Luego de culminar el proceso de fracturas en dos pozos en el departamento de Malargüe (Mendoza) con más de 17 millones de dólares invertidos, YPF presentó el resultado de los trabajos de exploración no convencional en el lado mendocino de la formación Vaca Muerta.
Lo hizo anunciando el compromiso de seguir explorando más allá del “hubcore” (núcleo de la formación) por los resultados “auspiciosos” y con estrategias de trabajo que implican más inversiones incluso para 2025.
Hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1.074 y 1.059 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 USD 30 millones.
“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”, señaló el subsecretario de Energía y Minería de esa provincia, Manuel Sánchez Bandini.
“La llamada lengua mendocina de Vaca Muerta no es idéntica a la de Neuquén, pero tiene excelentes prospectos de exploración y los resultados validan el modelo geológico. El paso siguiente es continuar con más inversiones, bajar el riesgo geológico y avanzar en el desarrollo de nuestro reservorio no convencional”, indicó.
“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”, amplió el funcionario.
“Entre las 12 áreas que tenemos en licitación en la provincia, la reactivación del área petrolera más alta del país -Vega Grande- y la cesión de derechos de estas áreas, agregamos dinamismo al sector energético”, concluyó.
Conclusión de los trabajos
En Paso Bardas Norte YPF realizó un total de 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 de abril.
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. Luego se continuará con las instalaciones de producción apropiadas.
Cuáles son los próximos pasos
YPF presentó la solicitud para pasar al segundo período exploratorio en el permiso sobre el área de reserva de CN-VII A, para perforar un nuevo pad (locación de producción) de dos pozos horizontales a mayor profundidad, lo que permitiría alcanzar mayor presión de reservorio y, por consiguiente, posible mejor productividad.
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
Existe la posibilidad de desarrollar un tercer nivel de navegación, que adicionaría 122 pozos de desarrollo (cocina).
El plan exploratorio de los bloques contempla realizar, en 2025, un piloto vertical a partir del cual se definirán dos niveles a navegar y con dos ramas horizontales de 2.500 metros.
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