - 3.07 0.6 0.35

Sobremadura Ventana petróleo Pobre roca madre

0.87 – 1.71 0.55 – 1.64 0.74 – 1.01

TAI

2 – 2+ 2 – 2+

PRONÓSTICO

Pobre gener. Petr. Pobre gener. Petr. ?

1.2

2

Ventana petróleo a sobremadura

1.09 - 1.68

1.4 - 1.9

Ventana petróleo

1.28 - 1.89

3.04 - 3.99

Sobremadura

0.68 - 1.4

0.63 - 1.4

Ventana petróleo

0.94 - 1.56 1.17 - 1.63 1.65 1.17 - 2.11

1.12 - 1.22 1.29 - 1.4 1.32 - 1.45 1.59


1.44 - 1.58 2.3 - 2.42 2.07 - 2.3 1.83 - 2.28

1.7 - 1.86 2.09 2.14 2

Marginal generadora a sobremadura

0.28 - 2.75 1.62 3.13

1.66

Ventana petróleo y gas

2.23 - 2.6

1.16 - 1.19

Ventana petróleo 18


xp-58 3547/4535 m Barda González x-1 N x-2 1332/1689 m Cutral-Có xp-94 795/1913 m Lindero Atravesado xp-89 Zona Co. Bandera Los Molles Inf. Los Molles Sup. Cupen Mahuida x-1 NG xp-38 Zona SE Nqn. Pozo A (YPF) Zona SO Nqn. Pozo B (YPF) Yac. Entre Lomas Pozo C Pozo D Zona SO Nqn. Pozo E (YPF) 2092 m 2300 m 2740 m Zona NO Nqn. Pozo F Zona Engolfamiento Pozo G Pozo H Zona NE Nqn. Pozo I

0.79 - 4.01

Ventana petróleo ?

0.5

2 – 2+

Pobre generadora

1.2 - 3.38

Ventana petróleo ?

0.7 - 3.67

Ventana petróleo ?

0.6 – 4.4

1.59 – 1.62


2.3 – 3.3 0.3 – 3.0

2.0 – 3.0

Gas seco

0.43 – 3.0

1.25 – 1.65 1.7 – 2.3


0.49 – 3.62

2.15 – 2.37

Pobre generadora a gas seco

0.35 – 2.99

0.72 – 1.32

Ventana petróleo

0.28 – 1.82 0.14 – 0.43

0.74 – 0.81 1.66 – 1.69

Ventana petróleo Ventana petróleo?

2.69 2.41 1.05

1.00 0.92 1.32

Ventana petróleo

1.5

0.93

Pobre generadora petróleo

2.43 2.41

1.64 2.24

Ventana petróleo Sobremadura

1.70

0.54

Inmadura

(*) Muestras de afloramientos.

5.- FORMACIÓN VACA MUERTA Está compuesta por margas bituminosas depositadas en ambiente marino bajo condiciones anóxicas y, localmente, euxínicas. euxínicas. En la zona bajo estudio su esquema esquema estructural no ofrece mayores complejidades (Figura # 9). Al igual que la Formación Los Molles, desarrolla sus mayores espesores hacia el centro de la cuenca donde se la puede ubicar entre 2500-3000 m de profundidad, en tanto que hacia los bordes (Dorsal de Huincul y Plataformas Externas) a una profundidad de 1000-2000 m (Figura # 10). Se desarrolla cubriendo gran parte de la Cuenca con espesores bastante regulares y una potencia promedio de 240 m (Figura # 11). 19


La Formación Vaca Muerta es una de las principales rocas generadoras de gas (termogénico), condensado y petróleo de la cuenca. Ingresa en ventana de generación de hidrocarburos en el Cretácico tardío (Coniaciano) y alcanza el pico de generación a fines del Oligoceno y principios del Mioceno. En la actualidad actualidad se encuentra en ventana ventana de generación de gas húmedo en el centro de la cuenca y norte de Neuquén - sur de Mendoza (Legarreta et al .,., 2005). Esta unidad cumple con la condición primaria de estar constituida litológicamente por arcilitas y/o margas ricas orgánicamente. Los componentes principales de esta roca son arcilla, cuarzo y carbonatos. Análisis mineralógicos realizados sobre el material de un pozo CAN x-3 (Coirón Amargo Norte) indican que el porcentaje mayor de carbonatos se encuentra en el tope de la Formación (35 %) disminuyendo hacía la base (20 %), donde los valores de radiactividad oscilan entre 200-250 unidades API. El porcentaje de arcillas se encuentra en el orden del 25 %. Contiene kerógenos de kerógenos de tipo I/II y, localmente, de tipo IIS, al sur de la Dorsal de Huincul (Legarreta et al., 2003). El contenido de materia orgánica (TOC) varía (TOC) varía entre 1 y 8% y presenta una distribución errática dentro de la Provincia, con máximos en el centro-norte y zona de la Dorsal de Huincul (Figura # 12). La 12). La madurez de la materia orgánica, medida orgánica, medida en porcentaje de Reflectancia de la Vitrinita (Ro) varía (Ro) varía de 0.6 % a 2.2 % con una zonificación bien marcada en sentido este-oeste y con estadío de sobremaduración hacia el sector occidental, a partir de Ro=2 %. La tendencia a la inmadurez (Ro=0.6 %) puede observarse hacia el borde oriental de la Cuenca (Figura # 13). En la Figura # 14 a la distribución de la madurez de la materia orgánica de la Formación Vaca Muerta se le ha agregado la ubicación de perforaciones que, recientemente, han descubierto recursos de shale gas y/o de shale oil. Los Índices de Hidrógeno presente (HIp), (HIp) , ofrecen magnitudes de entre 300 a 500 mgHC/g TOC (por ejemplo, en el pozo CAN x-3), indicativas de una ventana de petróleo, coincidente con lo observado la Figura # 12, y 12, y de 25-300 mg HC/g TOC (En el área Aguada San Roque) como se grafica en la Figura # 15 que diagnostica la presencia de gas, tal lo observado en esa misma figura. El índice de hidrógeno original (HIo) se (HIo) se ubica en el orden de los 600 mg HC/g TOC. Dado que se aprecia una aceptable correlación entre los valores obtenidos de los perfilajes de rayos gamma y el contenido de Carbono Orgánico Total (Figura G, G, adjunta) adjunta) en pozos donde se han realizado análisis de laboratorio geoquímico, puede resultar de utilidad el empleo de esta metodología utilizando los valores de radiactividad para ubicar intervalos de la columna atravesada con mejores perspectivas en cuanto al contenido de TOC (que debería ser mayor que 2 %). Este concepto es aplicable en perforaciones cuyo material no ha sido analizado geoquímicamente. El ejemplo ofrecido proviene de una perforación en el área de Loma La Lata. Para analizar el cálculo de recursos en la Formación Vaca Muerta es necesario tener en consideración los siguientes presupuestos: Para el cálculo del Gas Original in-situ fue fue considerando un factor de posibilidad de éxito del 50 %. Para la estimación de los Recursos “Técnicamente” Recuperables se utilizó un Factor de Recuperación del 30 %, bastante optimista. •

•

20


•

Al volumen de Gas Libre (120 TCF) se le adiciona el gas adsorbido ads orbido (50 TCF) por analogía con valores tenidos en cuenta en otras cuencas de shale gas . El volumen total obtenido es de 170 TCF. Además del cálculo anterior, donde en la ecuación se tienen en cuenta los parámetros clásicos (extensión areal, saturación de agua y el factor volumétrico de Gas) se utilizó la fórmula de Schmoker, cuyos pasos de cálculo son los siguientes: •

M (g TOC)

•

R (mg HC/g TOC)

•

HCG (kg HC)= R x M x 10-6 kg/mg

•

Pérdida por conversión TCF

•

Volumen recuperable (TCF)

Se asume que el Índice de Hidrogeno Original (HI o) es de alrededor de 600 mg HC/g TOC, indicativo de un kerógeno de tipo I/II, generador de gas, acompañado acompañado de petróleo. Los cálculos efectuados para la Formación Vaca Muerta y una comparación con la Barnett Shale de U.S.A. son los que se exhiben a continuación. Formación Vaca Vaca Muerta

TOC /100 (Wt%) Densidad Espesor (m) Espesor (cm) Area (km2) (km2) Área (cm2) (cm2) Vol (cm3) M (g TOC)

4 2,4 175 17500 18000 1,8E+14 3,15E+18 3,024E+17

HIo (mg HC/g TOC) HIp (mg HC/g TOC)

602 374

R (mg HC/g TOC)

228

HCG (kg HC) GAS Equivalente (ft3) GAS Equivalente (TCF)

6,89472E+13 4,27E+15 4274,70

GAS

50% de pérdida por conversión (TCF) 1% recuperable (TCF)

2137,35 21,37

8% recu perabl e (TCF) (TCF)

170,99 170,99

15% recuperable (TCF)

320,60

21


Evaluation Evaluation of Hydrocarbon Generation Generation and Storage in t he Barnett Shale,

Ft. Worth Basin, Texas (Jarvier, 2004) Ejemplo Barnet Shale

TOC /100 (Wt%) Densidad Espesor (cm) Área (cm2) Vol (cm3)

4,5 2,4 13716 2,3E+13 3,1547E+17

M (g TOC)

3,4071E+16

HI o (mg HC/g TOC) HI p (mg HC/g TOC)

380 44

R (mg HC/g TOC)

336

HCG (kg HC) Equivalente (ft3) Equivalente (tcf) 50% de pérdida por conversión (TCF) 1% recuperable (TCF) 8% recuperable (TCF 15% recuperable (TCF)

1,1448E+13 1,00E+15 1000,00 500 5 40 75

En la Figura #16 se han señalado las áreas prospectables para la Formación Vaca Muerta. Abarcan una superficie de 18.000 km 2 sobre un total de 31.000 km2 de su área de distribución. Aunque no se distingue una zona que se comporte como núcleo, las mejores condiciones corresponderían a las denominadas zonas 2 y 3. La profundidad al tope de la formación (2.500-2.750 mbbp) esta referida a las áreas teóricamente mas promisorias como Loma La Lata, Aguada Pichana, Aguada San Roque, Sierra Chata y bloques vecinos, con la ventaja de encontrarse sobrepresionada. Desglosando el cálculo efectuado para Vaca Muerta, en función de las tres áreas señaladas en la Figura # 16, 16, se tiene:

22

El shale gas en la Provincia del Neuquén Are a 1 - Fre e Gas Fac tor c onv. Area (Milla2) (Milla2) Area (acre) (acre) espes or (pie) poros idad 1-sw Bg

Are a 2 - Fre e Gas 43.560,00 Factor conv. 1.930,00 Area (Milla2) (Milla2) 1.235.200,00 Area (acre) (acre) 410,00 es pes or (pie) 0,05 porosidad 0,75 1-s w 0,0050 Bg

GIP (TCF) GIP (BCF) GIP Co n c e n t (BCF/m i 2) Ri sk e d GIP (TCF) Ri sk e d Re c o v e r a b l e (TCF)

Are a 3 - Fre e Gas Fac tor c onv. Area (Milla2) (Milla2) Area (acre) (acre) es pes or (pie) poros idad 1-sw Bg

165 165.451 85,73 79,42 23,82

43.560,00 2.120,00 1.356.800,00 1.356.800,00 738,00 0,05 0,75 0,0050

GIP (TCF) GIP (BCF) GIP Co n ce n t (BCF/m i 2) Ri sk e d GIP (TCF) Ri sk e d Re c o v e r a b l e (TCF)

GIP (TCF) GIP (BCF) GIP Co n c e n t (BCF/m i 2) Ri ske d GIP (TCF) Ri ske d Re co v e r a b l e (TCF)

TOTAL AREAS (m i l l a 2) Ri sk e d Re c o v e r a b l e (TCF) Fr e e Ga s (TCF) Absorb Ab sorb ed Gas (TCF) TOTAL GAS (TCF)

43.560,00 2.820,00 1.804.800,00 1.804.800,00 574,00 0,05 0,75 0,0050 338 338.447 120,02 162,45 48,74

6.870,00 119,67 120,00 50,00 170,00

327 327.131 154,31 157,02 47,11

6.- FORMACIÓN LOS MOLLES La Formación Los Molles constituye la segunda unidad en importancia, después de la Formación Vaca Muerta, capaz de contener gas adsorbido o libre como potencial recurso en muchos sectores de la Cuenca Neuquina, en la Provincia del Neuquén. A diferencia de la Formación Vaca Muerta que tiene una distribución mayormente tabular y simétrica, los depósitos de Los Molles presentan una geometría marcadamente irregular que hace difícil su caracterización. Por otra parte, la afectación tectónica es mayor y las geometrías estructurales más complejas. Un corte estructural, de orientación este-oeste y que interesa el área bajo análisis, se muestra en la Figura # 17. La distribución y constitución litológica de esta unidad tiene características variables de acuerdo con la evolución tectosedimentaria de los distintos ambientes geológicos reconocidos en la Cuenca. Las pelitas oscuras marinas de plataforma costa afuera hasta de interior de cuenca de la F. Los Molles son parte integrante de las cuatro secuencias deposicionales intermedias de las seis que se reconocen para el Ciclo Cuyano del Jurásico inferior a medio y que representan la respuesta a cambios eustáticos relativos del nivel del mar. (Legarreta y Gulisano, 1989; Gulisano et al., 1984). Poseen así edades diferentes 23


comprendidas entre el Pliensbaquiano y el Calloviano, datadas por su contenido faunístico y con sus espesores que ofrecen diversas magnitudes y geometría. De esta manera, las facies de pelitas negras con capacidad como roca generadora de hidrocarburos pueden encontrarse repetidas en el subsuelo en varias localidades, debido al desarrollo de secuencias superpuestas. Para los efectos prácticos del presente estudio se descarta la extensa superficie que cubre en el oeste de la Provincia el ambiente geológico conocido como Faja Plegada y Corrida del Agrio donde el efecto de esfuerzos compresivos, ocurridos en el Cretácico medio-superior y en el Mioceno superior, deja a la F. Los Molles cercana a la superficie en las grandes estructuras aflorantes en el bloque alto del corrimiento frontal, y a grandes profundidades en el bloque bajo y al pie del mismo, con la materia orgánica original sobremadura. Tampoco se considerará la Plataforma de Catriel en la que la F. Los Molles no está desarrollada pues tiene su límite deposicional en el flanco SO del eje Charco BayoEl Caracol. Las mejores posibilidades para la prospección de gas en lutitas en la F. Los Molles se presentan en el ambiente de centro de cuenca o del Engolfamiento y en el flanco norte de la Dorsal de Huincul. Como es descrito por Cruz et al. (2002) el Engolfamiento se encuentra limitado al noreste por el tren estructural El Caracol-Charco Bayo y al sur por el flanco norte de la Dorsal de Huincul, con el que presenta un límite transicional. El registro sedimentario en este sector es completo y de espesor importante, ya que los procesos erosivos asociados con discordancias estratigráficas o tectónicas aquí no afectaron mayormente a la columna estratigráfica. Los mayores espesores de las secciones generadoras de hidrocarburos de la F. Los Molles se encuentran en este ambiente, estimándose que el depocentro principal se localiza en la zona de Bajada de Añelo-La Calera. Es el ambiente más extenso pero el que tiene el menor número de puntos de control directo con perforaciones, principalmente, en razón de las grandes profundidades que deben alcanzarse. El tope de la F. Los Molles se encuentra a más de 4000 metros en gran parte de esta región particular donde la investigación tradicional se orientó hacia objetivos más someros (Figura # 18). La madurez térmica de Los Molles varía según el ambiente geológico involucrado y también por el efecto de los grandes espesores localmente registrados, capaces de separar en zonas de distinta generación los niveles cercanos a la base con respecto de otros próximos al tope en una misma localidad. En la zona de las estructuras de Lindero Atravesado y Río Neuquén está en fase de generación de gas y hacia el sector oriental de ese eje, como en Estación Fernández Oro el tope de Los Molles se ubica próximo al pico de generación de petróleo (Cruz et al., 1999) mientras que la base de la unidad se ubica en la ventana de generación de gas, superando 1.3 % Ro.

24


La superficie a considerar para la estimación de recursos de gas se reduce en el sector centro-oeste del Engolfamiento donde los estudios de madurez de la materia orgánica a partir de la reflectancia de la vitrinita indican que las pelitas de Los Molles habrían alcanzado un elevado grado de evolución térmica, superando los valores máximos considerados para la generación de gas seco. En el ámbito de la Dorsal de Huincul la intensa actividad tectónica ocurrida durante el Jurásico y Cretácico, con diferentes eventos compresivos y distensivos, ocasionó variaciones importantes en la subsidencia del Grupo Cuyo, llegándose a registrar localmente efectos erosivos. Se produjo la fragmentación de las rocas madre afectando la madurez de las pelitas generadoras de manera que solamente las zonas deprimidas pudieron generar hidrocarburos en volúmenes importantes, existiendo regiones con baja madurez e incluso inmaduras. (Gómez Omil et al .,., 2002) La gran cantidad de información y trabajos de investigación que existe relacionada con este ambiente particular, permitió a los autores identificar cuatro secuencias mayores comprendidas entre el Pliensbaquiano y el Bathoniano, bien datadas y minuciosamente estudiadas. Dentro de ellas se pudieron reconocer los principales intervalos pelíticos. Integran la Secuencia I (Pliensbaquiano-Toarciano (Pliensbaquiano-Toarciano inferior) espesos paquetes de lutitas negras laminadas de origen marino profundo, con buena capacidad de generar hidrocarburos. Coinciden con el llamado Miembro Pelítico Inferior de la F. Los Molles (Cruz et al ., ., 1999) y están bien desarrollados al este del yacimiento Centenario y en el pozo Barda Colorada Este x-1 donde se presentan asociadas con depósitos depósitos turbidíticos. Son las de mayor potencial oleogenético. En la Secuencia II (Toarciano) depósitos clásticos gruesos tienen importantes niveles de lutitas marinas intercalados pero éstas son de bajo contenido de carbono orgánico. Para la Secuencia III (Aaleniano-Bajociano inferior), en el sector sudoeste de la Dorsal (Puesto Touquet) las litofacies dominantes son lutitas negras marinas, con espesores de hasta 400 m, las que corresponden al Miembro Pelítico Superior de la Formación (Pando et al ., ., 1984). Se consideran depósitos de ambientes sedimentarios distintos al de la primera secuencia. El mapa de la Figura # 19 muestra los espesores pelíticos de la Formación Los Molles susceptibles de ser considerados rocas generadoras y eventuales alojantes de gas no convencional. Los potentes depósitos de lutitas negras de la Formación Los Molles distribuidos en la cuenca son representantes de los paleoambientes de plataforma exterior y talud profundo. Son ricas en materia orgánica. El contenido de materia orgánica total (TOC) presenta rangos de variación entre 1% y 4% y puede incrementarse hasta superar un 6% hacia la parte interior, profunda, de la Cuenca. En estos depósitos el kerógeno es de tipo II a II/III, y muestra una asociación orgánica mixta de material amorfo y estructurado de tipo inertínico y vitrinítico, mostrando buenas condiciones para la generación de petróleo y gas. La distribución y variaciones del Carbono Orgánico Total se muestran en la Figura # 20. La madurez térmica de las pelitas de la F. Los Molles varía marcadamente, en coincidencia con algunas estructuras positivas (Puesto Touquet, Cutral-Có, Anticlinal Picún Leufú, sierra de Chacaico, etc) donde se encuentran inmaduras localmente en las 25


culminaciones anticlinales y, por efecto de subsidencia diferencial, en muy corta distancia, se hallan en ventana de petróleo, tales los casos de Aguada Baguales, Puesto Touquet y Fosa de Challacó. La Figura # 21 señala las variaciones y distribución de la madurz térmica en la Formación Los Molles. En el flanco norte de la Dorsal la unidad aumenta rápidamente su madurez llegando a superar 2% Ro en sus niveles basales en la zona de transición entre el Engolfamiento y la Dorsal. Una importante sobrecarga en los sectores norte y oeste de la Cuenca vinculada con temperaturas moderadas a altas provocó que el material orgánico incluido en esos sedimentos alcanzara un nivel de sobremaduración como sucede, en general, en la Faja Fallada y Plegada en el sector occidental y también en la depresión de China Muerta – Zapala, en el sudoeste de la cubeta. El sector central de la Cuenca (entre Ro 1 % y 2 %) y el área de la Dorsal de Huincul quedan definidas como regiones con buenas condiciones para la generación de gas por el nivel de madurez y contenido orgánico (TOC). En algunos sectores específicos al norte y al sur del alto de Huincul estas rocas ingresan en la ventana de generación de petróleo. Los cálculos que se realicen del total de hidrocarburos que puede haber gas. generado la F. Los Molles resultan poco indicativos del actual potencial en shale gas. Debe observarse que la roca madre de esta unidad ha sufrido varios episodios de generación, siendo el más importante el ocurrido entre 150 y 120 m.a. (Veiga et al ..,, 2011), evento sucedido antes de los movimientos del Cretácico medio y superior que iniciaron la deformación de la Faja Fallada y Plegada. Es decir, el área inicial era mucho más extensa de la que actualmente corresponde considerar. El método de cálculo a utilizar para el shale gas de la F. Los Molles debe basarse en datos empíricos tomados de los antecedentes registrados en regiones productivas que presenten características geológicas similares. Sobre la base del análisis realizado se definieron los siguientes parámetros: 1) 2) 3) 4)

La superficie estimada para contener recursos de shale gas gas es de 15.913 km 2 El espesor medio de las facies generadoras oscila entre 500 y 700 m. Para los cálculos se considera un espesor neto promedio pro medio 120 m. Profundidad del objetivo: 2000 a 4500 m.

Los cálculos efectuados para la Formación Los Molles empleando Molles empleando la fórmula de Schmoker, son los siguientes: Shale gas .Formación Los Molles

TOC TOC /100 /100 (Wt% (Wt%)) Dens Densid idad ad Espe Espeso sorr (m) (m) Espesor (cm) Area (km2) Área (cm2) Vol (cm3)

Observación

3 2,5 2,5 120 120 12000 15913 1,5913E+14 1,5913E+14 1,90956E+18 26


M (g TOC)

1,43217 1,43217E+17 E+17

Masa de carbono carbono orgánico orgánico

HI o (mg HC/g TOC) HI p (mg HC/g TOC)

600 60

Índice Índice de hidrógen hidrógeno o original original Índice Índice de hidrógen hidrógeno o actual actual

R (mg (mg HC/g HC/g TOC) TOC)

540 540

Hidrocarburo generado por gramo

HCG (kg HC) GAS Equivalente (ft3) GAS Equivalente (TCF)

7,7337 7,73372E 2E+13 +13 4,79E+15

Hidrocarburo generado por unidad

4794,88

GAS

50 % de pérdida pérdida por conversi conversión ón (TCF) (TCF) 1 % recup recupera erable ble (TCF) (TCF)

2397,44 2397,44 23,97 23,97

8 % recu perabl e (TCF) (TCF)

191,80 191,80

15% recupera recuperable ble (TCF) (TCF)

359,62 359,62

Si se emplea el método volumétrico Cálculo Gas In place Provincia del Neuquén Formación Formación Los Molles Free Gas

Factor conv. Area (15.913 (15.913 km2) Millas2 Area (acre) espesor (120 m) porosidad 1-sw Bg

43.560,00

pies

6.144,00 3.932.160,00 3.932.160,00 390,00 0,06 0,75 0,0040

GIP (Tcf) GIP (Bc f) GIP Conc ent (BCF/mi2) Risked Ris ked GIP (TCF) (TCF) Risked Ris ked Recoverab le (TCF (TCF))

752 751.512 122,32 122,32 300,60 300,60 90

TOTAL AREAS (milla2) Risked Recoverable (TCF)

6.144,00 105,00

Free Gas (TCF) Ab sorb so rbed ed Gas (TCF) TOTAL GAS (TCF)

90,00 40,00 130,00

27


En este caso los volúmenes de recursos arrojaron valores entre 130 y 130 y 191,80 TCF al TCF al haberse empleado dos métodos diferentes en la elaboración. Se ignoran, hasta la fecha, las causas de la diferencia encontrada. 7.- CONSIDERACIONES FINALES El Shale Gas se se encuentra en una incipiente etapa en la Argentina, actualmente es insignificante su participación en la producción de gas. Estas acumulaciones de hidrocarburos se encuentran en rocas con baja permeabilidad de la matriz que están supeditadas a la permeabilidad por fracturas (naturales o logradas a través de la estimulación) y con microporosidades que oscilan entre el 3 y 6 % y se encuentran sobrepresionadas. Para la obtención de estos recursos se debe recurrir a perforaciones horizontales y estimulaciones por fracturas hidráulicas multi-etapas, cuya respuesta en cuanto al incremento de productividad no se conoce con claridad. El área de madurez termal correspondiente a la ventana de gas (Ro=1 % a 2 %) de la Formación Vaca Muerta se Muerta se encuentra encuentra limitada al norte y oeste oeste por la Faja Plegada y Fallada, al sur por la Dorsal de Huincul, en tanto que hacia este cubre gran parte de la zona del Engolfamiento. El mapeo realizado indica una zona con posibilidades para petróleo entre el Ro 0.6 % y 1 %, gas húmedo-condensado con Ro 1 % y 1.4 % y gas seco con los valores de Ro entre 1.4 % y 2.0 % que, paulatinamente, va siendo corroborado por la intervención o perforación de nuevos pozos (Figura ( Figura # 14). 14). De acuerdo con el nivel de madurez y con el contenido de materia orgánica encontrado para las lutitas de la Formación Los Molles, Molles , la parte central de la Cuenca (Ro entre 1 % y 2 %) y el área de la Dorsal de Huincul definen regiones que presentan buenas condiciones para la generación de gas. Las mejores posibilidades para su prospección en shale podrían presentarse entre estos dos ambientes, en una amplia franja comprendida entre la localidad de Zapala y Borde Montuoso, pasando por Lindero Atravesado (Figura # 22). 22). Se considera que la profundidad a la que puede ser encontrado el nivel generador de la sección basal de esta Formación es un factor limitante para el área central y centro-norte. Si bien no es concluyente, dado el carácter general de este trabajo, se observa que los cálculos realizados (GIP y formula de Schmoker) presentan valores finales similares del orden de los 170 TCF TCF para la Formación Vaca Muerta Muerta y de 130 a 191,80 TCF para TCF para la Formación Los Molles. Molles. Estos datos comparados con los cálculos realizados en las lutitas Barnett, tienen un buen grado de coherencia. Estas estimaciones revisten algún grado de incertidumbre i ncertidumbre ya que sólo se cuenta con información parcial. Una de las tareas futuras es procurar la caracterización del reservorio mediante ensayos de laboratorio. Esto significa mediciones en testigos coronas de parámetros básicos (porosidad, permeabilidad, saturación de agua, TOC, Ro, etc.,) además, se deberán obtener suficientes datos de mediciones de gas libre y adsorbido. Agradecimiento Al Sr. Nicolás Gutiérrez Schmidt por su colaboración en el armado de los gráficos correspondientes a la Formación Vaca Muerta. 28


LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO Cruz, C., F. Robles, C. A. Sylwan y H. J. Villar; 1999. Los sistemas petroleros jurásicos de la Dorsal de Huincul. Cuenca Neuquina, Argentina . IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, I: 175-195. IAPG, Buenos Aires. Cruz, C. E., A. Boll, R. Gómez Omil, E. A. Martinez, C. Arregui, C. A. Gulisano, G. A. Laffitte y H. J. Villar, 2002 . Hábitat de los hidrocarburos y sistemas de carga Los Molles y Vaca Muerta en el sector central de la Cuenca Neuquina, Argentina . V Congreso de Exploración y Desarrollo de

Hidrocarburos, Trabajos técnicos (en CD). IAPG, Buenos Aires.

Gomez Omil, R., J. Schmithalter, A. Cangini, L. Albariño y A. Corsi; 2002. El Grupo Cuyo en la Dorsal de Huincul, consideraciones estratigráficas, tectónicas y petroleras. Cuenca Neuquina . V Congreso de Exploración y

Desarrollo de Hidrocarburos, Trabajos técnicos (en CD). IAPG, Buenos Aires.

Gulisano, C. A., A. Gutierrez Pleimling y R. Digregorio. 1984. Análisis estratigráfico del intervalo Tithoniano-Valanginiano (Formaciones Vaca Muerta- Quintuco y Mulichinco) en el suroeste de la provincia del Neuquén . 9°

Congreso Geológico Argentino. Actas 1: 221-235. Buenos Aires.

Gulisano, C. A., A. Gutierrez Pleimling, I. Orchuela, Orchuela, A. Ambrosio y P. Malone, 2011. Modelo estratigráfico secuencial del Grupo Cuyo en la Dorsal de Huincul, Cuenca Neuquina, Argentina . Actas XVIII Congreso Geológico

Argentino, (en CD). Neuquén.

Jarvie, D., 2004: Evaluation of Hydrocarbon Generation and Storage in the Barnett Shale, Ft. Worth Basin, Texas . Humble Geochemical Services. (Pdf, web) Leanza, H. A., F. Sattler, R. Martinez y O. Carbone, 2011. La Formación Vaca Muerta y equivalentes (Jurásico tardío-Cretácico temprano) en la Cuenca Neuquina . Relatorio del XVIII Congreso Geológico Argentino: 113-

129. Buenos Aires.

Legarreta, L. y C. Gulisano, 1989. Análisis estratigráfico secuencial de la Cuenca Neuquina (Triásico Superior-Terciario Inferior). En Chebli, G. y L. Spalletti (Eds.) Cuencas Sedimentarias Argentinas. Serie Correlación Geológica N° 6: 221-243. Universidad Nacional de Tucumán. Tucumán. Legarreta, L, H. Villar, G. Lattitte, C. Cruz y G. Vergani, 2005. Cuenca Neuquina . En Frontera Exploratoria de la Argentina (G. Chebli et al .,., Eds.). VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos: 233-250. IAPG, Buenos Aires. Martinez, M, M. Prámparo, M. Quattrocchio and C. Zabala. 2008. Depositional environments and hydrocarbon potencial of the Middle Jurassic Los Molles Formation, Neuquén Basin, Argentina: palynofacies and organic geochemical data . Revista Geológica de Chile; 35 (2): 279-305, Julio

2008. Santiago de Chile

(En tabla de datos geoquímicos para F. Los Molles)

29


Pando, G. A., S. del Vo, G. A. Laffitte y M. Arguijo; 1984. Posibilidades oleogenéticas, migración y entrampamiento en las sedimentitas jurásicas (Lías-Dogger) de la región centro-meridional de la Cuenca Neuquina . IX Congreso Geológico Argentino, Actas VII: 52-67. Buenos Aires.

Rokosh, C. D., J. G. Pawlowicz, H. Berhane, S. D. A. Anderson and A. P. Beaton, 2009. What is Shale Gas? An Introduction to Shale-Gas Geology in Alberta . Energy Resources Conservation Board. Alberta Geological Survey. Open File Report 2008-08 Steward, D., 2007. The Barnett Shale Play. Phoenix of Fort Worth Basin. A history . The Fort Worth Geological Society and The North Texas Geology Society. Texas. Schmoker, J. W., 1994. Volumetric calculation of Hydrocarbons Generated . In Magoon, L. B. and W. G. Dow (Eds.) The Petroleum System – from source to trap. AAPG, Memoir 60, Tulsa. Veiga, G, L. Spalletti, E. Schwarz y A. Piqué, 2011. Esquema estratigráfico secuencial de alta resolución para los depósitos del Jurásico inferior a medio (Grupo Cuyo) en el sector central de la Cuenca Neuquina . Actas

XVIII Congreso Geológico Argentino. (En CD), Neuquén.

30

ARGENTINA

CUENCAS SEDIMENTARIAS

NOROESTE

BOLSONES

CHACOPARANENSE

SAN LUIS

CUYO

MERCEDES

CUENCAS PRODUCTIVAS CUENCAS AUN NO CUENCAS PRODUCTIVAS

LEVALLE NEUQUINA

AREA ESTUDIADA

SALADO MACACHIN CLAROMECO CLAROMECO

COLORADO ÑIRIHUAU

PLA. VALDES

CAÑADON ASFALTO ASFAL TO

RAWSON

ARGENTINA

GOLFO SAN JORGE EL TRA TRANQU NQUILO ILO SAN JULIAN AUSTRAL

MALVINAS NORTE MALVINAS MALV INAS ESTE

MALVINAS

Phoenix OIL & GAS SA

FIGU FI GURA RA # 1

CUENCA CUE NCA NE NEUQU UQUINA INA

ESQUEM ESQ UEMA A GEO GEOLOG LOGICO ICO 70º

REFERENCIA

R í o D i a m a n t e

LIMITE ORIENTAL LIMITE ORIENTAL DE LA FAJA FAJ A PLEGADA Y FALLADA FALLADA

Gr. MALARGÜE Gr. NEUQUEN

BORDE DE CUENCA

Gr. RAYOSO Gr. MENDOZA Gr. LOTENA Gr. CUYO Gr. PRECUYO

R í o A t u e l

BASAMENTO

MALARGÜE R í o G r a n d e

Mendoza

36º

BARDAS BLANCAS

R í o B a r r a n c a s

E L I H C

36º

La Pampa

R í o C o l lo r o r a d a o d o

CHOS MALAL

S S I I E S R T R E M A A P D I N E T A L D A A CATRIEL

38º

LONCOPUE

38º

Neuquén ZAPALA

NEUQUEN P. HUINCUL

R í o N e g gr r o o

Río Negro O C C I O N G A A T P R D O N O Z C I A M

y m a L i m o o í R

40º

PIEDRA PIED RA DELAGUILA

40º

0

120 Km

70º De DIGREGORIO DIGREGORIO Y ULIANA (197 (1975) 5) Y KOZLOWSKI ET AL. (1993) (1993)

FIGU FI GURA RA # 2

CUENCA CUE NCA NEU NEUQU QUINA INA ZONAS ZO NAS ES ESTRU TRUCTU CTURAL RALES ES

FIGU FI GURA RA # 3

CUENC CU ENCA A NEU NEUQUI QUINA NA COLUMNA COLU MNA ESTR ESTRA ATIGR TIGRAFIC AFICA A SIMP SIMPLIFIC LIFICADA ADA

FIGU FI GURA RA # 4

CUENCA NEUQUI NEUQUINA NA CORTE ESTRUCTURAL ANTICLINAL PUNTA PUNTA ALT ALTA A (CERRO MULICHINCO - PASO HACHA a lo largo de la línea sísmica 15003) 15003) WEST

EAST

0

0

-1000

-1000

-2000

-2000

-3000

-3000

-4000

-4000

-5000

-5000

-6000

-6000

CHOIYOI Gr.

FIGURA# FIGU RA# 5

CUENCA CUE NCA NE NEUQU UQUINA INA CORT CO RTE E ES ESTR TRUC UCTU TURA RAL L DE DEL L EN ENGO GOLF LFAM AMIE IENT NTO O

Legarreta et al., 2005 FIGU FI GURA RA # 6

CUENCA CUE NCA NE NEUQU UQUINA INA CORT CO RTE E ES ESTR TRUC UCTU TURA RAL L DE DEL L EN ENGO GOLF LFAM AMIE IENT NTO O

Legarreta et al., 2005 FIGU FI GURA RA # 6

CUENC CUE NCA A NEU NEUQUI QUINA NA

ESTI ES TILO LOS S ES ESTR TRUC UCTU TURA RALE LES S DE LA PL PLA ATAF AFOR ORMA MA,, EL EN ENGO GOLF LFAM AMIE IENT NTO O Y DE LA DORSAL DE HUINCUL

Rossi y Minnitti, 2004

FIGU FI GURA RA # 7


ESTI ES TILO LOS S ES ESTR TRUC UCTU TURA RALE LES S DE LA PL PLA ATAF AFOR ORMA MA,, EL EN ENGO GOLF LFAM AMIE IENT NTO O Y DE LA DORSAL DE HUINCUL

Rossi y Minnitti, 2004

FIGU FI GURA RA # 7


ROCAS MADRES Y POTENCIALES RESERVORIOS NO CONVENCIONALES CRONOESTRATIGRAFIA TERCIARIO MAESTRICHTIANO

O C I C A T E R C

O C I S A R U J

O C I S A I R T

74

R O I R E P U S

CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO

84 87 89 91

Onlap Costero

Cinco rocas madres comprobadas y potenciales reservorios no comprobados en la columna estratigráfica neuquina.

CENOMANIANO 98 ALVIANO

R O I R E F N I

113 APTIANO

O N A I M O C E N

R O I R E P U S

119 BARREMIANO 124 HAUTERIVIANO

F. Agri Agrio o superior superior y F. F. Agr Agrio io inferior inferior (pelítas limosas marinas).

131 VALANGINIANO 138 BERRIASIANO 144 TITONIANO KIMERIDGIANO

152 156

OXFORDIANO CALOVIANO

163

F. Vaca Muerta (pelítas bituminosas marinas).

168 O I D E M

BATONIANO 178 BAYOCIANO AALENIANO

R O I R E F N I R O I R E P U S

PLIENSBACHIANO

HETTANGIANO

193 198

F. Los Molles (pelítas negras marinas).

204 206

NORIANO

226 230

LADINIANO ANISIANO

INFERIOR

187

SINEMURIANO

CARNIANO MEDIO

183

TOARCIANO

236

F. Puesto Kauffman del ciclo Precuyano (pelítas negras lacustres).

240

ESQUITIANO

Legarreta et al., 2005

FIGU FI GURA RA # 8


ROCAS MADRES Y POTENCIALES RESERVORIOS NO CONVENCIONALES CRONOESTRATIGRAFIA TERCIARIO MAESTRICHTIANO

O C I C A T E R C

O C I S A R U J

O C I S A I R T

74

R O I R E P U S

CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO

84 87 89 91

Onlap Costero

Cinco rocas madres comprobadas y potenciales reservorios no comprobados en la columna estratigráfica neuquina.

CENOMANIANO 98 ALVIANO

R O I R E F N I

113 APTIANO

O N A I M O C E N

R O I R E P U S

119 BARREMIANO 124 HAUTERIVIANO

F. Agri Agrio o superior superior y F. F. Agr Agrio io inferior inferior (pelítas limosas marinas).

131 VALANGINIANO 138 BERRIASIANO 144 TITONIANO KIMERIDGIANO

152 156

OXFORDIANO CALOVIANO

163

F. Vaca Muerta (pelítas bituminosas marinas).

168 O I D E M

BATONIANO 178 BAYOCIANO AALENIANO

R O I R E F N I R O I R E P U S

PLIENSBACHIANO

HETTANGIANO

193 198

F. Los Molles (pelítas negras marinas).

204 206

NORIANO

226 230

LADINIANO ANISIANO

INFERIOR

187

SINEMURIANO

CARNIANO MEDIO

183

TOARCIANO

236

F. Puesto Kauffman del ciclo Precuyano (pelítas negras lacustres).

240

ESQUITIANO

Legarreta et al., 2005

FIGU FI GURA RA # 8

FIGU FI GURA RA # 9

FIGU FI GURA RA # 9

FIGURA FIG URA # 10

FIGURA FIGU RA # 11 11

FIGURA FIG URA # 12

FIGURA FIG URA # 13

FIGURA FIG URA # 14

FIGURA FIG URA # 15

Figura # G

FIGURA FIG URA # 16

CUENCA CUEN CA NEUQ NEUQUINA UINA SECC SE CCIO ION N ES ESTR TRUC UCTU TURA RAL L A -B

O

E

LR.x-1

EBN.x-1

VM / QS

BCE.x-1

0 0 1

0 0 7

0 0 0 1 0 0 1 1 0 0 2 1

0 0 3 1

911

0 0 0 1

F. Quintuco

1176

F. Los Molles

Fs. Tordillo + Lotena

0 0 4 1 0 0 5 1

1515

0 0 6 1

0 0 6 1 0 0 7 1

0 0 8 1

F. Lajas

0 0 9 1 0 0 0 2 0 0 1 2

Gr. Choiyoi + Lapa

0 0 0 2

0 0 1 2

0 0 7

0 0 9

0 0 8

0 0 1 1 0 0 2 1

0 0 4 1

0 0 3 1

0 0 8 1

1873

0 0 7 1

F. Los Molles

0 0 0 1

0 0 3 1 0 0 4 1 0 0 5 1 0 0 6 1

Precuyano

0 0 7 1

Granitos

0 0 8 1

0 0 1 1

1459

0 0 2 1

F. Vaca Muerta 1650 1782

Fs. Tordillo + Lotena

2562

Gr. Choiyoi

F. Los Molles 2900

S / Pando (1984)

0 0 3 3

0 0 7 2

F. Los Molles

0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2

0 0 9 2

0 0 7 2

3054

0 0 8 2

0 0 1 3

0 0 9 2

0 0 2 3

0 0 4 3

0 0 0 3

0 0 3 3

3473

F. Los Molles

0 0 6 3

S / Pando (1984) CROQUIS DE UBICACION

Precuyano

0 0 8 3

CuM.x-1

0 0 3 3

0 0 4 3

F. Lajas

0 0 5 3 0 0 6 3

0 0 9 3

B

F. Lotena

0 0 2 3

0 0 5 3

0 0 7 3

F. Tordillo 3015

0 0 1 3

0 0 4 3

Gr. Choiyoi

0 0 0 2

0 0 3 2

2065

0 0 8 2

0 0 0 3

0 0 9 1

0 0 2 2

0 0 5 2 0 0 6 2

F. Vaca Muerta

0 0 1 2

0 0 4 2

2987

0 0 5 1

0 0 8 1

F. Lajas

0 0 3 2

0 0 0 3

0 0 4 1

0 0 7 1

0 0 2 2

0 0 9 2

0 0 3 1

0 0 6 1

0 0 9 1

0 0 8 2

3200

0 0 9

0 0 2 1

0 0 7 2

2525

0 0 8

0 0 1 1

0 0 5 1 0 0 6 1

0 0 7

0 0 0 1

0 0 4 1

0 0 7 1

0 0 6

0 0 9

898

0 0 0 1

0 0 1 2

0 0 0 3

0 0 5 3

0 0 6

F. Lajas

0 0 6 2

0 0 7 2

0 0 2 3

0 0 5

0 0 0 2

0 0 5 2

0 0 6 2

0 0 1 3

0 0 4

0 0 4 2

0 0 4 2

0 0 9 2

0 0 3

474

0 0 0 2

0 0 3 2

0 0 3 2

0 0 8 2

F. Los Molles

0 0 3 1

0 0 9 1

0 0 2 2

0 0 2 2

0 0 5 2

2020

0 0 1 2

0 0 2 2

0 0 2 1

250

Q / VM

0 0 8

0 0 6 1

0 0 9 1

1960

0 0 0 2

0 0 8 1

0 0 7

0 0 5 1

0 0 8 1

0 0 9 1

0 0 7 1

F. Los Molles

0 0 5 1

0 0 7 1

0 0 6 1

RN.xp-58

GN

0 0 6

0 0 9

0 0 1 1

0 0 4 1

0 0 5 1

0 0 5

0 0 0 1

0 0 3 1

0 0 4 1

0 0 2

0 0 4

0 0 8

1130

0 0 1

0 0 3

0 0 7

0 0 2 1

0 0 3 1

F. Vaca Muerta

0 0 9

0 0 1 1

0 0 2 1

296

0 0 6

0 0 0 1

0 0 1 1

F. Lajas

0 0 3

0 0 5

0 0 8

F. Los Molles

199

0 0 2

0 0 4

0 0 7

0 0 9

370

600

0 0 6

0 0 8

0 0 8

0 0 9

0 0 5

0 0 7

0 0 6

0 0 1

0 0 4

457

0 0 6

0 0 5

CuM.x-1

GN

0 0 3

0 0 5

0 0 4

199

0 0 2

0 0 3

0 0 4

ECp.x-1

RCN.x-1

GN

167

0 0 2

0 0 3

0 0 7 3

0 0 0 4

0 0 8 3

0 0 1 4

0 0 9 3

RN.xp-58

0 0 0 4 0 0 1 4 0 0 2 4

0 0 3 4

ECp.x-1

F. Los Molles

0 0 4 4 0 0 5 4

EPN.x-1 BCE.x-1

A LR.x-1

RCN.x-1

REFERENCIA Facies Pelíticas F. Los Molles

0 0 6 4

0 0 7 4 0 0 8 4

4575

F. P lanicie Morada

0 0 9 4 0 0 0 5 0 0 1 5

Gr. Choiyoi

0 0 2 5

0 0 3 5

FIGUR FIG URA A # 17

FIGURA FIG URA # 18

FIGURA FIG URA # 19

FIGURA FIG URA # 20

FIGURA FIG URA # 22

Shale Gas Prov Neuquen

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