Los Molles es una de las rocas generadoras clave de la cuenca. Aunque aún no está claro si puede alcanzar un desarrollo comercial.

Aunque Vaca Muerta concentra el grueso de la actividad petrolera, el subsuelo neuquino cuenta con otras formaciones no convencionales que abren una inagotable fuente de recursos. Una de las rocas generadoras que ha aportado buena parte del petróleo y gas convencional de la cuenca, es Los Molles, una formación que se extiende a lo largo ya los ancho de más de 30 mil km2 por las provincias de Neuquén, Mendoza y Río Negro. Si bien la han alcanzado varios pozos que han demostrado sus propiedades, aún no tiene proyectos a escala comercial.

Durante la charla denominada “Los Molles shale: ¿un futuro recurso no convencional?”, organizada por el IAPG, el geólogo Carlos Cruz, con más de 40 años de experiencia en la industria petrolera y que ha trabajado en diversas cuencas de Argentina, América Latina y de África; y el licenciado en Ciencias Químicas Hector Villar, fundador del laboratorio Geolab Sur, brindaron un panorama de las características de la formación y debatieron la posibilidad de su comercialidad.

Se estima que, históricamente, Los Molles aportó el 34% de los hidrocarburos convencionales producidos en la cuenca, mientras que el 50% provino de Vaca Muerta y el 16% de formación Agrio, es decir las tres rocas madres más importantes que convitieron a Neuquén en una provincia petrolera.

Los Molles es considerada la principal fuente de gas del centro de la cuenca, que migró y quedó entrampado en los reservorios convencionales.

Los gases se encuentran alojados principalmente en las unidades del Precuyo, Punta Rosada y Lajas, Centenario, y se encuentran, por ejemplo, en yacimientos como Lindero Atravesado, Puesto Silva, Entre Lomas, Río Neuquén y Estación Fernandéz Oro.

Mientras que los petróleos livianos y condensados generados en Los Molles han sido colectados en los reservorios de las formaciones Lajas y Punta Rosada en yacimientos como Centenario, Estación Fernández Oro, Río Neuquén y Aguada de Indios y Punta Senillosa.

Según los especialistas, las arcillas generadoras de Los Molles tienen extensión regional y cubren un sector que supera los 30 mil km2 de la cuenca neuquina, entre las provincias de Neuquén, Río Negro y Mendoza. Su espesor es variable y puede alcanzar los 1.000 metros.

“Hay registros actuales de muy buen contenido orgánico con alta madurez térmica que indica una excelente riqueza original”, señaló Cruz, en relación a las propiedades de la roca. “Por sus características geológicas y geoquímicas, Los Molles shale puede ser considerado un recurso no convencional. La profundidad en la que se encuentra en algunas posiciones en la cuenca puede influir en su desarrollo comercial”, agregó.

Sobre el posible el desarrollo comercial de la formación, el geólogo opinó que “depende el objetivo. Si es gas, los costos son importantes, por la profundidad, en la zona del engolfamiento. Creo que el mundo esta intentando migrar a otros tipos de fuentes de energías, pero en un escenario donde predominen los hidrocarburos, puede transformarse en algo económico. Si requiere 4.000 metros llegar al tope, más la rama horizontal, es todo un tema. En La Dorsal puede ser que haya secciones Los Molles inferior de alta madurez que produzcan gas, pero hay que ver el área prospectiva”.

En el centro de la cuenca, la formación se encuentra a más de cuatro km de profundidad, lo que la hace muy costosa de producir. “Esto es un problema, porque es una profundidad grande para un recurso shale”, dijo Cruz.

Si bien hay varios pozos en la provincia que han explorado las propiedades de Los Molles, uno en particular es emblemático, pese a que resultó un fracaso desde el punto de vista comercial. Se trata del primer pozo multifracturado en América Latina, realizado en 2011 por la compañía norteamericana Apache en el yacimiento Anticlinal Campamento.

Fue un proyecto que se adelantó a la era Vaca Muerta. El pozo ACO.xp-2001 tuvo 3.600 metros de profundidad y 900 metros en su rama horizontal, y demandó seis meses de trabajo y 10 etapas de fractura. Halliburton tuvo que pedir ayuda a su principal competidor, Schlumberger, para poder completar el total de potencia necesaria para las operaciones de fractura.

El costo total del pozo superó los 20 millones de dólares y los volúmenes de producción de gas fueron muy inferiores a los esperados y desalentaron la exploración en la zona.

Fuente: LMNeuquén