Aunque los proyectos se manejan con entendible cautela, para no despertar falsas expectativas, hay estudios que sin dudas reflejan el potencial productivo que podría sumarse desde el norte de Santa Cruz y sur de Chubut.

La perforación de un pozo exploratorio en busca de recursos no convencionales en la cuenca San Jorge, por parte de YPF, significa un nuevo avance en una serie de desafíos abiertos en los últimos años en la formación D-129.

Cabe recordar que la misma operadora ya había realizado una exploración en el año 2014, al sur de Chubut, mientras que en el límite norte de Santa Cruz hay varios proyectos que podrían ver la luz si los resultados esperados se confirman.

La posible existencia de recursos no convencionales en San Jorge fue relevada en un informe conocido en el año 2013, elaborado por el Advanced Resources International Inc. (ARI) para la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos y su Departamento de Energía (EIA), en un relevamiento realizado para distintas regiones del mundo.

Gran potencial

Aquellas primeras proyecciones ubican el potencial existente en esta región, obviamente, muy por debajo de lo que ya se comenzaba a proyectar en Vaca Muerta, pero con algunos indicadores igualmente interesantes, que hoy son objeto de nuevos análisis, tanto en materia de petróleo como de gas.

Algunas estimaciones de aquel relevamiento daban cuenta de que en Argentina, el 73% de los recursos potencialmente aprovechables de gas (802 TCF- Trillones de pie cúbicos o 21.628 Billones de m3) se encuentra en las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, mientras que la cuenca San Jorge representa un 11% de ese total.

En petróleo, la incidencia para esta región era más baja en comparación a la riqueza de las formaciones neuquinas, cuyas magnitudes (27.000 millones de barriles, según aquel estudio) permiten igualmente prospectar recursos importantes. Aún si sólo se limitará a un 4% la probabilidad de esos recursos en San Jorge, seguiría arrojando un volumen recuperable que justifica al menos el estudio en profundidad.

Se estima que San Jorge podría acaparar el 11% del total de recursos aprovechables de gas. También es importante aclarar por qué se habla de recursos y no de reservas, ya que para pasar a esta etapa, se requiere de una serie de pasos que se vinculan no sólo con la factibilidad técnica y geológica para la puesta en producción, sino de factores económicos y financieros, que son los que, en su cruce con la variable de costos, terminan definiendo la viabilidad o no de una explotación.

Las diferencias entre reservorios tigth y shale

El reciente anuncio por parte de YPF sobre los avances de su nuevo pozo en el área de Cañadón León-Meseta Espinosa, en el norte santacruceño, da cuenta de una perforación vertical hasta 2.400 metros y a partir de ese punto, llegado a la formación D-129, el inicio de la perforación horizontal con otros 1.000 metros (la horizontalidad de los pozos es uno de los mayores aprendizajes que ha aportado la experiencia de Vaca Muerta, según suele valorarse desde la industria, tras un costoso medido en varios millones de dólares- aprendizaje), en un trayecto en el que se realizarían 15 etapas de fractura.

El anuncio de YPF da cuenta de que esa perforación se realizará a través de un reservorio tight de petróleo ya comprobado. ¿Cuál es la diferencia con los recursos shale?

“Son reservorios con muy baja permeabilidad explicó el ingeniero Marcelo Hirschfeldt, docente de Ingeniería en Petróleo y director de Oil Production Consulting, requerido para este informe-. La permeabilidad es la característica de la roca que permite que un fluido pase con mayor o menor facilidad. Nosotros tenemos en la zona los reservorios convencionales, principalmente de areniscas, cuya permeabilidad en muchos casos, no requiere de alguna estimulación para mejorarla. Esta propiedad, a su vez, mejora a menor profundidad, mientras que a mayor profundidad la roca se hace más compacta y por lo tanto, menos permeable”.

La fractura en la roca madre mostraría la existencia de una capa interesante de petróleo

Aclaró que la menor permeabilidad dificulta la extracción del fluido, afectando la productividad del reservorio, por lo que “por más que tengamos un reservorio presurizado con buena energía, la productividad del pozo dependerá de cuán permeable sea la roca. Por lo tanto un reservorio tight puede estar conformado por areniscas con restos de arcillas y debe ser estimulado a través de fracturas”, (inyección de líquido con determinados productos, como arenas silíceas y otros componentes) para poder extraer el petróleo o gas.

En el caso de los recursos shale, explicó el docente y consultor, se dice generalmente que “no existe el reservorio”, sino que el recurso está alojado directamente en la roca, por lo tanto “el reservorio se crea a partir de la estimulación mediante el proceso de fractura hidráulica”.

El potencial no convencional, como se dijo, ya tiene algunos proyectos en análisis para conocer la probabilidad de explotarlos en la cuenca San Jorge.

También en su momento, años atrás, la compañía Tecpetrol comenzó a perforar un pozo exploratorio en horizontes profundos de San Jorge, cercanos a los 3.000 metros, en El Tordillo, al sur de Chubut. Semanas atrás trascendió la posibilidad de completar ese pozo para comenzar a ensayar resultados de producción en materia de petróleo y de gas.

El desafío por superar para la explotación no convencional es el alto costo

“Todavía están haciendo el diseño de la fractura para la D-129, en base a estudios que tiene la compañía que mostraría una capa interesante de petróleo, pero no hay nada oficial todavía”, contó una fuente que tiene diálogo con la compañía, aunque no hay mayores precisiones sobre el proyecto.

No obstante, pudo saberse que la iniciativa para avanzar con una fractura en pozo vertical y luego horizontal podría iniciarse antes de finalizar este año.

Por otra parte, uno de los referentes del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), Dante Fiorenzo, comentó en forma auspiciosa la iniciativa llevada adelante por YPF, al tiempo que mencionó también el interés de otras compañías en proyectos de análisis similares.

“Es algo muy auspicioso y ojalá les vaya bien» opinó el directivo, en el marco de las 23 Jornadas Técnicas organizadas por el IAPG en Comodoro Rivadavia-, porque de ese modo nos irá bien a toda la región del golfo San Jorge”.

Agregó que durante las jornadas “también se han presentado experiencias de pozos profundos, que se han hecho en el límite entre Chubut y Santa Cruz, a casi 4.000 metros, con resultados auspiciosos y que podrían propiciar nuevos planes de perforación en esa zona”.

En Santa Cruz norte hay varios proyectos en espera de lo que pasa con el de YPF

El empresario, de igual forma, admitió que si bien los recursos no convencionales de San Jorge, de confirmarse, son de menor magnitud que en Vaca Muerta, pueden igualmente aportar nuevas perspectivas de proyección.

“Yo no soy geólogo y mi opinión es quizás la de un lego, pero creo que tenemos una posibilidad muy grande y si bien no de la magnitud de lo que hay en Neuquén, la formación D-129 puede ser muy productiva”.

Para Dante Fiorenzo, “lo que vamos a tener que aprender, es que ese recurso se puede transformar en algo cierto si es que, como región, logramos armar un sistema que pueda ser producido de forma rentable. Hoy tenemos dificultades vinculadas a los altos costos y tendremos que trabajar fuertemente en eso, para que sea una realidad tangible”

Fuente: La Opinión Austral