La curva de aprendizaje en Vaca Muerta va por un carril diferente al del contexto económico. Los avances en la productividad son día a día. Hay pozos que produjeron 400.000 barriles en 36 meses, mientras se espera que algunos lleguen al millón de barriles al final de su vida útil.
El rendimiento de esos pozos llama al asombro: hay ocho de Vaca Muerta que ya produjeron 400.000 barriles de shale oil en 36 meses.
La mayoría de estas perforaciones fueron realizadas por YPF, la precursora de los desarrollos shale en el país. Y tuvieron como epicentro ese objeto del deseo para las productoras que son las áreas de la zona caliente del no convencional neuquino: Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica, tres de las áreas que podrían modificar el termómetro de la producción nacional desde el shale si hay condiciones económicas.
Claro que no son las únicas. Los excelentes indicadores de producción y la doble oportunidad para aprovechar la ventana de gas y la de petróleo, incluso en una misma área, hablan a las claras del tenor de oportunidades que llamaron la atención de algunas de las petroleras más grandes del mundo.
Es el caso de ExxonMobil. La compañía estadounidense tiene cuatro concesiones no convencionales en Vaca Muerta. Se aprestaba a acelerar su producción de crudo, tomando incluso una fuerte posición en el principal oleoducto (el administrado por Oldeval), cuando el sector entró en crisis desde agosto pasado por el techo interno al crudo y las restricciones macroeconómicas que impuso el gobierno anterior.
Mientras tanto, consiguió un pozo que es algo así como una muestra del potencial de su área Bajo del Choique-La Invernada. Llegó a los 400.000 barriles, en este caso con un desempeño medido en poco más de un año, tal como muestra el gráfico junto a esta nota, dado a conocer por la cuenta de Twitter Argentina Oil & Gas.
En simultáneo, el rendimiento al final del camino por cada pozo también experimentó un salto cualitativo. El EUR, la sigla que en ingles alude a la recuperación máxima estimada por un pozo, también registró un crecimiento sustancial.
Era de menos de 570 mil barriles de crudo en áreas como Loma Campana y en la actualidad hay “superpozos”, que tiene también YPF, que orillan el millón de barriles en 30 años.
Para tener una noción, al término de su vida útil duplicarán lo que todo el país produce en un día, algo así como unos 500 mil barriles diarios.
Esa variación tuvo un factor determinante en las ramas horizontales cada vez más largas de los pozos de Vaca Muerta.
En 2017, esos pozos laterales llegaban a unos 1800 metros de longitud y daban lugar a 21 etapas de fractura. Un año después, la extensión promedio alcanzaba los 2300 metros y permitía 27 etapas de fractura en Vaca Muerta. El 2019 fue el del salto: YPF comenzó el año con un promedio de 2400 metros de extensión en sus pozos horizontales y un promedio de 30 etapas de fractura, para luego dar saltos a 35 al final del primer cuatrimestre del año y a 38 en el tercero.
Hoy, con pozos que se proyectan a 4,2 kilómetros en algún caso, la pregunta pasa más bien por saber cuál será el límite técnico para seguir extendiéndolas, algo que irá incrementando también esas curvas de producción.
Respecto de los costos de desarrollo, en valor que difiera respecto de áreas, una de las pocas que los está comunicando también es YPF: desde 2015 pasó de un costo de desarrollo de 35 dólares por barril a uno de menos de 10 dólares.
Los datos, a la espera de las definiciones de fondo, dan señales y permiten vislumbrar un potencial enorme con las condiciones adecuadas.
