Análisis de las estructuras y microestructuras frágiles aplicado a un reservorio no convencional de tipo 'tight': Implicancias en la exploración y desarrollo de la Formación Quintuco, en el Área Loma La Lata, Cuenca Neuquina

Abstract

Las fracturas naturales son estructuras frágiles de meso y microescala que desempeñan un rol clave en reservorios de hidrocarburos, especialmente en aquellos no convencionales de tipo tight, donde la conectividad y la movilidad de f luidos dependen de la permeabilidad secundaria. Su geometría, cinemática y distribución espacial están determinadas por la interacción entre los esfuerzos que las generan y las propiedades de las rocas de caja. En reservorios heterogéneos, como el intervalo Titoniano–Berriasiano de las formaciones Quintuco y Picún Leufú en la Cuenca Neuquina, estas interacciones adquieren particular relevancia al controlar tanto el almacenamiento como la migración de fluidos. El presente trabajo consiste en realizar un estudio integral del sistema de fracturas naturales de dicho intervalo estratigráfico, mediante un enfoque multiescalar y multidisciplinario que permite caracterizar su génesis, geometría, cinemática, distribución espacial y vinculación con los procesos de generación y migración de hidrocarburos. La metodología combinó trabajos de campo, gabinete y laboratorio en afloramientos y subsuelo. En testigos de perforación y perfiles eléctricos se efectuaron mediciones sistemáticas, análisis petrográficos, estudios microestructurales y determinaciones de propiedades geomecánicas. En las estaciones de afloramiento de la Sierra de la Vaca Muerta y el anticlinal de Picún Leufú, en la provincia de Neuquén se realizaron relevamientos estructurales, estudios paramétricos de fracturas, análisis de estratigrafía mecánica y termocronología relativa de rellenos. Esta integración permitió vincular la geometría y cinemática de las fracturas con el marco tectónico regional y las propiedades mecánicas de las facies sedimentarias. Los resultados sedimentológicos permitieron identificar diecisiete facies agrupadas en cuatro asociaciones de facies de plataforma carbonática. Se definieron tres facies geomecánicas: competentes de alta (CAR) y baja resistencia (CBR), y no competentes (NC). En Loma La Lata (Fm. Quintuco) se reconocieron tres sets principales de fracturas, mientras que en Sierra de la Vaca Muerta y Picún Leufú (Fm. Picún Leufú) se describieron cuatro sets más un grupo no sistemático. Los sets de fracturas discretas y sistemáticos muestran orientaciones N–S, NE–SO, E–O y NO–SE, con cinemáticas híbridas de apertura y cizalla. Los análisis estadísticos muestran que, la conectividad individual de las fracturas es baja mientras que los análisis topológicos evidencian índices de interconexión intermedios a altos, lo que sugiere una red bien conectada a escala local. A su vez, los contrastes de competencia entre facies controlan la nucleación, geometría y densidad de fracturas, con mayor intensidad en facies competentes delgadas (CBR) y menor en intervalos masivos (CAR), mientras que las litologías finas no competentes (NC) concentran fracturas de compactación y sobrepresión. La evolución temporal se sintetiza en cuatro eventos: fracturación por compactación (Evento I, Cretácico Inferior), fracturación por sobrepresión (Evento II, Cretácico Superior, 80–89 Ma), fracturación sintectónica inicial (Evento III, Paleoceno, 61 Ma) y reactivación sintectónica tardía (Evento IV, Mioceno MedioSuperior, 17–8,5 Ma). Los Eventos I y II se asocian a la maduración y expulsión primaria de hidrocarburos, mientras que los Eventos III y IV controlan la migración secundaria, con evidencias de rellenos carbonáticos e hidrocarburos. En síntesis, la Cuenca Neuquina durante el Titoniano–Berriasiano constituye un sistema de reservorios heterogéneos donde la fracturación natural resulta de la interacción simultánea y compleja entre procesos diagenéticos y tectónicos, modulados por las propiedades mecánicas de las facies sedimentarias. La evolución tectónica y las propiedades geomecánicas de las facies están estrechamente vinculadas a las condiciones que controlan tanto el almacenamiento como la movilidad de los fluidos. En este marco, el sistema de fracturas se organiza en torno a dos variables críticas: (i) los mecanismos de fracturación, asociados a compactación, sobrepresión y esfuerzos diferenciales; y (ii) la distribución heterogénea de fracturas en las distintas facies geomecánicas. La interacción de estos factores define la conectividad, densidad, orientación y distribución de las fracturas, condicionando directamente la migración primaria y IV secundaria de fluidos dentro del reservorio. El sistema de reservorios heterogéneos puede describirse considerando que las facies no competentes de asociaciones marino profundo e interbarra actuaron como rocas generadoras, cuya maduración se vinculó a la diagénesis de soterramiento y culminó con la expulsión de hidrocarburos durante el Evento II, asociado a fracturación por sobrepresión. Por su parte, los reservorios se desarrollaron en interfaces competentes de baja y alta resistencia ubicadas en los bordes de lóbulos y barras carbonáticas, donde el sistema de fracturas presenta buena conectividad local y porosidad secundaria capaz de incrementar hasta en un 10 % la porosidad primaria. Esta relación intrínseca entre geomecánica, tectónica y dinámica de fluidos constituye la base para comprender la complejidad del sistema y sustenta los modelos interpretativos desarrollados en este trabajo.