La producción de los reservorios no convencionales representa actualmente el 36 % del crudo y el 40 % del gas extraídos en la cuenca Neuquina. ¿Cuáles son los principales actores involucrados en este proceso y qué falta todavía en materia de infraestructura para optimizar el desarrollo de nuestros recursos de shale y tight sands?
Transcurridos siete años desde la perforación del primer pozo exploratorio en la formación Vaca Muerta por parte de YPF, la promesa de los hidrocarburos no convencionales se está convirtiendo, poco a poco, en una realidad en la cuenca Neuquina. De acuerdo con la información de la Dirección General de Estudios de la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia del Neuquén, había al cierre del primer semestre de 2016 un total de 475 pozos productores de gas procedente de las tight sands o “areniscas compactas”, y 527 pozos productores de petróleo y gas asociado provenientes de reservorios de shale o “esquistos bituminosos”.
¿Qué caracteriza a este tipo de reservorios? En ellos, el gas y el petróleo se encuentran encerrados en rocas poco permeables y de muy baja porosidad, condiciones que impiden el desplazamiento del fluido por el interior de la formación. La diferencia entre ambos es que en los reservorios de tight sands, el hidrocarburo se encuentra “entrampado” en una roca reservorio hacia la que ha migrado, muy cercana pero distinta de la roca madre; mientras que en el caso del shale no se ha producido ninguna migración, y los hidrocarburos han quedado almacenados en la roca madre o generadora, que actúa como reservorio, sello y trampa. Para estimular esos pozos, tal como explica el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en su informe El abecé de los hidrocarburos en reservorios no convencionales, se inyecta “un fluido conformado por agua y arena a gran presión, junto con una muy pequeña porción de algunos quí- micos específicos, reabriendo y conectando entre sí fisuras en la formación”. ¿Cuál es el propósito de este procedimiento, conocido técnicamente como “fractura hidráulica” o fracking? “El objetivo es aprovechar la red de fisuras naturales de la roca para facilitar el flujo de gas y el petróleo hacia el pozo”.
TIGHT GAS NEUQUINO, A LA PAR DE EE. UU.
El mayor volumen de “gas nuevo” procede de los reservorios de tight sands, cuya producción prácticamente se triplicó en los últimos dos años y hoy representa más de un tercio del total del gas extraído en la cuenca neuquina. El hidrocarburo se encuentra distribuido entre las formaciones Los Molles, Lajas-Punta Rosada, Lotena, Tordillo, Sierras Blancas y Mulichinco. Cabe aclarar que cuando hablamos de formaciones, nos referimos a unidades rocosas de características similares, lo cual no debe ser confundido con las áreas de las concesiones de explotación concedidas por la provincia a las empresas operadoras. En la actualidad, según datos oficiales, el 38 % del tight gas procede de Lajas-Punta Rosada, y el 33 % de Mulichinco; es decir, ambas formaciones concentran el 71 % de la producción total de este tipo de hidrocarburo no convencional en la mayor cuenca gasífera del país.
Si discriminamos los datos por concesión, el área Loma La Lata-Sierra Barrosa– operada por YPF– representa el 30 % del gas de “areniscas compactas” producido en la cuenca neuquina. Por su parte, la producción obtenida de Rincón del Mangrullo –operada por YPF en sociedad con Petrolera Pampa, del grupo Mindlin– equivale al 15 % del total; le siguen Lindero Atravesado –operada por Pan American Energy (PAE) e YPF–, con el 13 %; El Mangrullo –operada por Petrobras y Pampa–, con el 10 %; y Aguada Pichana –cuya operadora es Total, en sociedad con Wintershall, YPF y PAE–, con el 7 %. Según consigna la consultora Wood Mackenzie en un informe publicado en agosto del año pasado, la eficiencia de la inversión de capital en los pozos de tight gas de nuestro país se encuentra a la par de las mejores cuencas productoras de EE. UU. El estudio señala que la inversión en la cuenca neuquina, medida en términos de producción inicial de los pozos, se ubica en el rango de los 9,34 a 20 dólares por barril de petróleo equivalente diario. A fines comparativos, el mismo parámetro aplicado a los pozos completados entre 2014 y 2015 en la formación no convencional Eagle Ford –ubicada en el sur de Texas– arroja un promedio de entre 8 y 15 dólares por barril de petróleo equivalente diario.
VACA MUERTA, LA GRAN VEDETTE DEL SHALE
Mientras tanto, los pozos productores de shale contribuyen al 36 % del petróleo y al 8,5 % del gas extraídos en la cuenca neuquina. En este caso la estrella es la formación Vaca Muerta y la mayor área productora de petróleo y gas asociado es Loma Campana, con una participación del 88 % en la producción de shale oil de la provincia de Neuquén. Su operación está a cargo de la joint venture conformada en 2013 por YPF y Chevron, que contaba al cabo del primer semestre de 2016 con un total de 442 pozos productores. Otras dos apuestas de YPF en esta formación no convencional son los bloques gasífero El Orejano, explotado en conjunto con Dow Argentina, y La Amarga Chica, en sociedad con la compañía malaya Petronas. Además acaba de anunciar un proyecto piloto de shale oil en el área Bandurria Sur junto con Schlumberger.
Los vientos patagónicos parecen soplar a favor de YPF y su socia Chevron en Loma Campana. Los costos de las perforaciones horizontales –que permiten maximizar el área rocosa que, una vez fracturada, entra en contacto con el pozo– se redujeron a la mitad, al pasar de 17 millones de dólares por pozo perforado en 2014 a los 7 dólares actuales, según informó a la prensa el propio presidente de YPF, Miguel Ángel Gutiérrez. La ecuación económico-financiera ha hecho que el punto de equilibrio para la explotación de este reservorio se ubique por debajo de los 40 dólares por barril, por lo que el sitio web especializado OilPrice.com ha calificado a la Argentina como “uno de los lugares más atractivos para la perforación de esquisto (shale) fuera de América del Norte”.
Con un reconocido know-how en la materia, ExxonMobile también está poniendo sus fichas en el shale neuquino a través de su subsidiaria XTO Energy, que tiene una participación del 90 % en La Invernada-Bajo del Choique, en tanto que el restante 10 % corresponde a GyP. Entre los actores nacionales, se destaca el reciente anuncio de Tecpetrol –petrolera del grupo Techint– de su plan de inversiones en el área gasífera Fortín de Piedra, que se suma a sus proyectos piloto en Los Toldos I y II, Loma Ancha y Loma Ranqueles, adquiridos entre 2014 y 2015 con el objetivo de expandir sus actividades en Vaca Muerta.
