Dos pozos perforados anteriormente en el área tuvieron producción inicial de 100 metros cúbicos diarios de petróleo, frente a un promedio de 4 a 5 metros cúbicos en la cuenca. La nueva perforación alcanzó los 3.600 metros días atrás y ya muestra indicios favorables en cinco arenas. La estrategia combina producción primaria y futuras reterminaciones para atenuar el declino.
Después de años de caída de actividad y producción, las nuevas operadoras que ingresaron a áreas maduras del golfo Sa Jorge tienen le meta de encontrar qué sectores todavía justifican el riesgo de invertir, cuánto cuesta desarrollar esos recursos y qué tecnología permite hacerlo de manera rentable.
Puesto Quiroga, unos 25 kilómetros al sur de la base de El Tordillo, es uno de esos lugares.
Allí, Crown Point está perforando por primera vez desde que asumió la operación del área. El pozo que estaba en marcha durante la recorrida de ADNSUR, el martes pasado, avanzaba hacia los 3.600 metros de profundidad, en uno de los sectores más profundos de la Cuenca del Golfo San Jorge.
No es un dato menor: la profundidad y las características de las formaciones condicionan desde el principio la estrategia productiva.
Y en este caso llevan a la compañía por un camino diferente al que se está explorando en otros sectores de la cuenca, con proyectos de recuperación terciaria mediante polímeros.
UN POZO QUE INTENTA REPETIR UN RESULTADO DE TECPETROL
La apuesta de Crown Point en Puesto Quiroga tiene un antecedente concreto. Los últimos 2 pozos perforados en esta zona por la anterior concesionaria, Tecpetrol, habían mostrado producciones iniciales del orden de 100 metros cúbicos diarios de petróleo, con 50.000 m.3/d de gas. Aunque declinaron rápidamente, los estudios realizados determinan que, mediante la técnica de ‘reterminación’ con work-over, podrían volver a estabilizarse en torno a los 20 m.3/d.
Ambos números son muy superiores al promedio de un pozo convencional en la cuenca San Jorge, que ronda los 4 m.3/d.
Ahora Crown Point intenta determinar si ese comportamiento tiene continuidad hacia el sector que está perforando, muy cercano a aquellos dos antecedentes.
“Lo que estamos buscando es corroborar que tenemos la misma proyección de petróleo que dieron en algún momento los pozos de Puesto Quiroga hace unos años atrás”, explicó Mauricio Orué, gerente general de Crown Point.
La referencia productiva está ahí, pero todavía no puede trasladarse automáticamente al nuevo pozo, por más que fue perforado en una zona muy cercana a los anteriores.
Cuando se realizó la visita, en pleno temporal de lluvia de la semana pasada, la perforación se encontraba alrededor de los 3.550 metros y todavía restaban algunos metros para alcanzar el objetivo de 3.600, que se concretó antes del fin de semana. El resultado productivo recién podrá determinarse después de completar el pozo, realizar los perfiles y avanzar con la terminación.
Lo que sí puede observarse antes es cómo está respondiendo la roca. Y allí apareció uno de los datos más interesantes de la recorrida, sin que esto implique anticipar un resultado de éxito.
CINCO ARENAS QUE PUEDEN DEFINIR LA CAMPAÑA
Durante la perforación, el equipo geológico registra los cambios que aparecen a medida que el trépano atraviesa las distintas capas.
Los registros de gas, las muestras y las impregnaciones de petróleo permiten construir una primera interpretación del reservorio. No es todavía la evaluación definitiva: falta integrar esa información con el perfilaje y el resto de los estudios del pozo. Pero la lectura inicial es positiva, de acuerdo con los registros que pudieron observarse durante la recorrida y la interpretación de los especialistas de la empresa que dialogaron con este medio.
El análisis realizado durante la perforación permitió identificar al menos cinco arenas que aparecen como candidatas para una eventual estimulación mediante fractura.
En la experiencia del Golfo San Jorge, registros superiores a los 100.000 ppm (partes por millón) de gas total constituyen una señal particularmente favorable. Uno de los geólogos consultados durante la recorrida explicó que esos valores permiten identificar arenas con características que justifican un estudio más profundo.
La aclaración es importante porque un indicio geológico no equivale a producción comprobada. “Son todos indicios positivos”, resumió el profesional, pero aclarando que no se puede aseverar nada más. Y esa es, al menos en esta etapa, la medida correcta de lo que puede decirse sobre este pozo.
La compañía busca comprobar si esas capas pueden convertirse en producción y, sobre todo, si el comportamiento observado en los pozos anteriores de Puesto Quiroga puede repetirse.
LA GEOLOGÍA DEFINE LA TECNOLOGÍA
El caso de Puesto Quiroga también permite explicar una diferencia que suele perderse cuando se habla genéricamente de “recuperar producción” en el Golfo San Jorge. No todas las áreas tienen las mismas características y, por lo tanto, no todas pueden desarrollarse con la misma tecnología.
Crown Point tiene en estudio proyectos de recuperación secundaria y terciaria, pero Orué explicó que en la zona más profunda de Puesto Quiroga el uso de polímeros no resulta viable por las condiciones geo físicas del suelo.
“En esta zona particularmente no se puede desarrollar polímeros por las profundidades y temperaturas que tenemos, donde el polímero se degrada”, explicó. La estrategia inicial será entonces otra: producción primaria mediante nuevas perforaciones. No se trata de establecer qué método es mejor, sino de entender cuál es más apropiado en base a las condiciones geológicas.
En otros sectores del Golfo San Jorge, la recuperación terciaria mediante polímeros puede permitir movilizar petróleo que permanece en reservorios ya desarrollados. En Puesto Quiroga, La Tapera o varios sectores de El Tordillo, en cambio, la profundidad y las características de las formaciones llevan a buscar nuevos volúmenes mediante perforación y estimulación.
La diferencia es esencial para entender la etapa que atraviesa la cuenca: el potencial no se puede medir solamente por la cantidad de petróleo existente, sino también por las condiciones geológicas y económicas que determinan cuánto de ese petróleo puede recuperarse.
MINA DEL CARMEN Y UN PETRÓLEO QUE FAVORECE LA PRODUCCIÓN PRIMARIA
Durante la visita de ADNSUR, las muestras reflejaban además una característica particular del petróleo asociado a esa formación: un crudo más liviano que el observado en niveles superiores; el crudo de la formación ‘Comodoro Rivadavia’, por ejemplo, es mucho más pesado y de color oscuro.
El geólogo explicó que las muestras correspondientes a Mina del Carmen presentaban un petróleo mucho más liviano, con características cercanas a las de “un aceite”. La importancia de esa característica aparece cuando se la combina con la profundidad. La roca ubicada a unos 3.300 metros presenta una permeabilidad relativamente baja debido a la compactación. Pero el petróleo liviano tiene mayor facilidad para desplazarse dentro de ella.
Por eso, aun en un reservorio profundo y geológicamente más complejo, la compañía encuentra argumentos para intentar un desarrollo mediante producción primaria.
El desafío es convertir esa combinación de características en una producción comercial que justifique el costo de perforar. “Por la compactación de la roca, sería mucho más complejo producir por recuperación secundaria en esta formación”, explicó Orué.
4 POZOS PARA REDUCIR EL RIESGO
El pozo a punto de concluir es el primero de una campaña más amplia. Crown Point prevé cuatro perforaciones en Puesto Quiroga. La propia compañía define esta etapa como una manera de “bajar el riesgo” del desarrollo: cada pozo aportará información sobre la continuidad y calidad del reservorio.
Las otras cuatro perforaciones -de un total de 8 previsto originalmente hasta fin de año, que se extenderá hasta principios de 2027- corresponden a El Tordillo. En total, el programa contempla ocho pozos por año, de acuerdo con la planificación de la compañía hasta 2028, mientras que la estrategia también incorpora intervenciones sobre pozos existentes.
El regreso de la perforación a Puesto Quiroga tiene además un dato concreto: la última perforación de la anterior operadora había terminado en diciembre de 2023. Ahora, mientras el primer pozo de Crown Point se acerca a los 3.600 metros, ya están preparadas otras tres locaciones para continuar con la campaña.
Entre perforadores y empresas de servicios, unas 60 a 70 personas participan actualmente de los trabajos en la locación. El plan de la operadora contempló en esta etapa inicial una inversión de 51,6 millones de dólares, repartidos en 37,8 millones del lado de Chubut y 13,7 en Santa Cruz.
EL SEGUNDO OBJETIVO: EVITAR QUE LA PRODUCCIÓN CAIGA ‘TAN RÁPIDO’
La perforación es solamente una parte de la estrategia. En un yacimiento maduro, incorporar producción no modifica la tendencia negativa si los nuevos pozos declinan rápidamente y los existentes siguen perdiendo volumen.
Por eso Crown Point también está proyectando una estrategia de workover y reterminaciones de pozos. Esto consiste en aprovechar primero la productividad de Mina del Carmen y, cuando ese nivel comience a declinar, intervenir el pozo para acceder a la formación Comodoro Rivadavia, ubicada a menor profundidad.
“No vas a sostener el mismo volumen de producción original del pozo”, aclaró Orué. Sin embargo, el objetivo es “atenuar el declino”.
La compañía estima que una reterminación de este tipo podría llevar a un nivel estabilizado del orden de 15 a 20 m³ diarios -desde los 100 cúbicos iniciales, de confirmarse los resultados previos, aunque ese valor todavía debe ser verificado. Es una manera de extender la vida económica del pozo sin depender exclusivamente de una nueva perforación.
Y la estrategia tampoco termina necesariamente allí. El análisis posterior de los registros puede identificar otras capas susceptibles de ser explotadas mediante nuevas reterminaciones, según explicó el gerente general de la operadora.
LA META EN SAN JORGE: SUBIR DE 1.000 A 1.500 m.3 DIARIOS
La escala de la apuesta puede medirse a partir de la producción actual. Crown Point se encuentra actualmente algo más de 1.000 cúbicos diarios en Golfo San Jorge, que incluyen al bloque Tordillo-Puesto Quiroga-La Tapera, en Chubut (con alrededor de 700 m3/d); y a Piedra Clavada-Koluel Kaike, en Santa Cruz.
La aspiración de la compañía es alcanzar aproximadamente 1.500 m³ diarios. Dentro de ese objetivo, Orué ubicó en alrededor de 1.100 m³ diarios la meta para el bloque chubutense y otros 400 m³ para el activo santacruceño. El incremento de producción, del orden del 50%, se ubica relativamente cercano en el tiempo, ya que podría alcanzarse durante 2027, siempre que la campaña de perforación y las intervenciones sobre pozos existentes evolucionen según lo previsto.
Sin embargo, el enunciado no es tan sencillo de alcanzar y la cifra no depende de un único pozo. Depende de que Puesto Quiroga confirme su potencial, que los siguientes pozos reproduzcan los resultados, que las reterminaciones logren atenuar las declinaciones y que el costo de todo ese desarrollo sea compatible con el precio del petróleo.
Ahí aparece la otra parte de la ecuación.
LA OTRA CARA DE LA MONEDA: LOGRAR EFICIENCIA PARA PRODUCIR CON UN BARRIL A 60 DÓLARES
Para una operadora de una cuenca madura, el escenario de un petróleo cercano a los US$100 por barril -como la referencia de este año- no puede convertirse en el supuesto permanente del negocio.
Orué lo planteó directamente: la compañía debe prepararse para funcionar con un precio internacional del petróleo de alrededor de US$60-65 por barril, en coincidencia con lo expresado por otros actores del sector.
Eso obliga a trabajar sobre dos variables: el costo operativo y el costo de desarrollo. Ahí aparece una diferencia sustancial con Vaca Muerta, con la que no hay punto de comparación, salvo para entender la diferencia de escala y cuáles son las metas posibles para el golfo San Jorge.
Alcanzar un costo de producción por debajo de los 30 dólares por barril, con la meta de llegar a un piso de 25 como consenso de lo factible en San Jorge -según se escucha desde distintas operadoras y se ratificó desde Crown Point-, sirve como referencia posible, en una región donde algunas áreas podían llegar hasta no mucho tiempo atrás los 40 ó 50 dólares de costo de extracción promedio.
Esos objetivos son comunes a las nuevas y antiguas operadoras, porque lo han expresado también referentes de PECOM o de CAPSA, además de la estrategia compartida de aunar esfuerzos para reducir costos logísticos.
UNA PERFORACIÓN QUE TODAVÍA TIENE MÁS PREGUNTAS QUE RESPUESTAS
Por eso el pozo de Puesto Quiroga tiene un interés que va más allá de los números de esta operadora en particular. Los registros observados hasta ahora son alentadores, pero todavía falta la parte decisiva. Hay que terminar el pozo, evaluar las formaciones, estimularlas y comprobar cuánto petróleo y gas puede producir efectivamente. Después habrá que ver si el comportamiento se repite en los otros tres pozos previstos para Puesto Quiroga. Y, más adelante, si la combinación de perforación primaria, work-overs y reterminaciones permite alcanzar la meta productiva planteada.
Ese proceso resume buena parte de lo que está ocurriendo hoy en el Golfo San Jorge, donde el conocimiento, el uso de la tecnología adecuada y la eficiencia para reducir costos se volvieron condiciones centrales para sostener nuevos proyectos y dar viabilidad productiva a la región.
Puesto Quiroga es, en este sentido, una prueba concreta. El nuevo operador volvió a perforar en un sector que había mostrado petróleo y ahora intenta determinar si aquel resultado puede convertirse en el punto de partida de un nuevo desarrollo. La respuesta todavía está varios cientos -y miles, si se piensa en los pozos que aún falta perforar- de metros más abajo.