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Vaca Muerta en Mendoza: el segundo testeo del shale en la provincia genera expectativas

El ensayo de la producción de los dos pozos que perfora YPF en el lado mendocino de Vaca Muerta arrojarán resultados en dos meses. Se trata del segundo testeo del shale en Mendoza.

La exploración no convencional en Mendoza no es un hecho nuevo. En 2018 la Provincia fue testigo de la primera prueba piloto para conocer los hidrocarburos alojados en la formación Agrio y en Vaca Muerta de la mano de la petrolera El Trébol. Hoy deposita expectativas en el ensayo de producción que lleva a cabo YPF en dos pozos perforados con destino a Vaca Muerta.

En julio de 2017 el gobierno provincial autorizó la realización de una prueba piloto por parte de la empresa El Trébol, en la zona de Puesto Rojas, en Malargüe. La exploración se centró en la Cuenca Neuquina, en las formaciones Agrio y Vaca Muerta. La primera de ellas tiene una potencialidad en petróleo y diseñaron los pozos para llegar a testear a la vez Vaca Muerta.

La exploración no arrojó resultados significativos, por lo que la punta de lanza hoy es el proyecto de YPF. La empresa de mayoría estatal iniciará este mes un estudio de la producción de dos pozos en los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte. Allí sumaron un total de 25 etapas de fractura en diciembre de la mano de la firma de servicios Weatherford.

El estudio se llevará a cabo a través de la instalación de Well Testing, que, entre otros datos, permite medir la presión y el caudal de petróleo y gas en el pozo. Esto apunta a obtener información sobre su curva de productividad y determinar si se están alcanzando los niveles esperados de petróleo y gas. Vale marcar, que en la región se estima que hay un shale pesado, de entre los 30 y 35 grados API.

Desde YPF afirmaron a Energía On que el estudio puede tomar, por lo menos, 60 días. Y fuentes de la industria allegadas a la exploración en diálogo con este medio estimaron alrededor de dos meses para obtener resultados. Más allá de las expectativas, la información se mantiene con cautela.

De confirmarse resultados positivos, se proyecta una etapa de desarrollo masivo con 100 pozos que va a implicar instalaciones de superficie y cuestiones de infraestructura, tales como la vial o eléctrica. Ya con los números sobre la mesa, la Provincia dialogará con la empresa sobre posibles beneficios asociados a la producción, como pueden ser las regalías diferenciadas.

«Si nos comparamos con Neuquén, todos sabemos que Mendoza tiene limitaciones en la extracción por las diferencias en las formaciones geológicas. Pero a su vez, compartimos parte de la Cuenca Neuquina en Vaca Muerta, en la lengua norte, dónde somos optimistas porque tenemos muchas posibilidades de inversión de las empresas que hoy explotan Vaca Muerta en el no convencional», destacó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre en una conferencia de prensa.

Latorre, quien también es directora de YPF en Mendoza, señaló que la formación «ya se perforó, se fracturó y ahora están viendo el rendimiento de ese pozo para poder tomar como empresa una decisión respecto a qué van a hacer en Vaca Muerta. En función de esos resultados, la provincia también tiene su potestad como propietaria del recurso».


Mendoza y la apuesta fuerte en el Convencional


Ciertamente, la Provincia tiene el ojo puesto en los resultados ante el declino del convencional visto en todo el país. Sin embargo, busca potenciar esta producción a través del plan Mendoza Activa Hidrocarburos y distintas políticas relacionadas con un nuevo modelo licitatorio y digitalización de datos geológicos, lo que ya les permitió «revertir la baja en producción de la última década», aseguraron.

El programa de incentivos Mendoza Activa Hidrocarburos fue lanzado en pandemia. Permitió saber qué pozos estaban parados y podían ser reactivados y qué inversión implicaba esa operación. El programa llevó a cabo tres ediciones, con inversiones que rondaron los 17.000 millones de pesos en proyectos para incrementar la producción de hidrocarburos.

El último desarrollo relacionado con fomentar la producción y las inversiones del convencional es la implementación de la digitalización de todos los datos sobre los procesos. La Dirección de Hidrocarburos, que lleva adelante esta iniciativa, le sumó en octubre del 2023 información sísmica 3D y 2D, que brinda datos en profundidad sobre las formaciones en las cuencas productivas.

Este año, con un modelo de licitación continua, se compulsarán 12 áreas, 11 de las cuales se ubican en la Cuenca Neuquina, específicamente en Malargüe, y una en la Cuyana. Estas son: Boleadero, Bajada del Chachahuén, Chachahuén Norte, CN V, Malargüe, Ranquil Norte, Zampal, Calmuco y Sierra Azul Sur. Además, tres concesiones de explotación en Puesto Molina Norte, Payún Oeste y Loma El Divisadero.

El 2024 ya tiene anunciadas más inversiones en la provincia. Tal es el caso de la prevista por el grupo energético Aconcagua Energía, concentrado en el convencional, que destinará un total de 110 millones de dólares para este año, que se dividirán entre la producción de hidrocarburos y desarrollos de generación solar.


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