Se ha instalado en la industria petrolera argentina una versi贸n que defiende que la mayor铆a de los reservorios locales son campos maduros que han ingresado inexorablemente en una etapa de declinaci贸n. Sin embargo, existe una gran cantidad de yacimientos menores y marginales que est谩n subexplotados por encontrarse en manos de operadoras grandes que, por escala, no valoran su potencial.

Durante el IX Congreso de Exploraci贸n y Desarrollo de Hidrocarburos, realizado en Mendoza a fines de 2014, se llev贸 a cabo una mesa redonda sobre el presente y futuro de los hidrocarburos en la Argentina. De la iniciativa participaron Eduardo Pezzi, Juan Robbiano, V铆ctor Ploszkiewicz y Pablo Chebli, y fue coordinada por Daniel Kokogian.

Se trataron temas como el off shore argentino, la informaci贸n p煤blica existente, se vieron los 铆ndices econ贸micos y de reservas de la industria en el pa铆s, y se charl贸 sobre la realidad de los recursos no convencionales. Se consum贸, en definitiva, una discusi贸n sobre la madurez de los yacimientos en Argentina.

Sobre esta tem谩tica se suele escuchar que nuestras cuencas son maduras y hasta supermaduras y que los reservorios locales tienen una alta madurez, e inmediatamente se relaciona esta afirmaci贸n con el poco futuro y pobre potencial remanente de los campos. Pero en muchos casos se confunden la antig眉edad o la larga historia de los yacimientos con su madurez.

Desde una definici贸n m谩s general o conocida, es verdad que los reservorios de nuestro pa铆s son maduros, entendiendo por ello a 鈥渢odo aquel yacimiento que ya ha pasado su pico de producci贸n鈥�. Sin embargo, es preciso recalcar que esto no indica de ning煤n modo que un campo de estas caracter铆sticas sea un campo sin potencial.

Es muy com煤n encontrar operaciones que mucho despu茅s de su pico de producci贸n muestren incrementos de su oferta como resultado de la aplicaci贸n de nuevas tecnolog铆as o bien por desarrollos de 谩reas menores que, por diversos motivos, se hab铆an dejado al margen de la explotaci贸n original (Fig. 1).

Por otro lado, desde la 贸ptica de la Sociedad de Ingenieros en Petr贸leo (SPE), existen varios par谩metros para definir la madurez de un yacimiento que nos permiten definir mejor o m谩s exactamente cu谩l es la verdadera situaci贸n de los campos y las cuencas en nuestro pa铆s. As铆, por ejemplo, la madurez de un yacimiento puede ser determinada por cuatro factores. Cada uno de estos factores o metodolog铆as pueden ser analizados en distinta profundidad, de acuerdo con los datos p煤blicos existentes en la Argentina.

PUNTO DE PARTIDA

Es posible construir una matriz relacionando el Factor de Agotamiento (Acumulada/EUR) con la edad del yacimiento para cada una de las cuencas y plotear aqu铆 la situaci贸n de cada una de las concesiones de cada cuenca. Sobre este punto es importante hacer dos aclaraciones. Los datos p煤blicos existentes s贸lo nos permiten trabajar las acumuladas por concesi贸n y no por yacimiento. Adem谩s, el EUR se basa en las reservas finales calculadas por cada concesionario y no es el EUR t茅cnica real.

Es aqu铆 donde se nos presenta por primera vez la duda del real valor de las reservas por incluir 茅stas un factor econ贸mico y de proyecci贸n de inversiones para estas estimaciones. Queda abierta la discusi贸n sobre si la autoridad de aplicaci贸n no tendr铆a que solicitar el total de petr贸leo contenido por el reservorio (OOIP) y una estimaci贸n de factor de recuperaci贸n 贸ptimo o esperable en lugar de una certificaci贸n de reservas influida por las expectativas de inversi贸n del concesionario.

La Fig. 2 muestra la denominada matriz de madurez, donde en el eje Y se representa la acumulada sobre el EUR (Factor de Agotamiento actual) y en el eje X, la edad del yacimiento. Estas matrices de madurez nos permiten dividir los campos en cuadrantes que definen Yacimientos J贸venes (menos de 25 a帽os y menos del 75% de recuperaci贸n final).

 -   Yacimientos Maduros Marginales (menos de 25 a帽os y m谩s del 75% de recuperaci贸n).

-    Yacimientos Maduros Terminales (m谩s de 25 a帽os y m谩s del 75% de recuperaci贸n).

-    Yacimientos que se pueden clasificar como Viejos (m谩s de 25 a帽os pero menos del 75% de recuperaci贸n).

En el gr谩fico de la cuenca Neuquina se puede observar que m谩s del 50% de las concesiones 鈥損onemos el acento en la definici贸n de concesiones para dejar en claro que no son yacimientos; seg煤n el dato p煤blico existente en la Secretar铆a de Energ铆a, se encuentra por 谩rea de concesi贸n y no por yacimiento鈥� no han alcanzado a煤n la l铆nea del 75% de factor de agotamiento, incluso varias de ellas con m谩s de 25 a帽os desde su descubrimiento.

La realidad de la cuenca del Golfo es distinta. Se ve claramente que las concesiones en su absoluta mayor铆a est谩n en situaci贸n de madurez y, en muchos casos, pueden catalogarse como Maduros Terminales (Fig. 3), al igual que en la cuenca Austral (Fig. 4). Las cuencas Cuyana y del Noroeste (Fig. 5 y 6) muestran mayor dispersi贸n en sus concesiones, pero con mayor铆a de campos maduros seg煤n este modo de clasificaci贸n.

AGUA-PETR脫LEO

La segunda forma de estimar la madurez que encontramos en los papers es la Relaci贸n Agua-Petr贸leo. As铆 se estipula que un campo es maduro con Relaci贸n Agua-Petr贸leo mayor a 10 o a 20, seg煤n las distintas opiniones; esto significa que se produce 10 o 20 veces m谩s agua que petr贸leo. La situaci贸n de las concesiones de las cuencas del Golfo y Neuquina nos muestra (Fig. 7) que el 70% de las concesiones no han llegado a la madurez. Aunque si tomamos un indicador de 10, el 50% de los campos son maduros. En la Fig. 8 se observa este factor para las dem谩s cuencas productivas.

Este 铆ndice tambi茅n se puede ver en el porcentaje de agua en la producci贸n, donde 10 de Relaci贸n Agua-Petr贸leo implica un 91% de agua en la producci贸n y un indicador de 20 explica un 95% de agua. Con estos porcentajes, vemos en la Fig. 9 que las provincias de Chubut, Neuqu茅n, R铆o Negro y Mendoza se encuentran sobre el 10 de Relaci贸n Agua-Petr贸leo, pero ninguna ha llegado al 20.

PROMEDIO DE PRODUCCI脫N

El tercer mecanismo de estimaci贸n de la madurez en la bibliograf铆a es el promedio de producci贸n por pozo, aunque creo que la influencia de la geolog铆a y los reservorios tienen un impacto tan importante en este factor que es casi imposible darle a este mecanismo un valor universal para definir la madurez. De todas maneras, la Fig. 10 muestra la situaci贸n por cuenca y por provincia de nuestro pa铆s.

ANTIG脺EDAD DE INSTALACIONES

La edad de las instalaciones de un yacimiento la menciono como un factor de madurez simplemente por estar en la bibliograf铆a, aunque no entraremos en discusi贸n sobre el tema por no considerar que represente realmente un factor de madurez sino de vejez o antig眉edad de los yacimientos.

EVOLUCI脫N ECON脫MICA

Otra manera de enfocar el grado de madurez es analizando la evoluci贸n econ贸mica de un yacimiento, para lo cual se debe considerar el tiempo de la producci贸n y el costo de extracci贸n por barril. La Fig. 11 muestra una evoluci贸n tipo de estas variables. Como se aprecia, tambi茅n es posible definir con este gr谩fico las cuatro etapas de madurez de un yacimiento.

Al enfocarnos en el costo de extracci贸n por barril, observamos que, a medida que avanza la vida de un yacimiento, 茅ste se va incrementando principalmente debido al declino de la producci贸n, pero tambi茅n debido a un incremento en el costo operativo causado por el propio envejecimiento de las instalaciones que obligan a mayores erogaciones que en un yacimiento joven.

Existe una teor铆a menos t茅cnica, y quiz谩s m谩s completa, para determinar la madurez de las inversiones que puede y debe ser considerada en esta discusi贸n para determinar la madurez de un proyecto o el desarrollo de un yacimiento. Con este an谩lisis, que un yacimiento sea marginal, o incluso terminal, no depender谩 exclusivamente de par谩metros t茅cnicos, sino de una decisi贸n financiera.

COSTO DE OPORTUNIDAD

Cuando una empresa posee un porfolio de yacimientos que se encuentran en distintas etapas de madurez aparece el concepto de COSTO de OPORTUNIDAD a la hora de definir el presupuesto de las inversiones a realizar. 鈥淐osto de oportunidad es el valor alternativo de un recurso en su mejor uso. Es decir, 驴qu茅 se deja de hacer por invertir un d贸lar en este proyecto? 驴Qu茅 se deja de hacer por destinar un equipo de trabajo al an谩lisis de un determinado proyecto?鈥�.

Como es l贸gico, la tendencia ser谩 a enfocar los recursos en aquellos proyectos cuyo rendimiento sea mayor al costo de oportunidad de esos recursos. Es aqu铆 donde debemos plantearnos de otra manera la discusi贸n sobre la madurez de nuestros reservorios y concretamente preguntarnos: 鈥溌縔acimientos maduros, para qui茅n?鈥�.

Empresas grandes y con presupuestos abultados encontrar谩n un costo de oportunidad muy alto para invertir en yacimientos marginales o terminales y tender谩n a enfocarse en los yacimientos j贸venes y, en consecuencia, m谩s rentables. Pero empresas con presupuestos m谩s limitados o humildes, sin altos costos de estructura y enfocados en la eficiencia operativa, se presentan con inter茅s en este tipo de yacimientos.

EFICIENCIA

Desde la l贸gica financiera, el razonamiento que hace descartar proyectos que poseen potencial surge de considerar un equilibrio entre el rendimiento esperado y el riesgo financiero en la selecci贸n de carteras 贸ptimas deyacimientos. El rendimiento esperado est谩 dado por el Valor Actual Neto (VAN) promedio de la cartera y el riesgo financiero se define como el desv铆o est谩ndar que puede tener dicho VAN.

Una cartera es eficiente si ninguna otra tiene mayor valor por el mismo o menor riesgo financiero y si no tiene menor riesgo financiero por el mismo o mayor valor. Cada empresa tiene su propia l铆nea de eficiencia, porque 茅sta var铆a de acuerdo con su estructura de capital, su financiamiento, su estructura de costos, sus recursos humanos y su presupuesto de capital.

Por eso, proyectos marginales para ciertas compa帽铆as estar铆an sobre la l铆nea de eficiencia para otras m谩s peque帽as y, por consiguiente, ser铆an desarrollados y no olvidados. Dicho de otra manera, estas empresas poseen una frontera de inversi贸n mucho mayor que las compa帽铆as peque帽as, que les permite acceder a proyectos mucho m谩s rentables en su estrategia de negocios (Fig. 12).

CONCENTRACI脫N

Desde este punto de vista, en el que se incluye m谩s claramente el factor econ贸mico, es donde hoy existe en la Argentina un importante potencial, m谩s all谩 de la madurez definida seg煤n los par谩metros t茅cnicos, dada la gran acumulaci贸n de yacimientos en pocas empresas grandes cuyo inter茅s en ellos es pobre o inexistente. Muchos ejemplos interesantes se pueden ver en casi todas las cuencas del pa铆s.

Las Fig. 13 y 14 muestran ejemplos de las cuencas del Golfo y Neuquina donde, a pesar de la larga historia de desarrollo y de haber sido considerado alg煤n caso como  Maduro Terminal, luego de un cambio de empresa concesionaria o un cambio de pol铆tica de inversi贸n de la compa帽铆a concesionaria se produce un nuevo incremento en la producci贸n y un nuevo c谩lculo de reservas. Desde nuestro punto de vista, es fundamental, urgente y claramente mucho m谩s r谩pido, en t茅rminos de aumento de la producci贸n y del desarrollo de los no convencionales, determinar t茅cnicamente el grado de madurez econ贸mico de las 谩reas y el potencial real de cada uno de los campos.

MEJOR DESARROLLADOR

Aqu铆 tenemos que volver al tema de las reservas versus el OOIP y el factor de recuperaci贸n esperable u 贸ptimo. Como sabemos, hoy la forma de estimar el potencial de nuestros campos, yacimientos o concesiones est谩 dado por las reservas, en cuya definici贸n la intenci贸n de inversi贸n del concesionario tiene una implicancia fundamental. El OOIP, en cambio, no depende de factores econ贸micos ni del inter茅s del operador y concesionario.

Conocer el real potencial del yacimiento permitir铆a establecer objetivos de desarrollo m谩s agresivos, obviamente acompa帽ados de la posibilidad de financiamiento y reglas claras. Esto no implica forzar a las empresas a realizar desarrollos o inversiones que no son capaces o no est谩n interesadas en hacer, sino buscarle a cada yacimiento su mejor desarrollador.

Existen empresas peque帽as con alta calificaci贸n y experiencia que podr铆an ser las encargadas de explotar estos campos que para las empresas que hoy los poseen son Maduros Marginales o Terminales y que, por lo tanto, no tienen el inter茅s necesario para optimizar la producci贸n. Esto generar铆a no s贸lo un incremento de los vol煤menes explotados de hidrocarburos, sino tambi茅n nueva renta y m谩s puestos de trabajo.

EL EJEMPLO DE CANADA

En mi opini贸n, seguir el ejemplo de la industria petrolera canadiense es en la situaci贸n actual de la Argentina la mejor alternativa para revitalizar estos campos. Esta organizaci贸n de la pol铆tica petrolera permitir铆a a peque帽as empresas con capitales chicos redesarrollar estos yacimientos, logrando maximizar el rendimiento de los campos en forma integral. A nivel pa铆s, se aprovechar铆a el recurso en forma m谩s r谩pida.

En definitiva, una simple comparaci贸n de la actividad de la industria en Canad谩, donde existen m谩s de 2.000 empresas operadoras equivalentes a las menos de 50 en la Argentina, con los niveles registrados en el pasado y en el presente en nuestro pa铆s nos permite a grandes rasgos inferir una subexplotaci贸n de nuestros yacimientos, no por su madurez sino por el bajo inter茅s econ贸mico que para estas grandes empresas representan estos yacimientos (Fig. 15 y 16).

* Por Pablo Chebli, Country Manager Argentina de Central International CorpSuc. Arg.  VP Central Resources Inc.