La rentabilidad de Vaca Muerta en tiempos de precios deprimidos del petróleo, es la cuestión clave que hoy está en el centro de la discusión entre gobernantes, gremialistas y empresas. Más allá de la disputa por los cambios en el régimen laboral y la posible liberación del barril en el mercado interno, a cinco años de iniciada la actividad en el shale neuquino, se pueden sacar varias conclusiones.

El consultor Hugo Giampaoli, de GiGa Consulting, presentó días atrás, en un encuentro del IAPG realizado en Bariloche, un análisis que pone en perspectiva el punto actual de madurez del desarrollo de Vaca Muerta.

El estudio recopila información pública de más de 600 pozos perforados en la provincia y detalla el resultado de análisis de producción, eficiencia en los tiempos de perforación y la expectativa del desarrollo.

El análisis económico indica que los pozos verticales no fueron rentables, mientras que los resultados más recientes de pozos horizontales son prometedores, teniendo en cuenta que aún hay un amplio margen para evolucionar en la curva de aprendizaje.

El primer pozo de shale de la Argentina lo realizó YPF en junio de 2010. Desde entonces la empresa nacional fue el actor mayoritario del shale al perforar 515 de los 602 pozos realizados (85%).

El área de mayor desarrollo de Vaca Muerta es Loma Campana, zona que concentra el 75% de los pozos y el 90% de la producción de petróleo, sobre una superficie de aproximadamente 33 km x 6 km.

Vaca Muerta, a diferencia de los Estados Unidos, tiene la particularidad de que sólo 104 pozos (17% del total) son horizontales. YPF comenzó el desarrollo del shale con perforaciones verticales, estrategia que este año abandonó a la luz de los magros resultados.

La producción de Vaca Muerta alcanza los 24,183 barriles diarios (bbl/d) de petróleo y 4.2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, y se espera que siga en aumento en los próximos meses.

Un fracaso vertical

El aumento en la actividad de los últimos tres años generó un aprendizaje que permitió bajar los tiempos de perforación y consecuentemente, los costos. En 2010 se tardaba 42 días en realizar un pozo vertical, mientras que este año se llegó a 29 días.

El estudio presentado por Giampaoli realiza un ejercicio de extrapolación del comportamiento a 25 años de los pozos para conocer el orden de magnitud de la recuperación final esperada (EUR por sus iniciales en inglés). De esa forma, el valor medio de EUR para los pozos verticales es de 130 millones de barriles (Mbbl).

El informe indica que ese tipo de perforaciones tuvo resultados decepcionantes luego de un comienzo esperanzador. En los inicios de la perforación se obtuvieron algunos buenos resultados, por lo que se esperaba que, con mejor conocimiento de las zonas y técnicas adecuadas de "completación", se obtuvieran resultados que justificaran un desarrollo basado en pozos verticales. Con el tiempo, sin embargo, las curvas de producción mostraron comportamientos peores que los previstos. Muchos pozos que parecían haber alcanzado tendencias estables de declinación, cayeron bruscamente. Otros nunca abandonaron la fuerte declinación exponencial inicial.

El caso más emblemático del bajo rendimiento de pozos verticales se da en la porción sur de Loma La Lata, donde entre 2014 y 2015 se perforaron 127 pozos, de los que solamente dos superarían la EUR de 150 Mbbl, y 61 pozos estarían por debajo de 50 Mbbl, con un promedio de 55 Mbbl por pozo.

El estudio indica que con una EUR de 150 Mbbl, sería necesario reducir el costo del pozo a unos 4.5 MM$ para lograr una rentabilidad del 10 %. Al precio del crudo Medanito del año pasado (75 dólares), sólo el 5% de los pozos verticales (24 de 459) alcanzarían una rentabilidad (TIR) mínima del 10%.

Horizontales alentadores

El informe de la consultora asegura que para poder dar continuidad al desarrollo de la ventana de black oil de Vaca Muerta (zona de Añelo), será necesario apuntar a los pozos horizontales.

Según sus proyecciones, aproximadamente el 30 % de los pozos horizontales realizados, a un costo promedio de 11 millones de dólares, estaría por encima del umbral de rentabilidad del 10 %.

Para tener una referencia del potencial de Vaca Muerta, GiGa Consulting compara el mejor pozo tipo de Vaca Muerta contra el promedio de la formación shale Eagle Ford, de Estados Unidos.

La consultora asegura que “en Vaca Muerta existen pozos que alcanzan los mejores rendimientos de Eagle Ford, y se ha estimado que el rendimiento medio a 270 días es de unos 80 Mbbl”, similar a los valores obtenidos en 2012 en el shale estadounidense.

“Esto indica que, desde el punto de vista de los resultados de producción, Vaca Muerta está demostrando ser un play de clase mundial”, agrega.

La media para los primeros 3 meses de vida de un pozo en Texas está en el orden de los 400 Boepd (63.6 m3/d), valores muy similares a los obtenidos en los pozos de Vaca Muerta.

Si se tiene en cuenta que el rendimiento de los pozos horizontales neuquinos no tiene nada que envidiarle a los de EE.UU., se concluye que la clave de la rentabilidad de Vaca Muerta pasa por bajar los costos.

“En este sentido, es bien sabido que por cuestiones de escala y otros factores macroeconómicos, los costos de los productos y servicios en nuestro país son más caros, y no es mucho lo que la industria puede hacer al respecto. Lo que sí está en nuestras manos es la eficiencia en la perforación, ya que los días de perforación inciden directamente y tienen un gran impacto en los costos. En este punto hay mucho margen para mejorar”, señala el estudio.