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

PROVINCIA DE NEUQUÉN

Nicolás Gutiérrez Schmidt1, Julio C. Alonso1, Adolfo Giusiano1, Cecilia Lauri1, Thamy Sales1,2

1: Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos, Provincia de Neuquén. Dirección de Estudios:

[email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

2: Universidad Nacional de Río Negro. [email protected]

Palabras clave: Vaca Muerta, shale, recursos, Cuenca Neuquina

ABSTRACT

Shale of Vaca Muerta Formation: data integration and estimation of oil and associated gas resources, Neuquén Province.Vaca Muerta Formation is one of the leading shale plays in Argentina and is internationally recognized for its potential. It covers a large part of Neuquén province and its production reached 11% of total produced oil in the province with an average daily oil rate of 1870 m3/d (11.8 Mbpd) and 725 Mm3/d of gas (25.6 MMscfd). The objective of this paper is the integration of geochemical, geological and production data to delineate the prospective area of Vaca Muerta Formation shale resources and estimation of technically recoverable shale oil resources in Neuquén province.Vaca Muerta Formation covers an area of some 36600 km2 (14130 mi2) and its thickness can reach up to 800 m (2600 ft) towards the center of the basin. The analyses of vitrinite reflectance (Ro) have average values ranging from 0.33% to 2.97%. These values increase towards the central area of the basin. However, this parameter does not appear to be reliable in some measurements. Thus, validation by means of other readings such as Tmax - through a correlation proposed for Vaca Muerta Formation- and gas-oil ratio of wells in production is needed. The total organic carbon (TOC) varies from 1% to 5.5%. However, values higher than 4% are found in the basin Embayment.Production data analyses in conjunction with maturation indicators show that Vaca Muerta Formation is in oil window for values below 1.3% of Ro with 6472 MMm3 (40.7 Bbbl) of technically recoverable shale oil resources and 40 Tcf of associated gas for 23700 km2 (9150 mi2). Wet gas/condensate window appears in a range of 1.3% to 1.5% and dry gas producer wells appear with Ro values higher than 1.5%.

INTRODUCCIÓN

Los recursos de petróleo y gas no convencionales se presentan como una alternativa para sos-

tener la creciente demanda de hidrocarburos en la República Argentina. Dentro de este contexto

la cuenca Neuquina se exhibe como uno de los escenarios más prometedores con prospectos de

shale en las formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, reconocidos internacionalmente por su

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796 Simposio de Recursos No Convencionales: Ampliando el Horizonte Energético

alto potencial (U.S. Energy Information Administration 2013).

El desarrollo de la Fm Vaca Muerta se encuentra cercano a su cuarto año de producción. En

este tiempo se han perforado un importante número de pozos exploratorios y se han puesto en

marcha proyectos de desarrollo en áreas petrolíferas y pruebas piloto en áreas gasíferas.

Dada la alta expectativa que ha generado el potencial de esta formación que ocupa gran parte

del subsuelo del territorio de la provincia de Neuquén, es importante poder definir las áreas pros-

pectables de petróleo, gas húmedo y gas seco para conocer los recursos disponibles.

El objetivo de este trabajo es integrar información geoquímica medida en laboratorio con da-

tos geológicos y de producción. Para llevar esto a cabo se analizaron mediciones de reflectancia de

vitrinita (Ro, %) y carbono orgánico total (COT, % en peso) tanto en pozos como afloramientos

para conocer su distribución dentro de la provincia. Luego de caracterizar el fluido producido a

través de su relación gas-petróleo (RGP), poner este parámetro en función de Ro y establecer una

correlación entre ambos, se fijaron límites para las áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y

gas seco. Una vez delimitadas las áreas en superficie para cada tipo de fluido se definieron valores

de COT, espesor con riqueza orgánica, profundidad, RGP y densidad de petróleo promedio para

cada una y se estimó de manera preliminar el volumen de recursos de petróleo técnicamente recu-

perable para la provincia de Neuquén. Los datos utilizados fueron consultados en la base de datos

de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la provincia de Neuquén.

Figura 1. Ubicación de la cuenca Neuquina y provincia de Neuquén. Se detallan además las zonas estructurales de la cuenca.

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El shale de la Formación Vaca Muerta: Integración de datos y estimación de recursos, provincia de Neuquén

LA FORMACIÓN VACA MUERTA

La Formación Vaca Muerta (Weaver 1931) es una de las principales rocas generadoras de la

cuenca Neuquina (Figura 1) y su desarrollo tuvo lugar durante una marcada inundación marina

bajo condiciones de fondo restringido y anóxico, favorables para la acumulación y preservación

de la materia orgánica. Es una entidad ampliamente distribuida en la cuenca que pertenece al Gru-

po Mendoza Inferior y su edad abarca desde el Thitoniano Temprano tardío medio en el arroyo

Picún Leufú hasta alcanzar el Valangiano temprano en el norte neuquino (Leanza 1973).

Está compuesta por pelitas, margas y calizas finas con un alto contenido de material orgánico

y son comunes hacia la base importantes niveles de concreciones calcáreas. Contiene kerógeno

de tipo I/II vinculado con una contribución algal y participación muy escasa a nula de elementos

terrestres y kerógeno tipo IIS al sur de la Dorsal de Huincul (Legarreta et al. 2005).

Se extiende en un área aproximada de 36600 km2 y posee espesores variables desde 11 metros

en la comarca de Carrín Curá hasta 1250 m en áreas depocentrales (Leanza op. cit.).

El espesor de la Fm Vaca Muerta con mayor contenido de materia orgánica (sección de margas

bituminosas) caracterizado a través del método de Passey et al. (1990), varía desde de 800 m en el

centro de cuenca a 50 m en los bordes, con un promedio de 300 m para la provincia de Neuquén

(Figura 2 A). La profundidad a la base de la formación puede alcanzar los 4500 mbbp hacia el cen-

Figura 2. A) Mapa de espesores del intervalo con mayor riqueza orgánica de la Fm Vaca Muerta caracterizado a través del método de Passey et al. (1990) y descripción de cutting. B) Mapa de profundidad a la base de la Fm Vaca Muerta medida en mbbp.



tro de cuenca, 2800 a 3200 mbbp en la zona de Engolfamiento y con valores de 600 a 800 mbbp

en la Dorsal de Huincul (Figura 2 B).

REFLECTANCIA DE VITRINITA Y OTROS INDICADORES DE MADURACIÓN

Para la identificación de las áreas que se encuentran en las diferentes etapas de maduración se

contó con mediciones de reflectancia de vitrinita (VRo o Ro, %) en muestras de recortes de perfo-

ración, testigos corona y testigos rotados de pozos y muestras de afloramientos. La determinación

de Ro consiste en la medición de la cantidad de luz reflejada a través de partículas de vitrinita de

una muestra de roca inmersa en petróleo (Peters y Cassa 1994) y es considerado como un paráme-

tro indicador de la maduración térmica alcanzada por la materia orgánica (Tissot y Welte 1984).

Los datos utilizados para el análisis corresponden a 82 pozos con mediciones de reflectancia

de vitrinita y 9 locaciones con mediciones en afloramientos. Se utilizaron como datos de control

mediciones de pirólisis (TOC, S1, S2, S3 y Tmax) y datos de producción de pozo, principalmente

la relación gas-petróleo (RGP).

Análisis de los datos

En primer lugar se hizo un control de calidad de los valores de reflectancia medidos para

cada pozo. A través de un gráfico semi-logarítmico de Ro (%) y profundidad se localizaron valores

anómalos (Dow 1977) en su mayoría vinculados a rocas intrusivas relacionadas al Volcán Auca Ma-

huida, que pudieron ser confirmados a través de perfiles eléctricos y descripción de cutting. Estos

datos puntuales fueron descartados ya que se consideró que no eran representativos para todo el

espesor de la Fm Vaca Muerta (Figura 3 A).

Por otra parte, se diferenciaron dos pozos en los que se encontraron discrepancias en las medi-

ciones realizadas en distintos laboratorios. El primer caso (pozo 1) exhibe para un mismo intervalo

valores de Ro en el orden de 1% con las mediciones de un primer laboratorio y de 1,3% con las

del otro; en el segundo caso (pozo 2) la diferencia va desde 0,8% a 1,2% (Figura 3 B).

Para poder validar estos puntos donde existe incertidumbre sobre las mediciones disímiles rea-

lizadas por los laboratorios se buscó calcular un Ro (%) equivalente a través de Tmax como base de

comparación (Espitalié 1986). Para esto se tomó como ejemplo la metodología utilizada por Jarvie

et al. (2001) para el shale de la Fm Barnett, en este caso, en pozos de la zona del Engolfamiento.

Los valores de Tmax que fueron considerados confiables son aquellos en los que el pico S2

es mayor a 0,5 mg HC/g roca (Chatellier 2013) y se descartaron algunos valores bajos debido a

posible contaminación en las muestras por petróleo migrado, lodo de perforación base petróleo

u otros contaminantes orgánicos a través del análisis del pico S1 y el parámetro S1/TOC (Peters



1986). Se encontró así una ecuación para poder estimar un Ro (%) equivalente en función de

Tmax para la Fm Vaca Muerta (ec. 1) con un coeficiente de correlación (R2) de 0,79 y desvío están-

dar (s) de 0,07 para 53 puntos (Figura 4).

“Ro eq.” (“Tmax” )=0,0186×”Tmax”-7,258 (ec. 1)

Figura 3. A) Control de los datos de Ro (%) medidos en laboratorio. B) Diferencias entre las mediciones de Ro para un mismo intervalo en dos pozos.

Figura 4. VRo (%) en función de Tmax (ºC) para valores con S2 > 0,5mg/g. Correlación basada en datos medidos en la Fm Vaca Muerta.



En los pozos donde se realizaron mediciones de reflectancia en bitumen (BRo, %) se

estimó el equivalente en vitrinita (VRo equivalente por bitumen) a través de la ecuación de

Jacob (1989).

Para poder obtener un valor puntual de reflectancia de vitrinita para cada pozo se promediaron

los valores medidos en las muestras pertenecientes a la Fm Vaca Muerta. De este modo se observa

que los valores promedio de Ro medidos en 91 puntos tienen valores que van de 0,33% hasta

2,97% y que mapeados presentan un crecimiento hacia el oeste, con valores mayores a 1,6% en el

centro de cuenca (Figura 5).

En las zonas donde no existen mediciones de Ro se utilizaron lecturas de Tmax para calcular

su equivalente de reflectancia de vitrinita con el fin de obtener una mejor distribución espacial de

puntos que representen la maduración de la materia orgánica en la Fm Vaca Muerta. Se procedió

de igual manera en los puntos donde el valor de Ro medido generaba dudas según su ubicación

en el mapa y donde se realizaron mediciones en bitumen, en este último caso para comparar

ambas equivalencias. De esta manera se confeccionó un nuevo mapa (Figura 6) con valores de

Ro equivalente, Ro medido y validado por Tmax y algunos datos de Ro incoherentes descartados

(datos en ventana de gas, donde los valores de S2 son muy bajos para poder estimar un equivalente

en función de Tmax).

CARBONO ORGÁNICO TOTAL

El porcentaje de carbono orgánico total (COT, % en peso) promedio para la Fm Vaca Muerta

presenta valores de 1% a 5,5%, con una media de 3% en la provincia de Neuquén. Estos valores

promedios calculados corresponden a un total de 138 puntos (129 pozos y 9 afloramientos)

con mediciones de COT de laboratorio. Los mayores valores se encuentran en la zona del

Engolfamiento de la cuenca y disminuyen hacia el resto la provincia con valores entre 2% y 3%

(Figura 7). A escala de pozo, el carbono orgánico total tiene gran variabilidad vertical con valores

que van desde 0,5% al 5% en el intervalo medio-superior (200 m de espesor promedio para la zona

mencionada) y del 8% al 10% de COT en el intervalo basal (30 a 35 m de espesor), comúnmente

denominado “cocina”.



Figura 5. Valores de reflectancia de vitrinita promedio (Ro, %) para la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. Se puede distinguir en colores el tipo de muestra y se detalla la cantidad de muestras por pozo.



Figura 6. Reflectancia de vitrinita (Ro, %) (puntos violetas) y reflectancia equivalente en función de Tmax (puntos celestes).



Figura 7. Carbono orgánico total (COT, % en peso) promedio para el intervalo de la Fm Vaca Muerta.



PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN LA FM VACA MUERTA

La producción de petróleo de la Fm Vaca Muerta tiene antecedentes que datan de la década del

80 con el pozo Bajada de Palo a-7, entre otros, con una producción acumulada que sobrepasa los

120000 m3 (Gutierrez Schmidt et al. 2013). Sin embargo, en el año 2010 tuvieron lugar los primeros

descubrimientos de gas y petróleo en el marco de reservorios no convencionales de tipo shale en el

área Loma La Lata. Luego de tres años la exploración y los descubrimientos se han expandido a 39

áreas de concesión minera dentro de la provincia de Neuquén con 90 pozos exploratorios con obje-

tivo en la Fm Vaca Muerta y alrededor de 100 pozos de desarrollo perforados (Figura 8 A).

Al mes de diciembre de 2013 el número de pozos de petróleo en extracción efectiva llegó a

159 con una incorporación en el último semestre de 10 pozos por mes. La producción promedio

diaria fue de 1870 m3/d de petróleo con 690 Mm3/d de gas asociado y una acumulada total de

petróleo de 584,9 Mm3. Este valor de producción representó un 11% de la producción de pe-

tróleo en la provincia de Neuquén (Capítulo IV, SEN). Por otra parte, la producción de gas con

sólo 4 sondeos productores alcanzó un promedio diario mensual de 35 Mm3/d y una acumulada

de 42,36 MMm3. En unidades de barriles equivalentes de petróleo, la producción promedio en

diciembre de 2013 fue de 16300 BOE por día con una acumulada 5472 MBOE.

Petróleo

En la zona centro-sur del Engolfamiento de cuenca, donde se encuentra actualmente el mayor

desarrollo productivo del shale de la Fm Vaca Muerta, el intervalo punzado y fracturado de los pozos

verticales comprende una gran parte de la formación, generalmente por encima del intervalo deno-

minado ‘cocina’. El número de clusters punzados puede llegar a 14 con 5 etapas de fracturas y volú-

menes de arena entre 3000 y 3500 bolsas y 1000 a 1500 m3 de agua por etapa de fractura. Para una

zona donde la formación alcanza un espesor de 230 m en el área de ventana de petróleo se puede

citar un pozo ejemplo con 193 metros de espesor punzado (82% del espesor total de la formación),

37 metros por encima de la base, terminado con 11 clusters y 5 etapas de fractura (Figura 8 B).

Los resultados de producción obtenidos exhiben caudales iniciales que han alcanzado los 71

m3/d de petróleo, con un promedio de 29,3 m3/d. Esta producción inicial en algunos casos puede

tener una declinación en el primer año del 76%, que llegaría al 90% luego de 5 años de producción

(Gutiérrez Schmidt et al. op. cit.). En la misma zona, los pozos horizontales que tienen una rama

lateral de 1000 m y 10 etapas de fractura presentan un caudal inicial de producción promedio de

27 m3/d. Los pozos verticales en el resto de las áreas han tenido resultados comparables con la

zona mencionada. La producción de petróleo acumulada por pozo ha llegado a alcanzar 14 Mm3

de petróleo en el primer año de producción, pero el promedio es de 3,4 Mm3 y de 6 Mm3 de

petróleo al segundo año.



Gas

Los pozos gasíferos se encuentran ubicados en la zona centro-oeste de la cuenca con un total

de 14 sondeos a diciembre de 2013. Los espesores punzados varían desde 140 a 230 m y se con-

centran en los intervalos con mayor riqueza orgánica. El número de clusters punzados en los pozos

actuales varía de 10 a 22 con 6 etapas de fractura. Estas etapas de fractura, que abarcan de 3 a 4

clusters, se encuentran distanciadas entre 35 a 50 m e implican volúmenes de agente de sostén que

equivalen 5400 bolsas y 1400 m3 de agua aproximadamente.

Figura 8. A) Áreas de concesión minera y pozos productores de petróleo y gas de la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. B) Pozo en ventana de petróleo de la Fm Vaca Muerta. En el track 1 se ubica el perfil de rayos gamma, donde se indican además los punzados y las etapas de fractura y en el track 2 el perfil de resistividad profundo. Los tracks 3 y 4 corresponden al cruce de Passey y porcentaje de COT, respectivamente.

Si se comparan los dos pozos con mayor historia de producción se pueden encontrar caudales

iniciales de 80 y 106 Mm3/d, con acumuladas de 9,3 MMm3 y 12,2 MMm3 en el primer año de

producción efectiva, respectivamente. Un ajuste del modelo hiperbólico de Arps para este último



pozo muestra una declinación inicial (Di) de 0,96 a 0,98 mensual nominal y un factor b de 1,8, lo

que implica una caída de la producción del 72% en 6 meses y 82% en el primer año.

La relación gas-petróleo

El fluido extraído se puede clasificar a través de diferentes reglas prácticas según su relación

gas-petróleo (RGP) y un ejemplo puede ser la categorización presentada por Cander (2012) (Fi-

gura 9) donde para valores menores a 570 m3/m3 -590 m3/m3 según McCain (1991)- el fluido se

encuentra en fase líquida a condiciones de reservorio y por encima, en fase gaseosa.

La relación gas-petróleo de la producción inicial provee una buena estimación de la RGP en

solución para usos a presiones mayores o iguales a la presión de punto de burbuja (McCain op.

cit.). Por lo tanto, a partir de los ensayos de producción disponibles se estableció una RGP para

cada pozo al momento que la producción se estabiliza.

Si se analizan solamente los pozos que tienen medición de Ro y RGP a través de un gráfico

de dispersión puede observarse un crecimiento logarítmico a partir de 0,9% de Ro hasta 1,4% con

buena correlación (R2 = 0.93) entre ambos parámetros. Para petróleo negro corresponden valores

menores a 1,1%, entre 1,1% y 1,3% se encuentra el petróleo volátil y por encima de 1,3% el gas

húmedo y condensado (Figura 10). En la línea de Ro de 1,4% hay dos pozos: uno de gas y con-

densado con una RGP de 900 m3/m3 y uno de gas seco con 15500 m3/m3 (Figura 10, puntos 1 y 2

respectivamente). Para el resto de pozos que tienen solo el dato RGP calculado durante el ensayo

de producción se adopta un valor de Ro según su ubicación en el mapa de la Figura. 6. Estos datos

siguen en su gran mayoría la misma tendencia de los datos medidos.

Figura 9. Clasificación de fluidos de reservorio según su relación gas-petróleo (Cander 2012)



ÁREAS PROSPECTABLES

Ventana de petróleo

Si se considera que una roca generadora se presenta térmicamente inmadura con valores de

Ro menores a 0,6% (Peters y Cassa op cit.) y que la ventana de generación de petróleo tiene como

límite 1,3% de Ro en la Fm Vaca Muerta según los datos de producción, dentro de la provincia de

Neuquén el área prospectable de petróleo alcanza los 23700 km2. Dentro de éste área, 19800 km2

corresponden a la zona de petróleo negro (0,6% a 1,1% de Ro) con un espesor promedio de 155

metros y 2,8% promedio de carbono orgánico total. El área prospectable para la zona de petróleo

volátil (1,1% a 1,3% de Ro) es de 3900 km2, con un espesor promedio de 331 m y 3,4% de COT

(Figura 11). La densidad del petróleo puede variar de 30º a 40º API para la ventana de petróleo

negro y de 37 a 47 ºAPI para ventana de petróleo volátil.

Ventana de gas y condensado y gas seco

El área correspondiente a la ventana gas húmedo/condensado y gas seco, con valores de Ro

mayores a 1,3% (límite oeste el borde de la Faja Peglada), es de aproximadamente 11300 km2. La

Figura 10. Relación entre los valores de relación gas-petróleo y Ro (%) medidos (puntos rojos y azules). Se presentan además puntos con valores de Ro obtenidos de mapa (puntos blancos) y RGP medida. Los puntos 1 y 2 corresponden a dos pozos con valor de Ro cercano a 1,4%, donde el punto 1 corresponde a gas húmedo y condensado y el punto 2 a gas seco.



ventana de gas húmedo y condensado se puede considerar entre 1,3 y 1,5% de Ro y tiene un área

de 2400 km2 aproximadamente, con un espesor de 395 metros y el COT de 3,5% promedio. La

densidad de algunos condensados puede llegar a 58º API. Para gas seco el área equivale a 8900

km2, con un espesor promedio de 550 m y 3% de COT.

RECURSOS PROSPECTIVOS DE PETRÓLEO

A través de una simulación Monte Carlo se hizo una estimación preliminar de recursos de

petróleo técnicamente recuperable para la Fm Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. Se con-

sideraron valores de porosidad, saturación de agua y factor volumétrico de formación de petróleo

(Bo) observados en mediciones de laboratorio en muestras de coronas y de fluidos. Se tuvo en

cuenta además un espesor útil según los intervalos punzados en los pozos verticales con un valor

supuesto que abarca un 80% a 90% del espesor con mayor riqueza orgánica de la formación.

El porcentaje de recuperación de los recursos de shale sobre el volumen estimado in-situ está

relacionado tanto a parámetros geológicos, petrofísicos y mineralógicos propios del reservorio

como a la eficiencia de la estimulación hidráulica. Según el EIA (2013) para una formación con

Figura 11. Áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y condensado y gas seco en la provincia de Neuquén para recursos en la Fm Vaca Muerta.



bajo contenido de arcillas, poca complejidad geológica y propiedades de reservorio favorables

como sobrepresión y alta saturación de petróleo correspondería un factor de recuperación de 6%

para petróleo, con un valor de 3% para las condiciones más desfavorables. En el caso de gas se

tienen en cuenta consideraciones similares aunque el factor de recuperación es mayor en un rango

de 15% a 25%. Algunas empresas como EOG Resources Inc. han logrado incrementar el factor de

recuperación en sus prospectos en Eagle Ford desde un 6% a 8% (EOG 2012 y 2013).

Para los cálculos correspondientes a la Fm Vaca Muerta se supone un factor de recuperación de

petróleo que puede variar entre 3% y 6%, con un valor esperado de 5%. Se presentan así resultados

de valores de recursos técnicamente recuperables (RTR) denominados por su grado de certeza como

P10, P50 y P90, siendo P90 el valor más probable, junto con un volumen de recursos esperados.

Petróleo

Los recursos técnicamente recuperables de petróleo tienen un valor esperado de 6472 MMm3

para un área prospectable de 23700 km2, lo que equivale a 273 Mm3/km2 (Figura 12). Los valores

P10 y P90 totales de petróleo son de 8811 MMm3 (371 Mm3/km2) y 4714 MMm3 (184 Mm3/km2)

respectivamente.

Figura 12. Recursos técnicamente recuperables de petróleo para la Fm Vaca Muerta (provincia de Neuquén) y parámetros utilizados para la estimación.



Para un patrón de producción con pozos verticales distanciados a 350 m (8 pozos/km2) co-

rresponde una recuperada por pozo de 34 Mm3 de petróleo para el valor de recursos esperados y

23 Mm3 para el caso del valor más probable (P90).

El gas asociado al total de recursos de petróleo técnicamente recuperable (área de 23700 km2)

alcanza un volumen esperado de 40 Tcf, con valores de P10 y P90 de 54 Tcf y 27 Tcf respectiva-

mente, estimado a partir de la relación gas-petróleo promedio para cada área (petróleo negro y

petróleo volátil).

DISCUSIÓN

A pesar de que la reflectancia de la vitrinita es uno de los indicadores más utilizados de la

maduración térmica de la materia orgánica, existen algunas consideraciones a tener en cuenta para

poder obtener valores confiables. Entre ellas es importante mencionar el número de partículas

puntuales de vitrinita medidas por muestra. Este parámetro tiene un promedio de 8 en la Fm Vaca

Muerta, común en kerógenos tipo II aunque bajo para obtener mediciones con un buen nivel de

confianza ya que las recomendaciones indican valores mayores a 50 (Peters y Cassa op. cit.) con

un mínimo de 20 según Barker y Pawlewicz (1993). Esto se podría ver reflejado en las diferencias

en las mediciones de los diferentes laboratorios para los mismos intervalos en un pozo. Debido

a esta limitación, en algunos casos se ha optado por medir con un mayor grado de confianza la

reflectancia en partículas de bitumen que generalmente tienen mayor abundancia (de 40 a 60 por

muestra). Con esta nueva medición se puede calcular el equivalente de reflectancia en vitrinita, lo

que trae aparejado una nueva incertidumbre ya que existen diferentes correlaciones válidas para

esta equivalencia que presentan algunas diferencias: Jacob (1989), Landis et al. (1995) o Schoenherr

et al. (2007) entre otros. Sin embargo, los valores calculados a través de la correlación de Jacob se

tomaron como válidos.

Otra limitación que se presentó al momento de estimar un valor medio de Ro para la for-

mación es que los niveles muestreados no siempre son los mismos en cada pozo. Por otra parte,

existe una menor distribución de los puntos medidos hacia la zona oeste de la provincia con solo

8 pozos con valores de Ro mayores a 1,6%. Esto genera una amplia zona mapeada sin puntos de

control. A pesar de estas restricciones presentadas, los valores obtenidos, en su mayoría, tienen

coherencia en su ubicación dentro de la cuenca con los mayores valores hacia el centro donde se

presentan los mayores espesores.

La estimación de los valores de Ro equivalente a través de las mediciones de Tmax con el uso

de la correlación encontrada resulta útil para ampliar el estudio en zonas donde no se han reali-

zado mediciones de reflectancia, pero es necesario validar los datos obtenidos por pirólisis ya que

en algunos casos pueden verse alterados en muestras de pozos perforados con lodo base petróleo



o tener mediciones erróneas en muestras con bajo TOC o bajo S2, generalmente en ventana de

gas (Peters op. cit.).

En el mapa de reflectancia de vitrinita confeccionado existen puntos que parecerían presentar

mediciones erróneas o el muestreo no es representativo para estimar un promedio para todo el

espesor de la formación. Por lo tanto, dadas las limitaciones que se presentan al momento de ob-

tener mediciones confiables es necesario poder hacer una validación de Ro con otros indicadores.

En este trabajo se utilizó como comparación la estimación de Ro equivalente por Tmax, que

implica además un mayor muestreo del intervalo. Sin embargo, algunas mediciones han sido co-

rroboradas a través de la maduración inferida por radio de humedad (wetness ratio) calculada con

datos de cromatografía en lodo de perforación y por isótopos de carbono (Lauri et al. 2014) con

resultados comparables a los obtenidos por Tmax.

Por este motivo se confeccionó un segundo mapa donde fueron validados algunos puntos

con Ro (%) y se incorporaron valores equivalentes por Tmax, el cual se considera que ajustaría

mejor a los resultados obtenidos por los pozos productores.

La comparación de las mediciones de reflectancia con los datos de los ensayos de producción

ayudó a validar el área correspondiente a ventana de petróleo con una buena correlación entre

ambos parámetros (Ro y RGP).

Según los datos de producción la ventana de gas húmedo y condensado en la Fm Vaca Muer-

ta aparecería a partir de valores de Ro de 1,3%. Este valor límite está sujeto a la clasificación de

fluidos adoptada, no obstante presenta poca discrepancia con el límite de 1,35% establecido por

Peters y Cassa (1994) o ninguna con el 1,3% según Horfield y Rullkötter (1994). Establecer un

límite para la ventana de gas seco presenta mayor dificultad debido a que al momento hay escasa

cantidad de pozos gasíferos productores con mediciones de reflectancia. Un único pozo de gas

seco con mediciones de Ro y RGP presenta una alta dispersión sobre los datos correlacionados

(Figura 10, punto 2), lo que podría indicar que a partir de esta ventana el crecimiento de la RGP

no es exponencial. El resto de los pozos de gas seco aparecen entre valores de Ro mapeados de

1,45% y 1,65%, con lo que se podría suponer un valor límite cercano a 1,5% para esta ventana.

Los límites propuestos no son fijos ni estrictos ya que hay una transición entre las fases del fluido

que podría verse involucrada por variaciones verticales de maduración en las zonas con mayores

espesores y podrían modificarse con la incorporación pozos productores nuevos. De este modo,

las áreas prospectables de petróleo, gas húmedo y condensado y gas seco se encuentran validadas

tanto por datos medidos en laboratorio (Ro y pirólisis) y por los datos de producción.

Los valores de recursos de petróleo técnicamente recuperable llevados a valores producibles

por pozo, 23 Mm3 para el valor más probable y 34 Mm3 para el valor esperado, parecen ser tener

bastante coherencia si se los compara con valores de EUR por pozo estimados a través de análisis

declinatorios, donde se puede citar un EUR para un pozo tipo vertical a 25 años de 23,1 Mm3

(Gutierrez Schmidt et al. op. cit.).



AGRADECIMIENTOS

Los autores desean agradecer a la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la provincia de

Neuquén, Dirección Provincial de Hidrocarburos, por permitir el acceso a los datos.

REFERENCIAS CITADAS

Barker, C.E. and M. J. Pawlewicz, 1993, An empirical

determination of the minimum number of mea-

surements needed to estimate the mean random

vitrinite reflectance of disseminated organic mat-

ter, Organic Geochemistry, v. 20/6, p. 643-651.

Cander, H, 2012, Finding Sweet Spots in Shale Liquids

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