YPF ya sacó petróleo en la zona mendocina de Vaca Muerta e invertirá USD 30 millones para seguir perforando

Luego de culminar el proceso de fracturas en dos pozos en el departamento de Malargüe (Mendoza) con más de 17 millones de dólares invertidos, YPF presentó el resultado de los trabajos de exploración no convencional en el lado mendocino de la formación Vaca Muerta.

Hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1.074 y 1.059 metros de rama cada uno, en Paso Bardas Norte (Concesión de explotación) y CN-VII A (permiso exploratorio), con perspectivas de nuevos pozos y más inversiones que rondarán los USD 30 millones.

“Se trata de una noticia muy importante para la industria energética mendocina, ya que estos resultados posicionan nuevamente a Malargüe en el centro de la visión y el futuro energético”, señaló el subsecretario de Energía y Minería de esa provincia, Manuel Sánchez Bandini.

“La llamada lengua mendocina de Vaca Muerta no es idéntica a la de Neuquén, pero tiene excelentes prospectos de exploración y los resultados validan el modelo geológico. El paso siguiente es continuar con más inversiones, bajar el riesgo geológico y avanzar en el desarrollo de nuestro reservorio no convencional”, indicó.

“Esto abre un nuevo horizonte de incorporación de reservas para Mendoza en materia de hidrocarburos, en un momento en el que hay una visión industrializadora para el sur mendocino, con el Polo Logístico e Industrial Pata Mora, que prestará servicio a las empresas y servicios que operan en la zona y a todo el desarrollo minero de Malargüe Distrito Minero Occidental”, amplió el funcionario.

“Entre las 12 áreas que tenemos en licitación en la provincia, la reactivación del área petrolera más alta del país -Vega Grande- y la cesión de derechos de estas áreas, agregamos dinamismo al sector energético”, concluyó.

Conclusión de los trabajos

En Paso Bardas Norte YPF realizó un total de 12 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo el 18 de febrero de 2024, y mostró desde sus inicios interesantes porcentajes de petróleo de densidad 38°API. Según consignó la empresa, alcanzó con orificios superiores caudales cercanos a 100 m3/d de bruta. Actualmente ensaya con 69 m3/d de bruta y 51% de petróleo, con 35 m3/d al 19 de abril.

En Aguada Negra, en tanto, se realizaron 13 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo y desde sus inicios mostró interesantes porcentajes de petróleo de 43°API. Actualmente, produce con una bruta de 84 m3/d y 48% de petróleo (41 m3/d), con un GOR de 1.000 m3/m3.

Los ensayos de los pozos no convencionales fueron extendidos en el tiempo mínimo necesario para poder evaluar correctamente los niveles de reservorio y continuarán evaluando su comportamiento. Luego se continuará con las instalaciones de producción apropiadas.