Caracterización integral a escala de cuenca de la formación Vaca Muerta como reservorio no convencional

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Trabajo seleccionado del tema de Exploración y Sistemas Petroleros del 11° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos del IAPG.

 

El objetivo de este trabajo es presentar un modelo a escala de cuenca regional, basado en un esquema cronoestratigráfico detallado, sobre el cual se mapearon diferentes propiedades clave de rocas y fluidos, en un área de estudio de 20.000 km2 que cubre la mayor parte del play Vaca Muerta.

 

La evaluación de la formación Vaca Muerta como reservorio no convencional comenzó en 2008 con foco en caracterizar el potencial de esta unidad. Los descubrimientos de gas y petróleo se llevaron a cabo en 2010 y, hacia 2015, la delineación exploratoria contabilizaba 70 pozos exploratorios perforados. A comienzos de 2022, YPF ya lleva perforados más de 450 pozos verticales y 500 pozos horizontales con este objetivo en distintos ámbitos de la cuenca Neuquina.

En el inicio de la evaluación de la formación Vaca Muerta como reservorio shale se pusieron en práctica metodologías utilizadas para caracterizar plays shales exitosos en Estados Unidos (Passey et al., 2010; Slatt, 2011). Para llevar a cabo el análisis y la caracterización de este tipo de reservorios se deben tener en cuenta múltiples factores de índole geológicos, geoquímicos, mineralógicos, petrofísicos y geomecánicos, entre otros, que analicen riqueza orgánica, espesor, extensión areal, madurez térmica, tipo y calidad de la materia orgánica, fracturabilidad, sobrepresión, profundidad, porosidad y capacidad de adsorción de gases. Para ello fue necesario la toma de numerosas muestras y análisis de laboratorio. Con el avance de la exploración y el desarrollo, las compañías han trabajado en metodologías acorde a las características y las problemáticas propias de los bloques en los que operan, y los parámetros que se consideran son cada vez más específicos con el fin de lograr mayor productividad.

Este trabajo tiene como objetivo poner en valor la información geológica adquirida por YPF durante doce años de estudios con objetivo shale de la formación Vaca Muerta, integrándola en un modelo regional en un área de 20.000 km2 (Figura 1), haciendo foco en la subdividisión de niveles de interés intraformacionales y potenciales landing zones caracterizándolos en distintos ámbitos de la cuenca.

 

• Ubicación del área de estudio

 

La cuenca Neuquina se localiza en el ámbito centro-oeste de la Argentina, entre latitud 32° y 40° S. Limitada por el macizo Norpatagónico hacia el sur, al noreste por la Payenia y el sistema de Sierra Pintada o bloque de San Rafael, y al oeste por la Cordillera Principal, cubre un área aproximada de 160.000 km2. Tiene un relleno sedimentario de 7000 m de espesor compuesto por sedimentitas de edad mesozoica a cenozoica. El área de estudio de este trabajo comprende 20.000 km  de la cuenca Neuquina en la provincia de Neuquén (Figura 1A). En este ámbito se concentra el actual desarrollo de campos de YPF de la formación Vaca Muerta.

 

• Metodología

 

En una primera etapa, sobre la base de interpretaciones sismoestratigráficas previas basadas en datos sísmicos 3D y 2D, se consolidó la correlación de detalle de 700 pozos verticales distribuidos en la cuenca (Figura 1B). En dicha correlación se elaboró un esquema cronoestratigráfico para el intervalo Tithoniano-Valanginiano, con una nomenclatura unificada para toda la compañía, que incluye tres jerarquías diferentes.

A continuación, teniendo como base este esqueleto estratigráfico se generó la integración de propiedades de roca, fluido y perfiles eléctricos previo análisis y normalización de parámetros (Figura 2). Como resultado de esta etapa, se generaron mapas a escala de cuenca para siete niveles de la formación Vaca Muerta identificados como de mayor potencial e interés (Cocina, Orgánico superior, Orgánico medio, Orgánico inferior, Berriasiano inferior, Berriasiano superior y Segunda Cocina 1-2). Las propiedades mapeadas incluyen espesor, riqueza orgánica actual medida, madurez térmica alcanzada por la roca, propiedades del petróleo y propiedades petrofísicas (porosidad total), entre otras.

 

• Esquema estratigráfico

 

La formación Vaca Muerta (Weaver, 1931; Leanza, 1973) corresponde a facies de rampa externa a cuenca de un sistema mixto silicoclástico y calcáreo con un alto grado de variabilidad vertical y lateral conocido como Sistema Vaca Muerta-Quintuco, de edad Tithoniano inferior a Valanginiano inferior.

Si bien Mitchum y Uliana (1982, 1985, 1988) elaboraron un primer esquema estratigráfico secuencial, el interés de la formación Vaca Muerta como play no convencional,ha generado múltiples esquemas estratigráficos tanto en afloramientos como en el subsuelo (por ejemplo, Aguirre-Urreta et al.. 2014; Desjardins et al.. 2014; Domínguez et al.. 2014, 2016, 2017a, b; Fantín y González, 2014; Fantín et al. 2014; González-Tomassini et al., 2014; Kietzmann et al., 2014a, b, 2015, 2016; Massaferro et al., 2014; Pose et al., 2014; Reijenstein et al., 2014, 2015, 2017; Sagasti et al., 2014; Santiago et al., 2014; Vittore et al., 2014; Zeller et al., 2014, 2015; Guerberoff et al., 2015; Legarreta y Villar, 2015; Licitra et al. 2015; Domínguez y Catuneanu, 2017, Godino y Giunta, 2018, entre otros). Dichos múltiples esquemas fueron comparados e integrados de manera colaborativa y multidisciplinaria por González et al. (2016, 2018) en el proyecto de la “Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta” con 13 superficies (Desjardins et al., 2018) en tres transectas regionales (Sattler et al., 2018).

Al existir en YPF múltiples grupos de estudio de subsuelo en diferentes ámbitos de la cuenca, resultó necesario comenzar un proceso de consolidación interna en un único esquema cronoestratigráfico, regional y de detalle, con una nomenclatura de uso común y unificación de colores únicos (González Tomassini et al., 2019). El objetivo de este esquema es que permita comparar propiedades y resultados en diferentes niveles de navegación en distintas zonas de la cuenca. El esquema estratigráfico resultante consta de tres niveles de jerarquías: 6 intervalos/unidades en el primer nivel, 13 intervalos en el segundo nivel y 39 intervalos en la jerarquía de mayor detalle (Figura 3).

Sobre la base del esquema estratigráfico unificado, se presenta en esta contribución, el resultado de un proceso de correlación de detalle en 700 pozos distribuidos en el área del play (Figura 1b), que logra las mayores equivalencias en posiciones de bottomsets. Es importante remarcar, que el proceso continúa hoy en día con el fin de lograr una correlación de detalle en una escala regional. Este proceso incluye múltiples controles de calidad a través de comparación de secciones de pozo y sísmica de múltiples intérpretes G&G, mapas isopáquicos y mapeo de quiebres de clinoformas, entre otros (Figura 4).

Para la caracterización integral a escala regional, se trabajó en el segundo nivel de jerarquía, generándose superficies (grillas de 1000 x 1000 m) en profundidad de cobertura regional y 13 mapas de espesor para diferentes unidades de jerarquía media. De los 13 niveles identificados se trabaja con los 7 intervalos de interés shale (Figura 5).

 

• Riqueza orgánica

 

Debido a la extensa historia exploratoria de la cuenca y la campaña de captura sistemática de datos geoquímicos para evaluar cuantitativamente el potencial como objetivo shale de la formación Vaca Muerta que lanzó YPF en 2008, se dispone actualmente de una sólida base de datos de geoquímica de ~35.000 muestras en 900 pozos y secciones de afloramientos (Brisson et al., 2020).

En este trabajo se compilaron análisis geoquímicos de laboratorio en muestras de roca (recortes de perforación, testigos laterales y coronas) de 230 pozos verticales distribuidos en el área de estudio de 20.000 km2 (Figura 1b). En los casos en que los pozos hayan sido perforados con lodo base petróleo (OBM, oil base mud), las muestras fueron extraídas con solventes orgánicos (extracción de soxhlet), para evitar interpretaciones incorrectas producto de la contaminación.

La riqueza orgánica actual (COT) es un parámetro clave en la evaluación de un reservorio tipo shale. La alta riqueza orgánica en la roca generadora permite estimar el potencial de generación de hidrocarburos que tiene la roca y la presencia de porosidad orgánica. La formación Vaca Muerta es una excelente roca madre con valor máximo medido de COT de 12% y promedio de un 3,2% (Sylwan, 2014; Brisson et al., 2020).

Como es característico de la formación Vaca Muerta, se destaca una disminución progresiva de la riqueza orgánica de base a techo representando la somerización del sistema (Figura 2). Los valores máximos se reconocen en el nivel inferior de la unidad (Cocina) y, a medida que se asciende en la columna y según el sector de la cuenca se irán sumando progresivamente más niveles orgánicos de menor valor de COT en la dirección del avance de las progradaciones. Hacia el noroeste del área analizada culmina la unidad con el último nivel generador denominado Segunda Cocina (Domínguez et al., 2016).

Habitualmente se han confeccionado y publicado mapas regionales de COT medido promedio que representa el total de la columna de formación Vaca Muerta (Sylwan, 2014; Brisson et al., 2020) en los que se observa el aumento hacia el oeste y el noroeste.

En la figura 6 se presentan siete mapas de COT actual medido promedio para cada uno de los niveles de interés de la formación Vaca Muerta.

El análisis sismoestratigráfico, mapeo de los quiebres de clinoforma para cada tiempo (Domínguez et al., 2020) y el contenido de riqueza orgánica muestran una buena correspondencia (Figura 2), que evidencia que cada una de las progradaciones de formación Vaca Muerta presenta valores de riqueza orgánica que superan el 2% COT a partir del quiebre de la clinoforma y aumentan en dirección SE-NO.

La sección inferior de la unidad, nivel Cocina, contiene los valores más altos de riqueza orgánica con promedio del 2% en el borde oriental de la cuenca y del 7% COT en el centro de cuenca (Figura 6). En el área de estudio se encuentra principalmente en segmentos de bottomsets con espesor total entre 60 y 25 m, mientras que hacia el borde oriental los espesores superan los 50 m con TOC promedio del 3% correspondiente a segmentos de foresets. A medida que ascendemos en la columna el sistema prograda en dirección SE-NO en la figura 6 se observa la variación de la riqueza orgánica en la misma dirección, donde la extensión del área de TOC menor al 2% (topsets) cada vez es mayor en el ámbito SE, y los valores altos se concentran en áreas más pequeñas de centro de cuenca. Como se mencionó, el nivel Segunda Cocina corresponde a la última transgresión y se encuentra restringido arealmente al extremo noroeste.

De esta integración puede observarse que los segmentos de clinoformas de topsets presentan rangos entre el 0% y el 2% COT, segmentos de foresets entre un 2% y un 3% promedio de COT asociados a niveles ricos en materia orgánica con intervalos sin material orgánico debido a su posición más somera del sistema y los intervalos de bottomsets entre un 2% y un 7% promedio de COT extraído.

 

Porosidad

 

La porosidad total (PHIT) y saturación de agua (SWT) son considerados parámetro claves en rocas tipo shale, se relacionan con la calidad de la roca e impactan fuertemente en la estimación de la productividad del reservorio. Una determinación precisa de PHIT a través de los registros eléctricos de pozo dependerá de la calidad e integridad del dato de entrada (Ortiz et al., 2020), pero además de un buen ajuste roca-perfil. La Resonancia Magnética Nuclear (NMR) es una herramienta que resuelve con gran precisión este parámetro, especialmente en ventana de petróleo, pero su adquisición a nivel regional es escasa. La predicción de PHIT a través de técnicas de machine learning utilizando como dato de entrada variables de registros eléctricos básicos (densidad, sónico, neutrón y resistividad) permitió un análisis tanto areal como vertical en los siete niveles de interés en la formación Vaca Muerta.

En la figura 7 se muestra los mapas de PHIT para 180 pozos en el nivel Cocina, a medida que se asciende en la columna la cantidad de pozos analizados disminuye debido a reducción del área con facies orgánicas. Los valores de PHIT se presentan en un rango del 7% al 16%. Como se observa en los mapas de contenido orgánico total, los valores de PHIT aumentan hacia el noroeste en dirección al avance del sistema progradante. Esta correspondencia entre propiedades se asocia al aumento porosidad orgánica presente en los intervalos orgánicamente más ricos.

 

 

• Saturación de agua

 

El cálculo de SWT es siempre desafiante y existen diferentes modelos para resolver esta variable. Los modelos resistivos, a través de la ecuación de Archie, necesitan modificar sus parámetros en función de la madurez

(Ortiz et al., 2018) para obtener resultados precisos. A su vez, la cuantificación del volumen de agua con metodologías a partir de la dispersión dieléctrica y NMR modo T1T2, comparan muy bien al tratarse de herramientas de físicas diferentes. Tomando como base el volumen de agua adquirido por dieléctrico en más de 25 pozos de YPF, se trabajó con una ecuación que relaciona esta variable con la madurez termal (Ro), Resistividad y parámetro textural MN (combinación del exponente “m” y factor de saturación “n” de la fórmula de Archie) entre otras variables, para finalmente obtener la SWT como SWT = Volumen de agua/ entre otras variables, para finalmente obtener la SWT como SWT = Volumen de agua/ PHIT.

En la figura 8 se muestra mapas de saturación de agua total de los siete niveles de formación Vaca Muerta que se ha analizado en el trabajo, confeccionados a partir de la interpretación de 170 pozos. Los valores oscilan entre el 20% y el 90%, y es notablemente más alta en niveles como Berriasiano inferior y Berriasiano superior.

 

 

• Madurez térmica y tipo de fluidos

 

El análisis de la madurez térmica alcanzada por la formación Vaca Muerta tiene por objetivo predecir el tipo de fluido a producir en un pozo en diferentes intervalos de interés. Al inicio de la evaluación se trabajó con datos históricos proveniente de roca como recortes de perforación, coronas, testigos laterales de pozos exploratorios, debido a la ausencia o escasez de datos de fluidos producidos de niveles de Vaca Muerta. El enfoque múltiple con diferentes técnicas (temperatura máxima de pirólisis, GC-FID Gas Cromatography —Flame Ionizaton Detector— y GCMS —Gas Cromatography Mass Spectrometry— de extractos y petróleos e isótopos de C e H en gas) demostraron ser de gran ayuda para definir las variaciones de la madurez térmica en las áreas centrales (Brisson et al., 2020). A medida que avanzó la exploración y la delineación en distintos ámbitos de la cuenca y niveles de interés, el cruce de parámetros de roca y fluidos fue ajustándose y las predicciones del tipo de fluido a partir de datos de roca se hizo más exacta.

Para lograrlo, se plantea la evaluación de diferentes parámetros geoquímicos de madurez térmica, como la reflectancia de vitrinita (%Ro), el índice de hidrógeno (IH), la temperatura máxima de pirólisis (Tmax), las relaciones cromatográficas de los gases de control geológico y su correlación con mediciones realizadas sobre fluidos de producción, como densidad API.

Reflectancia de la vitrinita

Debido a la contribución muy restringida de materia orgánica perteneciente a plantas superiores, las partículas de vitrinita son muy escasas en la formación Vaca Muerta y, por lo tanto, obtener una determinación precisa de la madurez térmica por %Ro suele ser un desafío, además podría causar diferentes mediciones entre distintos laboratorios (Sylwan, 2014, Brisson et al., 2020). Históricamente se ha trabajado con este parámetro para estimaciones de madurez térmica en toda la extensión areal de la cuenca y es un parámetro muy utilizado en la industria petrolera. Actualmente, contamos con más de 215 pozos distribuidos ampliamente en el área de estudio con mediciones de %Ro.

La mayoría de los pozos exploratorios realizados por YPF cuentan con un promedio de 5 mediciones de %Ro lo que permite identificar tendencias, pero no caracterizar todos los niveles de la formación Vaca Muerta. Es por ello que trabajamos con mapas de %Ro promedio para la formación y %Ro para el nivel Cocina solamente (Figura 9). Por este motivo resulta clave añadir otros parámetros provenientes de las muestras de roca para caracterizar los niveles a evaluar.

 

Índice de hidrógeno

 

El Índice de hidrógeno es un parámetro ampliamente utilizado para la estimación del tipo y calidad de la materia orgánica, pero una vez que la roca generadora está en la ventana de termogénesis es un buen indicador de madurez alcanzado y por la tanto del tipo de fluido generado. Proviene de la relación entre COT y S2 de la pirólisis y es posible realizar perfiles precisos de variación de madurez térmica. Actualmente en la zona estudiada, en este trabajo se cuenta con 220 pozos verticales homogéneamente distribuidos (Figura1b) y de cada uno de ellos se cuenta con numerosas muestras de IH por nivel intra-Vaca Muerta. A partir del análisis de estos datos se han podido realizar mapas de madurez térmica por nivel a escala cuenca (Figura 10), lo que permite evaluar las variaciones de madurez térmica y fluidos tanto areal como verticalmente.

 

Temperatura máxima de la pirólisis (Tmáx)

 

Los valores de pirólisis Tmáx proporcionan una buena tendencia de madurez en la ventana de petróleo, a partir de la cual es posible derivar una correlación de madurez equivalente a partir de las mediciones de reflectancia de vitrinita más fiables (Brisson et al., 2020). En los ámbitos de la cuenca donde la ventana de fluido corresponde a gas no se considera confiable como indicador de madurez térmica.

Este parámetro proveniente de la pirólisis fue adquirido en 215 pozos verticales ampliamente distribuidos con gran cantidad de mediciones en cada uno de ello.

Debido a la limitación de este parámetro en las ventanas de gas seco y gas-condesado, no se incluirá el mapeo de este indicador para el análisis a escala regional propuesto en este trabajo.

Densidad de petróleo (°API)

Con el avance de la exploración, la delineación y el desarrollo de la formación Vaca Muerta se adquirieron análisis de fluidos de producción en diferentes ámbitos de la cuenca y niveles de la formación y se generó un mapa de densidad fluido de producción con información proveniente de más de 500 pozos verticales y horizontales (Figura 11). Aún estas mediciones se encuentran concentradas arealmente en algunos campos y ubicadas principalmente en tres niveles de la formación, es por ello que sigue siendo necesario trabajar en la predicción de fluidos producibles a partir de datos de rocas, ya que se cuenta con mayor distribución areal y vertical.

 

Correlación de indicadores geoquímicos en roca y fluidos de producción

 

A partir de la gran cantidad de pozos horizontales en producción con los que opera YPF en toda la cuenca, se ha trabajado en la correlación de parámetros geoquímicos en roca (IH, %Ro y Tmáx) y mediciones en fluidos producidos (como densidad y GOR). De la correlación de parámetros geoquímicos medidos en roca (recortes de perforación) y densidad °API de petróleos de producción en 50 pozos verticales y/u horizontales, se establecieron ecuaciones que vinculan estos indicadores (Figura 12).

 

Estas relaciones permiten ajustar las ventanas de fluidos producidos con su correspondiente valor en parámetro de madurez en roca. Como se presentó, los datos de %Ro e IH superan aún a los análisis de densidad del fluido, por lo que este flujo de trabajo propuesto permite predecir el tipo de fluido a producir en ámbitos donde no contamos aún con datos de producción de formación Vaca Muerta. También es posible estimar la distribución vertical de los tipos de fluido en áreas de elevado espesor de la formación Vaca Muerta.

 

• Resultados y aplicaciones

 

La metodología de superposición e integración de mapas permite visualizar la extensión de las áreas que cumplen con los diferentes cut-off de propiedades de reservorios, para la prospección de petróleos y gas-condensado in situ en toda la cuenca.

Una primera integración de los mapas de propiedades por intervalo permitió generar un mapa regional de cantidad de niveles que superan los cut-off de riqueza orgánica, madurez térmica, espesor, porosidad total, que excluye la zona de fallas a la base de la formación Vaca Muerta proveniente de Marchal et al. (2020) y filones (Figura13). Esta primera integración junto con la interpretación de saturación de agua (que continúa en ajuste actualmente) y presión poral permiten identificar niveles de interés o landing zones en áreas marginales o exploratorias, delimitación de zonas geológicamente análogas y calcular riesgo geológico de manera rápida, precisa y consistente en diferentes ámbitos de la cuenca.

Actualmente se trabaja en la integración de interpretación geomecánica y mineralógica también a escala regional con el objetivo de completar el flujo de trabajo.

 

• Consideraciones finales

 

YPF pone en valor e integra los análisis de laboratorio en roca y fluido, interpretación de perfiles y lecciones aprendidas dentro de un esquema estratigráfico con el fin de avanzar en el conocimiento del reservorio shale Vaca Muerta. Esta es la primera etapa de integración a escala regional que continuará con la incorporación de variables geomecánicas, mineralogía, barreras de crecimiento de fracturas y discriminación de intrusivos por intervalo de formación Vaca Muerta.

Las aplicaciones de este trabajo se adecuarán a las características del ámbito en el que se utilice:

Áreas marginales o exploratorias: realizar rápidas y eficientes evaluaciones del potencial exploratorio y visualización de oportunidades, como así también contar con una herramienta ágil para la toma de decisiones estratégicas.

Área en desarrollo: unificación de criterios que sirven de base en el proceso de toma de decisiones operativas y en la identificación de potenciales niveles de navegación.

 

• Agradecimientos:

 

Agradecemos a YPF por permitir la publicación de este trabajo, y a los revisores Manuel Fantín y Alejandro Bande que ayudaron a mejorar su calidad.

 

• Referencias bibliográficas:

 

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Figura 1. Mapa de ubicación, área de estudio y base de datos.

Figura 2. Composite de pozo ubicado en el ámbito central del Engolfamiento Neuquino. Se presenta únicamente la Fm. Vaca Muerta con la subdivisión de intervalos internos de acuerdo con la nomenclatura unificada de YPF. Para cada uno de ellos se calcula un promedio de las propiedades de laboratorio y eléctricas descriptas en el trabajo.

Figura 3. Esquema estratigráfico que muestra los tres niveles de jerarquías. A la izquierda se ubican las superficies símicas regionales consolidadas en González et al. (2016) en el proyecto Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta.

Figura 4. Esquema estratigráfico de la formación Vaca Muerta. Flujo de trabajo desde la interpretación sísmica regional a corte de pozos.

Figura 5. Mapas de espesor total de los siete niveles de interés de formación Vaca Muerta proveniente de la interpretación de 700 pozos.

Figura 6. Mapas de riqueza orgánica (COT) para los siete niveles de interés de la formación Vaca Muerta generados a partir de mediciones de laboratorio de 230 pozos.

Figura 7. Mapas de porosidad total para siete niveles de interés de la formación Vaca Muerta generados a partir de la interpretación petrofísica de 180 pozos.

Figura 8. Mapas de saturación de agua total para siete niveles de interés de formación Vaca Muerta generados a partir de la interpretación petrofísica de 170 pozos.

Figura 9. Mapas de madurez térmica %Ro promedio para formación Vaca Muerta y para el nivel Cocina generados a partir de mediciones de laboratorio de 225 pozos.

Figura 10. Mapas de Índice de Hidrógeno para los siete niveles de interés de formación Vaca Muerta generados a partir de mediciones de laboratorio de 220 pozos.

Figura 11. Mapa de densidad de fluido °API para la formación Vaca Muerta generado a partir de mediciones de laboratorio de 500 pozos.

Figura 12. Crossplot entre densidad API de petróleos producidos y tres parámetros de madurez térmica proveniente de datos de roca. a) Densidad de petróleo °API versus reflectancia de vitrinita (%Ro). b) Densidad de petróleo °API versus Temperatura máxima de pirólisis (Tmáx). c) Densidad de petróleo °API versus Índice de hidrógeno (IH). Modificado de Fasola y Bosco (2019).

Figura 13. Integración de mapas de propiedades para la evaluación de cada uno de los niveles de la formación Vaca Muerta.

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