Por Raúl Figueroa) ¿Cuáles son los parámetros y referencias para estimar los recursos no convencionales de petróleo y gas de la cuenca del golfo San Jorge? La pregunta forma parte del análisis que empieza a trazar la región y particularmente la provincia de Chubut, a partir de las expectativas planteadas en torno a la existencia de hidrocarburos a una profundidad superior a los 3.000 metros, en el marco del debate planteado entre Nación y las provincias para acordar mecanismos para la explotación de los mismos. La cuenca San Jorge tiene, en su formación D-129, recursos shale de importancia, pero es necesario determinar parámetros y criterios para estimar el volumen potencial de los mismos y no perder de vista los objetivos de la actividad para las próximas décadas.
El ingeniero en petróleo y consultor independiente Marcelo Hirschfeldt (*) plantea en este análisis a solicitud de suplemento Desarrollo que la comparación de estimaciones en shale oil y gas puede hacerse a tres niveles: frente al resto del país; frente a las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, de la provincia de Neuquén; y también ante el stock de recursos y reservas convencionales que todavía queda por extraer en la cuenca San Jorge.
En principio, establece la línea divisoria entre Recursos y Reservas: “Cuando hablamos de recursos –explica el consultor- nos referimos a una existencia de hidrocarburos, pero tiene que atravesar distintos tipos de evaluaciones, no sólo geológicas e ingenieriles, sino técnicas, económicas y financieras: ese camino es el que lleva (o no) a que un recurso se transforme en reservas. La evaluación técnica, relacionada a cuánto cuesta extraer el petróleo y el gas, lleva al análisis sobre el costo y el riesgo, por lo que si no hay rentabilidad la evaluación hace que el recurso siga siendo tal y no pueda considerarse como reserva. En esa instancia de análisis estamos hoy en nuestra cuenca en lo que respecta a no convencionales”. Dicha tarea evaluativa tiene un mayor grado de avance en la cuenca Neuquina, donde ya se ha hecho una cantidad importante de pozos y se cuenta con una experiencia de hace un par de años en la evaluación de los no convencionales.
Estimación de recursos
De todos modos, hay parámetros para estimar los posibles volúmenes de recursos no convencionales existentes en distintos puntos del país, a partir de los informes producidos por el Advanced Resources International, Inc. (ARI) para la Administración de Información de Energía de los EE.UU del Departamento de Energía (EIA) de ese país. En ese marco han evaluado las posibles existencias en distintos países del mundo, en base a determinados parámetros y conceptos tanto teóricos como prácticos, según explica Hirschfeldt. De ese modo, los estudios combinan información geológica e ingenieril vinculada a los reservorios, como también contenidos de materia orgánica y otros parámetros petrofísicos, lo que posibilita determinar los parámetros para las distintas cuencas. “En ese trabajo se ha estimado un volumen de reservas asociado a un factor de riesgo –añade el ingeniero-. Se calcula un volumen y luego se afecta por un factor de recuperación (FR) de reserva, que mide la posibilidad de que el petróleo sea extraído desde la roca (una vez realizada la estimulación hidráulica). La estimación se hace entre dos F.R, uno conservador y otro más optimista”.
A nivel país, la estimación para Shale oil es de un F.R (factor de recuperación) que va desde el 3 al 6%, mientras que para Shale gas, el F.R estimado es de entre 6,5 y 27%. En la clasificación por cada cuenca, el F.R las formaciones Vaca Muerta y Los Molles (Neuquén) tienen un 6%, mientras que la cuenca Austral le sigue con un 5%. En ese rubro, San Jorge aparece con un3%, al igual que la cuenca Chaco-Paranaense. En esa primera evaluación, la cuenca San Jorge presenta –en comparación a la cuenca Neuquina, que concentra el mayor potencial- un factor de recuperación equivalente a la mitad. En gas, las perspectivas son más elevadas, con F.R estimado en 27% para la cuenca Neuquina y un 20% para San Jorge. Se trata de valores que miden el comportamiento del reservorio ante la posibilidad de producción, es decir cuánto del volumen contenido puede extraerse en condiciones de explotación respecto al petróleo original en el reservorio (original oil in place). En lo que respecta a los recursos convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge, el F.R oscila entre 20 y 30% considerando las etapas de explotación primaria y secundaria.
En shale, San Jorge representa 28% de los recursos de gas de Vaca Muerta y 4% de petróleo
En el país, el 73% de los recursos potencialmente aprovechables de gas (802 TCF- Trillones de pie cúbicos o 21.628 Billones de m3) se encuentra las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, mientras que la cuenca San Jorge representa un 11% de ese total. Si se compara a San Jorge con Vaca Muerta y Los Molles, la cuenca integrada por Chubut y Santa Cruz representa un 15% de los recursos potenciales de Shale Gas de aquellas formaciones, mientras que la incidencia crece al 28.5 % si se compara sólo con Vaca Muerta. En Shale Oil , el 74 % de los recursos potencialmente aprovechables se concentran en Neuquén, siendo Vaca Muerta el 60 % en relación al total país. En ese ítem, San Jorge representa sólo el 2,4% de los recursos a nivel nacional, lo que significa una participación muy baja si se tiene en cuenta que la cuenca Austral, por ejemplo, significa el 24%. En gas, la potencialidad de San Jorge sube un poco más, ya que representa un 11% del total del país. Si se compara San Jorge versus Vaca Muerta, nuestra región representa un 28.5 % de los recursos de Shale Gas de Vaca Muerta y sólo un 4% de los recursos de Shale Oil de aquella formación.
En Chubut, los convencionales siguen siendo más importantes
Lo anterior no significa que la perspectiva regional en recursos no convencionales carezca de importancia en esta región, sino que su participación es más acotada frente a la gran magnitud de recursos potenciales de la Argentina en su conjunto y, particularmente, frente a Vaca Muerta y Los Molles. En ese plano, añade el ingeniero Hirschfeldt, los recursos no convencionales de gas representan actualmente (si se considera un F.R de 6,5%) 7 veces las reservas probadas, probables y posibles, más recursos (3P+R) del país, mientras que si se toma el F.R más optimista (del 25%) los recursos no convencionales significan 27 veces lo que hoy tenemos en stock de reservas, más recursos. Y en petróleo, con un F.R de 6%, a nivel país los recursos de petróleo significan 6,4veces las reservas convencionales. En la provincia de Chubut, sin embargo, la relación es inversa. En efecto, las reservas más recursos (3P+R)de petróleo de la concesión Anticlinal Grande – Cerro Dragónson del orden de los 199 millones de metros cúbicos, mientras que los recursos de shale oil se estiman en 100 millones de metros cúbicos. “Es decir, los recursos no convencionales potencialmente aprovechables no llegarían a la mitad de las reservas más recursos (3P+R) que tiene la provincia en su yacimiento más importante, basados en la información de reservas y recursos convencionales provista por la Secretaría de Energía a 2012 y la EIA”, añade el consultor, para dar mayor profundidad al contexto de la información.
(*) Consultor independiente. Responsable del sitio especializado www.noconvencionales.com donde puede ampliarse la información sobre el tema, además de análisis y trabajos técnicos en www.oilproduction.net
