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CUENCA NEUQUINA:
BALANCE DE MASA ENFOCADO A LA EVALUACION DEL POTENCIAL
EXPLORATORIO DE LOS DISTRITOS PRODUCTIVOS
Y DE LAS ZONAS NO PRODUCTIVAS
Leonardo Legarreta1, Héctor J. Villar2, Guillermo A. Laffitte3, Carlos E. Cruz4 y Gustavo Vergani5
1
Patagonia Exploración, Bs.As.; 2FCEyN - Dep. Cs.Geol., UBA-Conicet, Bs.As.; 3M&P System,
Bs.As; 4Pluspetrol, Bs. As.; 5Repsol YPF, Bs.As.
1
[email protected]
[email protected]
3
[email protected]
4
[email protected]
5
[email protected]
2
Palabras Clave: Neuquén, balance masa, potencial exploratorio
ABSTRACT. Neuquén Basin: Mass-Balance Focused on Exploratory Potential Assessment of the
Productive Districts and Non-Productive Trends and their Exploratory Potential.
The effort of eight decades of exploration and development in the Neuquén Basin (west-central Argentina)
has identified a EUR of 9.7 BBOE and the current production is around 360 MBO and 2.6 BCFG. As result
of the de-regularization and privatization process during the 90’s, the oil and gas reserves increased within
the relatively mature productive tracts, where the known plays bear around 1.9 BBO and 17.5 TCFG of
proven and probable reserves. Additional reserves are expected from testing new play concepts within the
productive tracts, as deeper targets, and from future activities in the under-explored fold belt and along the
eastern margin of the basin implanted on the Pampean foreland.
INTRODUCCIÓN
Desde hace algunos años atrás la mayoría de los autores que hoy presentan este trabajo comenzaron a
analizar la estratigrafía de las rocas generadoras, sus propiedades geoquímicas y su evolución térmica
(Villar et al., 1998; Uliana et al., 1999a; Uliana et al., 1999b). En una siguiente etapa, se intentó cuantificar
la eficiencia de los sistemas petroleros basados en un balance de masa (Legarreta et al., 2003) y, a medida
que se incorporaron más datos y se profundizó en el análisis geoquímico-geológico integrado de los
mismos, se enfocó hacia una evaluación de la cantidad de petróleo remanente que podría haberse
preservado en distintas partes de la cuenca (Legarreta et al., 2004).
En este trabajo se hace una síntesis de aquellos trabajos previos, donde se analizaron los elementos
geológicos y los procesos involucrados en la generación, carga, migración, acumulación y preservación de
los hidrocarburos y se planteó una comparación cuantitativa de los distritos productivos y también de los no
productivos. Desde ese punto de vista, en esta oportunidad se aportan los resultados del balance de masa y
se efectúa la cuantificación de la eficiencia de la generación y acumulación de los cuatro sistemas de carga
vinculados con las rocas madre del Jurásico Inferior (Fm Puesto Kauffman y equivalentes), Jurásico
Inferior-Medio (Fm Los Molles), Jurásico Superior (Fm Vaca Muerta) y del Cretácico Inferior (Fm Agrio
Inferior y Superior). Al mismo tiempo, se integran estos datos al conocimiento geológico de las áreas con
reservas probadas y se estima el potencial exploratorio remanente de zonas maduras y el potencial de las
zonas menos exploradas, junto con sus riesgos.
Cuando se comienza con la recopilación de información de la cuenca, lo primero que surge es que luego de
ocho décadas de esfuerzo exploratorio y desarrollo de los yacimientos se han identificado reservas totales
(producidas y por producir) que rondan los 9.7 billones de barriles de petróleo equivalente (BBOE),
distribuidos en aproximadamente un EUR de 4.4 billones de barriles de petróleo, 90% de ellos alojados en
35
4500
71º
4000
35º
50 km
30
Malargüe
3500
Buenos Aires
25
3000
37º
Chos Malal
20
2500
2000
39º
Zapala
15
Neuquen
Huincul
1500
1000
10
Frente Faja Plegada
Yacimientos
70º
68º
(A)
500
(B)
0
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
Petróleo
Gas
1990
5
Volumen Acumulado de Gas (TCFG)
Volúmen Acumulado de Petróleo (MMBO)
40 de los 200 yacimientos conocidos (20%). Por otro lado, el EUR para el gas es de alrededor de 29.9
trillones de pies cúbicos de gas, de los cuales el 90% se encuentra en 25 de los 120 campos (20%) de gas
descubiertos hasta la fecha. A partir de la etapa de desregularización y privatizaciones de la década del 90
(Fig. 1) el incremento de las reservas se produjo mayormente dentro o cerca de las zonas productivas donde
hoy se estima la existencia de reservas probadas y probables de alrededor de 1.9 billones de barriles de
petróleo (BBO) y 17.5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas (Legarreta et al., 2004).
Se estima que si se llevara a cabo una verdadera exploración de riesgo, tanto dentro de los distritos
productivos como en áreas que pueden considerarse sub-exploradas y de frontera podrían incorporarse
reservas adicionales.
0
2000
Figura 1. (A) Distribución de las rocas madre. La Fm Los Molles (Jurásico Inferior a Medio) en azul, Fm
Vaca Muerta (Jurásico Superior) en celeste y la Fm Agrio, miembros Inferior y Superior (Cretácico
Inferior) en verde. (B) Curva de acumulación de reservas desde el primer descubrimiento en 1923,
indicando la incorporación de reservas a partir de la década del 90 (línea cortada amarilla).
MARCO REGIONAL DEL RELLENO SEDIMENTARIO Y ESTRUCTURA
La acumulación de la pila sedimentaria del Jurásico y Cretácico ocurrió dentro de un depocentro de trasarco
parcialmente cerrado, implantado sobre el margen occidental convergente de la Placa Sudamericana y
conectada con el Océano Pacífico (Uliana y Legarreta, 1993). Las variaciones relativas del nivel de base
jugaron un rol clave en el desarrollo de las rocas madre, reservorios y sellos, gobernado por un régimen
tectónico mayormente extensional (Legarreta, 2002).
Durante los estadios de mar alto relativo en el Engolfamiento Neuquino de trasarco se estableció un mar
relativamente no profundo, con acumulación de lutitas ricas en materia orgánica bajo condiciones subóxicas
o anóxicas. En los ambientes de plataforma, litorales y fluviales asociados se acumularon reservorios
integrados por carbonatos y términos clásticos (Fig. 2). Con nivel de base bajo relativo el depocentro
Neuquino estuvo sujeto a una comunicación restringida, hasta nula, con el Océano Pacífico, a través del
edificio del arco magmático (Uliana y Legarreta, 1993). Bajo este escenario, el área de acumulación
sedimentaria sufrió una fuerte reducción, mayormente ubicada en los sectores más deprimidos de la cuenca,
dando lugar al desarrollo de evaporitas marino-hipersalinas (sellos) y de facies clásticas fluviales y eólicas,
los cuales constituyen reservorios muy prolíficos (Fig. 2).
Los efectos de la deformación compresiva Andina sobre la pila sedimentaria dentro de lo que hoy se conoce
como Engolfamiento Neuquino comenzó a ser muy evidente durante el Paleoceno y tuvo su etapa de mayor
intensidad durante el Neógeno (Fig. 2). No obstante, la actividad tectónica sinsedimentaria fue activa en
diversos lugares de la cuenca y con variada intensidad, vinculada a antiguas líneas de debilidad presentes
dentro del sustrato del Paleozoico que condujeron a la creación trampas estructurales y combinadas muy
temprano dentro de la evolución tectónica de la cuenca, tal el caso del tren conocido como Dorsal de
Huincul (Legarreta et al., 1999).
UNIDADES Ma CICLOS SEDIMENTARIOS
TERCIORIO
10
UNIDADES
VOLCANICAS Y
SEDIMENTARIAS
20
30
40
AMBIENTE
DEPOSICIONAL
REGIMEN DE
SUBSIDENCIA
VOLCANICO
ACORTAMIENTO
Y LEVANTAMIENTO
(FLUJOS Y
LLUVIA DE CENIZAS),
FLUVIAL Y
MARINO SOMERO
HUNDIMIENTO
FLEXURAL (?)
LLUVIA DE CENIZAS
ASCENSO POR
REBOTE
FLEXURAL
MARINO SOMERO,
Y FLUVIAL
HUNDIMIENTO
FLEXURAL
BAJADAS ALUVIALES
RESERVOIRIOS
PRINCIPALES
ROCA
MADRE
GENERACION
Oeste
Este
FILONES CAPA
50
60
CRETACICO SUP.
MALARGÜE
70
80
Gr NEUQUEN
JURASICO INF.
JURASICO MED.
JURASICO SUP.
CRETACICO INF.
Gr RAYOSO
TRIAS
FLUVIAL
90
100
FLUVIAL, EOLICO,
EVAPORITICO
Y MARINO
Mb TRONCOSO INF
110
Gr MENDOZA
(Superior)
120
Mb AVILE Fm AGRIO
Gr MENDOZA
130
(Inferior)
Fm TORDILLO
Fm AUQUILCO
Fm LOTENA LA MANGA
Gr CUYO
Superior
140
150
MARINO ABIERTO
SUBSIDENCIA
REGIONAL
(HUNDIMIENTO
TERMICO)
Fm QUINTUCO –
LOMA MONTOSA
VACA MUERTA
Fm TORDILLO
MARINO HIPERSALINO
Fm CHALLACO-LAJAS
- PUNTA ROSADA
160
170
Gr CUYO
Medio
FLUVIAL Y EOLICO
MARINO HIPERSALINO
AGRIO
Fm MULICHINCO
MARINO ABIERTO
180
MARINO ABIERTO
LOS
MOLLES
(MAYORMENTE
DELTAICO)
190
Gr CUYO
Inferior
200
210
FLUVIAL,
LACUSTRE,
Y VOLCANICO
SUBSIDENCIA
CONTROLADA
POR FALLAS
Fm PTO. KAUFFMAN
KAUFFMAN
Figura 2. Carta estratigráfica del relleno sedimentario, indicando los ambientes deposicionales principales
y la evolución tectónica de la cuenca Neuquina. Se resaltan los reservorios más importantes y las rocas
generadoras de hidrocarburos. A la derecha se indica el tiempo en el cual la tasa de transformación
querógeno-hidrocarburos fue máxima.
ROCAS MADRE, MADURACIÓN Y GENERACIÓN
Gran parte de la cuenca contiene a los cuatro intervalos de lutitas marinas ricas en material orgánica
acumuladas en ambiente marino, conocidos como Fm Los Molles del Jurásico Inferior a Medio (Figs. 3 y
5), Fm Vaca Muerta del Jurásico Superior (Figs. 3 y 5) y los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio
del Cretácico Inferior (Figs. 4 y 5). La sección de pelitas organógenas lacustres de la Fm Puesto Kauffman,
equivalente de lo que informalmente se conoce como “Pre-Cuyo” (Jurásico Inferior) constituye otra roca
madre cuya presencia se restringe a hemigrábenes de menor extensión areal y de distribución geográfica
menos conocida dentro de la cuenca.
Para ahondar en detalles sobre las rocas madre y/o los sistemas petroleros de la cuenca los lectores pueden
consultar Urien y Zambrano (1994), Uliana et al. (1999a y b) y Legarreta et al. (1999). Para ver ciertas
zonas en particular, como ser el norte del Neuquén están los trabajos de Cruz et al. (1996), Cruz et al.
(1999a), para zona noreste de la cuenca ver Arregui et al. (1996) y, para el sector sureste, Cruz et al. (2002).
Con referencia a la zona de centro de cuenca están los trabajos de Villar et al. (1993), Villar y Talukdar
(1994) y Pángaro et al. (2004), mientras que para el tren de la dorsal y flanco sur, consultar Pando et al.
(1984), Cruz et al. (1999b), Veiga et al. (2002) y Villar et al. (este congreso).
El modelado térmico de las rocas madre del Jurásico y Cretácico muestra claramente la existencia de varios
episodios de generación de hidrocarburos a través de la evolución de la cuenca, particularmente a lo largo
de su porción centro oeste (Figs. 6, 7, 8).
71º
71º
Thickness (m)
50 km
0
500
1000
35º
Thickness (m)
0
100
200
50 km
35º
1500
Malargüe
300
Malargüe
400
2000
37º
37º
2.2.0
0
Chos Malal
Chos Malal
.3
11.3
NEUQUÉN
Neuquen
Zapala
39º
2.
3
1.
1.0
Fm
Los Molles
39º
Huincul
0
REFLECTANCIA
DE VITRINITA
70º
68º
NEUQUÉN
.0
11.0
Zapala
Neuquen
Huincul
.7
00.7
Fm
Vaca Muerta
70º
REFLECTANCIA
DE VITRINITA
68º
Figura 3. Mapa de espesores de facies generadora de la Fm Los Molles (Jurásico Inferior-Medio) y de la
Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior). Con líneas azules cortadas se indica el nivel de maduración actual,
expresada en %Ro.
71º
71º
Thickness (m)
Thickness (m)
50 km
50 km
0
100
200
35º
Malargüe
0
35º
25
50
Malargüe
300
400
75
37º
37º
Chos Malal
Chos Malal
00..77
3
.3
11.
11.3
.3
11..0
0
0
.0
11.
Neuquen
Zapala
39º
Fm Agrio
Mb Inferior
REFLECTANCIA
DE VITRINITA
70º
Neuquen
Zapala
39º
Huincul
Huincul
REFLECTANCIA
DE VITRINITA
Fm Agrio
Mb Superior
68º
70º
68º
Figura 4. Mapa de espesores de facies generadora de los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio
(Cretácico Inferior). Con líneas azules cortadas se indica el nivel de maduración actual, expresada en %Ro.
Oeste
Faja Occidental
Gr. NEUQUEN
CRETACICO
Fm RAYOSO
Fm HUITRIN
Este
Plataforma Noreste
Gr NEUQUEN
Fm RAYOSO
Mb EVAPORITICO
Mb CLASTICO
Fm CENTENARIO
Mb TRONCOSO Sup.
TRONCOSO Inf.
Fm LOMA MO
Fm AGRIO Sup.
NTOSA
Mb. AVILE
Gr
MENDOZA
Fm AGRIO Inf.
Fm QU INTUC
Fm MULICHINCO
O
Fm LOMA MO
NTOSA
Filones capa Terciarios
Fm
JURASICO
Gr LOTENA
TR
Pm
Gr CHOIYOI
Fm TORD ILLO
Fm PUESTO
KAUFMAN
Ro 1.3%
Fm LA MANGA
LCO
Fm AUQUI
Fm LOTENA
71º
50km
Fm TABANOS
Gr CUYO
a b
Ro 0.6%
A
AD
AS
LAJ
Fm
Fm VACA MUERTA
Fm
TORDILLO
OS
AR
NT
PU
35º
Fm LOS MOLLES
Fm
REMOREDO
SIN ESCALA
RESERVORIOS
a) CLASTICOS
b) CARBONATOS
ROCAS MADRE
a
b
SELLOS
Gr CHOIYOI
( y/o
BASAMENTO PALEOZOICO)
37º
a) LUTITAS
b) EVAPORITAS
39º
Frente F.Plegada
PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Yacimientos
70º
68º
Figura 5. Corte regional que ilustra esquemáticamente la estratigrafía física y la distribución de reservorios
probados y sellos. También se incluye en forma indicativa el nivel de maduración de las principales rocas
madre y con flechas se muestra la carga de hidrocarburos hacia los diferentes reservorios.
Los Molles (Jurásico Inf-Medio): Evolución de la Tasa de Transformación (%)
71º
71º
35º
35º
37º
37º
71º
35º
20
37º
60
40
20
80
60
20
Neuquen
39º
40
Neuquen
39º
112 Ma
70º
Neuquen
20
39º
94 Ma
70º
68º
55 Ma
68º
70º
68º
Figura 6. Distribución de la roca madre marina de la Fm Los Molles (línea azul) y la evolución de la tasa
de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de varias etapas de generación.
Vaca Muerta (Jurásico Superior): Evolución de la Tasa de Transformación (%)
71º
71º
35º
20
37º
71º
35º
37º
40
40
20
Neuquen
39º
39º
35º
20
40
60
80
37º
80
80
60
40
60
Neuquen
20
40
Neuquen
39º
20
70º
94
Ma
68º
70º
80
Ma
68º
70º
25
Ma
68º
Figura 7. Distribución de la roca madre marina de la Fm Vaca Muerta (línea celeste) y la evolución de la
tasa de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de varias etapas de generación.
Agrio (Cretácico Inferior): Evolución de la Tasa de Transformación (%)
71º
71º
71º
35º
35º
35º
80
60
37º
37º
37º
40
20
Neuquen
39º
70º
80
60
40
20
80
60
40
20
55 Ma
68º
Neuquen
39º
70º
25 Ma
68º
Neuquen
39º
70º
10 Ma
68º
Figura 8. Distribución de la roca madre marina de los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio (línea
verde) y la evolución de la tasa de transformación porcentual del querógeno (en amarillo) a lo largo de
varias etapas de generación.
El diseño general del patrón que muestran los mapas de Tasa de Transformación del querógeno
(Transformation Ratio-TR) ilustrados en las figuras 6, 7 y 8 y la distribución areal de esas transformaciones
que muestra la figura 9 indican la ubicación de las cocinas de hidrocarburos para cada roca madre a través
del tiempo y da idea de la migración desde las posiciones profundas actuales hacia las márgenes de la
cuenca. Los valores de TR se obtuvieron a partir de modelados 1D en numerosos puntos de control
distribuidos dentro de las provincias del Neuquén, Río Negro y Mendoza.
La sincronía del proceso de generación, migración y desarrollo de trampas ha jugado un papel crítico en la
acumulación y preservación de los hidrocarburos. En este sentido, el querógeno de la Fm Los Molles
(Jurásico Inferior a Medio) desarrolló casi completamente su conversión a hidrocarburos desde el Cretácico
Inferior hasta el Terciario Inferior. El querógeno de la Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior) tuvo su mayor
transformación durante el Cretácico Superior y Mioceno. En cambio, el querógeno de la Fm Agrio
(Cretácico Inferior), desarrollado en el noroeste de Neuquén y a lo largo del oeste de Mendoza, sufrió la
transformación mayor entre el Eoceno y el Mioceno Superior (Fig. 9).
Tiempo y
Ciclos
Sedimentarios
1
Faja
Oeste
2
3
4
Norte Centro de Dorsal de
Huincul
Neuquen Cuenca
71º
10
50 km
35º
TERTIARY
20
30
Malargüe
40
50
1
E. CRETACEOUS
E. CRETACEOUS
60
70
Agrio
2
80
37º
90
100
110
3
Chos Malal
Vaca
Muerta
120
M. JURASSIC
L. JURA
130
140
150
39º
Neuquen
Zapala
Huincul
160
170
Los
Molles
TRIAS
E. JURASSIC
180
4
190
200
(%TR)
(%TR)
(%TR)
(%TR)
70º
210
20 40 60 80 %
20 40 60 80 %
20 40 60 80 %
68º
20 40 60 80 %
Figura 9. Evolución a través del tiempo de la tasa de transformación (TR) de querógeno de las rocas madre
marinas (Fms Los Molles, Vaca Muerta y Agrio) en los diferentes dominios geológicos de la cuenca.
EFICIENCIA DE GENERACIÓN-ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS (GAE)
Para efectuar un balance de masa de la cuenca se utilizó el concepto de Eficiencia GeneraciónAcumulación (Generation-Accumulation Efficiency-GAE) desarrollado por Schmoker (1994). Se trata de
una aproximación razonable basada en cálculos cuantitativos que tienen en cuenta los parámetros
geoquímicos de las rocas madre y los datos de producción acumulada y reservas (Fig. 10).
Si bien la información utilizada en muchos casos deja cierto rango de incertidumbre en los resultados
obtenidos, los valores que se obtienen dan idea acerca de la eficiencia de la cuenca, en términos de
generación y acumulación los cuales pueden, además, ser utilizados para comparar con otras cuencas
petrolíferas. La clave del método propuesto es llegar a un equilibrio entre simplicidad y exactitud, basados
en información confiable y de relativo simple acceso. Los resultados así obtenidos permiten una rápida
evaluación y comparación de los diferentes sistemas petroleros de la cuenca. Es de hacer notar que en el
mejor de los casos, solo en algunas cuencas sedimentarias, la cantidad de hidrocarburos acumulados y
recuperables llegan al 10% del total generado (McDowell, 1975).
Los datos de producción acumulada y de reservas remanentes (petróleo equivalente-BOE) vinculadas con
los sistemas petroleros principales, identificados de acuerdo con la asignación generalizada de los
hidrocarburos a cada roca madre y a los volúmenes con comercialidad comprobada (Fig. 10), indican que
alrededor del 50% de los hidrocarburos provienen de la Fm Vaca Muerta, con predominio del petróleo
sobre el gas. En contrapartida, la Fm Los Molles (mayormente gasífera) más la Fm Puesto Kauffman (casi
exclusivamente petrolífera) habría aportado alrededor de un 34% de los hidrocarburos conocidos. Se asume
que las grandes acumulaciones de gas del Engolfamiento y su periferia estarían asociadas con la importante
cocina de la Fm Los Molles del centro de cuenca (Cruz et al., 2002). Por último, los niveles generadores de
los miembros Inferior y Superior de la Fm Agrio habrían suministrado alrededor del 16% del total de los
hidrocarburos generados y acumulados de la cuenca, mayormente en el norte de la cuenca y
predominantemente petróleo.
Cuando se analiza el tiempo de generación de los hidrocarburos dentro de las zonas térmicamente más
maduras de la zona occidental de la cuenca (Fig. 9), es claro que los mismos tuvieron bajas probabilidades
de acumularse y preservarse en trampas desarrolladas tempranamente ya que la deformación tectónica
posterior del Terciario modificó la configuración estructural (Uliana y Legarreta, 1993). Este último
proceso favoreció la erosión profunda del área, en particular de los diferentes niveles de sello regional y/o
locales. No se descarta que a raíz de fenómenos de remigración, parte de los hidrocarburos de alta madurez
pudieran haberse acumulado en algunos sectores de esta zona. Esta deficiencia en la sincronía de los
procesos del sistema petrolero es altamente desfavorable para la existencia de acumulaciones de
hidrocarburos dentro de la zona plegada occidental (Área 1 de la Fig. 9), principalmente para aquellos
niveles que pudieran haber sido cargados desde la Fm Los Molles y de la Fm Vaca Muerta. En
contrapartida, una mejor sincronía del desarrollo de trampas y del proceso de generación favoreció una
eficiencia mayor en la acumulación y preservación, particularmente a los largo de las franjas marginales del
Engolfamiento (Áreas 2 y 3 de la Fig. 9) e incluso del tren de la Dorsal de Huincul (Área 4 de la Fig. 9),
donde muchas de las trampas se habrían desarrollado durante el Jurásico y Cretácico.
71º
50 km
35º
Edad
Roca Madre
Unidad
EUR
MMBO TCFG
Malargüe
Jurásico I-M
37º
Los Molles y P.Kauffman
0.18
18.3
Jurásico Sup. Vaca Muerta (Malargüe)
0.43
0.37
Jurásico Sup
2.47
9.40
0.13
0.00
1.18
1.80
4.39
29.9
Chos Malal
Jurásico Sup
39º
Vaca Muerta (Engolfamiento)
Vaca Muerta (Sur Dorsal)
Neuquen
Zapala
Huincul
Cretácico Inf
Agrio
Frente Faja Plegada
Yacimientos
70º
68º
EUR Total
Figura 10. Valores de producción acumulada y reservas (EUR) para cada roca madre en sus diferentes
áreas de carga y preservación.
Roca
Madre
(Fm)
Hidrocarburos
Generados
In situ
(Bkg)
(Bkg)
GAE
(%)
Los Molles
550,000
600
0.1
Vaca Muerta
980,000
1,700
0.2
Agrio
110,000
600
0.5
Figura 11. Valores obtenidos de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) a nivel de cuenca para los
sistemas petroleros vinculados con las tres rocas madre marinas (Fms Los Molles, Vaca Muerta y Agrio),
considerando dentro de la Fm Agrio, los dos niveles de lutitas generadoras situados en el Mb Inferior y en
Mb. Superior (Bkg: billones de kilogramos).
A nivel de cuenca, considerando el área deposicional total de las rocas madre marinas, las estimaciones que
surgen del balance de masa indican una baja eficiencia de generación-acumulación (Fig. 11). No obstante,
cuando el mismo tipo de cálculo se realiza para zonas de generación y carga arealmente más restringidas de
los diferentes distritos productivos asociados, los valores obtenidos indican eficiencias mayores (Fig. 12).
Si la evaluación se restringe más aún, centrada a distintos sectores productivos vinculados con alguno de
los sistemas petroleros, los valores de eficiencia se incrementan, lo cual responde a una sincronía adecuada
entre maduración, generación, y disponibilidad de vías de migración y trampas. Tal es el caso para la Fm
Vaca Muerta cuando se parte de zonas geográficamente amplias (Fig. 10) y luego se hace una
diferenciación por sectores arealmente más reducidos (Fig. 13). Esto es más acentuado en la zona del
Engolfamiento donde la sección basal de la Fm Vaca Muerta, muy rica en materia orgánica, yace
directamente arriba de, o cercana a, los reservorios productivos, además de que el modelado térmico indica
una sincronía muy favorable entre generación-migración-entrampamiento.
Roca
Madre
(Fm)
Hidrocarburos
Generados
In situ
(Bkg)
(Bkg)
GAE
(%)
Los Molles
297,430
548
0.2
Vaca Muerta
427,000
5,930
1.5
40,300
595
1.5
Agrio
Figura 12. Valores obtenidos de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) considerando sólo los
distritos productivos, los valores del GAE muestran valores relativamente más altos, particularmente en
referencia a los sistemas vinculados con la Fm Vaca Muerta y con la Fm Agrio (Bkg: billones de
kilogramos).
71º
Reservas y GAE
Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior )
50 km
35º
Malargüe
EUR
MMBO
3.03
TCFG
9.77
37º
Distrito
Productivo
Chos Malal
39º
Hidrocarburos
Generados
In situ
(Bkg)
(Bkg)
GAE
(%)
Neuquen
Zapala
Huincul
Frente Faja Plegada
Yacimientos
70º
68º
Malargüe
Central
Sur Dorsal
233,500
743,600
2,900
250
1,380
70
0.1
0.2
2.4
Figura 13. Valores de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) para la Fm Vaca Muerta, tomando
áreas de generación geográficamente extendidas, respecto de las zonas productivas, cuya zona de
generación y carga pudieron haber sido de menor extensión.
En síntesis, los valores de GAE obtenidos que indican una baja eficiencia de los sistemas petroleros pueden
ser consecuencia de múltiples razones, según la roca madre y las zonas que se analicen. A nivel de cuenca
(Fig. 11), se observa una sincronía desfavorable de la evolución de la maduración de oeste a este de las
rocas madre jurásicas (Fm Los Molles y Fm Vaca Muerta). Es claro que no evolucionaron en el tiempo
acorde con la generación de las trampas que se conocen en la cuenca, la mayoría de ellas vinculadas a la
deformación tectónica del terciario. En la zona occidental, donde hoy en día se encuentra la columna
sedimentaria plegada y ascendida, se comprueba que las rocas generadoras del Jurásico (Fm Los Molles y
Fm Vaca Muerta) han sufrido una transformación térmica severa. Por otro lado, un factor crítico es la pobre
preservación de los posibles entrampamientos de hidrocarburos que pudieron haberse formado en esta faja
que incluso habrían afectado a aquellas cargadas desde los niveles generadores de la Fm Agrio. Este
fenómeno se debe a que el alzamiento de la cobertura, resultado de la inversión tectónica terciaria, condujo
a la destrucción de la integridad de las trampas y favoreció la erosión de los niveles de sellos y pérdida de
los hidrocarburos.
Sin embargo, la historia de las condiciones geológicas muy particulares de la zona de la Dorsal de Huincul
y del flanco sur de la cuenca, junto con la evolución térmica de las rocas madre jurásicas, permitieron una
eficiencia más alta de los sistemas petroleros. Lo mismo ocurre cuando se analiza la eficiencia de los
sistemas vinculados con la cocina de hidrocarburos, migración, carga y preservación de las acumulaciones
vinculadas con el Engolfamiento (Fig. 14).
Otra de las causas que podrían haber jugado un papel desfavorable en la eficiencia, surge cuando se
analizan las dimensiones de las acumulaciones conocidas en la cuenca y se las compara con la capacidad de
generación de las rocas madre jurásicas. El tamaño de las acumulaciones dentro de los distritos en
producción muestra una muy baja cantidad de trampas de gran tamaño y el predominio de acumulaciones
de tamaño mediano a pequeño (Fig. 15) con un tamaño medio de 12 MM de barriles de petróleo y de 132
MMM de pies cúbicos (BCF) de gas (Figs. 16 y 17).
71º
Fm Vaca Muerta (Jurásico Superior )
50 km
35º
Malargüe
Engolfamiento
37º
Chos Malal
39º
Distritos Productivos
GAE
(%)
Engolfamieno
6.5
Sur Dorsal
2.4
Neuquen
Zapala
Huincul
Frente Faja Plegada
Sur Dorsal
70º
Yacimientos
68º
Figura 14. El valor de Eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) para la Fm Vaca Muerta para la zona
con yacimientos cuya generación y carga estuvo vinculada a lo que se conoce como área del Engolfamiento
es mucho más alto que en los obtenidos a nivel de cuenca y por zonas geográficas extendidas.
POTENCIAL EXPLORATORIO
La exploración en la Argentina, incluyendo la cuenca Neuquina, fue tema central del Taller auspiciado por
el IAPG (2003). La información disponible muestra que la historia de descubrimientos de petróleo y de gas
en la cuenca muestra un crecimiento general continuo puntuado por el hallazgo de acumulaciones de
tamaño más grande que el promedio (Figs. 16 y 17). Desde este punto de vista, si se siguen aplicando los
mismos conceptos geológicos en la búsqueda de nuevos yacimientos, por un tiempo se va a continuar
encontrando acumulaciones de similares dimensiones, pero con menores probabilidades aún de hallar los
mayores, por lo que la incorporación de reservas no va a cambiar la tendencia de los últimos años (Figs. 18
y 19). La madurez de los conceptos exploratorios dentro de las zonas productivas y el decaimiento de las
inversiones en la actividad exploratoria, debido a múltiples causas (IAPG, 2003) dio como resultado la
disminución de las reservas de petróleo a partir de 1999 y de las reservas de gas a partir del año 2000 (Fig.
20).
Si se toma en cuenta la pobre eficiencia de los sistemas petroleros a nivel de cuenca, podría interpretarse
que la probabilidad de incorporar recursos potenciales es baja. No obstante, si se hacen evaluaciones dentro
de sectores de generación-migración geográficamente más reducidos y, por otro lado, se desarrollan nuevos
conceptos geológicos, se pueden plantear distintas oportunidades exploratorias. Tal como se mencionó,
dentro de algunos de los distritos productivos existe un tamaño medio mediano a pequeño para las
acumulaciones de hidrocarburos. Esto es muy evidente en áreas donde se cuenta con cobertura sísmica 3D
(Fig. 21). De hecho, durante los últimos años la mayoría de las empresas han dedicado sus inversiones en
aumentar reservas dentro de yacimientos en producción perforando numerosos pozos de extensión y no
pozos realmente exploratorios. Salvo contados casos, la símica 3D fue utilizada con ese objetivo y pocas
compañías utilizaron este tipo de información 3D para llevar adelante programas exploratorios (Vega y
Legarreta, 2002).
Cantidad de Campos
70
60
Petróleo: 235
Gas: 107
50
40
30
20
10
0
MMBO 0.17
BCFG
1
1
6
6
36
25
150
75
450
200
1200
500
3000
1000
6000
Figura 15. Distribución de tamaños de yacimientos de petróleo y gas que se han encontrado luego de 80
años de exploración en todo el ámbito de la cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de
barriles de petróleo y BCFG: billones de pies cúbicos de gas).
Dentro de las zonas productivas, las trampas estructurales a descubrir tenderán a disminuir en cantidad y
tamaño en el corto plazo, salvo que se compruebe la existencia de trampas estratigráficas sutiles (y/o
entrampamientos combinados) y/o nuevos objetivos exploratorios, por ejemplo, niveles más profundos.
Para tratar de descubrir acumulaciones de tamaño mayor a las ya conocidas estadísticamente dentro de las
zonas en producción, se deberían investigar nuevos conceptos geológicos que implicarán mayor riesgo que
el acostumbrado en la perforación de pozos de delineación.
Las zonas de frontera, no productivas, muestran diferente nivel de riesgo pero siempre alto. Tal es el caso
de la zona plegada occidental en Malargüe (sur de Mendoza) y del Neuquén (Fig. 22). En la zona
deformada del sur de Mendoza, si bien la información geoquímica disponible es menor que en Neuquén, los
datos indican rocas generadoras con un menor nivel de maduración térmica, pudiendo aportar mayormente
petróleo.
Los reservorios prospectables en esta zona son en forma dominante de tipo naturalmente fracturados, ya
sean secciones clásticas, calizas o bien filones capa del Terciario. Al igual que en Neuquén, la inversión y
alzamiento tectónico del sector más occidental dio lugar a la erosión profunda de la pila sedimentaria y
destrucción de la integridad de las trampas del subsuelo, dejando pocos sectores que podrían ser
explorados. En muchos sectores, se acumuló una espesa serie efusiva terciaria que yace en discordancia
sobre el intervalo Jurásico y Cretácico y esta involucrada en la deformación junto con el resto de la sección
mesozoica. Dentro de este mismo ámbito geográfico, el desarrollo de una fuerte topografía, muchas veces
relacionada con la presencia de sucesiones volcánicas y de potentes evaporitas deformadas de la Fm Huitrín
1000
PUESTO HERNANDEZ 514 MMBO
CHALLACO 37.2 MMBO
100
MMBO
CHALLACO 37.2 MMBO
EL PICHANAL 1.5 MMBO
10
EL PICHANAL 1.5 MMBO
1
ATUEL SUR 0.1 MMBO
ATUEL SUR 0.1 MMBO
0,1
0,01
Campo Promedio
0,001
1
2
5
10
15 20
30
40
50
60
70
80 85
: 12 MMBO
90
95
98 99
Probabilidad (% menor que)
Figura 16. Distribución de tamaño de yacimientos de petróleo luego de 80 años de exploración en la
cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo)
LOMA
LALATA
LATA
10800
BCFG
LOMA LA
10800
BCFG
10000
SIERRA CHATA 850 BCFG
SIERRA CHATA 850 BCFG
BCFG
1000
LOMA
CAMPANA
BCFG
LOMA CAMPANA
1919
BCFG
100
PORTEZUELO
ALTO
2 BCFG
PORTEZUELO ALTO
2 BCFG
10
1
0,1
Campo Promedio
0,01
1
1
2
2
5
5
10
10
15
15 20
20
30
30
40
40
50
50
Probability, % Less Than
60
60
70
70
80
80 85
85
90
90
: 132 BCFG
95
95
98 99
98
99
Probabilidad (% menor que)
Figura 17. Distribución de tamaño de yacimientos de gas luego de 80 años de exploración en la cuenca
Neuquina. Fuente IAPG (2003). (BCFG: billones de pies cúbicos de gas).
Reservas Descubiertas (Acumuladas) - (MMB)
Descubrimientos de Petróleo
5,000
4,500
PLAN ARGENTINA
4,000
PETROPLAN
PLAN HOUSTON
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
1910
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Año de Descubrimiento
Figura 18. Historia de descubrimientos de yacimientos de petróleo luego de 80 años de exploración en la
cuenca Neuquina. Fuente IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo)
Reservas Descubiertas (Acumuladas) - (BCF)
Descubrimientos de Gas
30,000
PLAN ARGENTINA
PETROPLAN
25,000
PLAN HOUSTON
20,000
15,000
10,000
5,000
0
1910
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000 2010
Año de Descubrimiento
Figura 19. Historia de descubrimientos de yacimientos de gas luego de 80 años de exploración en la cuenca
Neuquina. Fuente IAPG (2003). (BCFG: billones de pies cúbicos de gas).
Evolución de Reservas de Gas
1600
14
Reservas de Gas (BCF)
Reservas de Petróleo (MMB)
Evolución de Reservas de Petróleo
1400
1200
1000
800
600
400
200
12
10
8
6
4
2
0
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
INA
NT
Sísmica 3D Registrada desde 1990
Total: 23.610 km2
GE
C H
I L
E
Figura 20. Evolución de las reservas de petróleo y de gas desde 1994 hasta el año 2002. Se advierte la
declinación de incorporación de reservas de petróleo desde 1999 y de las de gas desde el año 2000. Fuente
IAPG (2003). (MMBO: millones de barriles de petróleo y BCFG: billones de pies cúbicos de gas).
AR
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Yacimientos
Año
Figura 21. Cobertura sísmica 3D (verde) mayormente registrada dentro de los distritos productivos. Restan
áreas desprovistas de este tipo de sísmica y que sólo cuentan con líneas 2D de variada calidad y dispuestas
en una grilla heterogénea, no apropiada con el tamaño de las trampas a delinear.
impide obtener información sísmica confiable (costo y calidad).
Más hacia el este, pero dentro del ambiente plegado y fallado (Fig. 22), existen niveles profundos
vinculados con rocas generadoras lacustres del Jurásico Inferior, cuyo conocimiento es muy escaso y no
permite conocer su distribución en subsuelo. Gran parte del área puede estar cubierta por secciones
volcánicas que hasta la fecha han sido una barrera para la obtención de datos sísmicos de calidad suficiente
como para definir la estructura del subsuelo.
En el sector neuquino de la faja plegada occidental puede resultar de interés investigar nuevos conceptos
(Fig. 22), tal como posibles acumulaciones debido a la generación de gas post-maduración que pudo haber
cargado reservorios profundos involucrados dentro de trampas de relativamente grandes dimensiones. De
igual forma pueden plantearse trampas profundas en zonas exploradas dentro de niveles someros, teniendo
en cuenta que se deben manejar reservorios de baja porosidad y baja permeabilidad. En esta zona se suma
que el conocimiento estructural se basa en geología de superficie, apoyada por una malla de líneas sísmicas
2D abierta, heterogénea y no siempre de buena calidad. Al mismo tiempo, los pozos que penetraron
profundamente dentro de la columna sedimentaria son muy escasos.
Cuando se observa la zona del eje del Engolfamiento (Fig. 22, zona rojiza) el nivel de maduración térmica
de las rocas madre del Jurásico indica que el gas es el tipo de hidrocarburos a encontrarse, ya sea dentro de
FAJA PRODUCTIVA
Oeste
CORDILLERA
DEL CHOIYOI
ANTICLINAL
TROMEN
FILO
MORADO
CHIHUIDO
SIERRA NEGRA
Este
AREA
CATRIEL
5
0
-5
km
30 km
71º
35º
Triasico Sup.-Jurásico Inf. (clásticos y volcánicos)
Jurásico Inf.-Sup. (clásticos y rocas madre
50 km
Malargüe
)
Jurásico Sup. (evaporitas)
Jurásico Sup. (clásticos)
37º
Chos Malal
Jurásico Sup.– Cretácico Inf. (clásticos y roca madre
Cretácico Inf. (clásticos, carbonatos y roca madre
Cretácico Inf. (evaporitas)
)
)
39º
Neuquen
Zapala
Huincul
Cretácico Sup.(clásticos)
Anticlinales con
Basamento en el nucleo
Ejes anticlinales
Terciario (clásticos and volcánicos)
70º
Frente Faja Plegada
68º
Yacimientos
Figura 22. Corte estructural simplificado ilustrando los estilos estructurales y la ubicación de las rocas
madre. El mapa muestra distritos productivos y las zonas con distinto nivel de riesgo exploratorio. La faja
plegada más occidental del Neuquén (zona amarilla) y de Mendoza (zona verdosa). Hacia el este (zona
azulada) se postula una posible faja de petróleo pesado, sin embargo, la información es escasa nula. En el
centro de la cuenca (zona rojiza) el potencial está vinculado con acumulaciones gas en reservorios
profundos.
reservorios naturalmente fracturados o dentro de lo que se conoce como sistemas de gas de centro de
cuenca. En todos estos casos, el tipo y características del reservorio son un tema crítico y poco conocido y,
además, su investigación requerirá aplicar técnicas de perforación y terminación para adecuarlas a
reservorios altamente sensibles al daño.
Tal como ocurre en la mayoría de las cuencas subandinas, la falta de sincronía adecuada entre generación,
migración y existencia de trampas, ha dado lugar al desarrollo de fajas de petróleo pesado en los flancos de
cuenca situados sobre el antepaís. Si bien, la información disponible es escasa a nula, hay claras
indicaciones de su existencia, tanto en subsuelo como en afloramientos, a lo largo de la faja oriental de
Malargüe, sureste de Mendoza y oeste de La Pampa (Fig. 22, zona azulada). No obstante, su verdadero
potencial y valor no se puede estimar apropiadamente dada la carencia de datos. Más allá de que se trate de
petróleo pesado, las dificultades que ha mostrado esta zona están vinculadas a la presencia de una extensa
cubierta volcánica (de composición y espesor variable) que se extiende desde más al sur de la latitud de
Malargüe hasta el límite con La Pampa, y que ha desalentado la investigación del área. No obstante, desde
la ciudad de Malargüe hasta el río Diamante la zona está desprovista de este escollo y varios sondeos
mostraron en el pasado la presencia dentro de diferentes posiciones estratigráficas niveles impregnados con
petróleo pesado y afectado por biodegradación.
Sobre la base de estimaciones volumétricas altamente especulativas se plantea que podría encontrarse en
los diferentes sectores de la cuenca, tanto dentro de los distritos productivos como en las áreas no
productivas, las cuales están pocas y nada exploradas, reservas adicionales pero ligadas a un riesgo
exploratorio variable según las zonas mencionadas (Fig. 23). Cuando esos valores que potencialmente
podrían llegar a ser descubiertos en los próximos años, son incorporados al balance de masa para calcular la
eficiencia de los sistemas petroleros, se advierte rápidamente que si bien implicarían un fuerte incremento
del valor del GAE desde un punto de vista absoluto, ese índice permanece menor al 1%, indicando que la
eficiencia de los sistemas ha sido muy baja.
Acumulaciones de Hidrocarburos
Tipo de Hidrocarburo
Gas (TCF)
Petróleo (BBls)
Acum.
12.37
2.81
Rem.
17.53
1.58
EUR
29.90
4.39
Recursos a Descubrir (Estimado)
Gas (TCF)
Petróleo (BBls)
Petróleo Pesado (BBls)
de 12.00
de 0.70
de 1.20
a
a
a
23.50
1.70
2.50
Figura 23. En la tabla superior se indican los volúmenes de petróleo y gas producidos (Acumulados), los
que quedan por producir (Remanentes) y el total (EUR). En la tabla inferior se han incluido los valores
estimados que podrían llegar a encontrarse en el futuro luego de ejecutarse trabajos exploratorios de riesgo.
(BBls: billones de barriles y TCF: Trillones de pies cúbicos).
CONCLUSIONES
Dado que no se cuenta con información uniforme en toda la cuenca, en cuanto a cantidad y calidad, los
resultados obtenidos sobre la eficiencia de los sistemas petroleros, basados en el balance de masa, están
afectados por cierto rango de incertidumbre. No obstante, los valores obtenidos no están muy alejados de
los que se conocen de otras cuencas y permiten una evaluación y comparación de los sistemas petroleros
dentro de diferentes marcos geológicos.
Las acumulaciones identificadas son de tamaño dominante pequeño a mediano, con escasos yacimientos de
grandes dimensiones. Si se mantiene el mismo nivel de exploración de estos últimos años (inversiones),
principalmente enfocados a los distritos productivos para ampliar reservas de yacimientos en producción
(bajo riesgo), la probabilidad de encontrar acumulaciones diferentes a lo estadísticamente conocido y
revertir la tendencia declinante de las reservas de petróleo y gas son muy bajas. Nuevos descubrimientos
dentro de los distritos productivos, exploratoriamente maduros, apuntan a acumulaciones de tamaño
pequeño a mediano, salvo la aparición de trampas combinadas con fuerte factor estratigráfico asociado,
para lo cual la información sísmica 3D de buena resolución es una herramienta imprescindible.
La probabilidad de entrampamientos de mayores dimensiones pareciera estar vinculada con gas, alojado en
objetivos más profundos, poco o nada explorados hasta la fecha. Parte de ellos pueden vincularse con
estructuras profundas localizadas en diferentes partes de la cuenca, cuya integridad ha quedado preservada.
También vinculadas con el gas, es posible que en un futuro se pueda llegar a poner en producción
acumulaciones vinculadas con sistemas de centro de cuenca. En todos estos casos, se trataría de reservorios
de baja permeabilidad muy sensibles al daño, por lo cual serían necesarias técnicas de perforación
adecuadas a este tipo de prospectos.
La presencia de una “Faja” de petróleo pesado localizado sobre el flanco oriental de la cuenca ofrece un
desafío distinto, por las tecnologías a aplicar tanto durante la etapa de exploración, su puesta en producción
y su comercialización. Existen muchas evidencias que apuntan a demostrar su existencia pero hoy en día
resulta imposible hacer una cuantificación adecuada dada la falta de datos.
Se estima que si se llevara a cabo una verdadera exploración de riesgo, tanto dentro de los distritos
productivos como en áreas que pueden considerarse sub-exploradas y de frontera podrían incorporarse
reservas adicionales. Para ello es necesario recordar lo que Michael Halbouty describe que hay que tener
para ser un verdadero explorador: “Unmitigated guts”.
AGRADECIMIENTOS
Los autores desean expresar su agradecimiento a las compañías en las cuales trabajan por haber autorizado
la utilización de la enorme base de datos geoquímica que se adquirió durante estos años y haber permitido
la publicación de este trabajo. A todos los profesionales con quienes se han discutido numerosos conceptos
y compartido ideas en forma desinteresada en muchas oportunidades. A Tomás Zapata por sus comentarios
de parte del texto y a los árbitros que contribuyeron a la mejora del mismo.
LISTA DE TRABAJOS CITADOS EN EL TEXTO
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Lomas, Provincia del Neuquén. XIII Congreso Geológico Argentino y III Congreso de Exploración de
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Cruz, C.E., H.J. Villar y N. Muñoz G. (1996). Sistemas petroleros del Grupo Mendoza en la Fosa de Chos
Malal, Cuenca Neuquina, Argentina. XIII Congreso Geológico Argentino y III Congreso de
Exploración de Hidrocarburos, Actas I: 45-60. Buenos Aires.
Cruz, C., E. Kozlowski y H.J. Villar (1999a). Agrio (Neocomian) petroleum systems, main target in the
Neuquén Basin thrust belt. Argentina. IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos,
Tomo I: 891-892. Mar del Plata.
Cruz, C.E., F. Robles, C.A. Sylwan y H.J. Villar (1999b). Los sistemas petroleros jurásicos de la Dorsal de
Huincul. Cuenca Neuquina, Argentina. IV Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos,
Tomo I: 175-195. Mar el Plata.
Cruz, C.E., Gómez Omil, R., A. Boll, E.A. Martinez, C. Arregui, C.A. Gulisano, G.A. Laffitte y H.J. Villar
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