Las nuevas metas de YPF en Chubut comenzarán a reflejarse antes de que finalice el año, ya que entre las condiciones para la devolución de las áreas que la provincia le había quitado cuando la petrolera aún era conducida por Repsol, se cuenta la inversión en pozos exploratorios: en ese marco, se ha acordado la perforación de dos pozos a más de3.000 metrosde profundidad, en la denominada “formación D-129”, donde se buscarán recursos no convencionales de petróleo y gas. Se apunta a una nueva frontera productiva, a tono con las expectativas abiertas tras la nacionalización de la compañía y la necesidad de recuperar el abastecimiento energético.
El titular de Petrominera, Oscar Cretini, quien también se desempeña como interventor de YPF hasta el próximo 4 de junio, expresa su satisfacción por los resultados obtenidos en el proceso que fue desde la quita de las concesiones de 4 áreas (Escalante-Trébol y Campamento Central-Cañadón Perdido) hasta la devolución. La decisión de que se vuelvan a perforar pozos exploratorios en la provincia (los últimos fueron los pozos del proyecto “Aurora” en el mar, en un área que Repsol terminó devolviendo por falta de resultados positivos) y de intensificar la producción en áreas que aún tienen perspectivas de crecimiento a un ritmo del 5 por ciento anual, son algunos indicadores de una nueva perspectiva.
“Esto se ha obtenido con un esquema de gestión; en la mayoría de las provincias el escenario fue devolver las áreas tal cual las había quitado, salvo en el caso de Neuquén, que también entabló un diálogo sobre las condiciones. Pero nos consta que fuimos la provincia que mayor diálogo y reuniones técnicas generó para establecer criterios para la devolución”, asegura el funcionario, en diálogo con Desarrollo.
En ese marco, más allá de que la provincia devolvió las 4 áreas, se acordó la posibilidad de evaluar otras alternativas más adelante: “en esta primera etapa se convino hablar solamente de la reversión y la integración de las provincias en la conducción de la empresa; una vez conformado el Directorio –el 4 de junio próximo- se empezarán a ver posibilidades de sinergia en cada cuenca: en ese plano, se podría volver a analizar el caso de Campamento Central, sobre todo con los llamados pozos petisos, que son aquellos iniciales abandonados pero que podrían tener algún relicto de hidrocarburos y, con determinadas técnicas, se podrían recuperar”.
Puntualmente, en áreas poco productivas como Campamento Central, se podría evaluar un esquema de tercerización, para que Petrominera, junto a socios locales o regionales, se aboque a la operación de la zona, pero con una estructura más ágil para la magnitud productiva de la misma.
Potencial de recursos no convencionales
En cuanto a la perspectiva de los recursos no convencionales en Chubut, el geólogo Cretini explica:
“No sé si otro Vaca Muerta, podemos llamarlo de cualquier manera, pero siempre se busca hallar otra zona de alto potencial. En la zona debemos ir al horizonte llamado D129, que es una formación rocosa que está por debajo de toda la columna productiva de la cuenca. Se llama así lo que está por debajo y tiene una extensión y profundidad (de unos3.000 metros) que, a través de ciertos estudios y análisis más la sísmica, podría llegar a tener un contenido de hidrocarburos gaseoso o líquidos y, como la roca es un shale -es decir roca arcillosa, algunas con intercalaciones arenosas, pero muy cargadas de materia orgánica-, podría ser una roca que contenga ese hidrocarburo que, con técnicas no convencionales, se lo pueda extraer”.
Se trata de una profundidad importante, pero Cretiene advierte que ya en el pasado se perforó el piso de los 5.000 metrosen el centro de cuenca, en tiempos en que él se desempeñó profesionalmente en la misma compañía petrolera.
“Lo perforamos, pero antes se cortaba el pozo al entrar en D129, porque se consideraba la roca madre o generadora, mientras que la roca receptora era está más arriba, en el paquete llamado grupo Chubut. La idea ahora es bajar hasta esa roca generadora y, con técnicas no convencionales, ver cómo se la penetra y qué tipo de hidrocarburos se encuentra”.
El Trébol y Río Mayo
Entre los antecedentes, se cuenta con un estudio integral sobre la evolución del D129 en toda la cuenca. Por ello una de las zonas a perforar será El Trébol, a raíz de su espesor y condiciones químicas y físicas. El estudio sobre “refractancia de la vitrinita” establece parámetros de relación entre ese elemento químico y el grado de maduración de los hidrocarburos: a distintos valores, corresponden diferentes momentos de maduración, entonces ese indicador permite establecer si hay presencia de hidrocarburos líquidos, densos, livianos, si se trata de gas metano, etc.
“Ese estudio arroja resultados que determinan que el mejor lugar para realizar un pozo es la zona de El Trébol –explica Cretini, quien además aclara enfáticamente-: ahora bien, hasta no perforar es todo teórico, el petróleo es así. Igualmente, no deja de ser un pozo de estudio, para el que se hacen todos los perfiles y por ello tiene un costo alto, ya que ronda los 7 u 8 millones de dólares”.
La segunda perforación prevista para este año por YPF en Chubut se realizará en la zona de Confluencia, al norte de Río Mayo, “una zona donde en su momento se tocó un horizonte profundo, el Neocomiano, que es una porción de roca que corresponde al inicio del Cretácico –explica Cretini-. Hay distintas teorías geológicas que sostienen que ésta podría tratarse de una sub cuenca, o una continuidad de San Jorge pero con otras condiciones. Es decir, puede llegar a haber ese tipo de roca que se busca, es decir el shale, con mucha materia orgánica”.
Más allá de los pozos comprometidos para 2012, la compañía proyectó un plan de perforaciones para el período 2013-2016, con una serie de pozos en continuidad. En ese marco, se contempla retomar la perforación realizada años atrás en la cuenca “Cañadón Asfalto”, en zona de Gan Gan, que la petrolera perforó años atrás pero que luego discontinuó. “Ese pozo había dado rastros de hidrocarburos, pero luego quedó abandonado –añade el funcionario-; ahora la intención es retomarlo y analizar cómo sería la posible estructura de una cuenca en esa zona”.
Manantiales Behr
Dentro de los planes de la petrolera en Chubut, el interventor mencionó el nuevo compromiso de inversión para el área de Manantiales Behr, por 240 millones de dólares, lo que significa un claro incremento frente al plan de 99 millones que había presentado Repsol antes de la expropiación.
“En este caso no habrá exploración, sino desarrollo, ya que deben chequear que toda la secundaria que se planteó en los dos últimos años, empiece a dar resultados a fines de 2012 o comienzos de 2013”.
La expectativa de las áreas es lograr incrementos de hasta 4 ó 5 por ciento anual acumulativo, siempre y cuando se verifiquen las expectativas planteadas por ejemplo en torno a los proyectos de recuperación secundaria.
