000			03812nmc a2200229 4500
005			20260520010337.0
008			260224s xxu
082			_aPD I116 3 0015570
245	0	0	_aCaracterización geoquímica y alocación de producción en el yacimiento Cañadón Amarillo, Cuenca Neuquina, provincia de Mendoza
270			_a5/6/2019 ; 09/03/2017
300			_a22 p.
520			_aEn 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.
773			_g
942			_cCONGTP
100	1		_aMilicich, R. _956109
100	1		_aLabayen, I.L _956110
100	1		_aPalacio, M.B. _956111
100	1		_aDe Battista, P. _956112
111	2		_aCongreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) _955815
999			_c190069 _d190069
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/711.pdf