Durante 2019, las reservas comprobadas de shale oil dieron un salto del 82% y las de gas no convencional 33,9%. La curva de aprendizaje es una de las claves.
El avance en el desarrollo de Vaca Muerta no solo ha permitido compensar la caída de la producción convencional, sino también engrosar el stock de reservas del país a medida que fueron evolucionando la tecnología de perforación y completación de pozos y la curva de aprendizaje de las compañías petroleras.
Las reservas son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos que pueden ser comercialmente recuperados en un determinado tiempo.
El grado de incertidumbre sobre la posibilidad de extraer esos recursos se acota mediante la clasificación entre reservas comprobadas, probables y posibles.
En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la productividad comercial del reservorio se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación.
Las probables son reservas que, del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se desprende que son menos ciertas que las comprobadas. Mientras que las posibles son menos factibles de ser comercialmente recuperables. En caso de que no sea negocio extraerlos, el petróleo y el gas del subsuelo son contabilizados como recursos.
En los últimos años, a medida que las petroleras han avanzado en el conocimiento y en el perfeccionamiento de la técnica para incrementar la productividad de Vaca Muerta, buena parte de sus recursos comenzaron a pasarse a reservas. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, las reservas comprobadas de petróleo no convencional al final de la vida útil de los yacimientos de Neuquén alcanzaron en 2019 los 107,2 millones de m3, el 88,6% del total si se suman las aportadas por las formaciones convencionales (120,9 millones de m3).
El año pasado, registraron un notorio salto, del orden del 82%, en comparación con 2018, cuando fueron 59 millones de m3. El dato pone de manifiesto la decisión de las compañías de concentrar el grueso de sus inversiones en la explotación del shale oil, en detrimento de los yacimientos gasíferos, por las condiciones del mercado.
Mientras que las reservas comprobadas de gas no convencional de Neuquén ascendieron a 180.350 millones de m3 (MMm3), el 79,4% del total (226.921 MMm3). En comparación con 2018, crecieron un 33,9%.
A nivel nacional, el valor máximo histórico de reservas comprobadas de gas se registró en el 2000, mientras que en el caso del petróleo fue alcanzado en el 1999. Desde entonces, las reservas iniciaron un camino descendente y sostenido hasta encontrar sus niveles más bajos en 2012 y 2017, respectivamente.
Las reservas de hidrocarburos forman parte del potencial energético de un país y contribuyen a la configuración de su matriz energética. Además, significan un dato crucial para planificar las necesidades de abastecimiento interno y definir la política energética. En los últimos dos años, el crecimiento del shale permitió apuntar a una reapertura de los mercados de exportación, como modo de generar ingreso de divisas, tan necesarias para un país como la Argentina. La exploración, la implementación de proyectos piloto, el desarrollo y la optimización operativa de los recursos de Vaca Muerta no sólo impulsaron la producción en los últimos años, sino que posibilitaron repensar la política energética, no sin sobresaltos por los vaivenes de la economía.
Durante 2019, los yacimientos no convencionales neuquinos representaron el 26,3% del total de las reservas comprobadas de petróleo (407,4 millones de m3) y el 45% de las de gas de la Argentina (400.231 MMm3).
Otro de los datos a tener en cuenta para evaluar la performance de la industria petrolera es el Índice de Reposición de Reservas (IRR), que muestra el grado con el que la producción del año ha sido reemplazada mediante la adición de reservas comprobadas, por nuevos proyectos, respecto de las del año anterior. Según un reciente informe de Ecolatina, el IRR de la Argentina durante 2019 fue del 125% para el petróleo y del 107% para el gas.
La consultora destacó que “considerando todas las reservas y recursos declarados, tendríamos una vida remanente de 26,8 años” para el crudo y de 23 años para el caso del gas.
El rendimiento: cuáles son las áreas que engrosaron el nivel de reservas del shale Desde el punto de vista financiero, las reservas comprobadas sustentan los proyectos de inversión y son fundamentales para las empresas.
Desde 2012, las reservas hidrocaruríferas de Neuquén comenzaron a crecer en todas las categorías por la perforación de pilotos exploratorios y el pase a desarrollo de unos siete proyectos.
Los principales bloques que permitieron sumar reservas de petróleo fueron Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur, operados por YPF; Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, de Shell; y Bajada del Palo Oeste, de Vista. Todos esos bloques están ubicados en la “zona caliente” de Vaca muerta, en los alrededores de Añelo.
Para evacuar esa producción, se construyó el oleoducto Loma Campana-Lago Pellegrini y se empezaron a realizar ampliaciones en el oleoducto principal de Oldelval, en el tramo Allen-Puerto Rosales. Mientras que la reversión en el oleoducto que conecta Allen con Puesto Hernández permitirá llevar crudo de Vaca Muerta a la refinería de YPF de Lujan de Cuyo.
El aumento en las reservas comprobadas de gas está vinculado a los programas de incentivos implementados, particularmente la resolución 46/2017. Los yacimientos que más reservas incorporaron fueron Fortín de Piedra (Tecpetrol), Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro (PAE), Aguada Pichana Este (Total), La Calera (Pluspetrol), La Amarga Chica y Loma Campana (YPF).
El incremento en la actividad de perforación y desarrollo de pozos de gas alcanzó niveles récord a mediados de 2019 y colmó la capacidad de transporte en invierno.
Fuente: La Mañana de Neuquen