La producción de shale oil en la cuenca neuquina viene en aumento sostenido desde hace varios meses. El petróleo no convencional de Vaca Muerta tiene una participación del 47% de la producción total de crudo del país y todo indica que seguirá creciendo. El volumen de la producción promedio de shale oil en los últimos 12 meses fue de 289.000 barriles diarios de petróleo (bdp), pero en septiembre se alcanzaron los 305.000 bdp de un total de 652.000 bdp.

En los últimos doce meses 55 áreas de Vaca Muerta registraron algún nivel de producción de shale oil, aunque sólo 22 superaron el 0,5% de la participación. No obstante, hay 12 campos que son los protagonistas y marcan el ritmo de producción, según el último informe de la consultora Economía y Energía dirigida por Nicolás Arceo.

Área por área

Loma Campana continúa siendo el principal campo de shale oil de Vaca Muerta. Operado por YPF en sociedad con Chevron en partes iguales, produjo en septiembre de este año 73.700 bdp y en la actualidad representa el 26% del total de la producción de crudo no convencional del país. Pero en comparación con septiembre de 2022 tuvo una caída ya que ese mes había alcanzado los 78.400 bdp.

La Amarga Chica, a cargo de YPF en sociedad con Petronas (partes iguales), cubre el 17,4% de la producción total de shale oil. El salto productivo de esta área es significativo, ya que en septiembre del año pasado produjo 38.300 bdp y en el mismo mes de 2023 llegó a los 59.800 bdp.

La tercera área más relevante en shale oil según el informe de Economía y Energía es Bajada del Palo (incluyendo Bajada del Palo Este y Oeste) de la operadora Vista. Representa el 12% del shale oil y produjo en septiembre 38.500 bdp. Esta área tuvo una disminución del nivel de actividad en el primer semestre del año. Sin embargo, en el tercer trimestre se recuperó. En 2023 la producción acumulada por pozo se ubicó levemente por debajo de lo verificado el año pasado.

En cuarto lugar está Bandurria Sur (YPF -operador- con 40%, Shell 30% y Equinor 30%) que representa el 11% de la producción total de shale oil del país. En septiembre llegó a los 37.200 bdp, lo que significó un crecimiento interanual de 14,5%.

El campo Cruz de Lorena está operado por Shell, que tiene el 90% en sociedad con G&P de Neuquén con 10%. Esta área explica el 4,7% del shale oil. En septiembre produjo 13.000 bdp. Si bien es superior a los 9.700 bdp de septiembre del año pasado, está lejos de los 17.700 bdp de enero de 2022.

Por su parte, el área Lindero Atravesado, operado por PAE (62,5%) en sociedad con YPF (37,5%) representa el 4% del shale oil de Vaca Muerta. En septiembre la producción fue de 10.000 bdp, pero muestra una tendencia decreciente ya que en enero había alcanzado los 13.700 bdp.

Sierras Blancas (Shell 90% y G&P 10%) explica el 3,2% de la producción de shale oil. En septiembre llegó a producir 8.400 bdp. Pero tuvo su pico productivo en febrero de este año cuando alcanzó los 12.200 bdp. No tuvo pozos nuevos conectados durante el tercer trimestre.

El campo Bajo del Choique – La Invernada de Exxon (90%) y G&P (10%) representa el 2,6% del crudo de Vaca Muerta. En septiembre su producción fue de 7.400 bdp, lejos del pico de octubre de 2022, cuando llegó a 9.200 bdp.

La novena área en importancia de shale oil en Vaca Muerta es Coirón Amargo Sur Oeste (Shell 80% y operador, Vista 10% y G&P 10%). Explica el 2% de la producción de crudo no convencional. En septiembre produjo 5.400 bdp.

Se suma el área Mata Mora, operada por Phoenix (90%) y G&P (10%) que produce el 2% del shale oil. También aparecen La Calera (YPF 50% y Pluspetrol 50%) con 2,1% del total, aunque es un área principalmente gasífera, y Fortín de Piedra, operado en un 100% por Tecpetrol, que produce el 2,3% del shale oil siendo que es una de los principales campos de shale gas del país.

Producción de shale oil

La producción de petróleo de la Argentina creció 9% en los nueve meses que van de enero a septiembre de este año, pero este salto fue impulsado exclusivamente por el shale oil de Vaca Muerta, que tuvo un incremento de 27%. Según detalló Economía y Energía, las áreas no convencionales de Neuquén permitieron compensar el declino de la producción convencional, principalmente de la cuenca del Golfo San Jorge que comparten Chubut y Santa Cruz.

La producción de petróleo alcanzó en septiembre un nuevo pico de 652.000 bdp y el shale oil mostró en el mismo mes un nuevo récord al alcanzar los 305.000 bdp. Sin embargo, advierte el informe, “la producción no convencional evidencia una tendencia decreciente en su tasa de crecimiento interanual, proceso que no se modificó en los últimos meses”.

El dato que muestra optimismo respecto del futuro del no convencional tiene que ver con el nivel de actividad, que posibilitó alcanzar el récord productivo en septiembre. El noveno mes del año registró 28 nuevos pozos, el valor mensual más elevado detrás de noviembre de 2022 que tuvo 29. Economía y Energía afirma también que “a lo largo de los últimos meses se verificó un aumento progresivo en la cantidad de pozos enganchados (20% más que en 2022), tras su disminución a comienzos del segundo trimestre del presente año”.