Un estudio técnico elaborado por el Ministerio de Energía y Ambiente puso por primera vez números sobre el potencial de desarrollo de Vaca Muerta en el sur de Mendoza. El trabajo estima que el sector analizado podría contener 5.268 millones de barriles de petróleo equivalente en un escenario medio y calcula que, de ese volumen, podrían recuperarse alrededor de 1.220 millones de barriles.
La cifra surge de un estudio inicial que combina los resultados de los primeros pozos perforados en Mendoza con información de más de 3.000 pozos de Vaca Muerta en Neuquén. Por eso, el Gobierno provincial advierte que se trata de estimaciones y escenarios de trabajo, no de reservas certificadas. La cantidad de petróleo que finalmente pueda extraerse deberá confirmarse a medida que avance la exploración.
Una formación de 796 kilómetros cuadrados
El estudio se concentra en el sector sudoriental de Vaca Muerta en Mendoza, en una superficie considerada para un eventual desarrollo de aproximadamente 796 kilómetros cuadrados.
Dentro de esa superficie, el trabajo realizó una estimación del petróleo que habría originalmente en la formación. En el escenario bajo calcula 1.149 millones de barriles, en el escenario medio 5.268 millones y en el escenario alto llega a 11.051 millones de barriles de petróleo equivalente.
La diferencia entre esos números responde a la incertidumbre que todavía existe sobre las características del subsuelo. El estudio utiliza distintos escenarios para mostrar cómo podría variar el potencial a medida que se incorpore nueva información.
El dato central para dimensionar el proyecto es el escenario medio: sobre los 5.268 millones de barriles que se estima que están en el subsuelo, el modelo calcula que unos 1.220 millones podrían ser recuperables.
Eso equivale a aproximadamente el 23% del petróleo estimado originalmente en el área. Sin embargo, nuevamente, se trata de una proyección realizada sobre la base de los datos disponibles y no de una certificación de reservas.
Qué muestran los primeros pozos
La estimación se apoya, entre otros elementos, en el comportamiento de los primeros pozos horizontales perforados en este sector de Mendoza: AN.x-101(h), en Aguada Negra, y PBN.x-101(h), en Paso de las Bardas Norte.
Ambos comenzaron a producir a principios de 2024. El estudio concluye que los resultados obtenidos hasta ahora son comparables con los de pozos de características similares de Vaca Muerta en Neuquén.
Uno de los datos que destaca el trabajo es el comportamiento del pozo AN.x-101(h). A pesar de haber sido perforado con una extensión lateral de unos 1.060 metros y con menos etapas de fractura que las utilizadas en el modelo de desarrollo futuro, su producción se mantuvo en línea con la curva de referencia utilizada para la estimación.
Esto permitió a los técnicos utilizar la información de esos pozos como punto de partida para proyectar qué podría ocurrir si Mendoza avanzara hacia pozos más largos y con diseños de desarrollo más intensivos.
La posible producción
El estudio plantea tres escenarios para el potencial de producción. En el escenario bajo, estima que podrían recuperarse unos 530 millones de barriles de petróleo equivalente en todo el desarrollo. En el escenario medio, la cifra asciende a 1.220 millones, mientras que en el escenario alto alcanza los 2.454 millones de barriles.
La diferencia es importante porque muestra el nivel de incertidumbre que todavía existe. No significa que Mendoza tenga hoy certificadas 530, 1.220 o 2.454 millones de barriles de reservas. Son tres escenarios posibles elaborados a partir de los datos disponibles.
De hecho, el propio estudio señala que las cifras corresponden a una estimación de recursos recuperables y no a reservas certificadas.
El desriskeo será clave
El próximo paso será aumentar la cantidad de información disponible. La Provincia tiene prevista una campaña de cinco nuevos pozos durante 2026 y 2027, que permitirá ampliar el conocimiento sobre el comportamiento de Vaca Muerta en territorio mendocino.
Esos nuevos pozos serán importantes porque permitirán comprobar si los resultados obtenidos hasta ahora se repiten en otras zonas de la formación. También aportarán información sobre cuánto petróleo puede producir cada pozo, cómo cae la producción con el paso del tiempo y cuál es la respuesta de la formación a diferentes diseños de perforación y fractura.
En términos simples, cada nuevo pozo permitirá reducir el margen de error de las estimaciones actuales.