Hidrocarburos no Convencionales

Los reservorios o yacimientos no convencionales se caracterizan por su baja permeabilidad y porosidad. En estos, los hidrocarburos se encuentran encerrados u ocluidos en millones de poros microscópicos no conectados entre sí; por este motivo, los hidrocarburos no pueden desplazarse por el interior de la formación ni escaparse de ella a menos que se produzcan fisuras naturales por movimientos en la corteza terrestre o fisuras artificiales – a través de la estimulación hidráulica o fracking – producidas con el objeto explicito de explotar el recurso.

no convecionales

  • Se podría decir que en Argentina, a partir de junio de 2010, queda oficialmente inaugurada la etapa de los hidrocarburos no convencionales, a partir de la perforación realizada por la empresa YPF-Repsol, del primer pozo de shale en Loma la Lata. Cabe destacar que el conocimiento acerca de la existencia de este recurso data de las décadas de los ´60 y los ´70, cuando YPF estatal descubre los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata y perfora las formaciones de Vaca Muerta y los Molles. En ese entonces ni los precios ni la tecnología permitía su extracción.

 

  • En abril de 2011, la Agencia de Información Energética de los Estados Unidos (EIA), publica una evaluación preliminar de los recursos de shale gas en regiones fuera de Estados Unidos. En dicho informe se postula que la Argentina poseería unos 774 TCF de recursos no convencionales de gas natural técnicamente recuperables. Este informe fue posteriormente actualizado y en junio de 2013 la EIA publicó un nuevo documento donde se estiman los recursos hidrocarburíferos no convencionales (https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf), pero en esta oportunidad cubriendo 41 países, proveyendo información de recursos para el gas natural y el petróleo. La EIA señala que Argentina poseería 802 TCF de recursos no probados técnicamente recuperables de gas natural (equivalentes a 21.654 miles de millones de m3) y 27.000 millones de barriles de petróleo (equivalentes a 4.239 millones de m3). Esto representaría respectivamente 67 y 11 veces las reservas probadas actuales de hidrocarburos convencionales (estimadas en 323 miles de millones de m3 de gas natural y 394 millones de m3 de petróleo).

 

  • Shale Gas

Cuenca Austral Magallanes (se considera solo la parte correspondiente a Argentina): Recursos de Gas in situ con ajuste de riesgo (formaciones Inoceramus y Magnas Verdes): 606 TCF (16.348 miles de millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 21%), se ubicarían en: 130 TCF (3.510 miles de millones de m3), equivalentes a 11 veces las reservas probadas actuales de gas del país y al 16% de los recursos de este tipo del país. Las tasas de recuperación observadas de shale gas en Estados Unidos se ubican en promedio en el 6,5%, considerando este nuevo factor de recuperación medio se calcularon los valores de recursos de shale gas técnicamente recuperables que podrían ser extraídos del subsuelo arrojando un valor de 39 TCF para la Cuenca Austral (equivalentes q 1.064 miles de millones de m3).

 

  • Shale Oil

Cuenca Austral Magallanes: Recursos de Oil in situ con ajuste de riesgo: 131.200 millones de bbl (20.858 millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 5%), se ubicarían en: 6.560 millones de bbl (1.043 millones de m3), equivalente a 2,7 veces las reservas probadas actuales de petróleo en el país y al 24,3% de los recursos de este tipo del país.