ExxonMobil está explorando desde hace un par de años seis bloques en Neuquén en busca de certificar reservas no convencionales de hidrocarburos en Vaca Muerta, una de las formaciones rocosas de la cuenca. Hasta ahora, el programa exploratorio lo llevaba adelante en conjunto con los socios en cada campo en particular. Pero a partir de julio, la petrolera norteamericana –la mayor empresa privada de hidrocarburos del globo– comenzará a operar por su cuenta dos de esos bloques. Se trata de La Invernada y Bajo del Choique, ubicados al norte de la provincia.
No se trata de una cuestión menor, o meramente formal. Es la primera vez que ExxonMobil se hará cargo de la operación de un yacimiento en la Argentina. “A partir de julio largamos un programa para operar esas áreas. Eso implica que todas las decisiones acerca de la perforación de los bloques serán tomadas por nuestro equipo. A tal tarea estarán abocados, específicamente, los superintendentes de operación en los campos”, señaló Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil en la Argentina.
A entender del directivo, la medida deja de manifiesto la voluntad de ExxonMobil de avanzar con la exploración de yacimientos no convencionales. Hasta el momento, perforó cinco pozos para evaluar, conocer y entender el funcionamiento de los yacimientos de shale oil y shale gas.
“Podemos comercializar la oferta de hidrocarburos que extraemos de los pozos perforados, pero lo más importante es aprender lo más rápido posible cómo se comportan los plays”, indicó De Nigris a Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química.
Curva de aprendizaje
Para el ejecutivo, en esta primera fase lo central es entender cómo funcionan técnicamente los campos no convencionales, a fin de diseñar modelos de desarrollo adecuados para este tipo de yacimientos, de características particulares en cuanto a porosidad, permeabilidad, presión, contenido orgánico y producción inicial, entre otras variables.
“Las ventanas de shale gas (gas de esquisto) y de shale oil (petróleo de arcillas) se han ido corrigiendo a medida que las petroleras realizan nuevas perforaciones y avanzan con la interpretación de la geología. Si uno analiza las ventanas de hace dos o tres años, cuando empezamos con la exploración, percibe que los plays se han ido ajustando a partir de nuevos testeos e inferencias de pozos ya disponibles en la cuenca”, explicó. Aun así, el directivo se mostró cauto a la hora de cuantificar el volumen de reservas de petróleo y gas que puede albergar Vaca Muerta. Según un estudio de la Agencia de Energía de Estados Unidos, publicado en 2010 y de amplia difusión entre los inversores internacionales, la formación de la cuenca Neuquina tendría recursos por más de 400 trillones de pies cúbicos (TCFs) de gas.
“Hoy es difícil dar un número preciso. Llevará bastante tiempo poder responder esa pregunta. Creemos que la cuenca tiene mucho potencial, pero ahora es difícil cuantificar esos recursos”, se excusó el ejecutivo.
La clave en la actualidad –agregó– consiste en entender técnicamente la formación. “Estamos en una fase en la que estamos progresando en el entendimiento de la cuenca, a fin de poder encontrar los sweet spot (las zonas de mayor producción) y definir las fracturas de cada pozo”, detalló De Nigris.
Áreas
Desde fines de la década pasada, ExxonMobil concentró su atención en el upstream, a fin de explorar y poner en producción campos no convencionales al sur del país. En esa dirección, se asoció, primero, con la canadiense Americas Petrogas para evaluar el conjunto de áreas Los Toldos y Yerba Buena, en Neuquén. Y más tarde llegó a un acuerdo con YPF para explorar dos bloques, Pampa de la Yegua y Loma del Molle. De esos proyectos también participa Gas & Petróleo de Neuquén, la petrolera provincial, con la que además está asociada para explorar los bloques La Invernada y Bajo del Choique.
“Las inversiones comprometidas en el plan exploratorio ascienden a los u$s 250 millones. Hasta el momento, el programa se viene llevando adelante como lo preveíamos. Somos muy optimistas. Si no, no habríamos crecido tan rápido en cuanto a la conformación de nuestro equipo”, destacó De Nigris.
Hasta ahora se perforaron cinco pozos exploratorios en los bloques adjudicados. “En 2013, el plan es perforar cinco pozos más. Algunos de los ya perforados están siendo testeados y otros están a la espera de fractura”, precisó el directivo.
Ampliación
La hoja de ruta de las petroleras que trabajan en Vaca Muerta intenta encontrar similitudes de los yacimientos neuquinos con los grandes campos de shale gas y shale oil en Estados Unidos, como Barnett, Eagle Ford, Haynesville y Marcellus, cuya puesta en producción revolucionó el paradigma energético del país del norte a partir de la incorporación de reservas y nueva oferta de petróleo y gas.
“Uno explora para poder entender analogías entre la cuenca Neuquina y las de Estados Unidos, que ya están desarrolladas. No obstante, esta cuenca es amplia, tiene muchos matices, de la parte sur a la parte norte, con lo cual hay que trabajar para entender sus particularidades”, indicó De Nigris.
ExxonMobil Exploration cuenta con oficinas en Neuquén, donde se encuentra el managment técnico de los proyectos; en Buenos Aires, con un equipo especialmente dedicado a lo comercial; y en Houston, que se encarga de brindar soporte tecnológico a las iniciativas. En total, el equipo profesional dedicado a la exploración de los campos en la Argentina está integrado por 45 personas. “Hoy el equipo es prácticamente tres o cuatro veces más grande que en 2011”, concluyó De Nigris.
