Vaca Muerta cruza la frontera de Neuquén

Mendoza busca convertir su potencial en un nuevo polo petrolero.Los primeros resultados de los pozos no convencionales mendocinos muestran rendimientos comparables con áreas de Neuquén.

Un estudio proyecta hasta 1.220 millones de barriles equivalentes recuperables en el escenario medio y abre una nueva etapa de evaluación para el desarrollo de la formación en el sur provincial.

Por Diego Chauqui | VacaMuertaOnline

Vaca Muerta podría ampliar su mapa productivo más allá de Neuquén. Mendoza comienza a reunir evidencia técnica y económica para determinar si su porción de la formación puede convertirse en un nuevo polo de producción no convencional, con capacidad de atraer inversiones y ampliar la frontera energética argentina.

Los primeros resultados son alentadores. Un estudio presentado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza durante el Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (Conexplo), organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), comparó el comportamiento de dos pozos mendocinos con una base de más de 3.000 pozos de Neuquén.

La principal conclusión es que ambos resultados se ubican en línea con los obtenidos en áreas neuquinas comparables. Sin embargo, la provincia todavía necesita reducir incertidumbres geológicas, comprobar el desempeño de nuevos pozos y confirmar que las proyecciones económicas puedan sostenerse en una etapa de desarrollo a escala.

El desafío ya no es solamente demostrar que hay petróleo y gas, sino establecer cuánto puede producirse, a qué costo y con qué rentabilidad.

Dos pozos que empiezan a cambiar la discusión

El análisis se concentró en los pozos AN.x-101(h), ubicado en CN VII A, en el área Aguada Negra, y PBN.x-101(h), correspondiente a Paso de las Bardas Norte.

Ambos fueron fracturados en diciembre de 2023 y comenzaron a producir a principios de 2024.

Uno de los resultados más destacados corresponde a AN.x-101(h): al completar 365 días de producción, el área CN VII A quedó sexta entre las 19 áreas consideradas en la comparación.

El dato resulta relevante porque los pozos evaluados son exploratorios y cuentan con diseños más acotados que los previstos para una eventual etapa de desarrollo.

El pozo AN.x-101(h), por ejemplo, tiene una rama horizontal de aproximadamente 1.060 metros y 12 etapas de fractura. Para modelar un pozo de desarrollo, el estudio utilizó como referencia un diseño de 3.000 metros horizontales y 48 etapas.

La diferencia es importante: el comportamiento de un pozo exploratorio aporta información sobre el potencial del subsuelo, pero no equivale automáticamente al resultado que tendrá una campaña masiva de perforación.

El escenario medio proyecta 1.220 millones de barriles equivalentes

El estudio provincial elaboró tres escenarios de recuperación de recursos: bajo, medio y alto.

En el escenario medio, la estimación alcanza aproximadamente 1.220 millones de barriles equivalentes recuperables.

La cifra permite dimensionar el interés potencial de la formación en Mendoza, aunque debe interpretarse como una proyección técnica y no como reservas probadas ni como producción asegurada.

Para evaluar la rentabilidad, los especialistas modelaron pozos de desarrollo con 3.000 metros de rama horizontal y una inversión estimada de US$16 millones por pozo.

Los tres escenarios presentaron resultados positivos, aunque el escenario bajo quedó apenas por encima del umbral de rentabilidad.

En el escenario medio, los indicadores económicos proyectados fueron:

• Valor actual neto (VAN): US$21,4 millones por pozo.
• Tasa interna de retorno (TIR): 66%.
• Precio de referencia del Brent: US$65 por barril, entre las variables consideradas.

Estos indicadores sugieren que el desarrollo podría resultar atractivo bajo los supuestos utilizados. Pero la rentabilidad real dependerá de los resultados de los próximos pozos, los costos efectivos de perforación y fractura, la productividad a lo largo de la vida del yacimiento y las condiciones de mercado.

La campaña de cinco pozos será la próxima prueba

Mendoza prevé utilizar las campañas de 2026 y 2027 para profundizar el conocimiento del subsuelo y determinar qué áreas ofrecen mejores condiciones para una explotación comercial.

La planificación contempla cinco nuevos pozos: AN.x-102h y Cam.x-2001 durante 2026; y AN.x-104p+h, AN.x-105h y Cam.x-2002 durante 2027.

Cada perforación permitirá sumar información sobre la continuidad de la formación, su comportamiento productivo y las diferencias que puedan existir entre sectores.

La etapa es decisiva porque el desarrollo no convencional necesita algo más que un resultado prometedor. Requiere repetibilidad: que los buenos rendimientos puedan sostenerse en múltiples pozos y bajo condiciones económicas competitivas.

Mendoza mira el modelo neuquino, pero necesita construir su propia escala

Neuquén demostró que el desarrollo de Vaca Muerta depende de la combinación entre conocimiento geológico, inversión sostenida, servicios especializados, infraestructura y capacidad para transportar la producción.

Mendoza busca determinar si puede construir una trayectoria semejante en su territorio.

Si los resultados exploratorios se confirman, la oportunidad podría extenderse más allá de la producción de hidrocarburos. Una campaña de mayor escala también puede generar demanda de equipos de perforación, servicios de fractura, transporte, mantenimiento, tratamiento de fluidos, infraestructura y proveedores regionales.

Pero esa posibilidad dependerá de que los proyectos avancen desde la evaluación técnica hacia decisiones concretas de inversión.

La infraestructura será otro factor determinante. Un desarrollo comercial requiere capacidad para evacuar el petróleo y el gas, conectividad con los mercados, instalaciones de tratamiento y una estructura de servicios que permita operar con costos competitivos.

En ese sentido, el potencial geológico es el punto de partida; la construcción de una cadena productiva es lo que permite convertirlo en actividad económica sostenida.

Una nueva frontera para la energía argentina

El interés de Mendoza también tiene una dimensión nacional. Ampliar las zonas productivas de Vaca Muerta podría diversificar la actividad no convencional y abrir nuevas oportunidades de inversión dentro de la cuenca.

Sin embargo, todavía existe una distancia entre los resultados iniciales y la consolidación de un desarrollo masivo. Los próximos pozos deberán confirmar las proyecciones, reducir los riesgos y ofrecer información suficiente para que las empresas evalúen compromisos de capital de mayor magnitud.

Por ahora, los datos presentados permiten sostener que la porción mendocina de Vaca Muerta merece una evaluación más profunda. No alcanzan, por sí solos, para asegurar que la provincia repetirá la escala productiva alcanzada por Neuquén.

La pregunta que Mendoza empieza a responder es si puede transformar una promesa geológica en una industria competitiva. La campaña de los próximos dos años será clave para determinar si ese potencial puede convertirse en una nueva etapa del desarrollo energético argentino.

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