Introducción
La Fm. Vaca Muerta se ubica en la Cuenca Neuquina, con una extensión aproximada de 36.000 Km2, abarcando las Provincias de Neuquén, Rio Negro, y Mendoza (Fig. 1).
El primer pozo exploratorio con objetivo a dicha unidad fue perforado en el año 2011 por la compañía YPF S.A., aunque ya había varios antecedentes productivos de dicha formación.
En catorce años esta unidad ha sido perforada por más de 2300 pozos de exploración y desarrollo (147 en 2024), actuando más de 20 compañías operadoras, siendo la producción actual diaria de este play los 350 Mbl/d de petróleo y2 BCf/d de gas.
Estratigrafía
La formación Vaca Muerta (Weaver, 1931) fue depositada en la etapa de Sag, conformando un ciclo trangresivo –regresivo denominado Grupo Mendoza Inferior o simplemente “Ciclo Quintuco-Vaca Muerta”.
Para poder comprender la dinámica depositacional de la formación Vaca Muerta, se describirá al Grupo Mendoza Inferior.
El mismo ha sido estudiado en afloramientos y subsuelo de la cuenca por más de 90 años.
Este Grupo (Legarreta & Gulisano 1989) –excluyendo a la Fm. Tordillo y equivalentes- se ubica entre el Tithoniano Temprano tardío y el Valanginiano Temprano, tiempo durante el cual acontecía la etapa de Sag inicial (de forma constante y lenta), depositándose espesos paquetes de carbonatos, pelitas y areniscas (Mitchum & Uliana, 1985).
Su espesor máximo alcanza 1300 m al oeste de la cuenca (Fig. 2), disminuyendo este sobre los altos regionales y borde de Cuenca.
Este Grupo está constituido principalmente por las siguientes unidades formacionales (Fig. 3):
Esta unidad ampliamente distribuida en afloramientos y subsuelo de la Cuenca Neuquina (Fig.4) fue definida por Weaver (1931).
Leanza (1973, p.121) designó al área de la pendiente occidental de la sierra de la Vaca Muerta como la localidad tipo de esta unidad.
Está formación está compuesta por pelitas y calizas finas con alto contenido de material orgánico (TOC 3-8 %) según Uliana et al. (1999), con kerógeno de tipoI/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).
A nivel global, esta unidad es equivalente a prolíficas rocas madres de algunos sistemas petroleros, como en el Mar del Norte, oeste de Siberia y el Este Medio (Hallam 1987; Legarreta & Uliana 1996b; Leanza 1996).
Sobre la base de su contenido faunístico se infiere que la batimetría de esta unidad no ha superado los 250 m de profundidad, estimación que concuerda con la realizada por Mitchum & Uliana (1985) a través de la medición de las clinoformas en registros sísmicos. Desde el punto devisa paleoambiental, se trata de pelitas de talud e interior de cuenca.
En el subsuelo, habitualmente los límites de esta unidad la conforman hacia su base las areniscas Kimmeridgianas de la Fm. Tordillo, mientras que su techo está definido por una transición hacia calizas finas tipo Wackestone y Packestonede la Fm. Quintuco (Fig. 3).
Formación Quintuco sensu stricto (Weaver 1931 pars)
En el subsuelo de la cuenca, la industria petrolera aplicó el nombre de Fm. Quintuco (ex Fm. Calcárea de Ferraríis, 1947) para describir todas las sedimentitas suprayacentes a la Fm. Vaca Muerta hasta los depósitos de la Fm. Centenario, quedando allí englobadas litologías muy variadas, desde areniscas calcáreas, calizas oolíticas y micríticas, pelitas calcáreas, anhidritas y dolomías (Fig. 3).
Esta unidad es uno de los reservorios más importantes de la Cuenca Neuquina, abarcando mayor superficie que la unidad infrayacente (Fig. 5).
Fm. Loma Montosa (Robles, 1974)
En la Plataforma de Catriel (desde la provincia de La Pampa hasta el Bajo de Añelo), el Grupo Mendoza Inferior se encuentra representado por la Fm. Loma Montosa (Digregorio,1972), quien la asignó a la etapa regresiva del Tithoniano alto para el área oriental del engolfamiento.
Se caracteriza por una gran variedad de facies, con grainstonesoolíticos, packstones, wackestones, arenitas carbonáticas y conglomerados calcáreos, cuyo arreglo somerizante se caracteriza por inundaciones que evolucionan a cuerpos costeros de alta energía (shoreface).
Se presenta en el borde nororiental de la cuenca, siendo el reservorio por excelencia de esta región (Fig. 5)
El conceptolito estratigráfico permitió describir las diferentes unidades formacionales, mientras que el análisis secuencial facilitara comprender el arreglo depositacional desde las facies proximales hasta las posiciones de interior de cuenca (Leanza et al, 2011).
Estratigrafía secuencial
En el trabajo fundacional de subsuelo de Mitchum & Uliana (1985) puede apreciarse que la Fm. Vaca Muerta rejuvenece desde el Tithoniano Inferior hasta el Valanginiano Temprano, en coincidencia con el esquema propuesto por Leanza (1973) sobre la base de observaciones de superficie. En forma similar, la Fm. Quintuco hace lo propio desde el Tithoniano Medio hasta el Valanginiano Temprano.
Sobre la base de la interpretación de líneas sísmicas y datos de sondeos, el empleo de la estratigrafía secuencial permitió determinar el arreglo lateral de facies entre las diferentes unidades formacionales (Figs. 6 y 7).
Como se puedeobservar, la Fm. Vaca Muerta se va espesando hacia el noroeste por cambiolateral de facies (interior de la cuenca).
Características como Shale Play
La formación Vaca Muerta muestra excelentes condiciones como “Shale Play”, debido a la combinación de varios aspectos, que a continuación se describen:
A-Extensión: La misma alcanza los 36.000 km2, abarcando varias provincias dentro de la Cuenca Neuquina (Fig.1).
B-Espesor: El mismo es variable, desapareciendo en los bordes de cuenca y zonas de erosión (Dorsal de Huincul) hasta alcanzar los 1000 m en el sector occidental de la Cuenca (Fig. 8). El mapa de espesor ha sido realizado con foco en las provincias de Neuquén y Rio Negro por la gran cantidad de datos disponibles.
El mismo ha sido realizado a partir de datos de análisis geoquímicos, método de Passey(1990) aplicado a decenas de pozos y varias publicaciones soporte.
El cross over generado con este método(curvas sónica y de resistividad) coincide muy bien a partir de valores de TOC igual o mayor a 2%.
C-Carbono orgánico total (TOC): En términos de caracterización geoquímica, se considera que en la Fm. Vaca Muerta predomina el kerógeno del tipo I/II, que puede cambiar localmente al tipo II en la zona del Sur de la Dorsal de Huincul(Legarreta et al. 2003). El contenido de carbono orgánico total actual de esta formación varía de 1 a 12%, mostrando una distribución areal heterogénea para sus valores promedio. En general se observan máximos relativos ubicados en las regiones centro y centro norte de la cuenca y en menor medida en la sección norte la Dorsal de Huincul (Fig. 9).
El mapa de TOC promedio ha sido realizado con alrededor de 100 datos de análisis geoquímicos y con varias publicaciones soporte.
Adicionalmente, cuando estos datos estaban ausentes, se utilizó un método novedoso degeneración de curvas sintéticas de TOC a partir de la curva sónica (DT).
Método de generación de la curva sintética de TOC.
La falta de datos y análisis geoquímicos en varias zonas de la cuenca, hace que este sea de mucha utilidad y además de simple y barato.
Existe una correlación entre los valores de sónicos de las rocas madres y su TOC (Steve Creane y Quinn Passey, 1993) Fig. 10.
En el caso de la curva sónica, esta aumenta su valor al aumentar el TOC (%).
Siguiendo esta premisa, se comenzó a estudiar la correlación entre estas curvas dentro de la Fm. Vaca Muerta.
Se observó, que existe una muy buena correlación entre ambas curvas en términos relativos (Fig.11), por lo que se intentó estimar estos en términos cuantitativos (a determinado valor sónico le corresponde un valor de TOC).
Para esto se realiza inicialmente una función de filtro de la curva sónica, donde se promedia valores cada 5 m para suavizar la misma.
Luego se realiza un gráfico (Fig. 12), que relaciona los puntos de TOC obtenidos de análisis geoquímicos y la curva sónica calibrada o filtrada.
La recta que mejor ajusta (regresión), en azulen el gráfico, tiene una ecuación, la cual se aplica para generar la curva convalores de TOC (Fig. 13).
De esta forma se logra generar una curva cuya ecuación puede ser extendida o todos los sondeos cercanos, logrando así reducir los costos en la determinación del TOC de los mismos.
En conclusión, la Formación Vaca Muerta presenta características excepcionales como reservorio no convencional en la Cuenca Neuquina, Argentina. Sin embargo, la falta de datos geoquímicos en áreas clave, particularmente en los bloques de producción, limita la comprensión de sus límites productivos y puntos dulces. Para superar este desafío, este trabajo utiliza una curva sintética derivada del registro sónico (DT) para estimar el contenido de carbono orgánico total (TOC) en ausencia de datos geoquímicos. Este método proporciona una herramienta clave para definir la calidad de las rocas reservorio no convencionales y su extensión geográfica potencial, optimizando así la evaluación del recurso.
