Hidrocarburos no convencionales en Argentina

Noviembre 2016

Monitoreo de la Producción de Hidrocarburos no Convencionales ________________ pág. 2

Seguimiento de la Perforación a reservorios no convencionales._____________________ pág. 3

Análisis sobre el Perfil de productividad de los pozos ___________________________________ pág. 4

Estudios sobre la Producción Inicial y los Perfiles de Producción ____________________ pág. 5

Proyecciones de mediano plazo __________________________________________________________________ pág. 6

Proyecciones de Largo Plazo—Modelo UGA ________________________________________________ pág. 7

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6 miradas a los hidrocarburos no convencionales en Argentina.

Evolución de la producción de gas natural no convencional en Argentina

La producción de gas natural no convencional en Argentina a agosto de 2016 alcanzó los 26,23 MM m3/d, representando el 21% del total de producción en Argentina y el 36.5% de la producción de la cuenca neuquina. Con predominio de las arenas compactas, en 2013 se extrajeron desde reservorios no convencionales 4,91 MMm3d, en 2014 la producción ascendió a 11,08 MMm3d y en 2015 a 17,92 MMm3d. El incremento interanual (yoy) del 2014 fue de 6,2 MMm3d, del 2015 6,8 MMm3d y a la fecha el 2016 presenta un in-cremento de 7,2 MMm3d. En términos porcentuales el 2016 muestra un incremento (YTD) de 43,8% en tight gas y de 36% de Shale.

Código Energético lleva adelante en forma mensual

un seguimiento de la evolución en la producción de

petróleo y gas natural no convencional en Argenti-

na.

Evaluando todos los avances tanto en petróleo co-

mo en gas no convencional, se pone en manifiesto

los cambios en las estrategias de las operadoras y

sus objetivos , así como también la importancia del

desarrollo de los no convencionales para el progre-

so de la actividad hidrocarburífera Argentina.

Se monitorea, para cada una de las concesiones, la

re-orientización de estrategias como resultado de

cambios generales en el mercado argentino y global, pe-

ro también como resultado de progresos particulares

evidenciados en cada uno de los proyectos iniciados.

Creemos que poder seguir en forma cercana y temprana,

tanto a nivel general y particular, estas alteraciones cons-

tituye un valor insoslayable del Monitoreo de la Produc-

ción de los no convencionales en Argentina.

1. Monitoreo de la Produc-

ción de hidrocarburos no

convencionales en Argentina

2

Producción en Agosto 2016

La producción de gas natural no convencional en Argentina a agosto de 2016 provino en un 82% provino de arenas compac-tas. Los principales bloques fueron Loma La Lata, Rincón del Mangrullo, Lindero Atravesado, Aguada Pichana, El Mangrullo, Río Neuquén y Estación Fernandez Oro. Respecto a los pro-yectos orientados al shale se destacaron Loma Campana, El Orejano y Aguada Pichana.

Código Energético lleva adelante en forma mensual

un monitoreo de la perforación a horizontes no

convencionales en Argentina.

La actividad perforadora, atendiendo a su evolución

en cantidad, complejidad y destino, constituye una

clara representación no solo del estado del arte

actual, sino, y fundamen-

talmente su dinámica en

términos de curva de

aprendizaje que toda in-

dustria habrá de transitar

para alcanzar los umbrales

de desarrollo necesarios.

Un seguimiento mensual

de estos avances, tanto en

petróleo como en gas no

convencional, para cada

una de las concesiones,

tipo de pozo, tipo de reser-

vorio y formación produc-

tora permite detectar las

nuevas estrategias de las

Operadoras.

En cada uno de los actores

involucrados en la activi-

dad orientada a los no con-

vencionales hay un vector

para su desarrollo. Por

tanto, el dinamismo y la

caracterización del avance, nos permite observar tempra-

namente las alteraciones que posteriormente se materia-

lizarán en cambios en la producción de petróleo y gas no

convencional de Argentina.

Es por eso que nos esforzamos por detectar y compren-

der en forma periódica los elementos presentes en la

dinámica perforadora con destino a los no convenciona-

les. Adicionalmente, el elevado grado de detalle resulta

central para atender a la complejidad subyacente en esta

industria.

2. Seguimiento de la Perfora-

ción a reservorios no conven-

cionales.

3

Evolución de la Perforación por Formación

En 2016 se profundiza la dispersión en los formaciones activas en los no convencionales. Lejos de la hegemonía de Vaca Muerta observada en 2015, en el corriente año a Vaca Muerta se dirigieron 10 de cada 24 pozos, mientras que en el 2015 lo hicieron 15 de cada 24 pozos promedio. En tanto, en 2016 Fm. Lajas y Fm. Mulichinco representaron más de la mitad de los pozos perforados, Fm. Lajas con 9 pozos promedio por mes y Fm. Mulichinco con 4 pozos promedio.

Evolución de la Perforación por tipo de reservorio y tipo de pozo La perforación conjunta, petróleo y gas natural, se contrajo en 2016. A la fecha se perforaron cua-tro pozos menos por mes en promedio que lo realizado en 2015. En particular, a partir de segundo trimestre el promedio comenzó a aproximarse a los 20 pozos por mes. Se destaca la mayor perfo-ración a horizontes tight y el avance en perforaciones horizontales, representando más de la mitad de los pozos en los últimos meses. En agosto 1 de cada 2 pozos perforados contenían un tramo horizontal.

En un modo trimestral Código Energético analiza los

cambios en productividad de todos los pozos orien-

tados a los no convencionales.

Una herramienta fundamental para comprender y

detectar los avances en complejidad de las tecnolo-

gías utilizadas para el desarrollo de los no conven-

cionales en Argentina.

Se evalúan los distintos niveles de productividad por

cada pozo a lo largo del tiempo, en el marco de sus

diferentes caracterizaciones en términos de Tipo de

pozo (vertical u horizontal), Tipo de reservorio pro-

ductor (Shale o Tight), largo del tramo horizontal (si

lo fuera) , Formación destino (Vaca Muerta, Muli-

Cinco, etc.), Área o Concesión donde se desarrolla la acti-

vidad y Firma Operadora encargada del desarrollo del

área.

3. Análisis sobre la evolución

en productividad.

4

Perfil de Productividad de pozos - principales bloques y tipo de pozo.

El perfil de productividad definido como la producción acumulada por pozo (por ejemplo desde el sexto a doceavo mes de producción), permite comparar la productividad entre los diferentes proyectos y su evolución en el tiempo como learning curve. Los resultados de los pozos verticales que opera Petrobrás en Río Neuquén son comparables con los resultados de los pozos horizontales que opera Total en Aguada Pichana . Son pocos los pozos que alcanzaron los 60 MMm3 de producción acumulada luego de un año de actividad, en su mayoría se trata de pozos perforados antes del primer semestre del 2015.

Perfil de Productividad: Mulichinco vs Lajas. Lajas y Mulichinco, los dos principales objetivos en arenas compactas, muestran evoluciones en productividad en los pri-meros 6 meses con diferencias marcadas. En el caso de Lajas salvo los pozos PBE.Nq.RN-1074d y PBE.Nq.RN-1010 durante 2015 en Río Neuquén poco se logró para superar los resulta-dos en Loma La Lata Sierra Barrosa en 2015 (perforados en 2014). En tanto Mulichinco muestra mejoras sustantivas en productividad.

El análisis de declinación de la producción

de pozos es una herramienta muy utilizada

para la estimación de reservas y la elabora-

ción de pronósticos de producción. Por

otra parte el ajuste con modelos de decli-

nación es una técnica reconocida por el

Petroleum Resources Management System

(SPE-PRSM) tanto para la auditoría de re-

servas, como para proyectar producción.

En dichos análisis conviven dos elementos

centrales: la Producción Inicial (IP, según sus

siglas en inglés) y la curvatura de la declina-

ción (DC, ídem). Por lo tanto es posible detec-

tar las mejoras en productividad evaluando el

comportamiento de tanto la producción inicial

como la declinación a lo largo de los meses.

Código Energético viene estu-

diando de forma trimestral la

evolución de dichos parámetros

en cada bloque, formación, tipo

de pozos, tipo de formación y

Operadora a lo largo del tiempo

de modo de detectar en forma

temprana quiebres tendenciales

en la productividad de los pro-

yectos orientados a los reservo-

rios no convencionales en Ar-

gentina.

4. Estudios sobre la Pro-

ducción Inicial y los Per-

files de Producción

5

Aguada Pichana y El Orejano

Los perfiles de producción acumulada de los pozos perforados en los años 2014, 2015 y 2016 en Aguada Pichana y El Orejano permite apreciar mejoras dispares en la productivi-dad. En particular los pozos YPF.Nq.EOr-37(h) y YPF.Nq.EOr-36(h) perforados en El Orejano en 2016, frente a Aguada Pichana y sus mejores registros en pozos perforados antes del 2015 (ej. TAU.Nq.APN-25(h), TAU.Nq.APN-26(h), TAU.Nq.AP-306(h), TAU.Nq.APN-29(h))

Producción Inicial (IPs) en Fm. Vaca Muerta

La producción Inicial de los pozos horizontales perforados en el segundo tri-mestre del 2016 destacan niveles superiores a los 350.000 m3/d (más de 12MMcfd). Perforados por YPF en El Orejano,YPF.Nq.EOr-37(h), y por Total en Aguada Pichana, TAU.Nq.APGe-313h y TAU.Nq.APGe-312h, establecie-ron un hito en la productividad que no logó logró superarse en los punzados posteriores .

Representación de las curvas de Arps Model

Código Energético prepara en forma semestral

un Estudio de Proyecciones de mediano plazo

que integra tanto los objetivos convencionales

como los no convencionales.

Se trata de una Herramienta y un Análisis de

Prospectiva que permite estimar evoluciones

futuras en la producción de hidrocarburos en

Argentina atendiendo a características particu-

lares de los proyectos y el posible impacto de

las futuras inversiones, cambios en las condi-

ciones de borde y en la productividad por parte

de cada una de las Operadoras como parte de

sus objetivos de desarrollo.

En este sentido, nos proponemos detectar en

forma temprana, en un horizonte de 3 años,

futuros escenarios de producción de petróleo y

gas natural, tanto convencional y no conven-

cional, mediante un singular grado de detalle:

por Área o Concesión, por Formación producto-

ra, por Tipo de Pozo (Horizontal o Vertical), por

Tipo de reservorio (Convencional o no Conven-

cional), por Tipo de Yacimiento (On-Shore u Off-

Shore), por Operadora y/o por Provincia

En definitiva, se trata de una Herramienta funda-

mental para evaluar la actividad hidrocarburífera

en Argentina, adelantarse en los cambios de

tendencia, estimar tanto los impactos de las polí-

ticas encaradas por los gobiernos como de las

estrategias diseñadas por las compañías.

Mediante el data mining, junto a una amplia

identificación de los proyectos del sector, este

tipo de Estudios es posible. 5. Proyecciones de mediano

plazo (HC + HNC)

6

Forecast 2019: Lindero Atravesado

El Forecast 2019 de la producción de gas natural convencional y no convencional en Lindero Atravesado. La producción conven-cional mantendrá su declinación, mientras que el tight de Lajas alcanzará los 7MMm3/d en 2019.

Forecast 2019: Río Neuquén

El Forecast 2019 de la producción de gas natural convencional y no convencional en Río Neuquén. La producción convencional mantendrá estable, mientras que la actividad en los no convencionales seguirá en ascenso.

Con el Modelo de Largo Plazo, elaborado por Códi-

go Energético, denominado Unconvencional Gas

Argentina (UGA) se presentan escenarios futuros

hacia el 2030.

Al respecto, el modelo proyecta diferentes regíme-

nes de producción por pozo de acuerdo a diferentes

variables (tipo pozos, tipo de reservorio, cantidad

de etapas de fracturas, etc). Cabe destacar que el

régimen de producción de un pozo tipo es uno de

los conceptos medulares en la industria petrolera.

Por cuanto estimando los cursos futuros de produc-

ción por pozo es posible determinar la producción

futura de un campo o yacimiento y, fundamental-

mente, dotar de mayor certeza a las estimaciones

de reservas probadas, entendida como la integral

de dicha curva. Motivo por lo cual estas herramien-

tas, los modelos de declinación, son una técnica

reconocida por ejemplo por el Petroleum Resources

Management System (SPE-PRSM) para los procesos

de la auditoría de reservas.

El UGA presenta la particularidad de proyectar la activi-

dad de los no convencionales a lo largo de dos extensio-

nes de la cuenca neuquina conforme las diferencias geo-

lógicas, como a sus diferentes vectores de avance en

línea con las facilities disponibles en cada zona.

En definitiva, se trata de un Estudio llevado a cabo en

forma anual que incorpora todos los avances identifica-

dos durante el año en curso tanto aquellos de orden téc-

nico como aquellos de tipo económicos o comerciales.

6. Modelo de Largo Plazo:

Unconventional Gas Argenti-

na Model (UGA Model)

7

Map Model: Core Play and Non Core Play

Análisis espacial del desarrollo de los reservorios no con-vencionales. Modelo UGA.

Resultados del Modelo: 3 Escenarios.

Resultados MODELO UGA en escenarios de máxima, media y mínima. Producción de gas natural, perforación por tipo de reservorio y ubicación espacial (core y non core)

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