La Formación Vaca Muerta , comúnmente conocida como Vaca Muerta , es una formación geológica del Jurásico Tardío al Cretácico Temprano , ubicada en la Cuenca Neuquina en el norte de la Patagonia , Argentina . Es conocida por ser la roca anfitriona de importantes depósitos de petróleo y gas de esquisto .
El gran descubrimiento de petróleo en la Formación Vaca Muerta fue realizado en 2010 por la ex Repsol-YPF . [1] Las reservas probadas totales son de alrededor de 927 millones de barriles (147,4 × 10 6 m 3 ), [2] y a partir de 2014 la producción de YPF por sí sola era de casi 45.000 barriles por día (7.200 m 3 /d). [3] [4] En febrero de 2012, Repsol YPF SA elevó su estimación de reservas de petróleo a 22.5 mil millones de barriles (3,58 × 10 9 m 3 ). [5] [6] La EIA de EE. UU. estima que los hidrocarburos recuperables totales de esta Formación Vaca Muerta son 16.2 mil millones de barriles (2,58 × 10 9 m 3 ) de petróleo y 308 billones de pies cúbicos (8,7 × 10 12 m 3 ) de gas natural, más que incluso la Formación Los Molles del Jurásico Medio rica en hidrocarburos de la Cuenca Neuquina . [7] En 2017, había casi 500 pozos de fracturación hidráulica, uno de los sitios con mayor fracturación hidráulica fuera de América del Norte. [8]
En julio de 2013, las protestas fueron duramente reprimidas por la policía. El enorme consumo de agua del fracking, así como las minas de arena, interfieren con la agricultura. En 2018, los mapuches demandaron a Exxon , la francesa TotalEnergies y Pan American Energy por "residuos peligrosos" debido al "tratamiento deficiente" cerca de la localidad de Añelo, ya que los residuos de lodos aceitosos del fracking fueron vertidos en vertederos ilegales.
La Formación Vaca Muerta, comúnmente conocida como Vaca Muerta , es una formación geológica del Jurásico Tardío al Cretácico Temprano , ubicada en la Cuenca Neuquina en el norte de la Patagonia , Argentina . Los desechos de la explotación petrolera desde 2011 se han depositado cerca de la ciudad de Añelo , que se encuentra a unos 1.200 km al sur de Buenos Aires. [9]
La formación de esquisto de Vaca Muerta es un yacimiento continuo de petróleo y gas de esquisto de edad Jurásico tardío ( Tithoniano ) y Cretácico temprano ( Berriasiano ). La formación cubre un área total de 30.000 kilómetros cuadrados (12.000 millas cuadradas). [10] La formación de esquisto se encuentra a una profundidad de unos 9.500 pies (2.900 m), donde se ha encontrado que produce petróleo y gas. Aunque se llama esquisto, y con un contenido total de carbono orgánico que varía del 1 al 5 por ciento, Vaca Muerta es predominantemente marga y consiste en esquistos negros maduros, margas y lutitas calcáreas . [11] [12] Formado en un entorno marino con poca arcilla y roca quebradiza, el depósito tiene de 30 a 1.200 metros (98 a 3.937 pies) (generalmente más de 400 metros (1.300 pies)) de espesor, y se extiende por toda la cuenca. [12] [13] En el momento de su deposición, la Vaca Muerta estaba situada en el margen oriental del Océano Pacífico. [14]
Aunque el nombre Formación Vaca Muerta fue introducido en la literatura geológica en 1931 por el geólogo estadounidense Charles E. Weaver, las lutitas altamente bituminosas del valle del río Salado en el sur de Mendoza fueron descritas en 1892 por el Dr. Guillermo Bodenbender. Los paleontólogos alemanes Beherendsen y Steuer determinaron la edad Tithoniana de estas lutitas. [15] En varios lugares de afloramiento, la Formación Vaca Muerta ha sido el sitio de hallazgos paleontológicos: el crocodilomorfo Cricosaurus y posiblemente Geosaurus , el ictiosaurio Caypullisaurus y los pterosaurios Herbstosaurus y Wenupteryx .
La Formación Vaca Muerta representa la facies más distal de la Mesosecuencia Inferior Mendoza, un amplio ciclo sedimentario de somerización-ascenso del Titoniano-Valanginiano. [16] En la parte sur de la Cuenca Neuquina la Mesosecuencia Inferior Mendoza incluye los depósitos basinales de la Formación Vaca Muerta (Titoniano temprano a medio), que al sur-sureste cambian a depósitos mixtos carbonato-siliciclásticos costeros de la Formación Carrin Cura (parte inferior del Titoniano medio) y Formación Picún Leufú (Titoniano medio – Berriasiano inferior), y a depósitos continentales de la Formación Bajada Colorada de edad Titoniano – Berriasiano. [17] [18] [19] En la parte central de la Cuenca Neuquina, también conocida como ensenada neuquina, la Mesosecuencia Inferior Mendoza consiste en depósitos basinales de la Formación Vaca Muerta (Titoniano temprano a superior), que al este cambian a depósitos de cara costera de la Formación Quintuco (Titoniano superior – Valanginiano inferior), y a depósitos sabkha de la Formación Loma Montosa (Valanginiano inferior), formando un sistema deposicional mixto carbonato-siliciclástico. [20] [21] Hacia el oeste la Formación Vaca Muerta incluye facies de talud (Miembro Huncal), y en el territorio chileno pasa a depósitos marinos/volcánicos someros. [22] [23] [24] Por el contrario, en el área sur de Mendoza la Mesosecuencia Inferior Mendoza consiste en secuencias agradacionales y divergentes, con un espesor máximo de 500 metros (1.600 pies) hacia el centro de la cuenca. [16] Incluye depósitos de rampa carbonatada de cuenca a media de la Formación Vaca Muerta (Tithoniano temprano – Valanginiano temprano) y depósitos de ostras de rampa media a interna de la Formación Chachao (Valanginiano temprano), que forman un sistema de rampa carbonatada homoclinal. [25] [26] [27] Hacia el oeste, se han reconocido depósitos mixtos de marea a continentales sin fechar y se han correlacionado con las Formaciones Vaca Muerta y Chachao , que reciben el nombre de Formación Lindero de Piedra. [28]
La formación de esquisto de Vaca Muerta ha sido conocida durante mucho tiempo como una importante roca fuente de petróleo para otras formaciones en la Cuenca Neuquina , que ha tenido producción de petróleo desde 1918. [15] Los pozos que producen desde la propia Vaca Muerta se encuentran en varios campos petrolíferos , incluidos los campos Loma La Lata, Loma Lata Norte, [37] y Loma Campana.
Ante la disminución natural de la producción de gas y la disminución de los rendimientos de la actividad de exploración convencional, en 2008 el ejecutivo de Repsol-YPF, Tomás García Blanco, patrocinó la búsqueda de gas de esquisto "no convencional" mediante:
1) Configurar un equipo de exploradores bajo el liderazgo de Mikel Erquiaga y con Germán Bottessi al frente del equipo de búsqueda de gas. M di Benedetto se incorporó al equipo una vez que se identificó plenamente el potencial petrolero. 2) Asignar presupuesto y recursos a ese equipo. 3) Designar a un galés (R Ll Lolley) como asesor de ingeniería.
Este equipo examinó todas las formaciones rocosas generadoras argentinas y propuso a Vaca Muerta como objetivo principal dado que la logística era más fácil y tenía mayor potencial.
En la mayoría de los contratos de exploración y producción se seleccionaron las ubicaciones de los pozos objetivo. Se adoptó una política de prueba sistemática de los pozos después de que se los hubiera estimulado, y los pozos en el área de Loma La Lata/Loma Campana se vincularon a las instalaciones de producción existentes. Estas políticas aceleraron la recopilación de datos de calidad necesarios para la certificación de las estimaciones de recursos y reservas.
En marzo de 2012 se disponía de datos significativos de más de 25 pozos estimulados. También se había comenzado a explorar la roca madre D-129 y se había obtenido un resultado positivo.
Como parte de la visualización, se investigó la logística necesaria para desarrollar los activos y se identificó la necesidad de importar equipos de perforación y fracturación, junto con la oportunidad de producir arena de soporte en el país. Sin embargo, se identificó que la ruta crítica era la disponibilidad de mecánicos de motores pesados.
En julio de 2010, Repsol-YPF reconoció el potencial productivo de Vaca Muerta Shale, en la Cuenca Neuquina, y completó el primer pozo de gas de esquisto de Argentina en el yacimiento Loma La Lata. En noviembre de 2010, la compañía completó un pozo de petróleo de esquisto en Vaca Muerta Shale, en el área de Loma Campana. En agosto de 2011, se perforó y completó el primer pozo horizontal en Vaca Muerta. En octubre de 2012, se habían perforado y completado 31 pozos, y se habían perforado otros 20 que estaban a la espera de su finalización. La perforación había ampliado la extensión de producción de Vaca Muerta a un área de al menos 300 kilómetros cuadrados (120 millas cuadradas). [13] En 2011, las reservas probadas totales rondaban los 927 millones de barriles (147,4 × 10 6 m 3 ), [2] y en 2014 la producción de YPF por sí sola era de casi 45.000 barriles por día (7.200 m 3 /d). [3] En febrero de 2012, Repsol YPF SA elevó su estimación de reservas de petróleo a 22.500 millones de barriles (3,58 × 10 9 m 3 ). [5] La EIA de EE. UU. estima que los hidrocarburos recuperables totales de esta Formación Vaca Muerta son 16.200 millones de barriles (2,58 × 10 9 m 3 ) de petróleo y 308 billones de pies cúbicos (8,7 × 10 12 m 3 ) de gas natural, más que incluso la Formación Los Molles del Jurásico Medio rica en hidrocarburos de la Cuenca Neuquina . [7]
Un problema para atraer el desarrollo fue el control de precios del gas natural en Argentina, que mantuvo el precio entre 2,00 y 2,50 dólares por millón de BTU . Sin embargo, el gobierno eximió al gas de esquisto de los controles, y en 2011 el gas de Vaca Muerta se vendía a un precio de entre 4 y 7 dólares. Los precios más altos del gas atrajeron a importantes compañías petroleras, entre ellas ExxonMobil , Total SA [38] y Chevron Corporation a Vaca Muerta. [39]
En mayo de 2013, YPF anunció que había negociado una empresa conjunta en la que Chevron invertiría US$1.500 millones para perforar 132 pozos en el campo Loma Campana. [40] [41] [42] La participación de Chevron se complicó por los esfuerzos de los demandantes que obtuvieron una sentencia en Ecuador con respecto a las acciones de Texaco en el campo petrolero de Lago Agrio para cobrar la sentencia de los activos argentinos de Chevron. [43] El 24 de septiembre de 2013, YPF anunció que la subsidiaria de Dow Chemical Company, Dow Argentina, había firmado un acuerdo para perforar 16 pozos de gas natural en el bloque El Orejano de la formación Vaca Muerta durante un período de 12 meses, con Dow contribuyendo con US$120.000.000 y YPF con US$68.000.000. [44] El 10 de diciembre de 2013, el CEO de Shell Argentina, Juan José Aranguren, fue citado diciendo que su compañía, con 4 pozos de producción en Vaca Muerta y 2 más en perforación, aumentaría el gasto de capital en gas de esquisto argentino a "alrededor" de 500 millones de dólares en 2014 desde 170 millones de dólares en 2013. [45] En diciembre de 2013, Bloomberg informó que Luis Sapag, de la familia Sapag que ha dominado la política de Neuquén durante medio siglo, dijo que la empresa conjunta YPF-Chevron invertiría hasta 16 mil millones de dólares si la empresa piloto de 1.200 millones de dólares tenía éxito para marzo de 2014, lo que generaría casi 9 mil millones de dólares en regalías para Neuquén. [46]
En febrero de 2014, Archer Ltd. anunció que tenía un contrato de "aproximadamente US$400 millones" con YPF para proporcionar "cinco nuevas plataformas de perforación para apoyar el desarrollo de recursos de esquisto no convencionales de YPF en el área de Neuquén en Argentina". [47] El 18 de febrero del mismo año, YPF anunció que había firmado un memorando de entendimiento con PETRONAS , la compañía petrolera estatal de Malasia, sobre una posible inversión (acordada en agosto del año siguiente; ver más abajo) en la zona Amarga Chica de 187 kilómetros cuadrados de la formación Vaca Muerta; YPF también indicó que su producción actual en Vaca Muerta era de más de 20.000 barriles de petróleo equivalente por día de más de 150 pozos fracturados utilizando 19 plataformas de perforación de fracturación. [3] El 5 de marzo de 2014, Helmerich & Payne reveló que había contratado a YPF para desplegar 10 plataformas de perforación bajo contratos de cinco años desde Estados Unidos a Argentina entre el tercer trimestre de 2014 y el primer trimestre de 2015 para trabajar en el yacimiento de Vaca Muerta, además de las nueve plataformas que Helmerich & Payne ya tenía en el país. [48] El 10 de abril de 2014, Miguel Gallucio de YPF anunció que Chevron había decidido continuar su asociación con YPF en el "desarrollo masivo" de Vaca Muerta; el programa piloto de US$1.240 millones financiado por Chevron y finalizado en marzo había desarrollado 161 pozos fracturados en un área de 20 kilómetros cuadrados. La nueva fase fracturaría 170 pozos adicionales ese año con una inversión conjunta de más de US$1.600 millones, y YPF continuaría como operador. La meta acordada para los próximos años sería desarrollar un área de 395 kilómetros cuadrados con más de 1500 pozos fracturados que producirían más de 50.000 barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos (más de 100 millones de pies cúbicos) de gas natural al día. Chevron e YPF también acordaron un proyecto de exploración de cuatro años por US$140.000.000 para perforar y analizar 7 pozos verticales y 2 horizontales en un área de 200 kilómetros cuadrados (Narambuena) en la concesión de Chihuido de la Sierra Negra, que sería financiado por Chevron con YPF como operador. [49] En una entrevista con el diario argentino La Nación publicada el 14 de septiembre de 2014, Gallucio indicó que la producción en el campo Loma Campana había alcanzado los 31.000 barriles de petróleo equivalente al día. [50]
El 8 de octubre de 2014, la ministra de Industria argentina, Débora Georgi, informó que YPF había firmado un acuerdo confidencial de principio con Gazprom que podría derivar en una inversión de 1.000 millones de dólares en exploración y producción de gas "en Argentina". [51]
En enero de 2015, YPF y Sinopec firmaron un memorando de entendimiento para la cooperación futura en el desarrollo de petróleo convencional y no convencional ; indicaron que Sinopec Argentina Exploration and Production SA ya estaba realizando la debida diligencia en exploración y desarrollo en "ciertas áreas" de Vaca Muerta junto con YPF. [52] En enero de 2015, YPF indicó que ella y Chevron habían invertido más de US$3 mil millones en su proyecto Loma Campana, que YPF describió como el proyecto (petrolero) no convencional más importante del mundo fuera de los Estados Unidos. [52]
En abril de 2015, Gallucio afirmó que la producción en el campo Loma Campana había alcanzado los 44.000-45.000 barriles de petróleo equivalente al día. [53] En abril de 2015, YPF firmó un memorando de cooperación con Gazprom, aunque anteriormente había negado el informe. [54] A mayo de 2015, más de 30 compañías de petróleo y gas estaban activas en Vaca Muerta. [55] En junio de 2015, YPF anunció un nuevo descubrimiento en Vaca Muerta, esta vez en el bloque La Ribera I, con una producción inicial de 43.000 metros cúbicos (más de 1,5 millones de pies cúbicos) de gas al día. [56] En noviembre de 2015, YPF indicó que la producción de Vaca Muerta era de 54.000 barriles de petróleo equivalente diarios, con 47.000 de Loma Campana; También indicó que Chevron había invertido US$2.500.000.000 en los últimos dos años. [57] YPF mostró una producción para el tercer trimestre de 2016 de 58.200 barriles de petróleo equivalente diarios de 522 pozos, con 11 plataformas en funcionamiento. [58] En septiembre de 2016, después del cambio de gobierno en Argentina, YPF dijo que las nuevas tarifas propuestas para el gas permitirían el desarrollo continuo del gas en Vaca Muerta. [59] A partir de 2017, había casi 500 pozos de fracking, uno de los sitios más fracturados fuera de América del Norte. [8]
A partir de 2013 Vaca Muerta se dividió en diferentes bloques de desarrollo. El consorcio de YPF (50%) y Chevron (50%) desarrolla la concesión General Enrique Mosconi, incluyendo los campos Loma La Lata Norte y Loma Campana. [60] [61] El consorcio de Petrobras (55%, operador) y Total SA (45%) desarrolla la concesión Rincón de Aranda. [62] Los bloques Los Toldos son desarrollados por el consorcio de Américas Petrogas (45%, operador de los bloques), ExxonMobil (45%) y Gas y Petróleo del Neuquén (10%). [63] El consorcio de Shell (65%, operador) Medanito (25%) y Gas y Petróleo del Neuquén (10%) desarrolla las áreas Águila Mora y Sierras Blancas. [64] El consorcio de Wintershall (50%, operador) y Gas y Petróleo del Neuquén (50%) desarrolla el bloque Aguada Federal. [65] Apache Corporation estuvo activa en Vaca Muerta en 2012-2013, [7] pero acordó vender todos sus activos argentinos a YPF por US$800 millones en un acuerdo firmado el 12 de febrero de 2014. [66] El bloque Bandurria anteriormente era una empresa conjunta de Pan American Energy , YPF y Wintershall; ahora se ha dividido en tres bloques, con Wintershall como operador de Bandurria Norte, Pan American Energy como operador de Bandurria Centro e YPF como operador de Bandurria Sur. YPF indicó en julio de 2015 que planeaba perforar 20 pozos en Bandurria Sur con el objetivo de comenzar la producción de petróleo de esquisto dentro de tres años a un costo de US$282,2 millones. [67] ExxonMobil es el operador de los bloques Bajo del Choique y La Invernada y tiene una participación de trabajo del 85% en ellos, mientras que Gas y Petróleo del Neuquén posee el 15% restante; anunciaron su primer descubrimiento en el primer bloque en mayo de 2014, y su primer descubrimiento en el segundo en diciembre del año siguiente. [68] [69] YPF y la petrolera estatal de Malasia PETRONAS firmaron un acuerdo el 28 de agosto de 2014, por el cual PETRONAS recibiría una participación del 50% junto con YPF a cambio de contribuir con US$475 millones como parte de un proyecto piloto de desarrollo de tres años por US$550 millones en el bloque Amarga Chica, con YPF como operador. [70] En noviembre de 2016, YPF y PETRONAS anunciaron que habían gastado US$165 millones en la perforación de 9 pozos en la fase inicial del desarrollo de Amarga Chica, y que habían acordado pasar a una segunda etapa donde gastarían otros US$192,5 millones en la perforación de 10 pozos horizontales y la construcción de instalaciones de superficie. [58]El bloque El Orejano, que (como se mencionó anteriormente) YPF y Dow Argentina acordaron desarrollar en 2013, estaba produciendo 750.000 metros cúbicos de gas de esquisto (casi 26 1/2 millones de pies cúbicos) diariamente de un total de 19 pozos en diciembre de 2015; Dow e YPF acordaron invertir otros US$500 millones en 2016 además de los US$350 millones ya invertidos, y perforar 30 pozos más para triplicar esa producción. [71] En enero de 2016, American Energy Partners, LP de Aubrey McClendon e YPF anunciaron un acuerdo preliminar para el desarrollo de dos bloques más, a un costo de más de US$500 millones en los próximos tres años: Bajada de Añelo y la zona sur de Cerro Arena, este último junto con Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén; una filial de American Energy Partners adquiriría hasta una participación del 50% en ambos. [72] También participan en la exploración y producción Madalena Ventures, Azabache y Tecpetrol. [73]
A abril de 2022, los siguientes bancos financiaron operaciones en Vaca Muerta: Citi Bank, Credit Suisse, Deutsche Bank, Goldman Sachs, HSBC, ING, Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Morgan Stanley. Tanto el BID como el Banco Mundial han financiado proyectos masivos de planificación urbana en la ciudad de Añelo. [74]
En julio de 2013, las protestas contra la ratificación del acuerdo de 16.000 millones de dólares entre YPF y Chevron para explotar la concesión de Loma Campana fueron duramente reprimidas por la policía. [8] Cada pozo petrolero demanda 640 camiones cisterna, el equivalente a nueve piscinas olímpicas, durante la vida útil del pozo. [75] Otras externalidades ambientales incluyen el choque de las minas de arena con la agricultura en la ciudad de Dolavon , provincia de Chubut. [76]
En 2018, los mapuche demandaron a Exxon, a la francesa TotalEnergies y a Pan American Energy por “residuos peligrosos” debido al “tratamiento deficiente” cerca del pueblo de Añelo , ya que los residuos de lodos aceitosos del fracking fueron vertidos en vertederos ilegales. [9]
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