Histórico hallazago: petroleras comprueban que Vaca Muerta es más grande de lo pensado
Las tareas de exploración vienen comprobando que la calidad del shale se extiende a nuevas áreas y amplía el acreaje no convencional. Hasta donde llegará
El conocimiento de la roca que se conoce como Vaca Muerta le llevó a las compañías operadoras casi 10 años poder determinar sus características y definir los mejores métodos técnicos para aprovechar su potencial, algo que se viene comprobando con el crecimiento sostenido de producción que transformó la realidad energética de todo el país.
Pero a la vez, las empresas se vieron interesadas en los últimos dos años a embarcarse en el desafío de encontrar los límites de la formación impulsadas por el interés de las provincias de poder sumar áreas productivas que le permitieran ser parte del boom petrolero que concentra de manera determinante los bloques licitados en Neuquén.
Hoy se afirma que Vaca Muerta es más grande de lo que se pensaba, en torno a los 30.000 kilómetros cuadrados, abarcando además de Neuquén, los extremos de las provincias de Río Negro, Mendoza y La Pampa.
Pablo Bizotto, CEO de Phoenix Global Resources, es uno de los mayores conocedores del terreno por su rol dentro de YPF donde fue nada menos que vicepresidente ejecutivo de Upstream de en tiempos de Miguel Galuccio y trabajó 13 años en Pan American Energy (PAE), y fue precisamente él quien mostró su optimismo sobre el potencial de las nuevas fronteras del shale.
En un evento que se realizó en la provincia de Neuquén, Bizotto explicó los fundamentos técnicos de la extensión de la formación al señalar que hace una década se trabajaba con la premisa técnica de contar con petróleo de 35 grados API (unidad de medición de la densidad del crudo) para poder extraerlo de manera comercial eficiente.
Pero esa límite se fue corriendo con la experiencia y la adaptación de los equipos a 30, luego a 25 y hasta lo 23 grados API, como Bizotto reveló está ocurriendo en las áreas Mata Mora y Confluencia ya en la provincia de Río Negro, donde tiene las concesiones Phoenix, lo que le permite afirmar que esa eficiencia de extracción permite ampliar un 10% la superficie de la ventana de black oil.
Vaca Muerta también es Río Negro y Mendoza
Hace casi dos años, la provincia de Mendoza se embarcó en el desafío de indagar si la superficie de Vaca Muerta era lo suficientemente productiva en el sur de su territorio y acordó con YPF los incentivos condiciones para las primeras tareas de exploración, las que en mayo de 2024 comenzaron a dar buenos resultados con las primeras perforaciones horizontales.
En línea con la estrategia de expandir el conocimiento del no convencional, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques y se perforaron un pozo en Aguada Negra de 2576 metros con rama horizontal de 1074 metros, y en Paso Bardas Norte con otro pozo horizontal de 1059 metros, sumando un total de 25 etapas de fracturas.
A la luz de esos primeros resultados, este año, YPF solicitó los permisos para realizar un tercer pozo, pero ya el escenario resultó también atractivo para la industria. Este 2025 la UTE Quintana – TSB acaban de recibir la concesión del clúster Mendoza Sur del proyecto Andes por el cual la petrolera nacional inició su proceso de desinversión en campos maduros, pero allí mismo en el bloque Cañadón Amarillo la nueva empresa anunció tareas exploratorias de no convencional.
Aconcagua Energy es la tercera compañía que solicitó y logró la concesión para la exploración no convencional dentro del alcance de Vaca Muerta en el sur mendocino, lo que responde a los resultados positivos de la primera etapa de exploración por parte de YPF, y a las medidas de incentivo de inversiones para reducir el riesgo asociado a Vaca Muerta.
Con estos avances registrados en la explotación de recursos no convencionales, las provincias no solo diversifican sus matrices energéticas, sino que también abren nuevas oportunidades para el empleo, el desarrollo de pymes proveedoras, la inversión y la llegada de tecnología a la región.
Los otros convencionales en Chubut y Santa Cruz
Desde comienzos de la década pasada, cuando la industria comenzaba a hablar del potencial de Vaca Muerta, también se destacaba que la Argentina contaba con otras formaciones geológicas no convencionales que podían ser muy importantes en materia de recursos de gas y petróleo.
Desde entonces se indaga en el potencial geológico y eventualmente comercial de rocas madres conocidas como D-129 en la que avanzó YPF en el Golfo San Jorge; Los Molles, en Neuquén; o Los Monos, en el noroeste del país.
De todas ellas se estima que la formación del sur de Santa Cruz es la que mayor potencial tiene para transformar sus recursos en reservas comercialmente explotables, tarea a cargo de YPF y CGC, con proyecciones que la ubican como el cuarto reservorio más importante del mundo, de acuerdo a la International Energy Agency.
Pero el no convencional del Golfo de San Jorge también genera expectativas, o al menos los primeros intentos de exploración que confirmen las condiciones geológicas para darle una segunda vida a la actividad hidrocarburífera de dos provincias históricamente petroleras que en la actualidad se ven fuertemente afectadas por el declino del convencional.
A los ensayos de YPF en el bloque D-129 -en el bloque Diadema que le da su denominación- se suman las tareas incipientes de la principal productora de petróleo del Chubut como lo es Pan American Energy.
Allí la compañía de la familia Bulgheroni concretó un primer pozo en el área Río Chico con una profundidad de 2.347 metros y rama horizontal de 1.500 metros, cuyos resultados dieron lugar a la reciente decisión de avanzar con otros cuatro nuevos pozos en los próximos dos años que permitan confirmar la viabilidad del shale.
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