Un reciente estudio realizado por expertos de la firma de servicios petroleros Schlumberger indica que en la Argentina podría haber hasta cuatro grandes yacimientos de gas no convencional que podrían dar un vuelco dramático a la situación gasífera del país. A los ya conocidos reservorios de Vaca Muerta, en Neuquén, Aguada Bandera y el pozo D-129 (ambos en el límite entre Chubut y Santa Cruz), el trabajo agrega un depósito ubicado en la zona noroeste del país, en el límite con Bolivia, que podría contener hasta dos tercios de los recursos técnicamente recuperables en materia de gas no convencional de la Argentina.

Es sabido que el país se encuentra entre las naciones con mayor potencial de producción de gas no convencional en todo el mundo. «Sin lugar a dudas, la Argentina posee el potencial de recursos más grande» de América del Sur en materia de gas no convencional, expresa el trabajo firmado por Chuck Boyer, líder global de desarrollo del negocio de no convencionales de Schlumberger, y otros cuatro expertos de la firma en la que Miguel Galuccio, el actual CEO de YPF, se desempeñó entre 2009 y este año.
La novedad es que en Salta existe una formación geológica que proviene de Santa Cruz, en Bolivia, pero que mientras en esa zona no tiene grandes reservorios de hidrocarburos no convencionales, a medida que baja hacia el sur se acrecientan las posibilidades geológicas.

Conocida como formación Los Monos, está ubicada en la Cuenca Chacoparanaense, una inmensa extensión que se extiende a través de un área de más de 1,3 millones kilómetros cuadrados. Sobre esta cuenca, el informe de Schlumberger explica que «cubre la mayor parte de Paraguay y partes de Brasil, Uruguay, Argentina y Bolivia. No ha sido explorada extensivamente y tiene menos de 150 pozos perforados». Respecto de la formación Los Monos, señala que su origen se remonta al período Devónico, unos 400 millones de años atrás. «Contiene varios depósitos de lutitas marinas. El más prometedor es San Alfredo, que corresponde a una capa espesa y monótona de lutitas negras que suprayacen un nivel arenoso. Si bien puede alcanzar un espesor de 3658 metros, se considera que sólo 600 metros exhiben riqueza orgánica».

El informe de Schlumberger señala que «la escasa información disponible indica la presencia de una matriz de lutita con buenas características para la estimulación por fracturamiento hidráulico. Sobre la base del espesor asumido, la madurez térmica y las saturaciones de gas, y utilizando los datos de los pocos pozos perforados en la cuenca, los ingenieros estimaron un valor conservador de GIP de 59 trillones de metros cúbicos, con 14,8 trillones de metros cúbicos recuperables técnicamente». En la industria petrolera se llama GIP al «gas in place», es decir, el volumen de gas en la roca sedimentaria.

NÚMEROS.

El informe de Schlumberger, que apareció en el último número de la revista trimestral Oilfield Review, que publica la firma de servicios petroleros, hace un repaso de la situación mundial de la exploración y producción de gas de lutitas, nombre con el que se conoce en el ambiente de los hidrocarburos a cierto tipo de gas no convencional metido en rocas sedimentarias que suelen sellar las bolsas en los que se encuentran los yacimientos convencionales. Hasta hace poco, la industria petrolera consideraba que esas rocas eran un estorbo en su camino hacia esas bolsas con petróleo y gas. Agotados estos recursos, comenzó a buscar hidrocarburos en las mismas rocas. Vaca Muerta, en Neuquén, es el mejor ejemplo argentino de esa nueva orientación de la industria.

En total, la Argentina posee 77 trillones de metros cúbicos de gas no convencional dentro de sus fronteras, estima el trabajo. De ellos, 21,9 trillones se consideran técnicamente recuperables. Para que se note la distancia con otros países en los cuales también se ha realizado la exploración de gas no convencional, los técnicos consideran que a la fecha se pueden recuperar 6,4 trillones de metros cúbicos en Brasil.
“La Cuenca Neuquina parece alojar parte del mayor potencial para el desarrollo de lutitas gasíferas”, indica el trabajo.

El informe indica que las formaciones Los Molles y Vaca Muerta «contienen sedimentos ricos en materia orgánica. Estas dos lutitas marinas de aguas profundas constituyeron la fuente de la mayoría de los campos de petróleo y gas de la Cuenca Neuquina».

De Vaca Muerta se ha escrito mucho en los últimos meses. El trabajo resalta sus elevados niveles promedio altos de carbono orgánico total (TOC), del 4 por ciento, una profundiodad moderada –2440 metros– y condiciones de sobrepresión, que ayudan a impulsar el gas hacia la superficie.

En cambio, Los Molles es más madura que Vaca Muerta y se encuentra a una profundidad promedio de 3810 metros (a mayor profundidad, más cara es la extracción del gas). Además, el gas de Los Molles contiene menos material orgánico, lo que redunda en una menor presencia de gas. «No obstante –continúa el estudio–, existen secciones más ricas en la formación Los Molles con valores TOC que promedian entre un 2 por ciento y un 3 por ciento.»

El informe de Schlumberger repasa la actividad de exploración que realizaron en el lugar las petroleras YPF (cuando estaba en manos de Repsol) y la norteamericana Apache. «Recientemenmte, Repsol YPF comenzó a perforar, terminar, estimular por fracturamiento y probar algunos pozos en la cuenca neuquina y terminó con éxito un pozo productor de petróleo en la formación Vaca muerta. Apache Corporation Argentina terminó recientemente un pozo de lutita en la formación Los Molles, que produjo cantidades significativas de gas».

La Cuenca del Golfo de San Jorge, que abarca las provincias de Chubut y Santa Cruz, da cuenta del 30 por ciento de la producción de petróleo y gas convencional de la Argentina. Pero allí también se encuentran Aguada Bandera y el pozo D-129, de recursos no convencionales. Respecto de Aguada Bandera, el trabajo explica que posee «potencial para la producción de gas de lutitas. Se encuentra a profundidades que oscilan entre 3487 metros y 3706 metros».

En relación con el pozo D-129, señala que «exhibe un espesor consistente de 915 metros en la porción central de la cuenca, y el análisis inicial de los sedimentos indica la existencia de valores del TOC moderados y buena madurez térmica».
Por último, el trabajo informa sobre la situación en la Cuenca Austral (que comparten Santa Cruz y Tierra del Fuego y la provincia chilena de Magallanes), en la que la porción chilena da cuenta de la producción de prácticamente todo el petróleo trasandino. El informe indica que hay presencia de «depósitos de lutitas ricos en contenido orgánico. Esta formación posee un espesor de 200 metros aproximadamente, se encuentra a profundidades comprendidas entre 2000 y 3000 metros y exhibe valores del TOC oscilantes entre bajos y medios».