EL ''SHALE GAS'' EN LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN

VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos EL ‘‘SHALE GAS’’ EN LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN G. Chebli2, H. Mendiberri1, A. Giusano1, G. Ibáñez2, J. Alonso1 1: Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia del Neuquén. [email protected], [email protected], [email protected] 2: Phoenix Oil & Gas S.A. [email protected], [email protected] AbStRACt After the press release of magnitudes of non-conventional gas resources and reserves in geological units at the Neuquén Basin, speciically in the Neuquén province, the energy authorities of Neuquén requested the authors a technical paper to objectively assess shale gas resources in the province, using the primary information available. The study included the possibilities of Los Molles and Vaca Muerta Formations. Main aspects of the resources and analytical methodology were also described. Essentially, data on limiting depths, thicknesses, organic content and maturity of pelitic packages was used. Magnitudes of the resources were determined to be between 130 to 190 TCF for Los Molles Formation and 170 TCF for Vaca Muerta Formation. INtRODUCCIóN En este trabajo se resumen los resultados de un estudio 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 de análisis geoquímicos fueron suministrados por YPF S.A., por Total Austral S.A. y por Madalena Ventures, empresas a las que se agradece profundamente la valiosa colaboración. En la columna estratigráica de la Cuenca Neuquina existen probadamente cinco unidades generadoras de hidrocarburos que muestran potencial para contener gas en Shale (rocas del Precuyano, las Formaciones Los Molles y Vaca Muerta y los Miembros Inferior y Superior de la Formación Agrio). En esta oportunidad se han analizado solamente las Formaciones Los Molles y Vaca 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 estratigráicas del resto de la columna. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 669 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Si bien esta tarea se realizó en conjunto por los cinco 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. QUÉ ES EL ‘‘SHALE GAS’’? Se trata de cantidades signiicativas de gas adsorbido y algo de gas libre vinculados estrechamente con rocas pelíticas, carbonáticas y/o areniscosas inas que, en muchos casos, corresponden a la o a las rocas generadoras de la columna estratigráica de una cuenca sedimentaria. Esa roca alojante, además de su granulometría ina, posee un alto tenor de Carbono Orgánico Total (COT) y el grado de madurez térmica adecuado, medido en términos de la Relectancia de la Vitrinita (Ro). 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 de grano ino, es decir, rocas de 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 micro 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 en solución, versus gas adsorbido es importante para la evaluación de recursos y reservas y es un signiicativo 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, evaluación de recursos y reservas y manejo ambiental. Además, no hay que olvidar que las shale siguen teniendo potencial como rocas sello y no todas las shale tienen que ser necesariamente rocas reservorio (Rokosh et al., 2009). 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. 4. Permeabilidad del reservorio. 670 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén El gas de las lutitas se genera de dos diferentes maneras y es posible una mezcla de tipos de gas: el gas termogénico (asociado con materia orgánica madura que ha sido sometida a temperaturas y presiones adecuadas para generar hidrocarburos) se origina por cracking de materia orgánica o cracking 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 grado de madurez se expresa generalmente en términos de la relectancia 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 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 deinir el potencial de shale gas. 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 y pueden afectar la economicidad de los proyectos. Estas rocas se caracterizan por su baja permeabilidad. En tal sentido, el parámetro más importante que inluye en una producción sustentable de gas en shale es la permeabilidad de la matriz. Para sostener la producción inicial el gas debe luir 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 lujo hacia la cañería de producción. Las microfracturas suelen tener importancia en la producción, aunque no son fáciles de determinar. Debe tenerse presente que la recuperación en un reservorio de shale gas 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. 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 investigación es mucho más minuciosa que en el caso de los con- IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 671 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas vencionales. Se requieren exhaustivos estudios geoquímicos y 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 signiicativa importancia. La sísmica 3D de buena calidad es indispensable para deinir 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 supericie 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 inal 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 tres 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. EL ‘‘SHALE GAS’’ EN EL MUNDO Dado que el conocimiento local sobre el tema de shale gas es bastante embrionario, parece atinado enunciar algunos conceptos y cifras que se conocen en términos internacionales. La información que se transcribe ha sido recopilada y suministrada gentilmente por Roberto D. Brandt, reconocido consultor en energía, a quien se agradece el haber facilitado los datos que se utilizaron. Los conceptos a los que se hace referencia se pueden sintetizar de la siguiente manera: • Los términos recursos y reservas corresponden a conceptos técnico-económicos. • Los recursos gasíferos no convencionales pueden deinirse como el gas de hidrocarburos presente en ciertas formaciones rocosas desde las cuales es diicultoso producirlos sin el empleo de técnicas especiales de terminación y estimulación en las perforaciones. • En el mediano y largo plazo los recursos no convencionales podrían “modiicar tendencias” en el mercado internacional del gas (por ejemplo, desplazando el comercio del Gas Natural Licuado). 672 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 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. • El gas de lutitas (shale-gas), el metano de los estratos de carbón (coal bed methane) 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 geográica. • 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. • Fuerte crecimiento, en los últimos años, en la producción de gas no-convencional, por ejemplo, en los países de América del Norte (al 31/12/2009, en Estados Unidos llegó a 300 x 109 m3 y en Canadá alcanzó 60 x 109 m3. • Se estima que, a nivel de nuestro país, el precio por millón de BTU debería situarse en valores más elevados que los actuales del gas convencional para alcanzar la economicidad de los proyectos. 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 idelidad de los datos primarios empleados. En este documento la magnitud total de los Recursos de Shale Gas para nuestro país se la estima en 774 TCF. EL CASO DE LA CUENCA NEUQUINA. La exploración y producción de shale gas está en sus inicios en la Argentina. Por esta razón se dispone de datos limitados para estimar su potencial recurso en la Provincia del Neuquén. Fue necesario desarrollar una metodología de trabajo que relacionara todos los parámetros geológicos y geoquímicos de esta cuenca con los de aquellas análogas, bien estudiadas y que ya están en pro- IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 673 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas ducción, 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 este sector de la Cuenca Neuquina, este tipo de yacimientos tiene suiciente potencial como para incrementar sustancialmente la base de recursos y reservas (debe prestarse especial atención a la diferencia conceptual entre recursos y reservas). Cabe resaltar que todos los anuncios de descubrimientos, recientemente realizados, se reirieron a los primeros. 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 recuperables del orden del 5% al 20% de ellos, al menos con la tecnología alcanzada hasta el presente. El potencial recurso de shale gas en Neuquén aparenta ser bastante elevado. Debe tenerse en cuenta que existen en la columna estratigráica de esta cuenca cinco unidades generadoras de hidrocarburos y que muestran potencial para contener gas en Shale. Se trata de las rocas del Precuyano, las Formaciones Los Molles y Vaca Muerta y los Miembros Inferior y Superior de la Formación Agrio. De todos modos, sólo Los Molles y Vaca Muerta tienen verdadera importancia con múltiples posibilidades para shale gas potencialmente asociadas con las Formaciones citadas. Además, poseen amplia distribución en la cuenca, con espesores bastante regulares y, de acuerdo con los yacimientos convencionales 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 luencia inicial puede ser muy alta (28.000-280.000 m3/d) pero, sin embargo, estos volúmenes 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 presenta, esquemáticamente, la distribución en la Cuenca de las unidades litoestratigráicas signiicativas para la industria de los hidrocarburos, la ubicación del borde oriental de la Faja Plegada y Fallada y el borde de cuenca. Figura 1. 674 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén La Figura 2 ilustra las Zonas Estructurales que se identiican en la Cuenca Neuquina y que facilitan el análisis tectosedimentario, secuencial y evolutivo de las unidades roca que integran su columna estratigráica. Si bien para cada una de las Zonas Estructurales es factible emplear columnas especíicas, en la Figura 3 se presenta una Columna Estratigráica Simpliicada de aplicación para, prácticamente, toda la Cuenca Neuquina. Las descripciones vinculadas con la estratigrafía y el esquema estructural de la Cuenca no se desarrollan, excepción hecha para aspectos especíicos vinculados con este tema. Figura 2. Figura 3: Cuenca Neuquina. Columna estratigráica simpliicada. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 675 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas ASPECtOS GEOQUÍMICOS En el caso de la Cuenca Neuquina los datos de laboratorio son relativamente abundantes en comparación con las otras cuencas de nuestro país. Para el análisis de la Formación Vaca Muerta se pudo contar con 88 mediciones de laboratorio (TOC, Ro, TAI y, ocasionalmente, Tmáx.) obtenidas en 57 puntos de control (testigos corona, cutting y aloramientos). En el caso de Los Molles, los datos de laboratorio sumaron 42 determinaciones colectadas en 34 puntos de control. Cabe consignar que la mayoría de los datos 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, inalmente, los más recientes, han sido gentilmente aportados por YPF S.A., Total Austral S.A. y Madalena Ventures. En estos casos, los pozos estudiados están localizados en las áreas exploratorias o lotes de explotación que las citadas Compañías tienen adjudicados en la Cuenca Neuquina. FORMACIóN VACA MUERtA. Está compuesta por margas bituminosas depositadas en ambiente marino bajo condiciones anóxicas y, localmente, euxínicas. En la zona bajo estudio su esquema estructural no ofrece mayores complejidades (Figuras 4 y 5). 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 6). Se desarrolla cubriendo gran parte de la Cuenca con espesores bastante regulares y una potencia promedio de 240 m. (Figura 7). Figura 4. 676 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén Figura 5. Figura 6. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas Figura 7. 677 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 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 ines del Oligoceno y principios del Mioceno. En la actualidad se encuentra en 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 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 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 8). La madurez de la materia orgánica, medida en porcentaje de Relectancia de la Vitrinita (Ro) varía de 0.6% a 2.2% con una zoniicación 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 9). A a 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 (HIp) ofrecen magnitudes de entre 300 a 500 mgHC/g TOC (por ejemplo, en el pozo CAN x-3), coincidente con lo observado en la Figura 9) y de 150-200HC/g TOC (En el área Aguada San Roque) que diagnostica la presencia de gas, tal lo observado en esa misma igura. El índice de hidrógeno original (HIo) se ubica en el orden de los 600 mg HC/g TOC. Dado que se apreció una aceptable correlación entre los valores obtenidos de los perilajes de rayos gamma y el contenido de Carbono Orgánico Total en pozos donde se han realizado análisis de laboratorio geoquímico, resultó de utilidad el empleo de esta metodología comparando los valores de radiactividad para ubicar intervalos de la columna atravesada con mejores perspectivas en cuanto al contenido de TOC (siempre mayor que 2%). Este concepto es aplicable en perforaciones cuyo material no ha sido analizado geoquímicamente. 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 se optó por un factor de posibilidad de éxito del 50%. • Para la estimación de los Recursos “Técnicamente” Recuperables se utilizó un Factor de 678 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén Figura 8. Figura 9. Recuperación del 30%, bastante optimista. • Al volumen de Gas Libre (120 TCF) se le adiciona el gas absorbido (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: • HCG (KG HC) = R x M x 10-6 kg/mg • R en mg HC/g TOC • M en g TOC • 10-6 kg/mg (una conversión de mg. a kg.) • Resultado del Gas en TCF • Aplicación de una pérdida por conversión del 50% (valor asumido por analogía) • Aplicación de distintos porcentajes de recuperación (valor inal en TCF) Se asume que el Índice de Hidrógeno Original (HIo) es de alrededor de 500 mg HC/g TOC, indicativo de un kerógeno de tipo I/II, generador de gas, acompañado de petróleo. Con respecto a la conversión de materia orgánica, con un Índice de Hidrógeno Actual (Hip) entre 25-50 mg HC/ IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 679 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas gTOC (elevada madurez térmica) se corresponden con altos porcentajes de conversión de materia orgánica a hidrocarburo. En el otro extremo, con HIp de 250 mgHC/gTOC, baja la relación de transformación. 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. 680 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén En la Figura 10 se han señalado las áreas prospectables para la Formación Vaca Muerta. Abarcan una supericie de 18.000 km2 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) está referida a las áreas teóricamente más 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 10, se tiene: Figura 10. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 681 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 682 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén FORMACIóN LOS MOLLES La Formación Los Molles constituye la segunda unidad en importancia, después de la Fm. Vaca Muerta, capaz de contener gas adsorbido o libre como potencial recurso en amplios sectores de la Provincia del Neuquén. A diferencia de la Fm. 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 11. Figura 11. 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. Sus pelitas oscuras marinas de plataforma costa afuera hasta de interior de cuenca 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 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 683 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas eustáticos relativos del nivel del mar (Legarreta y Gulisano, 1989; Gulisano et al., 1984). Poseen así edades 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 supericie desarrollada en el oeste de la Provincia del ambiente geológico conocido como Faja Plegada y Fallada, donde el efecto de esfuerzos compresivos ocurridos en el Cretácico medio-superior y en el Mioceno superior, deja a la Fm. Los Molles cercana a la supericie en las grandes estructuras alorantes 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 Fm. Los Molles no está desarrollada pues tiene su límite deposicional en el lanco SO del eje Charco Bayo-El Caracol. Las mejores posibilidades para la prospección de gas en lutitas en la Fm. Los Molles se presentan en el ambiente de centro de cuenca o del Engolfamiento y en el lanco 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 lanco norte de la Dorsal de Huincul, a través de un límite transicional. El registro sedimentario en este sector es completo y de espesor importante, ya que aquí los procesos erosivos asociados con discordancias estratigráicas o tectónicas no afectaron mayormente a la columna estratigráica. Los mayores espesores de las secciones generadoras de la Fm. 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 perforaFigura 12. 684 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén ciones, principalmente, en razón de las grandes profundidades que deben alcanzarse. El tope de la Formación 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 12). La madurez térmica de Los Molles varía según el ambiente geológico involucrado y también por el efecto de los grandes espesores registrados localmente, capaces de separar en zonas de distinta generación los niveles cercanos a la base con respecto a otros próximos al tope en una misma localidad. Así, 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 sitúa en la ventana de generación de gas, superando 1.3% Ro. La supericie a considerar para la estimación del recurso se reduce en el sector centro-oeste del engolfamiento, donde la madurez de la materia orgánica indica 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 de manera que solamente en las zonas deprimidas pudieron generar hidrocarburos en volúmenes importantes. Coexisten regiones con madurez baja e inmaduras (Gómez Omil et al., 2002). La gran cantidad de información y trabajos de investigación que existe sobre este ambiente en particular, permitió a los autores identiicar cuatro secuencias comprendidas entre el Pliensbaquiano y el Bathoniano, bien datadas y minuciosamente estudiadas. En ellas se pudieron reconocer los principales intervalos pelíticos. Integran la Secuencia I (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 Fm. Los Molles según 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 turbidíticos. Son las de mejor potencial oleogenético. En la Secuencia II (Toarciano) depósitos clásticos gruesos tienen intercalados importantes niveles de lutitas marinas, pero con bajo contenido en carbono orgánico. Para la Secuencia III (Aaleniano-Bajociano inferior), en el sector sudoeste de la Dorsal (Puesto Touquet) dominan 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 13 muestra IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 685 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas los espesores pelíticos de la Formación Los Molles susceptibles de ser considerados rocas generadoras y eventuales alojantes de gas no convencional. Las lutitas negras de Los Molles representan paleoambientes de plataforma exterior y talud profundo. Son ricas en materia orgánica. Su contenido (TOC) varía entre 1% y 4% y alcanza a superar un 6% hacia la parte interior, profunda, de la Cuenca. En estos depósitos el kerógeno es de tipo II a II/III, con una asociación orgánica mixta de material amorfo y estructurado, de tipo inertinítico y vitrinítico, con buenas condiciones para la generación de petróleo y gas. Su distribución y variaciones se muestran en la Figura 14. La madurez de las pelitas varía marcadamente, en coincidencia con algunas es- Figura 13. tructuras positivas (Puesto Touquet, CutralCó, Anticlinal Picún Leufú, sierra de Chacaico, etc) donde se encuentran localmente inmaduras en las culminaciones anticlinales y, por efecto de subsidencia diferencial, en muy corta distancia, se hallan en ventana de petróleo, tales los casos de Aguada Baguales, alrededores de Puesto Touquet y Fosa de Challacó. La Figura 15 exhibe dichas variaciones y su distribución en la comarca analizada. En el lanco norte de la Dorsal aumenta rápidamente su madurez llegando a superar 2% Ro en sus niveles basales en la zona de transición hacia el Engolfamiento. Una importante sobrecarga en los sectores norte y oeste de la Cuenca, vinculada Figura 14. 686 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén con temperaturas moderadas a altas, provocó que la materia orgánica fuera sobremadurada como sucede, en general, en la Faja Plegada y Fallada en el sector occidental, al igual que en la depresión de China Muerta – Zapala, en el SO de la cubeta. La parte central de la Cuenca y el área de la Dorsal de Huincul son regiones con buenas condiciones para la generación de gas de acuerdo con su madurez y contenido orgánico. En algunos sectores especíicos al norte y al sur de la Dorsal de Huincul estas rocas ingresan en la ventana de generación de petróleo. Los cálculos que se realicen sobre el total de hidrocarburos que puede haber generado Los Molles resultan sólo aproximados al actual potencial en shale gas. Debe observarse que esta roca madre ha sufrido varios Figura 15. episodios de generación. El más importante ocurrió 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 Plegada y Fallada. Ello implica que el área inicial era mucho más extensa que la que actualmente corresponde considerar. El método de cálculo a utilizar para el shale gas de Los Molles debe basarse en datos empíricos tomados de los antecedentes registrados en regiones productivas con analogías con este caso. Sobre la base del análisis realizado se deinieron los siguientes parámetros: 1) La supericie estimada para contener recursos de shale gas es de 15.913 km2 2) El espesor medio de las facies generadoras oscila entre 500 y 700 m. 3) Para los cálculos se considera un espesor neto promedio 120 m. 4) Profundidad del objetivo: 2000 a 4500 m. Como conclusión: de acuerdo con el nivel de madurez y con el contenido de materia orgánica encontrado para las lutitas de la Formación Los Molles, la parte central de la Cuenca y el área de la Dorsal de Huincul son 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. Se considera que la profundidad a la que puede ser encontrado IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 687 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas el nivel generador de la sección basal de esta Formación es un factor limitante para el área central y centro-norte. Los cálculos efectuados para la Formación Los Molles empleando la fórmula de Schmoker, son los siguientes: Si se emplea el método volumétrico (Jarvier, 2004), el resultado es 688 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén En este caso los volúmenes de recursos arrojaron valores entre 130 y 191,80 TCF al haberse empleado dos métodos diferentes en la elaboración. Se ignoran, hasta la fecha, las causas de la diferencia encontrada. CONSIDERACIONES FINALES El Shale Gas se encuentra en una incipiente etapa en la Argentina, actualmente es insigniicante 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 correspondiente a la ventana de gas (Ro = 1% a 2%) de la Formación Vaca Muerta se encuentra limitada al norte y oeste por la Faja Plegada y Fallada, al sur por la Dorsal de Huincul, en tanto que hacia éste 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 9). De acuerdo con la madurez y con el contenido de materia orgánica encontrado para las lutitas de la Formación Los Molles, la parte central de la Cuenca (Ro entre 1% y 2%) y el área de la Dorsal de Huincul deinen 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 Figura 16. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 689 IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas franja comprendida entre la localidad de Zapala y Borde Montuoso, pasando por Lindero Atravesado (Figura 16). 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 fórmula de Schmoker) presentan valores inales similares del orden de los 170 TCF para la Formación Vaca Muerta y de 130 a 191,80 TCF para la Formación Los Molles. Estos datos comparados con los cálculos realizados en las productivas lutitas Barnett, tienen un buen grado de coherencia. Estas estimaciones revisten algún grado de incertidumbre ya que sólo se cuenta con información parcial. Una de las tareas futuras es procurar la caracterización del reservorio mediante ensayos de laboratorio. Esto signiica mediciones en testigos coronas de parámetros básicos (porosidad, permeabilidad, saturación de agua, TOC, Ro, etc.,) además, se deberán obtener suicientes datos de mediciones de gas libre y adsorbido. 8.- bIbLIOGRAFÍA Cruz, C., F. Robles, C. Sylwan y H. Villar; 1999. Los Gulisano, C., A. Gutierrez Pleimling y R. Digregorio. sistemas petroleros jurásicos de la Dorsal de 1984. Análisis estratigráfico del intervalo Titho- Huincul. Cuenca Neuquina, Argentina. IV Con- niano-Valanginiano (Formaciones Vaca Muerta- greso de Exploración y Desarrollo de Hidrocar- Quintuco y Mulichinco) en el suroeste de la buros, I: 175-195. IAPG, Buenos Aires. provincia del Neuquén. 9° Congreso Geológico Cruz, C., A. Boll, R. Gómez Omil, E. Martínez, C. Arregui, C. Gulisano, G. Laffitte y H. Villar, Gulisano, C., A. Gutierrez Pleimling, I. Orchuela, A. 2002. Hábitat de los hidrocarburos y sistemas Ambrosio y P. Malone, 2011. Modelo estratigrá- de carga Los Molles y Vaca Muerta en el sec- fico secuencial del Grupo Cuyo en la Dorsal de tor central de la Cuenca Neuquina, Argentina. Huincul, Cuenca Neuquina, Argentina. Actas V Congreso de Exploración y Desarrollo de Hi- XVIII Congreso Geológico Argentino (En CD), drocarburos, Trabajos técnicos (en CD). IAPG, Neuquén. Buenos Aires. Gomez Omil, R., J. Schmithalter, A. Cangini, L. Albariño y A. Corsi; 2002. El Grupo Cuyo en la 690 Argentino. Actas 1: 221-235. Buenos Aires. Jarvie, D., 2004: Evaluation of Hydrocarbon Generation and Storage in the Barnett Shale, Ft. Worth Basin, Texas. Humble Geochemical Services (pdf web). Dorsal de Huincul, consideraciones estratigráfi- Leanza, H., F. Sattler, R. Martínez y O. Carbone, 2011. cas, tectónicas y petroleras. Cuenca Neuquina. V La Formación Vaca Muerta y equivalentes (Jurási- Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidro- co tardío-Cretácico temprano) en la Cuenca Neu- carburos, Trabajos Técnicos (CD), IAPG, Buenos quina. Relatorio del XVIII Congreso Geológico Aires. Argentino: 113-129. Buenos Aires. VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos El ‘‘Shale Gas’’ en la Provincia del Neuquén Legarreta, L. y C. Gulisano, 1989. Análisis estratigráico tro-meridional de la Cuenca Neuquina. IX Congreso secuencial de la Cuenca Neuquina (Triásico Supe- Geológico Argentino, Actas VII: 52-67. Buenos Aires. rior-Terciario Inferior). En Chebli, G. y L. Spallet- Rokosh, C., J. Pawlowicz, H. Berhane, S. Anderson ti (Eds.) Cuencas Sedimentarias Argentinas. Serie and A. Beaton, 2009. What is Shale Gas? An Correlación Geológica N° 6: 221-243. Universidad Introduction to Shale-Gas Geology in Alberta. Nacional de Tucumán. Tucumán. Energy Resources Conservation Board. Alberta Legarreta, L, H. Villar, G. Lattitte, C. Cruz y G. Vergani, Geological Survey. Open File Report 2008-08. 2005. Cuenca Neuquina. En Frontera Exploratoria Steward, D., 2007. The Barnett Shale Play. Phoenix de la Argentina (Chebli, G. et al., Eds.). VI Congreso of Fort Worth Basin. A history. The Fort Worth de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos: 233- Geological Society and The North Texas Geology 250. IAPG, Buenos Aires. Society. Texas. Martínez, M, M. Prámparo, M. Quattrocchio & C. Za- Schmoker, J., 1994. Volumetric calculation of bala. 2008. Depositional environments and hydro- Hydrocarbons Generated. In Magoon, L. and W. carbon potencial of the Middle Jurassic Los Molles Dow (Eds.) The Petroleum System – from source to Formation, Neuquén Basin, Argentina: palynofa- trap. AAPG Memoir 60, Tulsa. cies and organic geochemical data. Revista Geológi- Veiga, G, L. Spalletti, E. Schwarz y A. Piqué, 2011. Esque- ca de Chile; 35 (2): 279-305, Julio 2008. Santiago ma estratigráico secuencial de alta resolución para (En tabla de datos geoquímicos para F. Los Molles). los depósitos del Jurásico inferior a medio (Grupo Pando, G., S. del Vo, G. Lafitte y M. Arguijo; 1984. Posibi- Cuyo) en el sector central de la Cuenca Neuquina. lidades oleogenéticas, migración y entrampamiento en Actas XVIII Congreso Geológico Argentino. (En las sedimentitas jurásicas (Lías-Dogger) de la región cen- CD), Buenos Aires. IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas 691