La Argentina cuenta con 19 cuencas sedimentarias que cubren
1.463.036 km2 de superficie continental y 728.207 km2 de superficie
marítima. De las 19 cuencas sedimentarias, hay cinco
productivas en el continente y una en la plataforma marítima
que ocupan un total de 617.000 km2.
La diferencia entre el esfuerzo exploratorio que se dedica a las
cuencas productivas y el destinado a las cuencas improductivas es muy
significativa. Medido en pozos de exploración anuales, en las
primeras se perfora aproximadamente 97% de los pozos de
exploración y sólo el 3% restante en las segundas.
Las cinco cuencas productivas del continente tienen dos factores
en común: son muy maduras (cuatro producen desde principios de
siglo y una desde los años ´50) y la producción de
petróleo por pozo es baja: el promedio total del país
es de 9,9 m3/día, y el de las tres cuencas que sostienen 89%
de la producción es de 8,3 m3/día (datos de 1996).
La baja producción por pozo significa que se necesitan
amplias superficies de reservas perforables para mantener los niveles
de abastecimiento local. En otras palabras: hay que perforar muchos
pozos. La declinación del tamaño de los nuevos
descubrimientos significa que cada vez va a ser más
difícil encontrar dónde perforar la cantidad necesaria
de pozos. En las cuencas maduras siempre va a haber nuevos
descubrimientos, pero muy probablemente no serán suficientes
en un futuro mediato para mantener los niveles productivos actuales y
reponer reservas. Es conocido que cuando una cuenca llega a un estado
de madurez el tamaño de los nuevos descubrimientos empieza a
disminuir progresivamente. Se sigue descubriendo petróleo o
gas, pero las reservas que se incorporan son cada vez menores.
Etapa de declinación
Autorizados geólogos advierten que al menos para el
petróleo (no para el gas) el país está entrando
en esa etapa de declinación en las cuencas del golfo de San
Jorge, en la Neuquina y en la Cuyana. Las cuencas del Noroeste y la
Austral pueden dar alguna sorpresa, pero inciden poco en la
producción total del país.
Es cierto que hasta ahora se han repuesto las reservas explotadas,
aun cuando la producción aumentó 40% entre 1990 y 1996.
Pero también es cierto que el perfeccionamiento de la
recuperación secundaria y terciaria, a pesar de que es muy
positivo y deseable, está sujeto a límites
económicos (evolución de precios del crudo) y
técnicos (características petrofísicas de las
capas recipientes).
Es difícil saber cómo evolucionará la curva
de la producción anual y si seguirá creciendo o ha
llegado a una meseta, pero es seguro que en el mediano plazo la
relación producción anual/reservas tenderá a
disminuir. Dado el tiempo que insume la exploración y el
descubrimiento en cuencas nuevas, se está acercando el momento
de hacer un gran esfuerzo en las cuencas de muy alto riesgo. El
petróleo del siglo XXI puede estar en las cuencas no
productivas. Hay que invertir para explorarlo.
Con ese objetivo, el deber de la política petrolera es
eliminar la inconsistencia entre la diversidad geológica y la
uniformidad normativa que rige la exploración en las distintas
cuencas sedimentarias. Hemos propuesto una categorización de
áreas y reglas de juego especiales para las clasificadas como
de alto riesgo. Se trata de introducir un atractivo económico
diferencial en las cuencas no productivas, para reconciliar la
lógica del economista con la lógica del geólogo
en un contexto de operación de mercado.