03812nmc a2200229 4500 20260520010337.0 260224s xxu PD I116 3 0015570 Caracterización geoquímica y alocación de producción en el yacimiento Cañadón Amarillo, Cuenca Neuquina, provincia de Mendoza 5/6/2019 ; 09/03/2017 22 p. En este trabajo se presentan los resultados del estudio geoquímico de petróleos realizado por YPF-Tecnología e YPF S.A. para evaluar la posibilidad de aplicación de la metodología geoquímica de caracterización de reservorios y de alocación de la producción conjunta en reservorios multicapa para 4 pozos del Yacimiento Cañadón Amarillo, ubicado en la provincia de Mendoza, dentro del ámbito de la Cuenca Neuquina sur-mendocina. Esta área actualmente produce petróleo por producción primaria de diferentes reservorios. Los reservorios profundos fueron depositados entre el Jurásico medio a superior y comprenden las formaciones: Tordillo (areniscas y conglomerados de ambiente fluvial/aluvial), Barda Negra (rampa carbonática) y el Gr. Cuyo (depósitos silicoclásticos de origen marino). También hay producción por primaria de reservorios someros, correspondientes a la Fm. Huitrín con los Mb. La Tosca y Chorreado (plataformas carbonáticas). Se analizaron 17 petróleos, de los cuales 13 correspondieron a petróleos de capa individual (Formaciones Tordillo, Barda Negra, Gr. Cuyo y Mb. Chorreado de Fm. Huitrín). Los 4 petróleos restantes representan la producción de cada pozo estudiado. Dicho análisis se llevó a cabo mediante cromatografía gaseosa (FID), determinación de agua y densidad y cuantificación de elementos traza. La comparación de las propiedades geoquímicas y físicas de cada muestra pretendió establecer características propias de cada unidad geológica estudiada, con el fin de analizar posteriormente, mediante cálculo numérico, el porcentaje de aporte de cada capa individual a la producción conjunta del pozo. Para esto se utilizaron distintos parámetros geoquímicos que representan la composición de los petróleos (parafinas normales, isoparafinas, isoprenoides, isómeros del rango gasolina, etc.) y relaciones entre estos (Pr/nC17, F/nC18, CPI, VH/V-isoH) que pudieran manifestar alteraciones en los petróleos estudiados, tanto primarias, vinculadas a la cinética de generación (madurez, generación y expulsión), como secundarias, relacionadas con fenómenos de alteración durante la migración y entrampamiento (biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento evaporativo, etc.). Luego de corroborar la existencia de parámetros geoquímicos que permitieran diferenciar las distintas unidades se procedió a resolver las muestras de producción conjunta. La resolución de la muestra de producción del Pozo 3, productora de las Fm. Tordillo y Barda Negra, fue satisfactoria y estableció que la Fm. Barda Negra era responsable del 87% de la producción. La integración de esta información con el modelo geológico permitirá corroborar las conclusiones alcanzadas y, mediante un muestreo sistemático, se podrá evaluar la variación de la producción y el aporte de las capas individuales en el tiempo, constituyendo una herramienta de monitoreo periódico de la producción. CONGTP Milicich, R. 56109 Labayen, I.L 56110 Palacio, M.B. 56111 De Battista, P. 56112 Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) 55815 190069 190069 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/711.pdf 0 0 0 0 257888 CBAAB CBAAB PD I116 3 0015570 2026-03-06 200062316 0 PD I116 3 0015570 200062316 2026-03-06 00:20:11 2026-03-06 ARCHIVO