-Argentina- Hidrocarburos No Convencionales

Transcripción

1 -Argentina- Hidrocarburos No Convencionales Octubre 2015

2 Índice Imagen 1 - Evolución de la Producción de Petróleo Imagen 2 - Evolución de la Producción de Gas Natural Imagen 3 - Evolución de la Producción de Petróleo / YPF vs Resto Imagen 4 - Evolución de la Producción de Gas Natural / YPF vs Resto Imagen 5 - Producción de Hidrocarburos No Convencionales Imagen 6 - Producción de Hidrocarburos No Convencionales por Tipo de Pozo Imagen 7 - Evolución de la Perforación de Pozos / Convencional vs No Convencional Imagen 8 - Participación Comparada de Pozos / Convencional vs No Convencional Imagen 9 - Composición /Producción de Petróleo Imagen 10 - Composición /Por tipo y Cuenca Imagen 11 - Composición / Por Tipo de Pozos Imagen 12 - Composición / Por Área y Tipo de Pozo Imagen 13 - Composición / Producción de Gas Natural Imagen 14 - Composición / Por Tipo y Cuenca Imagen 15 - Composición / Tipo de Gas No Convencional Imagen 16 - Composición / Por Área y Tipo de Reservorio Imagen 17 - Composición / Por Tipo de Pozo Imagen 18 - Composición / Por Tipo de Pozo y Reservorio Imagen 19 - Evolución de la Producción de Petróleo No Convencional / YPF vs Resto Imagen 20 - Evolución de la Producción de Gas No Convencional / YPF vs Resto Imagen 21 - Evolución de la Perforación / Pozos Horizontales y Verticales Imagen 22 - Evolución de la Perforación / YPF y Resto Imagen 23 - Evolución de Producción en Reservorios Shale Imagen 24 - Evolución de Producción en Reservorios Tight Imagen 26 - Evolución de la Producción por Tipo de Pozo Imagen 27 - Mapas / Tipo de Pozo por Año Imagen 28 - Mapas / Tipo de Reservorio por Año Imagen 29 - Mapas / Tipo de Petróleo vs Pozos de Gas Natural - Ago 2012 Imagen 30 - Mapas / Tipo de Petróleo vs Pozos de Gas Natural - Ago 2015 Imagen 31 - Mapa 2015 Petróleo Imagen 32 - Mapa 2015 Gas Natural Imagen 33 - Principales Perfiles de Producción de Petróleo Imagen 34 - Producción Inicial de Pozos de Petróleo Imagen 35 - Producción Inicial de Pozos de Gas Imagen 36 - Producción Petróleo 2015 / Año Imagen 37 - Producción Gas 2015 / Año Imagen 38 - Scatter plot / Convencional vs No Convencional Imagen 39 - Scratter plot / Vertical vs Horizontal Imagen 40 - Scratter plot / Año de Perforación Imagen 41 - Scratter plot / Formación Productora Imagen 42 - Scratter plot / Tipo Pozos y Reservorio Imagen 43 - Scratter plot / Año de perf. y Reservorio Imagen 44 - Top Ten: Producción de Petróleo No Convencional / Áreas Imagen 45 - Top Ten: Producción de Gas No Convencional / Áreas Imagen 46 - Top Ten: Producción de Shale Gas / Áreas Imagen 47 - Top Ten: Producción de Tight Gas / Áreas Imagen 48 - Top Ten: Perforación a Horizontes Shale / Áreas Imagen 49 - Top Ten: Perforación a Horizontes Tight / Áreas Imagen 25 - Evolución de la Producción por Pozo Información elaborada por Código Energético a partir de información contenida en las DDJJ presentadas por las operadoras a la Secretaría de Energía de la Nación (capítulo IV) desde Enero 2010 hasta el último período declarado a la fecha del presente Reporte. Cabe destacar que para consolidar la base de datos utilizada se debieron depurar los errores identificados en las DDJJ. Al respecto, se detectaron numerosas anomalías que debieron ser enmendadas para asegurar la consistencia y coherencia de los registros, en particular en los pozos previos al 2010 aunque en algunos caos persisten hasta la actualidad.. Copyright Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada en sistemas de clasificación o de recuperación de datos, retransmitida en modo alguno, electrónico o cualquier otro, sin el permiso previo, por escrito, de Código Energético Pág. 2

3 Pág. 3 Imagen 1 - Evolución de la Producción de Petróleo Después de un 2011 marcado por los conflictos sindicales en el Golfo y sus efectos colaterales, la variación interanual vuelve a su cauce negativo durante 2013 y 2014 en torno al -2% y -1%. En cambio, los primeros ocho meses del 2015 registran un alza de 0,6% con más de 3300 bbls/d respecto al año anterior. Si observamos el comportamiento de acuerdo al petróleo extraído desde reservorios no convencionales versus convencionales vemos como, durante 2013 y 2014, los registros positivos en horizontes no convencionales no cubre los magros resultados en los yacimientos convencionales. Por el contrario, en 2015 la producción en yacimientos convencionales después de un inicio en baja comienza a revertir la tendencia conduciendo al alza la producción total, incluso en el marco de una desaceleración en los no convencionales.

4 Pág. 4 Imagen 2 - Evolución de la Producción de Gas Natural Las bajas interanuales de producción de gas natural que caracterizaron la evolución de la actividad en la Argentina se detuvieron en 2014, mientras el 2015 se presenta como el año recuperación de la producción gasífera. El avance hacia los no convencionales es el factor que explica dicho cambio en la tendencia. En principio neutralizado por la baja en la producción en los yacimientos convencionales pero la continuidad de las señales positivas en los no convencionales, y en particular con la desaceleración de la caída de la producción convencional, el 2015 muestra una mejora de 3.86 MMm3d en la comparación interanual.

5 Imagen 3 - Evolución de la Producción de Petróleo / YPF vs Resto La imagen 3 compara la evolución de la producción de petróleo de YPF (sin Y-Sur) contra el resto de las operadoras. La reducción en promedio de de bbls/d durante 2014 es explicada por la merma ( 7,4%) del resto de las operadoras, en particular en yacimientos convencionales. A la inversa, durante el 2015 los mejores niveles de producción del Resto compensan los menores niveles de crecimiento de YPF alcanzando una suba total promedio de bbld/d. Imagen 4 - Evolución de la Producción de Gas Natural / YPF vs Resto La imagen 4 compara la evolución de la producción de gas natural de YPF (sin Y-Sur) contra el resto de las operadoras. La reducción en promedio de 0,62 MMm3d durante 2014 se explica por la merma ( 4,95%) del resto, en particular en yacimientos convencionales. Durante el 2015 se estabiliza la producción del resto gracias al desarrollo de reservorios no convencionales- y se logra una mejora general de 3,86 MMm3d, en el marco de una sostenida actividad de YPF. Pág. 5

6 Pág. 6 Imagen 5 Producción de Hidrocarburos No Convencionales La imagen 5 presenta los volúmenes extraídos de gas y petróleo desde reservorios tight y shale discriminando el año en que comenzara a producir cada pozo, detectando la necesidad de continuar intensas campañas perforadoras que brinden nuevos volúmenes extraídos para al menos mantener el nivel de producción. Al respecto, los niveles de producción de agosto permitieron superar los bbls/d de petróleo y alcanzar los 18,9 MMm3/d de gas natural.

7 Pág. 7 Imagen 6 Producción de Hidrocarburos no convencionales por Tipo de Pozo La imagen 6 presenta los volúmenes extraídos de gas y petróleo de acuerdo al tipo de pozo discriminando el año en que comenzara a producir cada pozo, detectando el avance hacia pozos horizontales como resultado de una necesidad de maximizar el rendimiento de cada unidad productora. El mayor conocimiento de la roca, la tecnología y el hecho de poder sumar etapas de fractura en el tramo horizontal constituyen una de mas mejores señales que presenta la industria en el marco de la minimización de costos que caracteriza la coyuntura actual.

8 Imagen 7 - Evolución de la Perforación de Pozos / Convencional vs No Convencional La imagen 7 describe la actividad perforadora durante los últimos años. Durante el 2014 la cantidad de pozos perforados alcanzó niveles superiores a los 150 pozos por mes, ubicándose por encima del promedio de 4 pozos diarios en la República Argentina. La perforación de pozos a horizontes no convencionales creció hasta alcanzar un pico en el primer trimestre del 2015, con 33 pozos promedio por mes. Esto es, más uno de cada cuatro pozos era no convencional en dicho trimestre. Durante septiembre y agosto del 2015 se perforó un promedio de 123 pozos mensuales: el menor promedio desde el segundo trimestre del Estos signos de desaceleración de la actividad perforadora, en particular a los no convencionales, son el reflejo de un clima de incertidumbres y de una creciente conflictividad en las locaciones. Los 22 pozos perforados durante Agosto representan una baja del 40% respecto a los pozos perforados en Enero del Aunque cabe aclarar que la participación de los pozos horizontales ha aumentado en el último período. Imagen 8 - Participación Comparada de Pozos / Convencional vs No Convencional La imagen 8 representa el % de pozos no convencionales respecto al total. Durante 2013 y 2014 la participación de pozos no convencionales fue de 14% y 18%, respectivamente. En el primer trimestre del 2015 alcanzó el 26% del total para decaer a mediados de año y ubicarse en torno al 19%, retronando a niveles cercanos a los del Teniendo en cuenta solo la cuenca neuquina, en los últimos 12 meses se perforó un promedio de 2 pozos por día, y uno de ellos no convencional (50%). Pág. 8

9 Imagen 9 Petróleo / Producción Comparada La imagen 9 compara la producción de petróleo en Argentina en Agosto 2014 con Agosto La leve mejora en la producción en agosto respecto a igual período del año anterior (0,3%) obedece a la mejora en la producción de shale oil. Los más de 26 mil barriles por día que se extraen representan un 4,8% del total, cuando un año atrás representaban el 4% del total. Imagen 10 Petróleo / Producción Comparada La imagen 10 pone en perspectiva la producción de petróleo de acuerdo a la cuenca y dentro de cada una de ellas la participación de los no convencionales. El 11,8% del crudo extraído en la cuenca Neuquina proviene de depósitos no convencionales. Los tres pozos no convencionales ubicados en la cuenca del Golfo San Jorge resultan marginales respecto a los 260 mil barriles que se extraen desde allí (un 0,2%). Pág. 9

10 Imagen 11 Por Tipo de pozos La imagen 11 da cuenta de la creciente participación de los pozos horizontales en al producción petrolera no convencional. En agosto del 2014 más de 1,7 mil bbls/d, esto es el 8%, provenían de pozos horizontales. Esa relación se alzó al 32,2%, en agosto del 2015, producto de una suba hacia más de 8,4 mil bbls/d desde pozos horizontales y una sustantiva baja de la producción proveniente de pozos verticales. Imagen 12 Por Área y Tipo de Pozo La imagen 12 representa la participación de las principales concesiones en la producción de shale oil y tight oil durante agosto del Al respecto, el 74,2% del petróleo extraído desde pozos horizontales proviene de Loma Campana, mientras que el 18,2% proviene de las recientes perforaciones en Sierras Blancas, el resto de las áreas se reparten el 7.6% de lo producido desde pozos horizontales. En tanto, los pozos verticales de Loma Campana representan el 76.4%, seguido por EFO, Rincón del Mangrullo, Río Neuquén, entre otros. Pág. 10

11 Imagen 13 -Gas Natural La imagen 13 representa la producción de gas natural en la República Argentina en los meses de Ago14 y Ago15., discriminando entre gas convencional y no convencional. La suba interanual de 5.1 MMm3d (+4.5%) se explica por el desarrollo de los reservorios no convencionales. Los 18,9 MMm3d de gas no convencional representaron en Ago15 un 15,8% del total, contra el 11% del año anterior. Imagen 14 Por tipo y cuenca La Imagen 14 desagrega por cuenca la producción de Agosto de Cabe destacar que de cada diez metros cúbicos de gas extraídos en la cuenca neuquina, 2,7 provienen de reservorios no convencionales. Pág. 11

12 Imagen 15 Tipo de Gas No Convencional La imagen 15 divide entre Tight gas y Shale gas el total de gas no convencional producido en Ago14 y Ago15. El peso del tight sigue siendo significativo: 87% en Ago14 y 79,7% en Ago15. El creciente desarrollo del shale gas (otrora casi exclusiva retención de gases de pozos orientados al shaleoil) con proyectos apostados a la ventana de gas, permitió más que duplicar la producción y crecer a más de 20% del gas no convencional extraído. Imagen 16 Por Área y Tipo de yacimiento La imagen 16 desagrega por concesión los volúmenes de producción de gas no convencional de agosto del Respecto al shale, el desarrollo de pozos de gas en El Orejano, Aguada Pichana y Al Sur de la Dorsal redujeron la participación hegemónica del gas asociado a los proyectos petroleros de Loma Campana. En tanto, los proyectos de tight gas en Loma La Lata, Lindero Atravesado, Rincón del Mangrullo, El Mangrullo, Aguada Pichana y Río Neuquén, entro otros, da cuenta de una creciente y heterogénea apuesta al gas en arenas compactas. Pág. 12

13 Imagen 17 Por Tipo de Pozo La imagen 17 ilustra la evolución de la participación de los pozos horizontales en la producción de gas no convencional a partir de la comparación entre dos períodos, Ago14 y Ago15. En la comparación entre ambos momentos se deduce un avance donde la producción desde pozos horizontales logró alcanzar el 15,6% del total en agosto del Imagen 18 Por Tipo de Pozo y Reservorio La imagen 18 discrimina entre tipos de pozos y tipo de reservorios. En ago-15, el 85% de la producción de los pozos verticales (en su mayoría direccionales) tienen como objetivo reservorios tight. En tanto la producción de gas desde pozos horizontales en tight es semejante a la de proyectos shale. Por su parte, vemos también como el 36% de los 3.8MMm3d de shale gas extraído fue por medio de pozos horizontales. Esto es, 1,4MMm3d con p. horizontales y 2,4 MMm3 vía p. verticales. Pág. 13

14 Imagen 19 - Evolución de la Producción de Petróleo No Convencional / YPF vs Resto La imagen 19 compara la evolución interanual de la producción de petróleo de YPF (sin Y-Sur) contra el resto de las operadoras en yacimientos no convencionales. Los bbls/d interanual promedio del 2014 se lograron gracias al crecimiento interanual de 148,9% de YPF. La actividad se sostiene en el 1 semestre de 2015, aunque en el 2 semestre la actividad se contrae hasta alcanzar en Agosto un aporte de solo bblsd, nivel más bajo desde junio del Imagen 20 - Evolución de la Producción de Gas No Convencional / YPF vs Resto La imagen 20 compara la evolución interanual de la producción de gas natural de YPF (sin Y-Sur) contra el resto de las operadoras en yacimientos no convencionales. El creciente aporte de YPF en 2014 permitió cerrar el año con una suba de 6,2 MMm3d. Dicho aporte se mantuvo durante el primer semestre del 2015, en el segundo se desacelera y crece el aporte del Resto de las operadoras. Pág. 14

15 Imagen 21 - Evolución de la Perforación / Pozos Horizontales y Verticales La imagen 21 muestra los requerimientos en perforación necesarios para el desarrollo de los reservorios no convencionales. No obstante el fuerte impulso del 2014 que parecía intensificarse a principios del 2015, el segundo y tercer trimestre presentan señales de ralentización, donde solo la mayor presencia de pozos horizontales puede augurar indicios positivos. Imagen 22 - Evolución de la Perforación / YPF y Resto La imagen 22 da cuenta de la presencia de YPF (como Operadora) en los horizontes no convencionales de acuerdo a la actividad perforadora. De los 24 pozos promedio del 2014, 20 fueron realizados por YPF, pero solo perforaba un horizontal cada dos meses. Por el contrario, durante el 2015 su presencia se redujo al 75%, es decir 22 de los 29 pozos promedio y más aún en el segundo semestre (70%), pero aumentando a perforación horizontal llegando a 5 pozos por mes. Pág. 15

16 Imagen 23 Evolución de Producción en Reservorios Shale La imagen 23 presenta la producción de shale oil y Shale gas en la Argentina. Los diferentes tonos de azules refieren al año en que empezó a operar el pozo. Al respecto, a Agosto del 2015 contra 2014 se observa una aceleración en gas y una desaceleración en petróleo. Imagen 24 - Evolución de Producción en Reservorios Tight La imagen 24 presenta la producción de tight oil y tight gas en la Argentina. Los diferentes tonos de cobre refieren al año en que empezó a operar el pozo. En los primeros 8 meses del 2015 se observan niveles semejantes a igual tramo del Pág. 16

17 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 25 - Producción por pozo La imagen 25 presenta la producción por pozo de acuerdo al año que fuera perforado y diferenciando entre tight, shale, gas y petróleo. Se puede apreciar, en particular en la producción petrolera, la fuerte caída en la producción de cada pozo, y con ello la necesidad de fortalecer la actividad perforadora. Imagen 26 Producción por tipo de pozo La imagen 26 presenta la producción por tipo de pozo de acuerdo al año que fuera perforado y diferenciando entre tight, shale, gas y petróleo. Se puede apreciar, en particular en la producción petrolera del 2015, la mayor participación de los pozos horizontales en la producción. Obsérvese que aún representando el 32% de los pozos (pág. 9) alcanzó el 58% de la producción de los pozos perforados ese año. Pág. 17

18 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 27 - Mapas / Tipo de Pozo por año La imagen 27 refleja la ubicación espacial de los pozos en la cuenca neuquina, en particular su concentración en algunas áreas y el avance hacia los pozos horizontales. Cabe destacar la ausencia de los tres pozos que ha perforado YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge en el Pág. 18

19 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 28 - Mapas / Tipo de Reservorio por año La imagen 28 presenta la ubicación espacial de los pozos en los años 2012, 2013, 2014 y 2015 de acuerdo al tipo de reservorio: Tight y shale. El centro de cuenca y la región del sur del Lago Los Barreales se encuentran los sweetspots desarrollados en los proyectos de tight gas, intensificando las actividades en los mismos sitios que fueran ensayados años atrás. En cambio los proyectos shale dan cuenta de una amplia dispersión de la mano de avances exploratorios y proyectos piloto que se extienden siguiendo la curva de la ventana petrolera primero y avanzando hacia el centro de cuenca después. Sólo la zona de Loma Campana y alrededores presenta elevados niveles de concentración, y recién a partir del 2015 se presentan niveles de concentración hacia el centro de cuenca, en particular en El Orejano. Pág. 19

20 Imagen 29 - Mapas / Tipo de Petróleo vs Pozos de Gas Natural - Ago 12 La imagen 29 refleja el estado de las actividades en los horizontes no convencionales en el año En los reservorios Shale se destaca la presencia de pozos con bajo ratio gas-petróleo y, salvo Loma Campana, su dispersión dando cuenta del estado exploratorio de la Industria durante aquel año. En tanto los proyectos tight, todos pozos de gas, se circunscriben un puñado de concesiones. Imagen 30 - Mapas / Tipo de Petróleo vs Pozos de Gas Natural - Ago 15 La imagen 30 refleja el estado de las actividades en los horizontes no convencionales a agosto de La dispersión espacial de los pozos shale frente a la concentración de los pozos a reservorios tight, y la homogeneidad de pozos gas de los proyectos tight frente a la heterogeneidad shale constituyen la evidente evolución en la actividad no convencional en la cuenca neuquina. Pág. 20

21 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 31 Mapa 2015 Petróleo La imagen 31 pone en relieve la producción de petróleo de cada uno de los pozos de acuerdo al tipo de pozo. Se destaca al norte del Barreal la producción apilada de los pozos de Loma Campana y sus alrededores (Bandurrias, Cruz de Lorena, Sierras Blancas, Bajada del Palo, etc). También se destacan los proyectos que apuestan a la zona norte de la ventana petrolera como por ejemplo Águila Mora, Bajo del Choique, Bajo del Toro, La Invernada, etc. Imagen 32 Mapa 2015 Gas Natural La imagen 32 presenta la producción de gas natural y ubicación de los pozos. Al gas retenido de los pozos shale oil de Loma Campana se suman los nuevos proyectos de shale gas y en especial la suma de actividades en reservorios tight. Pág. 21

22 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 33 - Principales perfiles de Producción de Petróleo La imagen 33 describe los perfiles de producción de crudo de los pozos en los siete principales bloques conforme a los niveles iniciales de producción (IP, según siglas en ingles). Se destacan los pozos horizontales perforados durante 2014 y 2015 en Sierras Blancas, Bajo del Choique, Loma Campana, Águila Mora, Cruz de Lorena y La Invernada. Pág. 22

23 Imagen 34 - Producción Inicial de Pozos de Petróleo La imagen 34 presenta los niveles iniciales de producción (IPs) de los pozos shale oil perforados entre enero del 2012 y agosto de Se destacan los niveles iniciales de producción los pozos horizontales durante el 2015 por encima de los 700bbls/d, incrementando el IP promedio a 283 bbls/d, y logrando un pronunciado gap que nos acerca a un 30% de los actuales IPs de Eagle Ford, Estados Unidos. Imagen 35 - Producción Inicial de Pozos de Gas La imagen 35 presenta los IP de los pozos shale y tight perforados entre enero del 2012 y agosto de Los buenos resultados de los pozos horizontales, en particular en Aguada Pichana, elevan el IP promedio a m3. Pág. 23

24 Imagen 36 Producción Petróleo 2015 / Año La Imagen 36 presenta la Producción de Ago15 de acuerdo al año que se iniciara la producción. El 51% de la producción de agosto 2015 ( bbls/d) proviene de pozos perforados en el corriente año. Imagen 37 - Producción gas 2015 / Año La Imagen 37 presenta la Producción de Ago15 de acuerdo al año que se iniciara la producción. El 62,4% de la producción de agoto (2,4 MMm3/d) proviene de pozos perforados en el corriente año. La diferencia respeto al petróleo radica en la presencia del tight en la producción de gas concluye en una curva de declinación menos pronunciada. Pág. 24

25 Imagen 38 Scatter plot / C vs NC. La imagen 38 presenta un diagrama de dispersión que traza la evolución desde enero del 2010 hasta agosto 2015 de la producción convencional y no convencional de crudo y gas natural. Se observa la creciente presencia de los no convencionales en la producción total como consecuencia de una retracción de la actividad en yacimientos convencionales y una sostenida alza en los no convencionales. En los convencionales la fuerte caída en la producción de gas (eje vertical) pudo ser compensada en gran parte (un 70%) por impulso de los no convencionales durante el último año. Imagen 39 Scratter plot / Vertical vs Horizontal La imagen 39 presenta un diagrama de dispersión sobre la producción no convencional de petróleo y gas natural de acuerdo al tipo de pozo, desde enero del 2010 hasta agosto El retroceso observado en la producción de petróleo de los pozos verticales (eje horizontal, referencia verde) desde Noviembre de 2014 por más de 3500bbls/d fue más que compensado por la suba lograda en pozos horizontales (6.000 bbls/d). Por su parte, la producción de gas no convencional mantiene en los pozos verticales su mayor dinamismo. Pág. 25

26 Imagen 40 Scratter plot / Año de perforación La imagen 40 presenta un diagrama de dispersión sobre la evolución de producción no convencional de petróleo y gas natural de acuerdo al año en que fuera perforado el pozo, desde enero del 2010 hasta agosto La elipse que traza el ciclo de producción de los pozos no convencionales va amplificando con las mejores prácticas y la mayor intensidad perforadora. A diferencia de los años previos la curvatura referida al año 2015 se vuelca más hacia el eje vertical dando cuenta de la mayor actividad en proyectos de gas natural. Imagen 41 Scratter plot / Formación productora La imagen 41 presenta un diagrama de dispersión sobre la evolución de producción no convencional de petróleo y gas natural de acuerdo a la formación productora, desde enero del 2010 hasta agosto La producción en Vaca Muerta describe dos tendencias marcadamente diferenciadas, orientándose a los líquidos primero y a los gases después. Por su parte, Lajas y Mulichinco constituyen los dos principales objetivos tight de la Argentina. Pág. 26

27 Imagen 42 Scratter plot / Tipo Pozos y Reservorio La imagen 42 presenta un diagrama de dispersión de los IP de los pozos no convencionales de petróleo y gas natural diferenciada por tipo de pozo y reservorio, entre enero del 2010 y agosto Los pozos horizontales (en color naranja) presentan las mejores tasas de producción inicial tanto en shale como en tight, aunque los pozos verticales de tight gas (color celeste) tuvieron resultados casi tan satisfactorios como los horizontales. Imagen 43 Scratter plot / Año de perf. y Reservorio La imagen 43 presenta un diagrama de dispersión de los IP de los pozos no convencionales de petróleo y gas natural diferenciada por reservorio y por años de operación. Los niveles de producción inicial de los pozos al shale (tonos azules) reflejan excelentes resultados en los últimos ochos meses, conforme a los avances en los tramos laterales de Sierras Blancas y Loma Campana. En cambio los registros iniciales de los pozos tight mantienen resultados heterogéneos donde las mejoras en eficiencia resultan menos evidentes. Pág. 27

28 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 44 Top ten: Producción de Petróleo No Convencional / Áreas En la imagen 44 se presentan los niveles de producción de petróleo no convencional de las diez principales concesiones durante 2014 y 2015, se incluyen los proyectos de tight como los proyectos de shale. Cabe destacar el pico de producción de Loma Campana en mayo de 2015 y los buenos resultados de los nuevos pozos en Sierras Blancas. Imagen 45 Top ten: Producción de Gas No Convencional / Áreas En la imagen 45 se presentan los niveles de producción de gas no convencional de las diez principales concesiones durante 2014 y 2015 en miles de m3/d, se incluyen los proyectos de tight como los proyectos de shale. Pág. 28

29 Informe I Hidrocarburos No Convencionales I Octubre 2015 Imagen 46 Top ten: Producción de Shale Gas / Áreas En la imagen 46 se presentan los niveles de producción de gas en reservorios shale de las diez principales concesiones durante 2014 y 2015 en miles de m3/d. Al respecto, al gas asociado a los líquidos de Loma Campana le siguen los crecientes avances en los proyectos de shale gas. Imagen 47 Top ten: Producción de Tight Gas / Áreas En la imagen 47 se presentan los niveles de producción de tight gas de las diez principales concesiones durante 2014 y 2015 en miles de m3/d. Pág. 29

30 Pág. 30 Imagen 48 Top ten: Perforación a Horizontes Tight / Áreas En la imagen 48se presentan los pozos tight perforados en las diez principales concesiones durante 2014 y Imagen 49 Top ten: Perforación a Horizontes Shale / Áreas En la imagen 49 se presentan los pozos shale perforados en las diez principales concesiones durante 2014 y 2015.

31 Pág. 31 Código Energético está formado por un equipo de profesionales especializados en temas energéticos. Dirigido por Luciano Codeseira. El presente Reporte es trimestral. Forma parte de un serie de Reportes trimestrales referidos a temas de Energía. El valor de los mismos es de 350usd cada reporte. Para suscribirse escríbanos a suscripciones@codigenergetico.com Foto de portada: David Frey. info@codigoenergetico.com