Esta semana se dio a conocer que las primeras pruebas que YPF llevó a cabo en la zona mendocina de Vaca Muerta, particularmente en Malargüe, fueron exitosas, por lo que la petrolera estatal continuará invirtiendo la exploración de estos pozos.
Por lo pronto, la información únicamente la confirmó la provincia de Mendoza, hoy a cargo de Alfredo Cornejo, aunque se espera que YPF comparta las buenas noticias pronto, con inversiones esperadas de u$s 30 millones.
En las exploraciones preliminares, realizadas en Paso Bardas Norte y CN-VII, se invirtieron más de u$s 17 millones para las fracturas y se concluyó que todos los pozos son "prolíferos", según la petrolera.
Según detalló la gestión mendocina, "hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1074 y 1059 metros de rama cada uno, en Paso Bardas Norte (Concesión de explotación) y CN-VII A (permiso exploratorio), con perspectivas de nuevos pozos y más inversiones que rondarán los u$s 30 millones".
Se trata del primer proyecto de extracción que se realiza en Vaca Muerta por fuera de Neuquén, donde hoy se concentran las extracciones de shale oil & gas.
Según detalló el gobierno de Mendoza, "hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1074 y 1059 metros de rama cada uno".
Aunque la "lengua mendocina" de Vaca Muerta "no es idéntica a la de Neuquén" -señalan desde la gestión de Cornejo- esta "tiene excelentes prospectos de exploración y los resultados validan el modelo geológico".
Luego de este descubrimiento, es preciso continuar con nuevas inversiones para ampliar la explotación de los pozos, bajar el riesgo geológico y avanzar en el desarrollo de un reservorio no convencional.
Es por esto que YPF se comprometió a "seguir explorando más allá del hubcore (núcleo de la formación)" de los casi 100 pozos que promete Mendoza. Estas "estrategias de trabajo implican más inversiones incluso para 2025", informó la gestión provincial.
Ahora, la petrolera estatal "presentó la solicitud para pasar al segundo período exploratorio" en la reserva CN-VII A, donde perforaría un nuevo pad (locación de producción) de dos pozos horizontales a mayor profundidad. Esto "permitiría alcanzar mayor presión de reservorio y, por consiguiente, posible mejor productividad".
"Se trata de una noticia muy importante para la industria energética mendocina, ya que estos resultados posicionan nuevamente a Malargüe en el centro de la visión y el futuro energético", destacó el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandin.
Y sumó: "Esto abre un nuevo horizonte de incorporación de reservas para Mendoza en materia de hidrocarburos, en un momento en el que hay una visión industrializadora para el Sur mendocino, con el Polo Logístico e Industrial Pata Mora, que prestará servicio a las empresas y servicios que operan en la zona y a todo el desarrollo minero de Malargüe Distrito Minero Occidental".
Ahora, Mendoza tiene 12 áreas de Vaca Muerta en licitación, lo que supone "la reactivación del área petrolera más alta del país", indicó Sánchez Bandin.
"En caso de encontrar una productividad y acumulada por pozo tal que el proyecto fuera rentable, abriría para las áreas (CN-VII A y Paso Bardas Norte) un desarrollo de alrededor de 212 pozos horizontales (orgánico inferior y orgánico superior) navegando en dos niveles productivos, en un área total de 102 km2", suma el comunicado de Mendoza.
Y cierra: "Existe la posibilidad de desarrollar un tercer nivel de navegación, que adicionaría 122 pozos de desarrollo (cocina)".
En Paso Bardas Norte se realizaron 12 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo el 18 de febrero de 2024, y mostró desde sus inicios interesantes porcentajes de petróleo de densidad 38°API. Según consignó la empresa, alcanzó con orificios superiores caudales cercanos a 100 m3/d de bruta.
Actualmente ensaya con 69 m3/d de bruta y 51% de petróleo, con 35 m3/d al 19/04 del presente.
En Aguada Negra, en tanto, se realizaron 13 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo y desde sus inicios mostró interesantes porcentajes de petróleo de 43°API. Actualmente, produce con una bruta de 84 m3/d y 48% de petróleo (41 m3/d), con un GOR de 1.000 m3/m3.
Los ensayos de los pozos no convencionales fueron extendidos en el tiempo mínimo necesario para poder evaluar correctamente los niveles de reservorio y continuarán evaluando su comportamiento. Comenzaron el 18 de febrero de 2024 y se finalizaron el 18 de mayo. Luego se continuará con las instalaciones de producción apropiadas.
