El domingo 11 a las nueve de la noche un mail titulado “URGENTE” llegó a las redacciones de los medios de prensa y a casillas de correo de periodistas. El comunicado de la petrolera estatal Ancap anunciaba un nuevo descubrimiento de petróleo en tierra firme, dos años después de que lo encontraran en Durazno, esta vez en la localidad de Pepe Núñez (Salto).
Los hallazgos son de proporciones “mínimas” y no comercializables de petróleo, por lo que los especialistas y jerarcas del ente se apresuraron a informar sobre la importancia “científica” del descubrimiento.
El ministro de Industria, Energía y Minería, Roberto Kreimerman, habló de este hallazgo tras el consejo de Ministros del lunes 12. Dijo que serán necesarios al menos dos años para probar la existencia de petróleo comercialmente explotable.
Sin embargo, para los expertos los hallazgos marcan “un antes y un después” en la exploración y posible explotación de hidrocarburos en Uruguay.
Haber encontrado a unos 450 metros de profundidad “petróleo libre en rocas arenosas” es “un hecho revelador y extremadamente importante”, dijo a Búsqueda el gerente de Exploración y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana.
“Esto permite un cierto grado de optimismo respecto al potencial de generación de petróleo de la cuenca”, agregó.
Según De Santa Ana, hay diferencias importantes con el descubrimiento que hizo Ancap en 2011 en el pozo realizado en la localidad de La Paloma (Durazno).
“En primer término encontramos una cantidad de materia orgánica excepcional, mayor que la hallada en La Paloma, lo que habla de un potencial generador mayor”, sostuvo.
Sistema petrolero.
La diferencia “sustancial”, dijo el jerarca, es que en este caso el petróleo no se encontró en la roca generadora, como en La Paloma, sino que “migró y se encontró en las rocas reservorio, o almacén”.
Esta diferencia es importante, según De Santa Ana, porque “permite conceptualizar completamente el mercado petrolero uruguayo”.
Gracias al descubrimiento de la semana pasada, Uruguay confirma que tiene rocas generadoras (encargadas de “producir” el crudo a partir de materia orgánica), que existe migración de ese crudo y que llegó a rocas reservorio o “almacén”, que son las que retienen al hidrocarburo.
“Confirmamos en un modelo primario que tenemos un sistema petrolero convencional. Las cantidades son muy menores, por eso lo más importante es la confirmación del sistema petrolero de acumulación convencional”, dijo De Santa Ana.
Esta confirmación permite “garantizar los contratos en tierra firme con privados, ya que se establece que la metodología de extracción en caso de descubrimiento será la convencional”, explicó.
Para Ancap esto es importante porque los niveles de ganancia del Estado (que alcanzan hasta un 70% en algunos contratos) en los acuerdos con las petroleras privadas se basan en extracciones convencionales (como es la perforación vertical hasta un yacimiento).
La extracción no convencional, conocida como shale oil o shale gas, se realiza con nueva tecnología y procedimientos de extracción no convencionales (como el fracking). De ese modo las petroleras pueden extraer gas y petróleo que antes era descartado. Sin embargo, este tipo de extracción está todavía en un proceso de desarrollo, por lo que es económicamente riesgosa y muy cara.
“Si fueran explotaciones no convencionales, el Estado debería desistir casi completamente de llevarse parte de las ganancias. Si no, las empresas no invertirían”, señaló De Santa Ana.
Más pozos y más bloques.
La empresa argentina YPF y la estadounidense Schuepbach tienen bloques de exploración en territorio uruguayo por unos 30.000 kilómetros cuadrados.
La argentina solicitó una prórroga del contrato de prospección y se le dará hasta marzo del 2014, cuando la empresa deberá definir si explotará el bloque o si lo abandona.
Schuepbach tiene dos bloques: uno al sur, ubicado en los departamentos de Tacuarembó, Paysandú y Durazno (denominado Bloque Achar), y el otro en Salto. En el bloque del sur la compañía tiene previsto hacer dos pozos en octubre, señaló De Santa Ana.
El gerente de Ancap adelantó que la empresa estatal hará en octubre dos pozos más en su bloque de Pepe Núñez. “Son los dos pozos más auspiciosos en esta área”, evaluó el especialista.
Añadió que Ancap explorará otras dos áreas “sustancialmente más grandes” que la de Pepe Núñez (de 900 km2), una al este y otra al oeste del Bloque Achar.
Además, la empresa Total también iniciará exploraciones en el departamento de Artigas.
Alta mar.
En la plataforma marítima uruguaya, donde hay media docena de petroleras multinacionales con bloques asignados para su exploración, también hubo hallazgos.
De Santa Ana confirmó que la británica British Gas (BG) está procesando sus estudios de sísmica 3D en su bloque y que los primeros resultados revelan “imágenes muy interesantes y auspiciosas”.
“Se visualiza la geometría de los canales y potenciales reservorios” de hidrocarburos, sostuvo.
“Aún no sabemos qué hay adentro, porque son métodos indirectos, ni tampoco la calidad de lo que haya adentro, pero estos estudios junto con los de otras empresas confirman la presencia de estas formaciones y reservorios; es el paso inicial”, agregó.
Lo que revelan las sísmicas es la presencia de turbiditas, formaciones geológicas que requieren de importantes niveles de energía y que funcionan como depósitos de alta energía y mucha permeabilidad.
“Son las que producen petróleo y son explotadas en varias cuencas de Brasil”, dijo De Santa Ana.
