Roberto Villa es Doctor en Geología de la Universidad del Sur, e Ingeniero en Petróleo de la Universidad de Buenos Aires. Es socio Vitalicio del Instituto Argentino del Petroleo y Gas (IAPG). Posee un reconocimiento de la American Association Petroleum Geologists de EE.UU. (AAPG) por haber superado los veinticinco años de membresía. Realizó estudios, viajes y exposiciones pertinentes a su profesión en EE.UU, México, Bolivia, Brasil y Perú entre otros.
Villa posee un raro privilegio: a lo largo de su extensa carrera, trabajó en todas las cuencas productivas de Argentina, por lo que probablemente sea uno de los geólogos que más conoce el sector. De alguna manera, lo conoce muy bien tanto por “arriba” (desde la producción a la comercialización), como por “abajo” (las complejas propiedades del subsuelo donde todo se origina).
En relación con la aparición de los yacimientos no convencionales de gas y petróleo que llenan de favorables expectativas al futuro de la industria en el país, Villa habló con energíadelsur.blogspot.com y dijo:...
¿Desde cuándo se tiene conocimiento de Vaca Muerta como roca generadora?.
-Desde el siglo pasado; ya los primeros geólogos que estudiaron la cuenca, focalizados en la búsqueda de hidrocarburos, consideraron a V.M. como una de las rocas madre. Ellos buscaron formaciones con rocas recipiente, que lo contuvieran. Recientemente se la está considerando como roca reservorio, y un nuevo recurso.
¿Desde cuándo se comienza a disponer de la tecnología que eventualmente posibilita su explotación?.
-Las tecnologías tuvieron un desarrollo exponencial en los últimos 30/40 años y vinieron con las técnicas de efectuar pozos dirigidos y horizontales. Paralelo a ello, aparecieron nuevas técnicas para la fracturación de las rocas en el subsuelo y el relleno de las mismas con agentes de sostén de alta permeabilidad. Todo ello para poder extraer hidrocarburo, de rocas de baja permeabilidad y porosidad. Teniendo así producciones de rocas que hasta el momento no resultaban económicamente rentables. Todas las tecnologías se aceleraron al ritmo del costo del petróleo y gas, situación verdaderamente lógica.
¿Cuáles son las condiciones tecnológicas, económicas y políticas que deben darse para que estos yacimientos puedan explotarse, en nuestro país?.
-Basándonos en lo expuesto, se puede decir que la tecnología irá evolucionando en forma paralela a una curva de aprendizaje en el tiempo, acompañada también por altos costos económicos que ello significa.
¿Nuestro país debería concentrarse en estos yacimientos, no convencionales, o explorar en otras cuencas en búsqueda de "yacimientos comunes"?.
-Lo ideal sería hacer ambas cosas, pensando que Argentina posee 27 cuencas sedimentarias, donde en explotación hay sólo cinco; y el resto está inexplorado, o muy poco, incluyendo la plataforma continental Argentina, donde hubo descubrimientos, pero que resultaron económicamente no rentables.
¿Cuáles políticas deberían instrumentarse desde el Estado para estimular la exploración de riesgo?.-Hay una máxima geológica que es fundamental tener en cuenta a nivel empresas, y más aún los gobiernos: “las empresas petroleras que olvidan la exploración niegan su futuro”. No hay que olvidar que los yacimientos se agotan, de acuerdo con el ritmo de extracción. Teniendo en cuenta lo dicho, es fundamental que los gobiernos, tanto provinciales como nacionales, como así las autoridades de control y aplicación fijen reglas claras, sustentables y sostenibes en el tiempo. Como base podemos mencionar la duración de los contratos. Una vez acordados, la consigna debe ser “win win” (ganar, ganar); ésa es la clave. Para que ello ocurra el país debe dar garantías jurídicas y relacionar el precio del petróleo por debajo del internacional, ya que si no lo extraemos nosotros hay que comprarlo y además se caen las fuentes de trabajo.
¿Qué grado de relevancia adjudica al informe realizado por la consultora ARI en cual cual se estiman en unas 700 tcf el potencial de shale gas y shale oil para la Argentina y en algo más de 450 tcf para la Cuenca Neuquina?.
-Recursos es la existencia de HC, líquidos o gaseosos; reservas es cuando se pueden extraer, transportar y comercializar. Para ello, se deben realizar pozos llamados de avanzada, alejados del pozo que fue descubridor. Esos pozos fijarán los límites de la mineralización, o sea una superficie mensurada.
También aportan el conocimiento del espesor mineralizado: a eso se llama el inicio de la cubicación del recurso. Se ponen en producción los pozos productivos (normalmente hay perforaciones improductivas) que fijan los límites de la zona mineralizada y se obtiene información de cómo cae la presión de los fluidos al ir extrayendo los mismos. Si la caída es rápida el reservorio sería chico; y si baja poco es grande, a grandes rasgos.
Las certificadoras de reservas internacionales y de prestigio, certifican las mismas sobre datos concretos y auditables, para pasar de recursos a reservas. La última exigencia de las calificadoras es que el reservorio esté conectado por ductos o barcos, a refinerías o lugares de consumo. Otros parámetros son la calidad del HC. De no cumplirse con todos éstos pasos, que transcurren en el tiempo, la existencia de la acumulación se transformaría en suposiciones, o en una ilusión.-
