Yacimientos Maduros vs. Vaca Muerta

(Por Ing. Pablo G. Santoro, ex Jefe de Operaciones Grupo Techint) Las reservas de gas y petróleo representan, en su forma más simple, recursos descubiertos que se podrán aprovechar en el presente y futuro.
 

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Aunque el proceso para incorporar y reportar reservas es complejo, se puede identificar tres tipo: 1P (Probadas), 2P (Probadas + Posibles) y 3P (Probadas + Posibles + Probables).


De acuerdo a la bibliografía disponible, un campo se considera maduro cuando:

  • Sus reservas 2P representan menos del 25% de la EUR ("Estimated Ultimate Recovery") total del campo, que representa un índice de madurez del yacimiento.
  • El petróleo es producido con un alto corte de agua. WOR (“water oil ratio”) > 10
  • La producción actual está muy por debajo del pico máximo de producción (“peak oil&gas”).
  • El nivel de inversiones actual es bajo.
  • Las instalaciones de superficie son muy antiguas.
  • El fin de la vida útil del campo está cercano (menos de 10 años para producir las reservas 2P).

Algunos de los criterios listados son cuantitativos, y otros cualitativos. Más allá de esto, desde ningún punto de vista el concepto de madurez es un parámetro necesariamente creciente, ni mucho menos una situación irreversible.

En Argentina, claramente, se observa que en los últimos años se viene haciendo foco en el desarrollo de los yacimientos no convencionales, principalmente en “Vaca Muerta”. Esto se demuestra por la evolución del nivel de inversiones creciente en la cuenca neuquina y decreciente especialmente en la cuenca norte.

Se observa que la inversión total en yacimientos no convencionales está alcanzando el nivel de inversiones de los campos convencionales en su conjunto, del orden de 4.000 millones de dólares anuales en el periodo 2016 a 2019 y decreciente desde el cambio de gobierno hasta la actual pandemia.

Esta situación indica que se está pagando un costo de oportunidad, dado que los presupuestos de inversión son acotados, más aún considerando el contexto actual de precios bajos. Existe una situación de abandono en muchos campos que todavía tienen potencial, campos de la cuenca norte, en donde la desinversión de varios años puede no resultar fácil de revertir, o bien proyectos de la cuenca del golfo con zonas de proyectos avanzados de recuperación secundaria y terciaria. 

Existen muchos casos de “rejuvenecimiento de campos considerados maduros”, en donde con un cambio en la estrategia de desarrollo, se pudo revertir el declino e incremento del índice de madurez, y largamente superar el pico histórico de producción. El clásico ejemplo de ello es “Cerro Dragón”, actualmente el yacimiento más grande de la Argentina.

El desarrollo se inició a finales de la década del ‘50, y la recuperación secundaria por inyección de agua comenzó a implementarse hacia la década del ‘70. A principios del 2000, y siguiendo los criterios anunciados al inicio, Cerro Dragón podía ser considerado un campo maduro. A pesar de ello, a través de una adecuada estrategia de desarrollo, por medio de una implementación agresiva de recuperación secundaria, y apuntalando la explotación de los reservorios de gas, la realidad del yacimiento cambió por completo. En menos de 10 años se logró duplicar la producción de petróleo del campo, y se alcanzaron niveles de venta de gas inesperados para un yacimiento considerado petrolero.

No intento decir que todos los campos maduros puedan “rejuvenecerse” de la misma manera que Cerro Dragón, pero existen yacimientos considerados maduros con grandes oportunidades de aumentar el factor de recobro. Podríamos describir varios ejemplos de yacimiento de la cuenca norte que podrían estar dentro de este grupo.

Desde mi perspectiva, la cuenca del norte cuenta con algunas oportunidades que pueden competir con la vedette. En la cuenca aún existen yacimientos exploratorios que al nivel de proyectos pueden competir e incluso superar la rentabilidad de Vaca Muerta. Yacimientos que tienen un riesgo adecuado, para ser exploratorios y que en caso de ser descubiertos podrían incrementar las reservas y podría ser una medida paliativa a la delicada situación que atraviesa la cuenca. 


Esperamos la letra chica del “Plan Gas 4” y que a través del mismo, las autoridades referentes y de aplicación, puedan iniciar un proceso de trabajo conjunto con las operadoras y, en tal sentido, se logren reactivar las inversiones en la cuenca del norte.

¡Es posible! ¡Espero se logre!

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