EVALUACIÓN DE RESERVORIOS CARBONATICOS DE LA FORMACION QUINTUCO, CUENCA NEUQUINA. Aplicaciones y características del perfil litológico FLEx

Estrada, Enrique1,2; Mendez , Freddy1, Benito Saavedra1 y Guillermo, Gozalvez3, Naides,

Claudio3

1 Baker Hughes, Enrique.Estrada@bakeratlas.com 2 Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco 3 Petrobras Energia S.A. Neuquén.

ABSTRACT Carbonate rocks (limestones and dolomites) usually contain embedded clastics (sandstones and clays) or evaporites (anhydrite or sylvite) in different proportions; or within packstone and wackestone, they present with abundant detrital material ranging from fine to argillaceous, indicating low energy conditions. Traditionally, data from natural gamma ray logs, neutron porosity logs, density logs, transit time interval logs, and resistivity logs are used in the evaluation of these formations, none of which make evaluating mixtures of, for instance, 50% dolomite, 20% calcite, 10% quartz, 10% feldspars, and 10% clay an easy task. During recent years, the need for detailed interpretation of petrophysical characteristics of reservoir rock has increased geoscientists’ interest in improving acquisition and interpretation tools. On the other hand, detailed knowledge of specific lithology (feldspathic sandstones, quartzose or lithic), is in close relation with the type of authigenic cement that will develop according to the degree of diagenesis reached during excavation. The quality of a reservoir rock is related to both the type of specific lithology: lithic sandstones, feldspathic sandstones, conglomerates, limestones, dolomites, or anhydrites, and the matrix and/or cement composition of the rock. For example, a sandstone could contain calcareous, dolomitic, or anhydritic cement or an argillaceous matrix (chlorite, smectite, or kaolinite; this brings relevance to the knowledge of the type of specific lithology and type of matrix or cement when distinguishing between rocks with different petrophysical qualities. The objective of this paper is to show how the FLEx (Formation Lithology Explorer) tool helps us interpret borehole lithology with greater certainty. The study was conducted in the 25 of Mayo Sudeste and Jagüel de los Machos fields, presently operated by Petrobras. The stratigraphic interval that was analyzed is the predominantly carbonate Quintuco formation. Analysis of available geochemical logs such as FLEx™ could resolve this demand for information. INTRODUCCION

El yacimiento Medanito 25 de Mayo y Jagüel de los Machos ubicado en el borde Oriental de la cuenca Neuquina posee gran variedad de reservorios que van desde rocas volcánicas (Gr. Choiyoi) pasando por rocas de origen fluvial (Fm. Petrolifera) hasta rocas de origen marino (Fm. Quintuco). Esta situación hace que la evaluación de nuevas

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herramientas para la caracterización de reservorios sea una práctica necesaria. En esta oportunidad y focalizados en los carbonatos de Fm. Quintuco y su problemática a la hora de evaluar sus propiedades petrofísicas se presenta al Flex y su combinación con registros convencionales como una herramienta con la cual se intenta diferenciar entre litologías especificas, además de identificar dentro de un mismo tipo litológico las zonas de mejor características petrofísicas.

En la zona de estudio la dolomitización como proceso diagenético es la principal responsable de generación de porosidad secundaria. La textura previa del carbonato condiciona la calidad como reservorio posterior a la diagénesis. Si los carbonatos son del tipo Wackstone o Packstone el contenido de finos (arcillas) desmejora la calidad de la Dolomita resultado. Por otro lado un Grainstone al sufrir una dolomitización genera una mayor porosidad y permeabilidad al no poseer finos originalmente.

Siguiendo este concepto se intenta con la herramienta Flex en combinación con registros convencionales, poder realizar una discriminación litológica y dentro de una litología especifica diferenciar zonas con mejores características petrofísicas en función del contenido de finos. FLEX, PRINCIPIOS FISICOS DE LA MEDICION

El sistema de registros de Baker Hughes combinando datos de sus herramientas SLII™ y FLEx™ conforma un servicio denominado RockViewSM. El sistema de registros FLEx utiliza una fuente pulsante de neutrones de alta energía para analizar la formación. Estos neutrones interactúan de diferentes maneras (reacciones inelásticas y de captura de neutrones termales) con los átomos de la formación (Pemper, et al., 2006).

Los elementos medidos de esta forma son: aluminio, silicio, magnesio y carbón, del espectro inelástico, y calcio, silicio, hierro y azufre del de captura, directamente con la herramienta Flex (Figura 1A), mientras que los otros elementos, como potasio, torio y uranio, se miden separadamente con el instrumento de espectrometría de rayos gamma naturales (SLII). La interpretación comienza con la evaluación de los pesos elementales medidos por las herramientas y termina con la determinación litológica y mineralógica de la formación.

La litología, que puede establecerse en base a la química, permite determinar más fácilmente la composición mineral probable de la roca reservorio (Figura 1B). Los óxidos elementales graficados en diagramas ternarios y binarios, se han usado en el pasado para definir distintos tipos de litologías (Herron, 1988; More et al., 1970; Pettijhon et al., 1987; Rollison, 1983; Wendlandt and Bhuyan, 1990). De manera similar a estos métodos y siguiendo los mismos criterios se utilizaron pesos elementales y diagramas ternarios en el desarrollo del nuevo sistema RockView (Pemper, et al., 2006)

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Figura 1. A) Interacciones neutrónicas mostrando profundidad de investigación del espectro inelástico y de

captura. B) Diagrama Ternario mostrando discriminación de litología general (Pemper, et al., 2006).

La determinación deductiva de la mineralogía se la realiza partiendo de la identificación general de la litología asociada con cada medida de la herramienta como se demuestra a continuación:

Elementos → Litología General → Litología Específica → Mineralogía

La litología general podría ser diferenciada en seis categorías principales: Areniscas, Lutitas, Carbón, Carbonatos, Evaporitas e Ígneas. Estas litologías generales pueden a su vez ser divididas en litologías específicas, como ser un carbonato podría ser interpretado como caliza o dolomía de acuerdo a sus contenidos individuales de calcita y dolomita (RockView) pero dentro de la mineralogía este carbonato podría estar constituido por 50% dolomita, 20% calcita, 10% cuarzo, 10% feldespatos y 10% de arcilla. Este producto, Nuc120 (ante última columna Figura 2), nos da una rápida información a la hora de efectuar programas de terminación (diferentes estimulaciones, etc.) en el día a día. El paso final en el proceso de interpretación es la cuantificación de los minerales y porosidad utilizando un Sistema de Optimización Global para calcular el modelado teórico de la formación (método estocástico) utilizando además de las curvas porcentaje en peso de Flex y SLII (Al, Si, Mg, C, Ca , Si, Fe, S, K, Th y U) otras provenientes de registros ya tradicionales como ZDEN, CNC, NMR (PHE, PHS, CBW), PE, Resistividad, y Acústico, dando lugar al producto Nuc285, última columna de la figura 2. Este sistema de Optimización Global nos da la porosidad efectiva y total más consistente con las propiedades mineralógicas de la roca reservorio calculada a partir de esta mineralogía. Este modelo es comparado con los datos disponibles y es optimizado por sucesivas iteraciones hasta encontrar el mejor ajuste posible para el modelado de la formación. De esta manera sería posible que podamos diferenciar, dentro de los carbonatos: calizas y dolomías (a partir de los porcentajes individuales de calcita y dolomita), dentro de las evaporitas: anhidritas y silvita (de acuerdo a los contenidos de S,

A B

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Ca y K) y dentro de las areniscas: areniscas líticas, feldespáticas y cuarzosas (de acuerdo a los porcentajes de Si, Al, K, Fe).

Figura 2. Diagrama de procesos y parámetros usados por el sistema RockView. MARCO GEOLOGICO Yacimiento Medanito 25 de Mayo S.E. y Jagüel de los Machos

El yacimiento Medanito 25 de Mayo y Jagüel de los Machos operado en la actualidad por Petrobras Energía se encuentra ubicado sobre el borde Este de la cuenca Neuquina cercano a la zona de Catriel. Por esta situación el Yacimiento no cuenta con una columna estratigráfica completa (Figura 3)

La secuencia sedimentaria se inicia con las vulcanitas de edad Triásica superior depositadas en un ambiente de rift con orientación ONO-ESE labrado sobre un sustrato Pérmico – Triásico inferior (Gr. Choiyoi) (Rossello et. al. 2005). Posteriormente en una etapa de rift tardío se depositan los sedimentos equivalentes laterales del Gr. Cuyo inferior conocidos en esta zona como Fm. Planicie Morada. Durante la etapa de sag luego de un largo período de no depositación y erosión la sedimentación reaparece con un sistema fluvio-eólico, (Fm. Petrolífera y Fm. Catriel respectivamente) que representan una paulatina desecación de la cuenca (Kimmeringiano)

A

NUC120 NUC285

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Posteriormente una transgresión marina durante el Aptiano, la segunda y de mayor amplitud en la cuenca, instala una amplia plataforma carbonática de baja pendiente, Fm. Quintuco (Rossello et. al. 2006) Finalmente la inversión Andina genera estructuras discontinuas y continuas que afectan tanto al basamento como al resto de la columna sedimentaria.

Todas las unidades anteriormente nombradas presentan facies reservorios, por lo que el campo tiene múltiples objetivos de desarrollo. Una particularidad a destacar es que en la zona no se registra presencia de roca generadora, por lo que las acumulaciones de hidrocarburos provienen de una migración lateral de al menos 30 km y el carrier utilizado es Fm. Petrolífera migrando hacia posiciones estratigraficas superiores de la columna a través de fallas.

En Particular para la zona de estudio la Fm. Quintuco esta dividida en tres miembros, Superior, Medio y Basal (Figura 3). A su vez estos miembros están subdivididos en capas. Una característica de esta plataforma carbonática es que periódicamente se ve interrumpida por eventos que aportan material clástico, por lo que aparecen intercalados entre los carbonatos algunos niveles conglomerádicos. Los clastos que constituyen estos conglomerados pertenecen al Gr. Choiyoi.

Los procesos de dolomitización al igual que la presencia de niveles clásticos y anhidríticos no son similares en los tres miembros del Quintuco, por el contrario estos registran características distintivas que los diferencian. En Quintuco Basal la dolomitización es escasa mientras que la participación clástica sobre todo hacia el tope, es más importante. En Quintuco Medio la dolomitización es un proceso más frecuente y generalizado al igual que la presencia de niveles de anhidritas con gran continuidad lateral. Para Quintuco superior la dolomitización disminuye y aparecen niveles de arenas carbonáticas con intercalaciones de anhidritas algunos niveles peliticos.

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Figura 3: Ubicación geografica y columna estratigrafica del yacimiento Yacimiento Medanito 25 de Mayo

S.E. y Jagüel de los Machos. Cuenca Neuquina Argentina. DATOS DE CONTROL La herramienta FLEX fue registrada en el pozo TA-1064 ubicado en el área de Tapera Sur en la zona de Jagüel de los Machos (Figura 4). Los resultados se calibraron con los datos de un testigo corona obtenido en el mismo pozo para los niveles de Quintuco Medio. Las muestras de los pozos estudiados fueron cuatro carreras de coronas (correspondientes al miembro Medio de Fm. Quintuco), testigos laterales rotados y recortes de perforación que fueron analizadas mediante difracción de rayos X para el estudio de las arcillas y petrográficamente para el estudio mineralógico y diagenético de las areniscas.

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Figura 4: Ubicación del pozo TA-1064. Area Tapera Sur, zona Jagüel de los Machos.

RESULTADOS A continuación se muestra los resultados obtenidos con la herramienta Flex para los diferentes miembros de Fm. Quintuco. FM. QUINTUCO MIEMBRO BASAL Esta sección del Quintuco se caracteriza por mostrar mayor contenido clástico evidenciado por la presencia de niveles conglomerádicos. Los carbonatos identificados varían desde Grainstones a Mudstones mostrando cambios de energía en el ambiente. Su composición es predominantemente calcítica ya que los procesos de dolomitización no son frecuentes. Estas características se ven reflejadas en la respuesta de la herramienta Flex a los contenidos de Mg (bajos) y Ca (altos) que indican que los carbonatos presentes son exclusivamente calcitas. Por otro lado los niveles clásticos son evidenciados por los contenidos de Si y K asociados a la presencia de Feldespatos, los cuales también se detectaron en la descripción de cutting y corresponden a fragmentos del Gr. Choiyoi (Figura 5)

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Figura 5: Mostrando correlación de la recortes de perforación (cutting) con los datos de Flex, para el

miembro basal de la Formación Quintuco. (TA_1064)

FORMACIÓN QUINTUCO MIEMBRO MEDIO Para Quintuco Medio se distinguen claramente una predominancia de los niveles permeables como dolomíticos sobre los calcíticos evidenciado por el mayor contenido de Mg detectado por el FLEX (Figura 6 track 6 curva azul). También los niveles de anhidrita se distinguen claramente por el aumento en el contenido de azufre (track 7 curva lila) La figura 6 muestra el detalle litológico con RockView y su análisis mineralógico. En la primera columna tenemos concentraciones de KTh y GR y en la quinta columna los porcentajes de K, Th y U (Potasio, Torio y Uranio) medidos con Spectralog II. De la columna 5-8 se muestran con códigos de color los pesos elementales de Flex para Si, Ca, Mg, Fe, Al, S, C; de la columna 9-11 se muestran litología general, litología específica y mineralogía; y la columna 8 muestra la curva de la porosidad efectiva (rojo punteada) calculada por modelado teórico de la mineralogía obtenida por el Sistema de Optimización Global. En el track 10 se puede observar que las litologías específicas principales son dolomías intercaladas con importantes contenidos de evaporitas (anhidrita) y con escasas intercalaciones de calizas.

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Figura 6: Perfil Flex Pozo TA_1064 mostrando evaporitas (anhidritas) y carbonatos

(dolomías y calizas) Miembro medio de Fm. Quintuco.

La Figura 7 muestra los datos obtenidos comparados con la descripción de corona para ese intervalo. La buena correlación demuestra la eficacia de la herramienta en la distinción de las litologías principales. Los contenidos de dolomita pueden verse reflejados en los porcentajes en peso de Mg (color azul), Ca (celeste) y C (color verde), al igual que los contenidos de anhidrita que se ven reflejado en los porcentajes en pesos de S (color rosado) y Ca (color celeste). La porosidad efectiva (curva roja) disminuye cuando aumenta el porcentaje de arcilla, la cual esta ligada a la presencia de Al (curva gris). Las arcillas también son identificadas en la descripción de corona (Seams arcillosos) y macroscopicamente se infieren en el cambio de coloración debido a la impregnación de hidrocarburos (tonalidad marrón) confirmando el mejoramiento en la calidad petrofisica de la Dolomía (Figura 7). Nótese la separación entre las curvas de porosidad total y efectiva cuando aumentan las cantidades de Al y Si evidenciando los finos. Mas adelante en este mismo trabajo se vera este tema en mas detalle.

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Figura 7: Detalle de la cuarta carrera con corona con los datos de Flex. (TA_1064). En recuadro rojo se ve el intervalo dolomítico con mayor contenido de arcillas hacia la base y más limpio hacia el tope. Esto se ve

reflejado en el desmejoramiento de la porosidad efectiva hacia la base.

En la figura 8 mostramos detalle de la corona con la porosidad obtenida en laboratorio (puntos) y comparada con la porosidad de Flex (curva azul y roja). Los valores de porosidad efectiva medidos con el Flex (curva roja) se correlacionan con los datos de laboratorio tanto en zonas limpias como en zonas de mayor contenido de finos. La diferencia entre la porosidad total (curva azul) y porosidad efectiva es el agua ligada a las arcillas (Clay bound water) que produce una mayor porosidad total y puede dificultar la evaluación de estos reservorios. El contenido de finos se ve claramente en el aumento del volumen de arcillas en el ultimo track de la derecha (mineralógico) como así también en el aumento de contenido de porcentaje en peso de Al.

Los grainstones normalmente no poseen materiales finos abundantes como los wackestones y packstones, por lo que son calizas granulares compuestas por calcita o aragonita, que cuando son transformados diageneticamente por el efecto de dolomitización se convierten en dolomita. En la fotografía de la corona estas pueden reconocerse fácilmente por contrastes en la coloración. El aumento o disminución de material arcilloso puede verse gracias al aumento de la coloración grisácea en las lutitas o

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wackestones o packstones, dado que estas últimas son calizas con cierto contenido de finos.

Figura 8. Perfil Flex Pozo TA_1064 mostrando evaporitas (anhidritas) y carbonatos (Dolomías y Calizas)

En la Figura 9 se muestran dos fotografías de la corona que ilustran lo anteriormente referido. En la foto A una Dolomía impregnada de hidrocarburos (coloración marrón) con ausencia casi total de finos. La foto B una Dolomía mas fina donde claramente se identifica el contenido de finos (Seams arcillosos) y la ausencia de impregnación de hidrocarburos (coloración grisácea)

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Figura 9: Detalle de corona mostrando A) Dolomía sin finos con impregnación de hidrocarburos B)

Dolomías con finos (Seams arcillosos) sin impregnación de hidrocarburos.

La Tabla 1 nos muestra los valores de porosidad, densidad y saturaciones

obtenidas en Laboratorio a partir de la corona. Al superponer los valores petrofísicos con la interpretación del perfil selley de la corona podemos decir que toda la zona carbonática dolomitizada presenta buenas porosidades en general, sin embargo, la herramienta Flex muestra una separación entre las curvas de porosidad total y efectiva al aumentar el contenido de finos (Figura 8) lo que también se ve reflejado en los datos de laboratorio (Tabla 1). En la zona de wackestone y packstone dolomitizados presentan porosidades intermedias. Mientras que la zona de grainstone dolomitizados presentas buenas porosidades (Tabla 1). También podemos observar claramente que la disminución de la saturación de agua es más importante en la zona de los grainstones dolomitizados.

CORE PROF ΦΦΦΦ DENSIDAD Sw So

LITHOLOGY CORREG. REAL APAR

Mbbp % gr/cm3 gr/cm3 [%] [%]

Wacke + Pack Dol XX16.50 11.45 2.81 2.49 62.7 1.5

Wacke + Pack Dol XX16.51 10.64 2.80 2.50 71.1 4.9

Wacke + Pack Dol XX16.80 9.85 2.80 2.52 71.2 1,00

Wacke + Pack Dol XX17.53 6.84 2.86 2.66

Wacke + Pack Dol XX17.94 12.07 2.85 2.51

Grainstone Dolom XX18.24 17.64 2.83 2.33 29.9 16,00

Grainstone Dolom XX18.54 16.39 2.83 2.36 32.7 16.4

Grainstone Dolom XX18.84 16.54 2.80 2.34 49.3 8.9

Wacke + Pack Dol XX19.17 9.43 2.84 2.57 48.8 10.3

Wacke + Pack Dol XX19.46 15.40 2.79 2.36 44.6 20.6

Wacke + Pack Dol XX19.75 11.68 2.83 2.50 53.6 1.6

Anhydrita XX20.14 0.83 2.94 2.91

Tabla 1. Datos de petrofísicos de corona. Pozo TA-1064.

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FORMACIÓN QUINTUCO MIEMBRO SUPERIOR

La Figura 10 muestra la correlación de los datos de Flex con el perfil obtenido por

descripción del cutting (pozo TA-1064) para el miembro superior de la Fm. Quintuco. En esta figura podemos observar que las litologías especificas predominantes son dolomitas intercaladas con areniscas y lutitas y algunos niveles evaporítico (anhidrita). En este miembro de Quintuco se hace muy importante hacia la parte superior la participación de niveles arenosos con abundantes minerales arcillosos. Nuevamente la presencia de Al es indicadora de arcillas y los niveles clásticos se identifican por los contenidos de Si y K. El Azufre indica claramente la presencia de niveles evaporiticos.

Figura 10: Correlación de recortes de perforación (cutting) con los datos de Flex, para el miembro superior

de la Formación Quintuco.

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CONCLUSIONES

• Mediante la utilización del Flex se logró identificar en rocas carbonáticas diferentes calidades de reservorios en función de los contenidos de arcillas que son la principales responsables del desmejoramiento en las características petrofísicas.

• Se logro un buen ajuste de los datos de porosidad obtenidos en laboratorio contra

las curvas calculadas con Flex. Se pudo observar el desmejoramiento de las características petrofísicas (porosidad efectiva) ante la presencia de finos.

• Decimos que si bien el Flex no permite diferenciar características texturales entre

los carbonatos (por ejemplo diferenciar entre Packstones y Grainstones), se puede a partir del contenido de arcillas identificado, inferir un cambio de textura.

• Se logro mediante un método indirecto, como es el registro del Flex, diferenciar

dentro de un ambiente carbonático litologías especificas como ser calcitas, dolomitas, anhidritas y niveles clásticos con muy buena aproximación.

Se agradece a Petrobras Energía por la publicación de este trabajo y a Miguel D’onofrio por su gran ayuda. REFERENCIAS Barcat, C.; Haydn, C.; and F. Hurley (1995) Unconformity-Related Porosity Development in the Quintuco Formation, Neuquén Basin. Argentina. AAPG Memoir 63. Rossello E. y Barrionuevo M., 2005. El hemigraben invertido del yacimiento 25 de Mayo–Medanito SE : evolución geodinámica de un rift en borde de cuenca. VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Mar del Plata, noviembre 2005 Carozzi, A.; Orchuela, I. y M. Rodriguez Schelotto (1993) Depositional models of the lower Cretaceous Quintuco-Loma Montosa Formation. Journal of Petroleum Geology. Vol. 16, 4, 421-450. Choquette, P. W. and L. C. Pray (1970) Geological nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. AAPG, Bulletin 54, 207-250. CIMAR, Estudio sedimentologico de arcillas. Informe Interno. Martín Olmos, Hernan Maretto, Diego Lasalle, Osvaldo Carbone y Claudio Naides (2002) Los Reservorios de la Formación Quintuco. V Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos. Mar del Plata 2002.

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