Tras seis meses de análisis y mapeos, la petrolera nacional evalúa los resultados de la primera etapa del proyecto “Uruguay 3”, llevado a cabo en un área submarina de 2.000 metros cuadrados que se localiza a sólo 300 kilómetros de las costas de Montevideo. YPF acaba de culminar el mapeo 3-D de un área off shore de jurisdicción uruguaya situada en el subsuelo de la cuenca del Colorado, más precisamente en la desembocadura del Río de la Plata, unos 300 kilómetros costas afuera de Montevideo.

Denominado “Uruguay 3”, el proyecto tiene lugar en un bloque de aproximadamente 2.000 metros cuadrados (m²). Para su prospección, la empresa controlada por el Estado nacional contrató un buque especializado en sísmica marina y dotado de equipamiento de última generación.

Luego de seis meses de análisis, mapeos y otras labores ejecutadas sobre la base de rigurosos controles ambientales (lo que implicó el uso de técnicas “soft start”, destinadas a minimizar el impacto sobre la fauna marina), llegó el turno de los estudios de laboratorio para mensurar resultados y, a partir de ellos, definir los próximos pasos a seguir.

Según Carlos Colo, director de Exploración de YPF, la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos en el exterior constituye uno de los cuatro pilares de la renovada estrategia corporativa de la firma. “Además de invertir en las cuencas productivas locales y apostar por la prospección no convencional y de frontera, queremos aprovechar nuestros dominios en países vecinos, como Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile, sin descuidar la posible conformación de nuevas sinergias en la región”, remarcó.

A su entender, el off shore es un rubro que ofrece perspectivas particularmente interesantes tanto a nivel internacional como local. “No casualmente hemos retomado un pozo en las costas de Comodoro Rivadavia, en el área Restinga Alí”, indicó.

Volviendo a “Uruguay 3”, no se trata de la primera vez que la compañía incursiona en aguas charrúas, donde ya realizó –sin éxito– una serie de tareas exploratorias hace cinco años, durante la “era Repsol”. Por entonces, la petrolera que hoy conduce Miguel Galuccio contaba con un 40% de participación en un consorcio también integrado por Petrobras Uruguay (40%) y Galp Energía, en asociación con Ancap (20%). Pese a las expectativas suscitadas, ningún pozo arrojó indicios hidrocarburíferos positivos.

ESPERANZA URUGUAYA

La disponibilidad de nueva información sísmica vinculada con el potencial de su plataforma continental y zona marítima viene despertando, en Uruguay, una creciente esperanza de hallar reservas de crudo que modifiquen radicalmente el perfil energético de la nación vecina.

Contratada por Ancap, la nave exploradora “Reflect Aries” realizó hace tres años una serie de estudios científicos orientados a obtener indicios ciertos sobre la existencia de petróleo a nivel off shore. Sobre la base de una inversión inicial de u$s 5,5 millones (que luego se recuperó mediante la venta de pliegos a las petroleras interesadas), la embarcación relevó un amplio sector marítimo de la Zona Económica Exclusiva (ZEE) del país gobernado por José Mujica, además de su correspondiente plataforma continental, cerca de los límites marítimos con Brasil y la Argentina.

A esta iniciativa deben sumarse otras no menos relevantes, tal como la segunda licitación internacional de bloques marítimos, que se llevó a cabo en 2011 (y que culminó con adjudicaciones para BP, BG Group, Total y Tullow Oil), y como la reciente firma con el gobierno brasileño del primer acuerdo bilateral de complementación naval para la actividad hidrocarburífera.

A fin de seguir avanzando en el segmento, la idea de las autoridades uruguayas es lanzar un tercer proceso licitatorio a fines de 2015. “Estamos trabajando en ello. Además de presentar nuevas áreas, seguramente volvamos a poner en oferta otras que quedaron sin adjudicación. No obstante, también nos reservaremos algunas para Ancap”, anticipó José Coya, presidente de la empresa estatal.

POTENCIA LOCAL

Situada costas afuera de la Argentina y Uruguay, la cuenca del Salado se vincula con la de Punta del Este. En conjunto suman una superficie de 85.000 kilómetros cuadrados (km²), de los cuales una porción se extiende en territorio emergido de la provincia de Buenos Aires. “Hay una gran cantidad de líneas sísmicas relevadas allí. El primer pozo off shore fue perforado en 1969. De cara al futuro, la tendencia exploratoria es ir cada vez más aguas adentro, gracias a las nuevas tecnologías, en busca de la roca madre”, precisó Patricio Marshall, coordinador de Geología y Geofísica de Golden Oil.

La cuenca del Colorado ocupa, en total, unos 120.000 km². El 90% de ésta se encuentra en la plataforma y el talud continental, sobre el Mar Argentino. “Se han perforado en ella unos 18 pozos y se registraron 61.000 km de sísmica 2-D y más de 1.900 de sísmica 3-D (cerca de la cuenca Argentina). Se hallaron indicios de la existencia de un sistema petrolero activo, aunque habría que determinar que no se trate de un sustrato de la cuenca de Claromecó”, comentó el especialista.

En cuanto a la cuenca del Plata (en la zona norte) y la Argentina (más al sur), sostuvo que están totalmente inexploradas. “Fueron identificadas por investigaciones de sísmica de refracción. Inicialmente se consideraban una unidad que iba desde las afueras de la cuenca del Salado hasta la escarpa de Malvinas. No han sido perforadas, por lo que su potencial es desconocido. De todos modos, parece factible hallar rocas reservorio asociadas con programaciones”, puntualizó.

En la cuenca de Valdés y Rawson, por su parte, sólo dos pozos perforados confirmaron la inexistencia de un sistema petrolero. “Queda investigar las zonas profundas de esas áreas”, añadió. La de San Julián, en tanto, presenta condiciones similares a las anteriores. “La única perforación realizada no arrojó datos de interés”, completó.