Estadísticas Petroleras de Vaca Muerta

Estadísticas Petroleras de Vaca Muerta Septiembre 2017 Informe elaborado por: Carlo Vale Piana para Rumbo Energético Preparado en base a datos publicados por la Secretaría de Energía de la República Argentina (SE). En este reporte prevalecen las unidades métricas. Asimismo, para expresar cantidades (,) es el separador de miles, la letra M significa miles y MM significa millones. Adaptado de la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia del Neuquén

Contenido FORMACION VACA MUERTA... 3 PROVINCIA DE NEUQUEN - ARGENTINA... 3 Resumen Ejecutivo... 3 Datos Empleados... 3 Ubicación de los pozos... 4 PRODUCCION... 5 Producción de Vaca Muerta y Producción Total Argentina... 5 Evolución de la Producción de Petróleo y Gas de Vaca Muerta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BOE)... 5 Producción Mensual al mes de Junio 2017... 6 Producción Acumulada al Mes de Junio 2017... 7 Producción Anual Total Por Año... 11 POZOS HORIZONTALES... 12 Producción Mensual - Tiempo de Extracción (días)... 12 Producción Acumulada - Tiempo de Extracción (días)... 13 Producción Acumulada y Vida Útil Ranking... 14 VOLUMENES DE AGUA RECUPERADA... 15 PRODUCCION HISTORICA ADICIONAL... 16 Petrolera Entre Lomas... 16 PRODUCCION MESES DE JUNIO 2015, 2016 y 2017... 17 SERIE 2010-2016... 19 Evolución de la Producción Mensual y la Producción Acumulada... 19 EVOLUCION DE AREAS DESARROLLADAS... 22 Yacimientos de Petróleo Loma Campana-LLL y Loma Campana... 22 Yacimiento de Gas El Orejano... 24 POZOS... 25 Total de Pozos, Pozos EEF (en Extracción Efectiva) y Pozos Horizontales EEF... 25 Pozos por Operador... 26 Pozos de Exploración y Explotación... 27 ANEXO I... 28 Producción - SERIE 2010-2016 Con Datos Parciales de Junio de 2017... 28 Empresas Operadoras Áreas de Explotación... 29 Permisos de Exploración No Convencional - Provincia del Neuquén... 30 2

FORMACION VACA MUERTA PROVINCIA DE NEUQUEN - ARGENTINA Resumen Ejecutivo A la fecha de este análisis la producción de Vaca Muerta representa un 7.94 % de la producción de petróleo del país y un 3.52 % de la de gas natural. A partir del año 2013, ha aumentado de forma clara la participación del gas natural en la producción global de Vaca Muerta. Le empresa YPF exhibe una posición dominante en la producción de petróleo (88.4%) y gas natural (74.7%). Los pozos horizontales han recuperado un 42.5% del volumen recuperado de petróleo y un 46.5% del de gas natural. Se evidencia una mejora en la productividad de los pozos más nuevos, en su mayoría horizontales. Es necesario que no disminuya significativamente la perforación de pozos para mantener la producción en el corto y largo plazo, aun cuando los pozos nuevos, por diseño o por naturaleza de las zonas incorporadas a la producción, sean más productivos. Datos Empleados Los datos empleados en este análisis provienen de las publicaciones efectuadas por la Secretaría de Energía de la Nación (SE). Se contabilizan los pozos ingresados al sistema de información de la SE clasificados como de Exploración y de Explotación. A su vez, en algunos casos se analizan solo los pozos clasificados como en extracción efectiva (EEF) y también se analizan por separado los pozos horizontales debido a que, probablemente, los proyectos de desarrollo que se sancionen de aquí en más estarán basados en pozos horizontales. Los 724 pozos analizados están ubicados en la Provincia de Neuquén excepto dos de ellos que se ubican en el extremo oeste de la Provincia de Río Negro, límite con Neuquén. La producción de petróleo y gas natural se suma de acuerdo con lo que cada pozo produce de cada fluido. Por ello, en muchos gráficos de este informe no se distingue entre pozo de petróleo y pozo de gas, salvo que se indique específicamente lo contrario. 3

Ubicación de los pozos Los pozos analizados están ubicados en la Cuenca Neuquina, Provincia de Neuquén, República Argentina. Se destacan en color los pozos horizontales de petróleo (verde) y gas (rojo oscuro) en extracción efectiva (EEF) a Junio de 2017. Esquema 1. Ubicación de los pozos de petróleo y gas natural de Vaca Muerta 4

PRODUCCION Producción de Vaca Muerta y Producción Total Argentina Gráfico 1. Producción de petróleo y gas natural de Vaca Muerta en comparación con la producción total del país en el mes de Junio 2017. En el gráfico se indica el % producido de Vaca Muerta. Evolución de la Producción de Petróleo y Gas de Vaca Muerta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BOE) Gráfico 2. Evolución de la Producción Mensual de petróleo y gas natural en barriles equivalentes (BOE). La escala está expresada en miles de BOE s. A partir del año 2013, ha aumentado de forma clara la participación del gas natural en la producción global de Vaca Muerta. 5

Producción Mensual al mes de Junio 2017 Gráfico 3. Producción mensual de petróleo en Junio 2017. Se puede apreciar la posición dominante de la empresa YPF en la producción de Vaca Muerta. Gráfico 4. Producción Mensual de gas natural. Se puede observar la posición dominante de la empresa YPF en la producción de Vaca Muerta. La empresa YPF posee un porcentaje dominante en la producción de Vaca Muerta. En el mes de Junio 2017, su participación en la producción fue de 88.4% en petróleo y 74.7% en gas natural. 6

Producción Acumulada al Mes de Junio 2017 A continuación, se muestra la producción acumulada por todos los pozos al mes de Junio 2017. Gráfico 5. Producción Total Acumulada de petróleo y gas natural. Esquema 2. Áreas petrolíferas (verde) y gasíferas (rojo) con mayor volumen de hidrocarburos acumulado de Vaca Muerta. El esquema no está normalizado por el número de pozos productores por lo cual el tamaño de la burbuja solo indica la zona de donde se ha extraído más petróleo o gas natural dentro de cada ventana de generación. 7

Gráfico 6. Producción Total Acumulada de petróleo y gas natural al mes de Junio 2017, en función de la relación gas(mm3)/petróleo(m3) (RGP). Esquema 3. Los números de los ejes representan longitud (X) y latitud (Y). Distribución de fluidos según la relación gas/petróleo (RGP) en los principales yacimientos. Se asignó un código para el tamaño de la burbuja de acuerdo con: RGP<1 zona de gas asociado (verde); RGP >1<3 gas húmedo (amarillo); RGP >3 gas seco (rojo). La clasificación representa aproximadamente el tipo de fluido; con más datos del reservorio puede ser perfeccionada. 8

Gráfico 7. Producción Acumulada de petróleo a Junio 2017. Se puede observar la posición dominante de la empresa YPF en el volumen de petróleo recuperado a la fecha. Gráfico 8. Producción Acumulada de gas natural a Junio 2017. Se puede observar la posición dominante de la empresa YPF en el volumen de gas natural recuperado a la fecha. La empresa YPF posee un porcentaje dominante de los volúmenes de hidrocarburos recuperados de Vaca Muerta. En el mes de Junio 2017, su participación fue de 91.4% en petróleo y 76.3% en gas natural. 9

Al mes de Junio 2017, de un total de 724 pozos incluidos en el cómputo del volumen de hidrocarburos acumulado, 217 son pozos horizontales (30%). Gráfico 9. Producción Acumulada de petróleo diferenciada por tipo de pozo. EEF= extracción efectiva. La producción acumulada por el total de pozos incluye también otro tipo de pozos. Gráfico 10. Producción Acumulada de gas natural diferenciada por tipo de pozo. EEF= extracción efectiva. La producción acumulada por el total de pozos incluye también otro tipo de pozos. Pese a representar un 30% de los pozos incluidos en el análisis y ser, en general, más recientes, los pozos horizontales han recuperado un 42.5% del volumen recuperado de petróleo y un 46.5% del de gas natural. 10

Producción Anual Total Por Año Gráfico 11. Producción Anual Total de petróleo, pozos incorporados y acumulada de pozos. Gráfico 12. Producción Anual Total de gas natural por año, pozos incorporados y acumulada de pozos. La producción de petróleo y gas natural ha crecido con el número de pozos incorporados. La caída en la incorporación de pozos en el año 2016 crea expectativas desfavorables para el mantenimiento de la producción anual (ver gráficos y comentarios adicionales más abajen pág. 18 y 21). 11

POZOS HORIZONTALES Producción Mensual - Tiempo de Extracción (días) Se muestra la producción mensual de los pozos horizontales en función de su Vida Útil (días de producción). Se han separado los pozos clasificados como Petróleo de los clasificados como Gas. Se presentan los pozos horizontales porque su diseño es el que, con gran probabilidad, dominará en los desarrollos futuros. Gráfico 13. Producción Mensual de petróleo en función de la Vida Útil de los pozos horizontales en extracción efectiva clasificados como Petróleo. Gráfico 14. Producción Mensual de gas natural en función de la Vida Útil de los pozos horizontales en extracción efectiva clasificados como Gas. Si bien los pozos comienzan con diferentes caudales iniciales, el comportamiento general, aunque no uniforme, es el declino pronunciado. Este comportamiento es similar al de otros campos conocidos de shale gas/oil. 12

Producción Acumulada - Tiempo de Extracción (días) Gráfico 15. Producción Acumulada de petróleo en función de la Vida Util de los pozos horizontales en extracción efectiva clasificados como Petróleo. Las propiedades de la formación, el diseño del pozo y la fractura hidráulica influyen en la productividad de los pozos. No obstante, se observa en los tiempos tempranos una tendencia uniforme que luego no se mantiene Gráfico 16. Producción Acumulada de gas natural en función de la Vida Util de los pozos horizontales en extracción efectiva clasificados como Gas. Las propiedades de la formación, el diseño del pozo y la fractura hidráulica influyen en la productividad de los pozos. La evolución de los pozos de gas natural con el tiempo es muy dispar, incluso en épocas tempranas. Similar a lo que ocurre en otras áreas de shale gas/oil del mundo, el volumen recuperado en función del tiempo no sigue patrones uniformes. 13

Producción Acumulada y Vida Útil Ranking Gráfico 17. Producción Acumulada de petróleo y tiempo de Vida Util. Se puede observar que algunos pozos han recuperado mayor volumen de petróleo en menor tiempo. Gráfico 18. Producción Acumulada de gas natural y tiempo de Vida Util. Se puede observar que algunos pozos han recuperado mayor volumen de gas natural en menor tiempo. Se evidencia una mejora en la productividad de los pozos más nuevos, lo que indicaría que la curva de aprendizaje y la experiencia ganada ha brindado buenos resultados y/o, sumado a lo anterior, las empresas se están concentrando en las zonas que mejor respondieron durante la etapa piloto. 14

VOLUMENES DE AGUA RECUPERADA Gráfico 19. Volúmenes de agua recuperada por los pozos de Vaca Muerta. No se dispone del volumen de agua inyectado pozo a pozo. El aporte de agua no declina con la Vida Útil de la misma forma en que lo hacen los hidrocarburos. En base a la información general e internacional sobre el amplio rango de volumen de agua utilizado en cada fractura hidráulica, que va de 3000 m3 a 30000 m3, especulativamente y en coincidencia con informes de las características petrofísicas de la roca, se podría concluir que por regla general no se produce agua de formación. Gráfico 20. Distribución de los volúmenes de agua recuperada por todos los pozos de Vaca Muerta (puntos azules). Al separar los pozos horizontales, se observa que son aún muy jóvenes como para brindar una orientación firme sobre el posible aporte de agua de formación. El volumen de agua recuperada hasta la fecha por los pozos de Vaca Muerta no superaría lo inyectado durante el fracking. Esto confirmaría que la roca reservorio de Vaca Muerta, por regla general, no produce agua de formación. 15

PRODUCCION HISTORICA ADICIONAL Petrolera Entre Lomas Pozos existentes en la base de datos pertenecientes a la empresa Petrolera Entre Lomas (PEL). Se trata, a excepción del primer pozo de la lista, de pozos que producen desde antes que se lanzaran las campañas más recientes (año 2010) de shale gas y shale oil. Pozo Prod Mensual Pet (m3) Prod Mensual Gas (Mm3) Prod Mensual Agua (m3) Prod Acumulada Pet (m3) Prod Acumulada Gas (Mm3) Prod Acumulada Agua (m3) PEL.Nq.APo-1004 0.00 0.00 0.00 3,226.19 601.02 749.78 YPF.Nq.BP.a-7 214.16 16.17 54.81 133,564.22 8,572.23 7,426.21 YPF.Nq.BP.x-2 83.19 7.60 159.42 38,876.80 2,901.03 36,026.09 PC.Nq.BMo-1001 49.29 7.71 78.97 6,604.25 1,265.83 10,626.05 YPF.Nq.MDM-2 612.57 94.29 21.11 21,006.69 8,203.18 6,507.13 YPF.Nq.PSNo.x-2 11.12 0.00 0.39 11,373.80 1,108.35 1,142.97 PPC.Nq.EC-4 90.19 2.22 98.92 79,077.59 12,639.73 47,826.62 Tabla 1. Datos al mes de Junio de 2017 16

PRODUCCION MESES DE JUNIO 2015, 2016 y 2017 Gráfico 21. Producción Mensual Junio 2015, 2016 y 2017 Gráfico 22. Diferencia en la producción mensual de los meses de Junio. 17

Gráfico 23. Producción Acumulada Junio 2015, 2016 y 2017 En petróleo, la diferencia de producción Junio 2017-Junio 2016 es mayor que la de Junio 2016-Junio 2015. Es probable que en 2017 la producción interanual crezca con respecto a 2016-2015, si se mantiene el ritmo de perforación y terminación de pozos. En gas natural ocurre lo mismo y es probable que en 2017 la producción aumente con respecto a 2016. 18

SERIE 2010-2016 Evolución de la Producción Mensual y la Producción Acumulada Gráfico 24. Producción Mensual de petróleo en el mes de Diciembre de cada año, pozos incorporados y acumulada de pozos. Gráfico 25. Volumen incorporado en el mes de Diciembre de cada año, pozos incorporados y acumulada de pozos. 19

Gráfico 26. Producción mensual de gas natural en el mes de Diciembre de cada año, pozos incorporados y acumulada de pozos Gráfico 27. Volumen incorporado en el mes de Diciembre de cada año, pozos incorporados y acumulada de pozos. 20

Gráfico 28. Producción Acumulada de petróleo, pozos incorporados y acumulada de pozos. Gráfico 29. Producción Acumulada de gas natural, pozos incorporados y acumulada de pozos. La producción de petróleo y gas natural de Vaca Muerta ha evolucionado al alza. Si la caída del número de pozos que se observó en 2016 se mantiene, se puede producir una caída de la producción en el corto plazo, especialmente si no aumentan las perforaciones en años subsiguientes. En este tipo de yacimientos es necesario que no disminuya significativamente la perforación de pozos para mantener la producción en el corto y largo plazo, aun cuando los pozos nuevos, por diseño o por naturaleza de las zonas incorporadas a la producción, sean más productivos como lo indicaría el incremento de la producción en 2016. 21

EVOLUCION DE AREAS DESARROLLADAS Yacimientos de Petróleo Loma Campana-LLL y Loma Campana Gráfico 30. Producción Acumulada de petróleo en función de la Vida Útil de los pozos en extracción efectiva clasificados como Petróleo. El pozo YPF.Nq.LLL-530h, en el extremo derecho superior del gráfico, tiene una acumulada que supera la media de los pozos de su misma antigüedad. Gráfico 31. Producción Acumulada de petróleo en función de la Vida Útil de los pozos en extracción efectiva clasificados como Petróleo. Los pozos horizontales más nuevos, de petróleo, acumulan en general mayor volumen en menor tiempo que los pozos verticales. 22

Indicador de la Potencial Recuperación de Hidrocarburos (Pseudo-EUR) A los efectos de obtener un indicador que simule reflejar el potencial de recuperación de los pozos, se presenta el PEUR ( pseudo estimated ultimate recovery ). Se trata de un indicador normalizado en donde el volumen reflejado no ha sido obtenido considerando todos los parámetros involucrados en la medición de la capacidad de producción y recuperación de los fluidos del reservorio. Para calcularlo se aplica una fórmula simple asumiendo que el 50% del volumen final a recuperar por cada pozo se consigue en un determinado número de días efectivos de producción (X días), a partir de su puesta en producción. El PEUR se ha computado para pozos verticales y horizontales que superen los 1000 días de producción. La población de pozos horizontales es aún muy pequeña, pero se continuará monitoreando el indicador en las próximas campañas. Basado en los gráficos 13 y 14, se ha tomado el valor de X de petróleo en 1500 días y el de gas en 1200 días. PEUR= Np/(Vida Útil/X días)x2 A continuación, se presentan los resultados obtenidos en los yacimientos Loma Campana-LLL y Loma Campana. Gráfico 32. Indicador del potencial volumen de hidrocarburos a recuperar por los pozos (PEUR). Se trata de un indicador normalizado y el volumen reflejado no ha sido obtenido considerando todos los parámetros involucrados en la medición de la capacidad de producción y recuperación de los fluidos del reservorio. La población de pozos horizontales con más de 1000 días de Vida Útil es pequeña. Aun así, se observa una frecuencia mayor de PEUR alto que en los pozos verticales. 23

Yacimiento de Gas El Orejano En el yacimiento de gas El Orejano no se tiene aún una población de pozos adecuada. No obstante, se presentan más abajo los resultados del Indicador PEUR. Gráfico 33. Producción Acumulada de gas natural en función de la Vida Útil de los pozos en extracción efectiva clasificados como Gas. Por regla general, se observa que los pozos horizontales más recientes están acumulando volúmenes mayores que los verticales más antiguos. Gráfico 34. Indicador del potencial volumen de hidrocarburos a recuperar por los pozos (PEUR). Se trata de un indicador normalizado y el volumen reflejado no ha sido obtenido considerando todos los parámetros involucrados en la medición de la capacidad de producción y recuperación de los fluidos del reservorio. 24

POZOS Total de Pozos, Pozos EEF (en Extracción Efectiva) y Pozos Horizontales EEF Gráfico 35. Total de pozos incorporados desde 2010 y total de pozos en extracción efectiva a Junio 2017. Gráfico 36. Total de pozos en extracción efectiva a Junio de 2017 (verticales y horizontales) y pozos horizontales en extracción efectiva a Junio de 2017. 25

Pozos por Operador Gráfico 37. Pozos por Operador desde el año 2010. Gráfico 38. Pozos en extracción efectiva por operador a Junio de 2017. 26

Pozos de Exploración y Explotación Gráfico 39. Pozos de exploración y de explotación incorporados desde el año 2010. Datos parciales de 2017, al mes de Junio. 27

ANEXO I BOLETÍN ESTADÍSTICO Producción - SERIE 2010-2016 Con Datos Parciales de Junio de 2017 Producción Mensual de Petróleo - Mes Dic. Producción Mensual de Gas - Mes Dic. Producción Mensual de Agua - Mes Dic. Incremento de la Producción de Petróleo Incremento de la Producción de Gas Incremento de la Producción de Agua Incremento % de la Producción de Petróleo Incremento % de la Producción de Gas 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Jun 2017 m3 3,169 10,086 15,553 57,384 105,157 123,219 174,460 174,809 Mm3 890 4,066 7,079 21,670 74,914 107,543 152,832 179,915 m3 145 7,246 7,644 46,903 71,963 78,940 82,197 92,145 m3 6,917 5,467 41,830 47,773 18,061 51,240 349 Mm3 3,176 3,012 14,591 53,244 32,628 45,289 27,082 m3 7,100 397 39,259 25,059 6,977 3,257 9,947 % 218.27% 54.20% 268.94% 83.25% 17.18% 41.59% 0.20% % 356.78% 74.07% 206.12% 245.70% 43.55% 42.11% 17.72% Acumulada de m3 16,770.09 86,409.31 256,156.79 643,803.76 1,601,172 2,925,109 4,616,798 5,630,101 Petróleo Acumulada de Mm3 9,038 36,967 120,613 309,131 832,462 1,973,981 3,535,052 4,549,658 Gas Acumulada de m3 10,989 50,938 174,831 541,315 1,178,849 2,021,166 3,062,070 3,561,559 Agua Incremento de m3 69,639 169,747 387,646 957,368 1,323,937 1,691,688 1,013,302 la Acumulada de Petróleo Incremento de Mm3 27,928 83,646 188,518 523,330 1,141,518 1,561,071 1,014,605 la Acumulada de Gas Incremento % % 415.26% 196.45% 151.33% 148.71% 82.69% 57.83% 21.95% de la Acumulada de Petróleo Incremento % de la Acumulada de Gas % 308.98% 226.27% 156.30% 169.29% 137.13% 79.08% 28.70% Tabla 2. Fuente: Secretaría de Energía de la Nación. Pozos Incorporados Anualmente 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Jun 2017 Total de Pozos 7 26 76 194 373 564 672 724 Pozos Incorporados en el Año 7 19 50 118 179 191 108 52 Incremento % Pozos 171.43% 163.16% 136.00% 51.69% 6.70% -43.46% Tabla 3. Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación. 28

Empresas Operadoras Áreas de Explotación EMPRESA OPERADORA AREA YACIMIENTO YPF BAJADA DE AÑELO BAJADA DE AÑELO YPF BAJO DEL TORO BAJO DEL TORO YPF BANDURRIA SUR BANDURRIA SUR YPF CERRO ARENA CERRO ARENA YPF CERRO AVISPA CERRO AVISPA YPF CERRO LAS MINAS CERRO LAS MINAS YPF CERRO PARTIDO CERRO PARTIDO YPF CHIHUIDO DE LA SIERRA NEGRA NARAMBUENA YPF CORRALERA CORRALERA YPF EL OREJANO EL OREJANO YPF LA AMARGA CHICA LA AMARGA CHICA YPF LA RIBERA BLOQUE I LA RIBERA BLOQUE I YPF LAS TACANAS LAS TACANAS YPF LOMA AMARILLA LOMA AMARILLA YPF LOMA CAMPANA LOMA CAMPANA YPF LOMA CAMPANA LOMA CAMPANA-LLL YPF LOMA LA LATA - SIERRA BARROSA LOMA LA LATA YPF LOMA LA LATA - SIERRA BARROSA SIERRA BARROSA YPF MATA MORA MATA MORA YSUR Energía CORTADERA CORTADERA YSUR Energía HUACALERA HUACALERA Tecpetrol FORTIN DE PIEDRA FORTIN DE PIEDRA Total AGUADA DE CASTRO AGUADA DE CASTRO Total AGUADA PICHANA AGUADA PICHANA Total LA ESCALONADA LA ESCALONADA Total PAMPA DE LAS YEGUAS II PAMPA DE LAS YEGUAS II Total RINCON LA CENIZA RINCON LA CENIZA Total SAN ROQUE AGUADA SAN ROQUE Pluspetrol CENTENARIO CENTRO CENTENARIO CENTRO Pluspetrol LOMA JARILLOSA ESTE - PUESTO SILVA OESTE LOMA JARILLOSA ESTE Pluspetrol LOMA JARILLOSA ESTE - PUESTO SILVA OESTE PUESTO SILVA OESTE Pluspetrol CINCO SALTOS CINCO SALTOS PAE BANDURRIA CENTRO BANDURRIA CENTRO PAE COIRON AMARGO SUR ESTE COIRON AMARGO SUR ESTE PAE LINDERO ATRAVESADO LINDERO ATRAVESADO OCCIDENTAL PAE LINDERO ATRAVESADO LINDERO ATRAVESADO ORIENTAL Petrobras RINCON DE ARANDA RINCON DE ARANDA Petrobras SIERRA CHATA SIERRA CHATA Medanito AGUADA DEL CHIVATO - AGUADA BOCAREY AGUADA DEL CHIVATO Exxon BAJO DEL CHOIQUE - LA INVERNADA BAJO DEL CHOIQUE Exxon BAJO DEL CHOIQUE - LA INVERNADA LA INVERNADA Exxon LOMA DEL MOLLE LOMA DEL MOLLE Exxon LOS TOLDOS II OESTE AGUA DE AFUERA Exxon LOS TOLDOS I SUR AGUADA LOS LOROS Exxon PAMPA DE LAS YEGUAS I PAMPA DE LAS YEGUAS I 29

Chevron EL TRAPIAL - CURAMCHED CURAMCHED Chevron EL TRAPIAL - CURAMCHED EL TRAPIAL Capex AGUA DEL CAJON AGUA DEL CAJON Americas Petrogas LOMA RANQUELES LOMA RANQUELES Americas Petrogas LOS TOLDOS II ESTE LOS TOLDOS ESTE Wintershal AGUADA FEDERAL AGUADA FEDERAL Wintershal BANDURRIA NORTE BANDURRIA NORTE O&G Developments AGUILA MORA AGUILA MORA O&G Developments CRUZ DE LORENA CRUZ DE LORENA O&G Developments SIERRAS BLANCAS SIERRAS BLANCAS GyP AGUADA DEL CHAÑAR BOSQUE CHAÑAR Petrolera Entre Lomas BAJADA DEL PALO AGUADA DEL PONCHO Petrolera Entre Lomas BAJADA DEL PALO BAJADA DEL PALO Petrolera Entre Lomas BAJADA DEL PALO BORDE MONTUOSO Petrolera Entre Lomas BAJADA DEL PALO MEDANO DE LA MORA Petrolera Entre Lomas BAJADA DEL PALO PUESTO SIN NOMBRE Petrolera Entre Lomas ENTRE LOMAS EL CARACOL Tabla 4. Operadores a Junio de 2017. Fuente: Secretaría de Energía de la Nación. Permisos de Exploración No Convencional - Provincia del Neuquén Empresa Operadora Área YPF CHASQUIVIL YPF LAS TACANAS YPF CERRO ARENA YPF SALINAS DEL HUITRIN YPF CERRO LAS MINAS YPF BAJO DEL TORO YSUR Energía CORTADERA YSUR Energía HUACALERA Exxon LOMA DEL MOLLE Americas Petrogas LOMA RANQUELES Total PAMPA DE LAS YEGÜAS - BLOQUE II O&G Developments AGUILA MORA Energicon TOTORAL Capex AGUA DEL CAJON Tabla 5. Áreas informadas como Permisos de Exploración No Convencional. Fuente: Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén. Actualización del 21 de Julio de 2017. La Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén publica actualizaciones del Mapa de Concesiones de Explotación y Permisos de Exploración en la siguiente página: http://hidrocarburos.energianeuquen.gov.ar/detalle.php?page=hidrocarburos&pagegis=si&idsc=53&idc= 30