Hidrocarburos no convencionales
Vaca Muerta en Mendoza: un estudio habla de áreas "comparables" a las de Neuquén
Mendoza dio un nuevo paso para avanzar hacia el desarrollo masivo de Vaca Muerta. Durante el Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (Conexplo), el Ministerio de Energía y Ambiente presentó un estudio que concluye que los primeros pozos perforados en el sector mendocino de la formación muestran un comportamiento productivo comparable con áreas de características similares de Neuquén.
El trabajo fue elaborado por la Dirección de Hidrocarburos y comparó el desempeño de los pozos mendocinos con una base de más de 3.000 pozos de Vaca Muerta en Neuquén. La principal conclusión es que los resultados obtenidos hasta ahora permiten comenzar a evaluar un eventual desarrollo a mayor escala.
“Los primeros pozos se comportan como los de áreas comparables de Neuquén”, señaló Lucas Erio, director de Hidrocarburos. Según explicó, los resultados permiten pasar de una etapa centrada exclusivamente en el potencial geológico a otra en la que comienza a tomar forma un plan de inversión.
El análisis incluyó los pozos AN.x-101(h), ubicado en CN VII A (Aguada Negra), y PBN.x-101(h), en Paso de las Bardas Norte. Ambos fueron fracturados en diciembre de 2023 y comenzaron a producir a principios de 2024.
Uno de los principales resultados surge del comportamiento del AN.x-101(h). A los 365 días de producción, el área CN VII A se ubicó sexta entre las 19 áreas utilizadas como referencia.
El dato adquiere relevancia porque se trata de un pozo exploratorio, con una configuración más corta que la que se plantea para una eventual etapa de desarrollo. El AN.x-101(h) cuenta con una rama horizontal de unos 1.060 metros y 12 etapas de fractura.
Para proyectar un escenario de explotación a mayor escala, los técnicos modelaron un pozo de 3.000 metros de extensión horizontal y 48 etapas de fractura.
Hasta 1.220 millones de barriles equivalentes
Los especialistas elaboraron tres escenarios de recuperación: bajo, medio y alto. En el escenario medio, el recurso recuperable estimado alcanza aproximadamente 1.220 millones de barriles equivalentes.
Además, se analizó la viabilidad económica de un eventual desarrollo. Para un pozo de 3.000 metros horizontales y una inversión estimada en USD 16 millones, los tres escenarios arrojan resultados positivos, aunque el escenario bajo queda apenas por encima del umbral de rentabilidad.
En el escenario medio, el modelo proyecta un valor actual neto de USD 21,4 millones por pozo y una tasa interna de retorno del 66%, tomando, entre otras variables, un precio de referencia del Brent de USD 65 por barril.
Cinco nuevos pozos para reducir la incertidumbre
Mendoza apunta ahora a ampliar la información disponible sobre el subsuelo. Para eso, la campaña prevista para 2026 y 2027 contempla cinco nuevos pozos exploratorios.
La estrategia busca confirmar el comportamiento de la formación en nuevos puntos, precisar el volumen de recursos recuperables e identificar las zonas con mejores condiciones para una futura explotación.
También se prevé completar el estudio regional y avanzar en la evaluación de la infraestructura necesaria para sostener un eventual desarrollo a gran escala.
El trabajo fue presentado en Conexplo, que se desarrolla en Mendoza entre el 30 de septiembre y el 2 de octubre, con la participación de cerca de 1.000 profesionales de la industria hidrocarburífera y del ámbito académico.