Aspectos relevantes de la Inversión

Potencial a Nivel Nacional
La estimación del potencial de recursos de los 3 Leads a perforar en este proyecto representaría un volumen de 2,7 TCF, similar a las reservas comprobadas de gas en el offshore en la Cuenca Austral al 31/12/2020.

Reafirmación de los Derechos en Malvinas
Desde la sísmica 3D llevada a cabo por ENARSA en el 2014 y la perforación de un pozo exploratorio de YPF en el 2011 (a casi 300 km de la isla de Tierra del Fuego) no hubo actividad exploratoria en la Cuenca Malvinas.

Contratos de Venta  de Gas a Mediano Plazo
El Plan Gas.Ar permite contratos a 8 años para la producción de gas natural de yacimientos offshore. Permiten el repago de la inversión en el corto plazo.

Sustitución de Importaciones
La perforación de 1 pozo exploratorio conlleva una inversión que dado el contexto internacional de precios, es un monto sensiblemente inferior a la importación de 1 buque de GNL.

Beneficios Fiscales
A partir de enero 2019, el Decreto 1049/2018 restituyó las exenciones impositivas de la ley 19.640 para los “Nuevos Emprendimientos Hidrocarbuíferos” en el Territorio Nacional de la Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.

Introducción y Proceso

Antecedentes

  • En agosto de 2012 se inició un trabajo en el área Calamar con el objetivo de realizar una evaluación geológica para interpretar y analizar las estructuras y sus alrededores en la Cuenca Malvinas Oeste, que involucró geoquímica, estratigrafía, sedimentología, petrofísica y la interpretación de sísmica 2D adquirida en el bloque entre 1970 y 1998.
  • Entre el 2014 al 2015 se efectuó la adquisición, procesamiento e interpretación de sísmica 3D (CGG-Robertson) en una superficie del bloque de 1.349 km2.
  • Sumada a la nueva interpretación del volumen 3D y revisión de información restante de subsuelo.

Mediante la Ley N° 27.007 y la Resolución N° 195/19 de la ex-Secretaría de Gobierno de Energía, se revirtió al Estado Nacional el área “Calamar”. En el 2018, el Decreto N° 872/18 dividió dicha área de la Cuenca Malvinas Oeste (MLO) en 3 áreas: MLO_115, MLO_116 y MLO_117, otorgándose luego, por el Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, el permiso de exploración MLO_117 a Exxonmobil y Qatar Petroleum, quedando desiertas las ofertas referidas al renglón de las áreas MLO_115 y MLO_116.

Mediante el Decreto 389/21 el Poder Ejecutivo Nacional estableció que corresponde que la inversión pública realizada a través de IEASA sea retomada por la empresa, otorgándole el permiso de exploración sobre las áreas MLO_115 y MLO_116. Siendo que la estimación del potencial de recursos de los Leads identificados representaría un volumen de 2,7 TCF.

En línea con el Poder Ejecutivo Nacional que manifestó que resulta oportuno implementar y garantizar políticas que aseguren un rol activo y estratégico en el sector energético a las empresas del Estado Nacional cuyas misiones y funciones estén vinculadas a este.

Adicionalmente, el contexto internacional resulta favorable para la exploración de gas natural. Por una parte, la Unión Europea ha identificado al gas natural como un combustible clave para la transición energética y por otra parte, el precio internacional del gas, tomando dos de las principales cotizaciones de referencia, el JKM en Asia y el TTF en Europa, cotizan por encima de los U$S 30/MMBtu, favoreciendo la concreción de este proyecto.

Por estas razones, se retoma este proyecto en base a las inversiones ya realizadas, para avanzar en la siguiente etapa de exploración de hidrocarburos.

Geología y Localización de Pozos

Geología

  • La evaluación La Formación Springhill (Hauteriviano – Aptiano?), principal unidad productiva de la cuenca Austral, es caracterizada como relleno generalmente subdividido en tres paquetes arenosos (Argo, Paloma y Carina). La sedimentación clástica habría comenzado con la acumulación de una sucesión transgresiva, caracterizada por un intervalo basal de tipo continental (secuencia Hidra) sucedido de modo abrupto por depósitos marinos de offshore (sección superior de la Formación Springhill). La unidad apoya sobre rocas volcánicas y volcaniclasticas de la Serie Tobífera y está integrada por depósitos fluviales que evolucionan lateral y verticalmente a depósitos arenosos costeros (deltaicos-estuarinos) y marinos someros.
  • Las facies marinas distales asociadas están compuestas por arcilitas oscuras de la Formación Inoceramus Inferior (Lower Inoceramus o Formación Palermo Aike). Esta última unidad representa la roca madre principal del sistema petrolero y a su vez es el sello principal de los reservorios arenosos de Springhill. Los tres principales intervalos arenosos de Springhill están presentes en los campos cercanos ubicados hacia el oeste (Carina, Vega-Pleyade). La parte superior de la Formación Springhill (sección glauconitica) consiste en areniscas glauconiticas con presencia de valvas de pelecípodos y plantas depositadas en zonas de shoreface. En estas areniscas glauconiticas predominan el cuarzo (25-45%), feldspatos (20%) y fragmentos líticos (35-50%). La participación de matriz y cemento es moderada a baja.

Datos relevantes

  • Área 4.227 km2
  • Mar Argentino (aprox. 140 km de Río Grande)
  • Participación IEASA 100%
  • Operador IEASA
  • Fin de permiso Jun-2031 (+ 35 años de concesión)
  • Presencia de hidrocarburos demostrada por Unicornio-1 (1991) gas y Calamar-1 (1981) gas/petróleo.
  • Interpretación 1.314 km2 Sísmica 3D (2014-2015)
  • Formaciones productivas Springhill (objetivo principal) – Tobífera?
  • Depósitos fluviales que evolucionan lateral y verticalmente a depósitos arenosos costeros y marinos someros.

Fluido Gas principalmente y Petróleo (GOR >100.000)

Estrategia de exploración y desarrollo

  • Reinterpretación sísmica de 3D permitió corroborar 3 Leads.
  • Contratación de una Plataforma Jackup y contratación de una empresa de operación offshore bajo modalidad “turn key”.
  • Perforación de 1 pozo exploratorio en el prospecto Oeste situado en aguas someras (100 m de profundidad). Principio 2023.
  • Perforación de 1 pozo de avanzada y 2 pozos exploratorios en prospectos situados en aguas someras (100 m de profundidad). Principio de 2023.
  • Perforación de 10 pozos productores y construcción de infraestructura asociada. Acorde disponibilidad de plataforma de producción.

Localización de Pozos

  • La evaluación consistió en mapear tres horizontes: tope de basamento (en amarillo en las líneas sísmicas adjuntas), tope de Tobífera (en rojo) y tope de Springhill (en verde) y la generación de mapas en tiempo de los dos objetivos (Springhill y Serie Tobífera). Los tres prospectos (Norte, Oeste y Sur) tienen como característica común que el intervalo de reservorio principal (Springhill) cubre los respectivos altos. El objetivo secundario (Serie Tobífera), de características petrofísicas considerablemente más pobres que los reservorios Springhill, hace traslape (onlap) sobre los altos de basamento. Su aporte desde el punto de vista volumétrico es menor.
  • Los volúmenes calculados (sin riesgo) para los tres prospectos son: prospecto Norte: 0,74 TCF, prospecto Oeste: 1,6 TCF, prospecto Sur: 0.35 Tcf. Estos volúmenes corresponden a reservorios de Springhill; no se han incluido en los cálculos volumétricos potenciales reservorios de la infrayacente Serie Tobífera dada su inferior calidad. El riesgo geológico asignado a los prospectos es del 40%.