El stock de recursos está catalogado en el cuarto puesto a nivel mundial. Cómo es la operación del primer pozo horizontal y cuáles fueron los indicios positivos arrojados por las perforaciones verticales.

En el extremo sur de la provincia de Santa Cruz, en la cuenca Austral, se encuentra una formación geológica que podría albergar recursos equivalentes a 10.000 millones equivalentes de petróleo y gas, es decir 5 veces la producción actual, por año, de las 5 cuencas productivas del país. Se trata de Palermo Aike, la segunda formación no convencional más importante del país, después de Vaca Muerta, y la cuarta reserva de crudo del mundo.

El área tiene una extensión de 12.600 kilómetros cuadrados y se estima que podría tener recursos por 130 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas y 6,6 billones de petróleo. Es el equivalente a un tercio de Vaca Muerta.

Hay que hablar de “recursos” y no de “reservas”, lo que significa una gran diferencia. Para que los recursos se transformen en reservas, debe probarse antes la viabilidad económica de su explotación. De confirmarse, la dimensión es similar a la producción anual, de las 5 cuencas que el país tiene hoy en producción, durante 44 años.

“Con estas perforaciones se empezará a verificar si lo que decía la información sísmica es lo mismo que está en el subsuelo –confió una fuente del ámbito gubernamental-. Pero es necesario esperar los resultados de esta primera perforación”.

UN POZO DE CASI 30 MILLONES DE DÓLARES

Aunque hay mucho entusiasmo generado sobre todo a partir de expresiones políticas, el proyecto demandará un amplio período de de aprendizaje y estudios profundos, que si bien parten de buenos indicios, los referentes técnicos de la industria explican que aún es pronto para arriesgar resultados.

Para explorar este potencial, las empresas YPF y CGC firmaron en mayo pasado un memorando de entendimiento, por el que se inició la perforación del primer pozo exploratorio en el área “Fracción II-El Cerrito”, perteneciente a la concesión no convencional de CGC en Santa Cruz.

Con una inversión proyectada en el orden de los 25 a 30 millones de dólares, los trabajos ya comenzaron y se prevé que fin de año quede concluido el pozo, en lo que será una primera etapa de una serie establecida para concretar distintos objetivos.

Para conocer más detalles sobre este proyecto, ADNSUR dialogó con Martín Cevallos, vicepresidente de Exploración de CGC, quien explicó los alcances técnicos y logísticos de la perforación, así como las expectativas y los desafíos que implica desarrollar una nueva frontera hidrocarburífera en la Patagonia.

Según Cevallos, el pozo exploratorio se encuentra actualmente en su segunda sección, a unos 1.500 metros de profundidad, y tiene previsto llegar a los 3.700 metros en forma vertical, para luego extender una rama de perforación horizontal de otros 1.000 metros.

“Estimamos que nos quedan unos dos meses para terminar toda esa tarea”, dijo. El pozo quedará sellado el 31 de diciembre o a principios de enero.

Luego, hacia fines de marzo o principios de abril de 2024, se realizará una fractura hidráulica en varios puntos del pozo, para estimular la formación y conectarla con el interior del mismo.

El procedimiento consiste disparar cargas contra la cañería y conectar la formación con el interior del pozo, para comenzar a fracturar, lo que llevará aproximadamente un mes, para luego empezar los ensayos pos fractura.

“Esos ensayos nos van a llevar unos meses más”, añadió, lo que significa que recién en la primera mitad del año próximo iniciará el análisis de los resultados. “Esto es simplemente una etapa de estudio y de entendimiento del potencial de la formación –aclaró el ejecutivo-. No es un diseño para un desarrollo comercial, sino para evaluar la formación y para entender las características que tiene el reservorio: qué fluido contiene, qué presiones, cuál es el comportamiento ante las estimulaciones, etc”.

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Finalmente, se harán las pruebas de producción para evaluar el comportamiento del pozo y el potencial del reservorio. “Esas pruebas pueden durar varios meses”, indicó, por lo que los primeros resultados podrían conocerse en la segunda mitad del año próximo.

COMO UN AUTO DE CARRERAS

El vicepresidente de Exploración de CGC dijo entender las expectativas cuando se habla de “la segunda meca del shale oil”, o la “hermana menor de Vaca Muerta”, etc, pero puso paños fríos desde el criterio estrictamente técnico.

“Es comprensible cuando la gente pregunta o desde la política se dice ‘a ver cuándo producimos’, o ‘cuándo vamos a desarrollar esto’, pero eso no está en nuestras cabezas todavía”, expresó.

Para explicar su razonamiento, comparó el proyecto con la construcción de un auto de carrera. “Cuando empezamos a armar el auto, no podemos decir qué día vamos a correr en Fórmula 1. Primero tenemos que sacarlo a la calle y ver cómo anda. Y después ir mejorándolo. Hay una curva de aprendizaje que hay que recorrer y que no es sólo técnica sino también logística”, sostuvo.

En ese sentido, destacó la importancia de contar con el apoyo y la experiencia de YPF, que tiene un amplio conocimiento en materia no convencional por su desarrollo en Vaca Muerta, ya que tiene “un gran know how en recursos No Convencionales”, según valoraron otros directivos de la compañía, consultados para este informe.

“Producir en Vaca Muerta al ritmo que se hace hoy, pero en el año 2005, era totalmente inviable”, agregó Cevallos, para dar otra idea de la complejidad actual.

“Todavía estamos en una etapa donde podemos evaluar que el reservorio, en un pozo horizontal, puede alcanzar caudales comerciales, porque ya lo hemos hecho en un pozo vertical y hubo indicios positivos”, advirtió.

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LOS HITOS QUE LLAMAN AL OPTIMISMO

Los pozos verticales en Cañadón Deus arrojaron manifestaciones positivas de petróleo, lo que generó la lógica expectativa y fue el factor que sumó también a YPF para la nueva exploración.

“Fue un punto revelador, porque no siempre las formaciones shale tienen petróleo y además resultó comparable a otras formaciones que se explotan en distintos puntos del mundo, con similares características –precisó-. Aunque no son volúmenes significativos, tuvieron producción surgente y la experiencia demuestra que con pozos horizontales, la producción puede incrementarse entre 20 y 50 veces”.

El histórico hito alcanzado por CGC entre fines de 2021 y principio de 2022 fue lograr la mencionada producción sostenida de petróleo, también en la formación Palermo Aike, en 2 pozos que distan 40 km entre sí y producen petróleo de distintas características.

“Ya se han acumulado más de 5000 barriles por surgencia natural y con caudales comprables a pozos verticales de Vaca Muerta y otros shale de Norteamérica. Este logro fue el fin de una primera etapa de estudio, caracterización y ensayo de la formación que dieron pie a una segunda etapa de perforación horizontal”, precisó el vicepresidente.

Para llegar a esa etapa, otra vez, Cevallos vuelve al ejemplo de la construcción del auto de carreras: “Cuando esté terminado, no se puede salir a probar a 300Km/h, sino que se debe evaluar cómo responde en las curvas, el frenado, etc”.

La fase de estudios, en definitiva, llevará alrededor de 2 años a contar desde el inicio de los ensayos productivos, es decir que las definiciones podrían conocerse alrededor de mediados del año 2026.

PLAN EXPLORATORIO EN LA CUENCA SAN JORGE

Además de la apuesta por el No Convencional en la cuenca Austral, CGC tiene un proyecto ambicioso en la zona norte de Santa Cruz, en las áreas que le fueron revertidas a Sinopec, para revitalizar los activos que asumió la cuenca San Jorge.

“Tenemos un plan en el que estamos perforando con 2 equipos, un total de 214 pozos, de los cuales 45 son exploratorios -detalló Cevallos, en relación a los compromisos asumidos al adquirir la concesión, a fines de 2021-. Es algo sin precedentes en la zona y ya hemos perforado en Piedra Clavada, en Las Heras, Meseta Espinosa, Cañadón León, entre otras áreas. Algunos tuvieron resultados positivos y otros no, pro igualmente se ha podido incrementar la producción de petróleo y gas”.

Para el año en curso, se completarán 42 pozos, sumados a los 20 ya realizados el año pasado, por lo que el plan exploratorio continuará durante el año próximo. “Hemos multiplicado por 5 la producción de gas y estamos mu y activos, perforando en Cañadón Seco, yendo a la formación D-.129, donde tuvimos muy buenos resultados en una zona de tight, que es también no convencional. Encontramos producción de gas con petróleo”.

Pese a que la cuenca San Jorge es mayormente petrolífera, el volumen de gas que se está comercializando hoy alcanza a 1 millón de metros cúbicos por día, los que se están volcando al gasoducto General San Martín. “Casi no se vendía gas desde esos activos –valoró- y hoy estamos produciendo más de 1.800.000 metros cúbicos, con una parte que utilizamos para consumo propio”.

En petróleo, CGC pudo incrementar la producción desde 2.000 a 2.600 metros cúbicos por día, por lo que pese a la madurez de la cuenca, la compañía aspira a seguir optimizando la producción con distintas técnicas, que incluyen la perforación exploratoria, recuperación secundaria y también con las primeras pruebas en terciaria.

“San Jorge es una cuenca muy madura, hay que ser realistas –opinó-, si bien son activos más nuevos que los de Chubut, pero son yacimientos explotados desde la década del 40. Lo que nosotros buscamos es sostener y aumentar la exploración con más exploración y estudios, con técnicas nuevas, por lo que vamos a hacer también un piloto de polímeros”.

CGC tiene experiencia en ese tipo de desafíos, según refirió el vicepresidente de Exploración. “Cuando entramos en la cuenca Austral también estaba en una etapa de producción final y de abandono, entonces reactivamos varios yacimientos, por ejemplo en Campo Indio, que tenía unos 30 pozos y hoy tiene 180 perforaciones. Hemos descubierto 7 yacimientos más, que hoy la concesión de cuenca Austral, el 85% de la producción viene de yacimientos que ha descubierto CGC, lo que va más allá de Palermo Aike, que es algo más reciente y como dijimos, está en plena etapa de estudio”.

La inversión total prevista en San Jorge, en las áreas del flanco norte santacruceño, es de 1.150 millones de dólares, a desembolsar hasta el año 2027, de las cuales el año en curso prevé cerrar con algo más de 230 millones de dólares, sumados a los más de 100 millones de dólares del año pasado.

Fuente: ADN Sur