El gas y el petróleo de Vaca Muerta ya constituyen una realidad que representa más del 70% de los hidrocarburos producidos en el país. En apenas 15 años, la revolución de los recursos no convencionales cambió por completo el panorama de la industria en Argentina, que se está convirtiendo en un nuevo actor en el mercado exportador regional y, muy pronto, será proveedor de GNL para el resto del mundo.
Para comprender qué implica la explotación de este tipo de recursos, DEF conversó con la geóloga Silvia Barredo, directora del posgrado en Geociencias y Tecnologías del Subsuelo e investigadora del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).
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Recursos no convencionales: cómo se extrae el petróleo y el gas de la roca madre
Los reservorios convencionales son aquellos en los que el petróleo y el gas han migrado desde la roca generadora hacia una roca reservorio que tiene suficiente permeabilidad para fluir naturalmente hacia el pozo, aunque en algunos casos puedan requerirse técnicas de estimulación para optimizar la producción.
¿Qué sucede en el caso de los reservorios no convencionales? Se pueden mencionar dos casos. “Uno se da cuando el hidrocarburo se encuentra atrapado en una roca donde el poro es muy pequeño, de muy baja permeabilidad, lo que dificulta que el fluido se pueda mover”, añadió. Una roca de este tipo es conocida técnicamente como tight, término que en inglés significa “apretado”. En esos casos, dada la complejidad de la geología, “se necesita estimular la roca para hacer que el hidrocarburo se mueva”, señaló.
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Otro caso es aquel en el que se debe extraer el hidrocarburo de la roca madre, es decir, de la roca que lo genera. En esa situación, el poro es aún más pequeño que la molécula del hidrocarburo”. Se trata de un poro nanométrico, es decir, “la escala es la millonésima parte de un milímetro”, tal como explicó la geóloga. Para permitir su explotación, es necesario estimular el pozo mediante fractura hidráulica (fracking), que consiste en crear fracturas que conecten los nanoporos con el pozo.
Cuál es la roca que da origen al shale oil y al shale gas
Para entender de qué hablamos cuando nos referimos al shale, Silvia Barredo precisó que, en rigor, técnicamente hablamos de pelita o fangolita —en inglés, mudstone— cuando nos referimos a la roca sedimentaria de grano ultrafino, muy rica en materia orgánica.
La tendencia que tiene la roca a dividirse en capas delgadas se denomina “laminación”; en tanto que la propiedad que permite esa secuencia de capas se conoce como “fisilidad”. Como explican Silvia Barredo y el ingeniero Luis Stinco en un trabajo que publicaron en la revista especializada Petrotecnia en 2009, la “pelita” puede denominarse “lutita” o shale, en inglés, cuando presenta esa propiedad de partirse en planos. Esto sucede en la superficie, como resultado de la descompresión y de la meteorización de la roca. Se entiende por “meteorización” al proceso de desgaste químico y físico que sufren los materiales terrestres en contacto con la atmósfera.
La geóloga consultada por DEF reconoce que, si bien técnicamente en el subsuelo la roca madre corresponde a una “fangolita”, hoy se ha popularizado el término “shale” para denominar a esa roca. Es lo que sucede con el shale de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
Las futuras “Vaca Muerta”: cuáles son las condiciones necesarias para explotarlas
La formación Vaca Muerta ha cumplido e incluso superado las expectativas y hoy es la principal productora de hidrocarburos del país. Reúne una combinación poco frecuente de elevado contenido de materia orgánica, gran espesor, continuidad lateral, adecuada madurez térmica y excelentes propiedades geomecánicas, condiciones que favorecen el desarrollo masivo del shale. “Además, la velocidad en la que se está avanzando en la cantidad de fracturas y el conocimiento que se está adquiriendo han sido posibles porque la roca tiene una capacidad y una calidad que permiten esa explotación”, destaca la doctora Barredo.
De cara al futuro, existen otras rocas madres que están siendo estudiadas, con un estado de conocimiento muy avanzado, pero aún sin explotación comercial. Entre ellas, las expectativas de los gobiernos provinciales de Chubut y Santa Cruz están puestas en la formación D-129, en la Cuenca del Golfo de San Jorge, y Palermo Aike, en la Cuenca Austral.
Ahora bien, tal como reconoce esta experta, el factor geológico y la presencia del recurso por sí solos no son suficientes, sino que deben ir acompañados de otras condiciones para que el hidrocarburo sea económicamente explotable. Hay que considerar la infraestructura, la tecnología y la logística; pero fundamentalmente, el desarrollo de esos recursos tienen que tener valor de mercado y su producción depende de los inversores, de los incentivos y de la política que desarrolle la provincia que aloja esos recursos en su subsuelo.
Al respecto, cabe señalar la reconversión del bloque Cerro Dragón, operado por Pan American Energy (PAE), en una “concesión no convencional” (rebautizada como “Aurora Austral”) en Chubut, tal como prevé la legislación nacional; así como los avances de la Compañía General de Combustibles (CGC) en su campaña exploratoria con objetivo en Palermo Aike, aunque ambas están todavía en una etapa prematura.
