1.Capitulo UNPSJB- Cuencas maduras-v3.pdf

universidad

1. DESAFÍOS DE LAS
CUENCAS MADURAS
EN EL CONTEXTO VACA
MUERTA
Por: Ing. Marcelo Hirschfeldt
OilProduction Consulting
Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco
4 de septiembre de 2025

2. •Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo con 35 años de experiencia en actividades
relacionadas al Upstream en Argentina y distintos países de América.
•Durante los primeros 18 se desempeñó en áreas de ingeniería de producción,
operaciones de producción y desarrollo de reservas, en la Cuenca del Golfo San Jorge.
•Fundador en el año 2000 del sitio de información técnica petrolera OilProduction.net
•Desde 2008 se desempeña como Consultor e instructor para su consultora
OilProduction Consulting, y dirigiendo la misma en la actualidad.
•Es Profesor Adjunto de la carrera de Ingeniería en Petróleo en la Universidad Nacional
de la Patagonia San Juan Bosco desde el año 2001
•Profesor del Posgrado “Ingeniería de Producción” Instituto Tecnológico Buenos Aires
(ITBA) -YPF SA.
•Instructor externodel Mewbourne College of Earth and Energy, The Oklahoma
University.
•Socio activo de la Sociedad de Ingenieros en Petróleo Internacional (SPE) desde el año
2001 y de la Comisión Técnica del IAPG seccional Sur.
ACERCADEL EXPOSITOR
www.opogc.com

3. 3
CONTENIDO
1
ARGENTINA - EVOLUCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE
RESERVAS
2
ARGENTINA - EVOLUCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE
LA PRODUCCIÓN
DEFINICIONES
3
4
DIAGNÓSTICO DE LA CUENCA DEL GOLFO SAN
JORGE
6
PRODUCTIVIDAD DE VACA MUERTA Y LAS
CUENCAS CONVENCIONALES
5
MAXIMIZAR LA VIDA PRODUCTICA DE LA CGSJ
DESFÍOS Y ACCIONES

4. 1
DEFINICIONES

5. WWW.OPOGC.COM
RECURSOS Y RESERVAS
Los recursos hidrocarburíferos
representan la cantidad total de
petróleo y gas en una formación
geológica, independientemente
de su viabilidad técnica o
económica para su extracción.
Las reservas hidrocarburíferas
son la fracción de los recursos
que puede ser extraída
comercialmente con las
tecnologías y condiciones
económicas actuales.
RECURSOS RESERVAS

6. WWW.OPOGC.COM
RECURSOS RECUPERABLES Y RESERVAS

7. WWW.OPOGC.COM
RECURSOS CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES
SEGÚN SU ROCA
CONVENCIONALES NOC - TIGHT NOC - SHALE
Reservorios con
permeabilidad y porosidad
suficientes para permitir su
flujo hacia el pozo sin
ninguna estimulación
Arenas compactas de
baja porosidad y
permeabilidad.
Requieren ser
fracturadas para mejorar
su productividad.
Clastos finos y compactos, de
prácticamente nula porosidad
y permeabilidad, que requiere
ser fracturada para ser
producida. Asociado a la Roca
Generadora (Madre)

8. Oil Production Consulting
DESARROLLO DE YACIMIENTOS NO
CONVENCIONALESPAD
SET DE FRACTURA

9. WWW.OPOGC.COM
DESARROLLO DE YACIMIENTOS CONVENCIONALES
MÚLTIPLES CAPAS (RESERVORIOS) DISCONTÍNUAS
MÚLTIPLES POZOS VERTICALES

10. WWW.OPOGC.COM
PRODUCCIÓN por PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
POR INUNDACIÓN DE AGUA
(Waterflooding)
A partir de la inyección de
agua se presuriza el
reservorio y se desplaza el
petróleo que no fluyo
entre los poros.
RECUPERACIÓN TERCIARIA
(ENHANCE Oil RECÓVERY - EOR)
A partir de la inyección de
agua con polímeros /
geles, se permite
desplazar el petróleo que
no pudo ser desplazado
previamente (mejora la
eficiencia de barrido) (*)
PRODUCCIÓN POR PRIMARIA:
Producción de petróleo a partir de la
propia energía del reservorio
(*) Si bien existen otras
técnicas EOR, estas son las
más utilizadas en Argentina

11. 2
ARGENTINA
DISTRIBUCIÓN Y
EVOLUCIÓN DE
RESERVAS

12. MM: Millones
RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO
58.3 %
39.4 %
1.3 %
AUSTRAL
GSJ
NEUQUINA
0.6 %
CUYANA
0.4 %
NOROESTE
AUSTRAL
CUYANA
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
PETRÓLEO – Mm3
5,968
3,061
187,965
278,487
1,789
1.3%
0.6%
39.4%
58.3%
0.4%
477,270 Mm3

3.0 Bbbl
Bbbl: Billon de barrilles: 1,000,000,000
WWW.OPOGC.COM

13. MM: Millones
52 %
NO
CONVENCIONALES
246,806 Mm3
48 %CONVENCIONALES
230,464 Mm3
AUSTRAL
CUYANA
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
PETRÓLEO NOC– Mm3
623
0
0
245,842
341
0.3%
0.0%
0.0%
99.6%
0.1%
246,806 Mm3
99.6 %
0 %
0.3 %
AUSTRAL
GSJ
NEUQUINA
0 %
CUYANA
0.1 %
NOROESTE
RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO NO CONVENCIONAL
1.6 Bbbl
WWW.OPOGC.COM

14. MM: Millones
RESERVAS PROBADAS DE GAS
75.4 %
6.7 %
15.9 %
AUSTRAL
GSJ
NEUQUINA
0.03 %
CUYANA
2 %
NOROESTE
AUSTRAL
CUYANA
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
GAS – MM m3
77,513
146
32,527
367,687
9,598
15.9%
0.03%
6.7%
75.4%
2.0%
487,472 MM m3 17.2 TCF
TCF: Trillón de Pié Cúbicos: 1,000,000,000,000
WWW.OPOGC.COM

15. MM: Millones
RESERVAS PROBADAS DE GAS NO CONVENCIONAL
98.2 %
0 %
1.8 %
AUSTRAL
GSJ
NEUQUINA
0.03 %
CUYANA
0.01 %
NOROESTE
71 %
NO
CONVENCIONALES
347,354 MMm3
29 %CONVENCIONALES
140,118 MMm3
AUSTRAL
CUYANA
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
GAS NOC – MM m3
6,149
0
0
341,173
31
1.8%
0.0%
0.0%
98.2%
0.01%
347,354 MM m3 12.3 TCF
WWW.OPOGC.COM

16. 3
ARGENTINA
DISTRIBUCIÓN Y
EVOLUCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN

17. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CUENCA | JULIO 2025
JULIO 2025
ARGENTINA

18. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE GAS POR CUENCA | JULIO 2025
JULIO 2025
ARGENTINA

19. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS | JULIO 2025
127,932 m
3
/d 160,762 Mm
3
/d
ARGENTINA
Nota: La Producción Total de Petróleo No incluye gasolina

20. Oil Production Consulting
Evoluciónde Producción de Petróleo CONV. y NOC. |JULIO 2025ARGENTINA
NOC: No Convencionalvar.men
ago-24 64,956 4.25%
sep-24 67,456 3.85%
oct-24 67,832 0.56%
nov-24 70,376 3.75%
dic-24 71,968 2.26%
ene-25 70,484 -2.06%
feb-25 71,286 1.14%
mar-25 71,719 0.61%
abr-25 70,844 -1.22%
may-25 72,450 2.27%
jun-25 76,481 5.56%
jul-2581,572 6.66%
NOC Oil - m3/d

21. Oil Production Consulting
Evoluciónde Producciónde Gas CONV. y NOC. | JULIO 2025
M= Miles
ARGENTINA
NOC: No Convencionalvar.men
ago-24101,666 0.0%
sep-2495,863 -5.7%
oct-2480,989 -15.5%
nov-2477,146 -4.7%
dic-2476,176 -1.3%
ene-2585,213 11.9%
feb-2590,434 6.1%
mar-2581,807 -9.5%
abr-2584,292 3.0%
may-25 95,107 12.8%
jun-25105,00610.4%
jul-25106,809 1.7%
GAS NOC - M m3/d

22. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CUENCA| JULIO 2025
M= Miles
Nota: La Producción Total de Petróleo No incluye gasolina
ARGENTINA0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA AUSTRAL
Producción de petróleo -m3/d
1,768
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA CUYANA
Producción de petróleo -m3/d
2,297
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
200920112013201520172019202120232025
CUENCA NOROESTE
Producción de petróleo -m3/d
376
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA GOLFO SAN JORGE
Producción de petróleo -m3/d
29,067
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA NEUQUINA
Producción de petróleo -m3/d
94,423
1,768 2,297
29,067
94,423
376
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN
JORGE
NEUQUINA NOROESTE
jul-25 jul-25 jul-25
jul-25 jul-25

23. PRODUCCIÓN DE GAS POR CUENCA| JULIO 2025
M= Miles
ARGENTINA0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA AUSTRAL
Producción de GAS -Mm3/d
28,778
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
200920112013201520172019202120232025
CUENCA CUYANA
Producción de GAS -Mm3/d
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA NOROESTE
Producción de GAS -Mm3/d
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA GOLFO SAN JORGE
Producción de GAS -Mm3/d
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
200920112013201520172019202120232025
CUENCA NEUQUINA
Producción de GAS -Mm3/d
28,778
96
9,886
118,927
3,075
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN
JORGE
NEUQUINA NOROESTE
jul-25 jul-25 jul-25
jul-25 jul-25
96 3,075
9,886 118,927

24. PRODUCTIVIDAD DE
VACA MUERTA Y LAS
CUENCAS
CONVENCIONALES
4

25. WWW.OPOGC.COM
POZOS NOC- VACA MUERTA
o370 pozos de las principales concesiones
oProfundidad (MD): 4,200 -7,500 m (Horizontales)
POZOS RES. CONV. (CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE)
o2,670 pozos de tres concesiones
o98% de agua / 75 % del petróleo por recuperación
secundaria
PETROLEO ACUMULADO DE POZOS NOC(SHALE) vs POZOS CONVENCIONALES GSJ
m3 acumulados de petróleo
Días de producción – períodos de 5 años
30 años

26. WWW.OPOGC.COM91.4
19.4
8.1
0.9
3.9
1.0
6.0
1.6
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
LA ANGOSTURA SUR I
BANDURRIA SUR
AGUADA DEL CHAÑAR
LA AMARGA CHICA
CRUZ DE LORENA
BAJADA DEL PALO OESTE
LOMA CAMPANA
CHACHAHUEN SUR
LOMA LA LATA - SIERRA BARROSA
GOBERNADOR AYALA
JAGÜEL CASA DE PIEDRA
CNQ 7/A
CERRO FORTUNOSO
SEÑAL PICADA - PUNTA BARDA
ENTRE LOMAS
CHIHUIDO DE LA SIERRA NEGRA
MEDANITO
PUESTO HERNANDEZ
MANANTIALES BEHR
CERRO DRAGON
PAMPA DEL CASTILLO - LA GUITARRA
ANTICLINAL GRANDE - CERRO DRAGON
EL TORDILLO
EL HUEMUL - KOLUEL KAIKE
DIADEMA
ESCALANTE - EL TREBOL
CAÑADON LEON - MESETA ESPINOSA
CAÑADON DE LA ESCONDIDA - LAS HERAS
LOS PERALES - LAS MESETAS
MESA VERDE
REFUGIO TUPUNGATO
CHAÑARES HERRADOS
PIEDRAS COLORADAS - ESTRUCTURA INTERMEDIA
BARRANCAS
VIZCACHERAS
LA VENTANA
m3/día/pozo
PRODUCTIVIDAD DE PETRÓLEO POR POZO
CONV. CUYANANOC NEUQUINA CONV. NEUQUINA CONV. GOLFO SAN JORGE

27. Oil Production Consulting
CERRO DRAGÓN –
ANTICLINAL GRANDE
BANDURRIA SUR
MANANTIALES BEHR
BAJADA DEL PALO
OESTE
LA AMARGA CHICA
LOMA CAMPANA
CHACHAHUEN SUR

28. DIAGNÓSTICO
DE LA
CUENCA DEL
GOLFO SAN
JORGE
5

29. GOLFO SAN JORGE
COMODORO RIVADAVIA
CALETA OLIVIA
LAS HERAS
SARMIENTO
CHUBUT
SANTA CRUZ
ANTICLINAL GRANDE –
CERRO DRAGÓN
29,067 m3/d
9,886 MMm3/d
12,539 pozos Petrolíferos
41 % Primaria
53 % Secundaria
370pozos Gasíferos
3,475 pozos Inyectores
6 % EOR
95 % agua
23.1 % DE LAS RESERVAS DE ARGENTINA
WWW.OPOGC.COM

30. GOLFO SAN JORGE

31. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS |JULIO 2025GOLFO SAN JORGE

32. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA |JULIO 2025GOLFO SAN JORGE

33. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO |JULIO 2025GOLFO SAN JORGE

34. Oil Production Consulting
RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO |JULIO 2025GOLFO SAN JORGE

35. Oil Production Consulting
PRODUCCIÓN EOR |JULIO 2025GOLFO SAN JORGE

36. Oil Production Consulting
EVOLUCIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA –JULIO 2025CHUBUT
POZOS PRODUCTORES ACTIVOS

37. Oil Production Consulting
SANTA CRUZEVOLUCIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA –JULIO 2025
POZOS PRODUCTORES ACTIVOS

38. Oil Production Consulting
CONFLICTOS GREMIALES &
EXIGENCIAS SINDICALES
ALTOS COSTOS DE
PRODUCCIÓN
MADUREZ DE LOS
YACIMIENTOS
MIGRACIÓN A
VACA MUERTA
PANDEMIA &
CLIMA
RETENCIONES E
IMPUESTOS
PRECIO DEL
PETRÓLEO
FACTORES QUE AFECTAN AL DESARROLLO DE LA CGSJ

39. Oil Production Consulting
CONFLICTOS
GREMIALES
BAJA DE UN 40 % EN LA
PERFORACIÓN DE POZOS
POR BAJA EN PRECIO WTI
CONTINGENCIA
CLIMÁTICA
INICIO DE
PANDEMIA
CONTINGENCIA
CLIMÁTICA
PLAN ANDES
FACTORES QUE AFECTAN AL DESARROLLO DE LA CGSJ

40. 6
MAXIMIZAR LA VIDA
PRODUCTICA DE LA
CGSJ
DESFÍOS Y ACCIONES

41. Oil Production Consulting
QUE HACER PARA MAXIMIZAR LA VIDA PRODUCTICA DE LA CGSJ.
SE REQUIERE DE UN ENFOQUE TÉCNICO Y ECONÓMICO
RAP RELACIÓN
AGUA-PETRÓLEO
FRFACTOR DE RECOBRO
LIFTING COST

42. Oil Production Consulting
1 2
3
RAP RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO FRFACTOR DE RECOBRO

43. 4343SPE Workshop: Improving Recovery Factors in OnshoreFields
WATER MANAGEMENT & ENERGY EFFICIENCY
SPE-184931-MS • Water Management Experience in Mature Basin in South Argentina
Clemente Marcelo Hirschfeldt, Fernando Diego Bertomeu • Oil Production Consulting
100% OF WATER IS INJECTED
INCREASING WATER
INJECTION
INCREASING WATER
PRODUCTION
INCREASING ENERGY
DEMAND
INCREASING LIFTING
COST
INCREASING CO
2
EMISSIONS

44. Oil Production Consulting
RAP RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO
ACCIONES (Subsuelo)
•Inyecciónde Polímeros/
Surfactantes(EOR)
•Water Shut Off
•InyecciónSelectiva
•Re diseñode Paternsde Inyección
•PerforarpozosIn Fill
•ConvertirPozos a Inyectores
•PerforrarPozos Nuevos
•PunzarnuevasCapas
FRFACTOR DE RECOBRO

45. WWW.OPOGC.COM
CONSUMO DE ENERGÍA
OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE
SUPERFICIE
MANTENIMIENTO DE FONDO
TRATAMIENTO DE
FLUIDOS PRODUCIDOS
oENERGÍA PARA LEVANTAMIENTO
oENERGÍA PARA TRANSPORTE
oENERGÍA PARA TRATAMIENTOS
oINTERVENCIONES CON EQ. DE
PULLING / FLUSHBY/ SLICKLINE/
HOTWATER /
oMATERIALES
oMANTENIMIENTO DE EQUIPOS
ESTÁTICOS Y DINÁMICOS
oOPERACIÓN DE POZOS Y ESTACIONES
OTROS
U$S / barril
oPRODUCTOS QUÍMICOS
LIFTING COST (COSTO DE PRODUCCIÓN)
“ Los costosde producciónenla CGSJ lleganhasta los55 U$S/bblen
muchosyacimientos, contra unos5 a 10 U$S/bblenVaca Muerta“

46. WWW.OPOGC.COM
CONCLUSIONES
RAP RELACIÓN
AGUA-PETRÓLEO
FRFACTOR DE
RECOBRO
LIFTING
COST
“ OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA OPERACIONAL Y LA GESTIÓN DEL
SUBSUELO, COMO CLAVE PARA EL DESARROLLO DE CUENCAS MADURAS.”

47. MUCHAS GRACIAS
Ing. Marcelo Hirschfeldt
www.opogc.com
[email protected]