Durante años, cuando se hablaba de Vaca Muerta, Mendoza aparecía sólo como una nota aislada, marginada de los grandes proyectos. Una posibilidad geológica prometedora, pero sin el respaldo técnico que sí tenía el corazón neuquino de la formación. Ahora, esa situación comenzó lentamente a cambiar.

Un estudio elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), a pedido de la Secretaría de Energía de la Nación, estableció una nueva estimación de 30.170 millones de barriles de petróleo técnicamente recuperables para Vaca Muerta. La cifra representa un salto del 89% respecto de la estimación de referencia realizada en 2013 por la agencia estadounidense EIA.

Para Mendoza hay un dato especialmente relevante: por primera vez, el cálculo incorpora formalmente la extensión de la formación hacia el sur provincial, la denominada “lengua mendocina”, sobre el área de Malargüe.

El estudio fue elaborado con participación de técnicos de siete empresas operadoras, entre ellas YPF, Chevron, Pampa Energía y Vista, especialistas de la Secretaría de Energía y expertos de la Universidad de Buenos Aires y la Universidad Nacional de La Plata. La metodología utilizada siguió el estándar internacional PRMS 2018, utilizada por organizaciones globales para clasificar, estimar y evaluar de manera uniforme los recursos y reservas de petróleo y gas.

Una estimación que cambió con los años

El número es impactante, aunque requiere una explicación para evitar falsas expectativas. Los 30.170 millones de barriles corresponden a la mejor estimación de recursos remanentes técnicamente recuperables de toda Vaca Muerta. El estudio también contempla un escenario bajo de 18.062 millones y uno alto de 45.050 millones de barriles. Hasta el 31 de diciembre de 2024 se habían extraído 558 millones de barriles.

El informe, además, identifica tres variables que explican el salto:

  • El área donde resulta viable perforar comercialmente creció un 22%, en gran parte porque ahora se suman formalmente el sur mendocino y el margen de Río Negro.
  • El espesor de roca considerado apto para perforar horizontalmente aumentó un 39%, gracias a que una década de perforaciones permitió identificar niveles superpuestos que antes no se contaban.
  • El factor de recuperación —qué porcentaje del petróleo de la roca se puede extraer realmente— mejoró un 54%, producto de pozos más largos, mejor distanciamiento entre ellos y técnicas de fractura hidráulica más eficientes.

La combinación de esos elementos es la que explica que un recurso que hace trece años se calculaba en 16.220 millones de barriles hoy se estime en casi el doble.

Para dimensionar la magnitud: al ritmo de producción actual del país, ese volumen equivale a casi un siglo de extracción de petróleo. Medido contra el nivel actual de exportaciones, alcanzaría para 250 años.

Qué pasa en Malargüe

La incorporación formal de Mendoza al nuevo cálculo llega cuando, en el terreno, la provincia ya comenzó a obtener resultados de la exploración.

En el extremo sur de Malargüe, YPF concentró sus trabajos en los bloques Paso de las Bardas Norte y CN-VII A, con una primera etapa que demandó una inversión superior a US$ 17 millones. Allí se perforó un pozo vertical y luego se avanzó con ramas horizontales de alrededor de 1.000 metros.

Los ensayos de producción realizados permitieron identificar crudo liviano, con resultados que la compañía consideró auspiciosos. Esa información fue suficiente para avanzar hacia un segundo período exploratorio. La nueva etapa contempla otros US$ 30 millones de inversión y pozos horizontales de hasta 2.500 metros de longitud. Si los resultados confirman que existe otro nivel de perforación aprovechable, el potencial estimado por la empresa podría alcanzar hasta 122 pozos productivos adicionales en CN-VII A.

A pocos kilómetros de allí, otro proyecto avanza sobre la misma pregunta. La UTE integrada por Quintana Energy y TSB lleva adelante un programa piloto no convencional en Cañadón Amarillo.

El proyecto contempla una inversión comprometida de US$ 44 millones durante los primeros tres años y comenzó con una campaña de sísmica 3D sobre unos 202,5 kilómetros cuadrados. Ese estudio permite obtener una imagen más precisa de las estructuras geológicas y definir dónde ubicar los futuros pozos.

Si los resultados confirman la viabilidad técnica y económica del desarrollo, la inversión contingente podría alcanzar hasta US$ 1.350 millones.

La diferencia entre ambas cifras permite entender cómo funciona esta etapa del negocio: primero se invierte para conocer el subsuelo y reducir la incertidumbre; los grandes desembolsos llegan después, únicamente si los pozos demuestran que la formación puede producir de manera competitiva.