Con el clima de freno a las actividades de hidrocarburos en todo el mundo, no son tiempos en los que se hable de grandes inversiones y proyectos en los no convencionales. De hecho, las empresas argentinas esperan dos tipos de señales. Una en la demanda, que puede descomprimirse a medida que se abran más actividades económicas con una “cuarentena flexibilizada”; la otra es la de los precios del petróleo y el gas, claves para reimpulsar la actividad y proyectar campañas de perforación en las cuencas. Vaca Muerta es la formación que más miradas concentró en los últimos cinco años, con inversores de todo el mundo que llegaron a la Argentina para evaluar negocios en el corazón de la provincia de Neuquén. Todos querían conocer de primera mano el verdadero potencial de la roca shale. Sin embargo, la geología argentina es generosa y otras zonas del país tienen formaciones que pueden generar expectativas similares. Algunas de estas zonas subexploradas están siendo investigadas por compañías privadas. Entre las desventajas están la falta de una infraestructura de envergadura y todo un sistema de midstream que permita transportar el volumen de producción. Los mercados a los que pueden acceder también tienen que aceitarse, tanto con la ampliación del consumo interno como con las chances de exportación.
El Trébol de Chubut
Después de Vaca Muerta, YPF siguió con la exploración no convencional en Chubut. En febrero del 2013, la compañía hizo un pozo en el yacimiento El Trébol, a 30 kilómetros de Comodoro Rivadavia, para llegar a la formación D-129. Esta es la principal roca generadora de la Cuenca del Golfo San Jorge. La D-129 fue el origen del petróleo que se descubrió aquel 13 de diciembre de 1907.
YPF informó los resultados del pozo en mayo de 2014, confirmando presencia de shale oil de 39° API y gas con poder calorífico de 11.000 Kcal/m3. Son los hidrocarburos de mayor calidad del Golfo San Jorge -su producción convencional arroja mayormente crudo de 24° API promedio-. La estimulación hidráulica también aportó conocimiento a la industria al realizarse por primera vez en el país con agua de flowback, sin utilizar agua dulce en la etapa de producción.
En la actualidad, el pozo aporta entre uno y dos barriles de crudo por día y 2500 m3 de gas, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Una producción magra pero que le permite a YPF conocer la D-129. Hubo una disputa ambiental que intentó frenar la actividad cuando se anunció la inversión, de esta forma se paró por completo otro pozo en Río Mayo con objetivo en el Neocomiano y el plan de exploración no convencional en Chubut.
La Austral se redescubre
Daniel Kokogian es un reconocido geólogo y consultor en temas de hidrocarburos, y ocupa un cargo de director en la Compañía General de Combustibles (CGC). Esta empresa realiza un fuerte trabajo en la Cuenca Austral. Lejos de las plataformas offshore, hay un terreno subexplorado en el lado continental del sur de Santa Cruz. Desde 2013, CGC empezó los primeros pozos hasta que encontró su propio tesoro.
“El no convencional de la Austral es tight, areniscas de muy baja permeabilidad. Primero se empezó con 25 pozos por año y luego, con un segundo perforador, se empezaron a hacer entre 40 y 50. Se hizo un trabajo inédito en sísmica 3D, para la cuenca fue una de las campañas más grandes de la Argentina. También logramos el rejuvenecimiento de campos viejos”, apuntó Kokogian a +e.
En el contexto de pandemia, CGC produce 3,4 millones de m3 de gas no convencional, llegando a la formación Palermo Aike. Los datos oficiales corresponden a abril, mes en el que el petróleo de esa formación alcanzó 720 barriles por día.
Otra inversión fuerte de CGC fue el almacenamiento subterráneo de gas. La finalidad es, en un clima normal sin pandemia, sostener una producción constante de gas natural e inyectar el excedente en el viejo yacimiento Sur Río Chico, que llega a la formación Springhill a 1500 metros de profundidad.
En shale oil del Norte
President Petroleum, de capitales británicos, tiene bajo desarrollo el área Puesto Guardián, un yacimiento maduro que empezó a dar los primeros resultados de hidrocarburos en rocas no convencionales. En abril alcanzó los 300 barriles de shale oil por día y 5200 m3 por día de gas no convencional. Todo un desafío para una cuenca que viene decayendo su producción convencional. Allí la formación Los Monos ha sido estudiada.
Potencial versus límites
Si bien los datos brindan expectativas a todas las cuencas, la infraestructura fue uno de los límites que tuvieron para su desarrollo. Vaca Muerta contaba con el despliegue para el gas que ayudó al despegue. No obstante, el conocimiento de los recursos permitirá saber hacia dónde apuntar las próximas inversiones.
Infraestructura: clave para el desarrollo Que Vaca Muerta sea la roca madre con plena actividad en la Argentina tiene relación con la importante cantidad de recursos que alberga, pero también con el nivel de desarrollo de la industria. La infraestructura para transportar la producción de gas y petróleo, incluso lograr exportar a Chile o poder llegar hasta la barcaza licuefactora de Bahía Blanca, fueron claves para el boom del shale.
El resto de las cuencas no tienen el mismo grado de logística. Después de Los Molles, un vecino de Vaca Muerta, otras formaciones con chances cuando los tiempos del coronavirus lo permitan serían Palermo Aike en la Cuenca Austral -el año pasado pudieron exportar a Chile y también envían al exterior crudo- y D-129 en la Cuenca del Golfo San Jorge, que tiene experiencia exportadora y bases para aprovechar su salida al mar.
En total, hay recursos en las formaciones no convencionales por 800 TCF (trillones de pies cúbicos), según los datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos. A la cabeza, Vaca Muerta con 22’0 TCF, Los Molles con 190, Palermo Aike con 160 y la D-129 con 100.
Fuente: La Mañana de Neuquén - Argentina