Santa Cruz alimenta la esperanza del shale

Los recursos no convencionales de gas y petróleo tienen una fuerte asociación a la formación neuquina de Vaca Muerta, pero el enorme y diverso potencial de la geología en el territorio argentino extiende esa riqueza a otras cuencas. 

Sin dudas, la Cuenca Austral es considerada como otra importante posibilidad de desarrollo en shale gas y oil, luego de comprobado éxito en el tight, y presenta hoy el desafío de poder recategorizar los recursos como reservas.

Además de Vaca Muerta, las rocas más estudiadas en los últimos años sin dudas son la formación D-129, al norte de la provincia de Santa Curz en la Cuenca del Golfo, y al sur en la Cuenca Austral, los yacimientos no convencionales de tight gas de Campo Indio y El Cerrito y la muy promisoria Palermo Aike.

A diferencia de Vaca Muerta, Palermo Aike está en proceso de exploración, y es particularmente valorada por ser considerada la roca generadora de casi la totalidad del petróleo y el gas que se ha producido y se produce en la Cuenca Austral. Los expertos que trabajan en el terreno explican que ambas cubren una región muy extensa del subsuelo en condiciones técnicas para su explotación, las áreas incluso son similares en magnitud.

Aike podría haber un acumulado de 160 TCF (trillones de pies cúbicos) -un valor que solo es superado por Vaca Muerta con 220 TCF y Los Molles, también en la Cuenca Neuquina con 190 TCF- y para empezar a comprobar esa potencialidad la Compañía General de Combustibles (CGC) como operadora socia de YPF encaró a lo largo de todo 2021 una ambiciosa campaña exploradora de 7 pozos enfocados a los reservorios tight y uno de ellos, en particular, al shale.

Los rangos de potencial productividad de Palermo Aike aún hay que determinarlos, tanto en shale oil como en shale gas. De los resultados que están en análisis de las dos compañías -al ratificar su alianza estratégica en Santa Cruz- surgirá la decisión avanzar en la etapa de investigación y búsqueda de las mejores zonas y técnicas para  poner en marcha la segunda gran reserva no convencional del país.

El desarrollo de los recursos shale y tight podrá marcar un nuevo ciclo en la historia hidrocarburífera de la cuenca ubicada en el extremo sur del país. 

Durante  2022 se espera continuar con más fracturas no convencionales en distintos pozos, y en ese sentido, CGC acaba de anunciar que está en marcha un plan de inversión por 128 millones de dólares en pozos productores de la Cuenca Austral, plan que fue financiado en septiembre del año pasado mediante la colocación de obligaciones negociables en el mercado local, en las que el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) suscribió USD 100 millones. Parte de esos fondos se destinarán a la explotación de bloques gasíferos y el desarrollo de recursos no convencionales de tight gas, a través de la perforación, completación y puesta en marcha de 33 nuevos pozos en la Cuenca Austral de la Provincia de Santa Cruz. De ellos, 5 son pozos exploratorios que buscan evaluar el potencial en los bloques Campo Indio Este-El Cerrito, además de preverse la construcción de instalaciones de superficie.

Entre 2015 y 2020, la empresa llevó adelante un plan de inversiones con el que logró triplicar la producción de gas y desarrollar los yacimientos no convencionales de tight gas de Campo Indio y El Cerrito. De este modo, a fines de 2019, CGC alcanzaba una producción récord de 37.000 boe/d que ahora espera llevar a más de 50.000 con la adquisición de Sinopec.

Por su parte, a fines de septiembre último, YPF avanzó en las tareas de perforación del primer pozo horizontal en Santa Cruz con el objetivo de alcanzar los reservorios de la formación no convencional D-129 de características tight, ubicado en el área Cañadón León, al norte de la provincia. El pozo CL- 2495(h) tiene la particularidad de que, una vez alcanzado los 2.400 metros de profundidad, navega de manera horizontal por 1.000 metros dentro de los reservorios tight con reservas de petróleo ya comprobado.

Sin vinculación, YPF ya había perforado precio a la pandemia dos pozos no convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge en los yacimientos cerca de Las Heras y Los Perales. 

Para dimensionar el peso actual de los no concencionales y el que podrian obtener con el desarrollo masivo de VacaMuerta y el eventual aporte de la cuenca Austral, basta con señalar que la producción de petróleo no convencional ocupaba a febrero el 33,2% del total de la producción de país, con un crecimiento de 60,8% respecto a igual mes de 2021. En el caso del gas, la producción no convencional ocupó el 48.5% de la producción nacional, con un desempeño 41,8 % superior respecto a igual mes de 2021.