Ricardo Martínez estudió geología cuando nadie hablaba del shale, llegó al petróleo de casualidad y hoy advierte que la industria está poniendo todos los huevos en una sola canasta. Una charla sobre el subsuelo neuquino, las formaciones que nadie mira y el riesgo de depender solo de Vaca Muerta.
Hay algo paradójico en su historia: se recibió de geólogo en La Plata, se doctoró en Bahía Blanca, se especializó en exploración de petróleo y gas y terminó pasando más de dos décadas estudiando el subsuelo neuquino. No fue un plan. Fue el azar, una oportunidad en Petrobras y la curiosidad de un geólogo que leía legajos de pozo cuando nadie más prestaba atención a una formación llamada Vaca Muerta.
"Siempre me llamó la atención", contó a VacaMuerta.ar con la calma de quien lleva décadas mirando lo que otros pasan por alto. "Cuando se atravesaba la formación, había manifestaciones fuertes de hidrocarburos. Petróleo con movilidad. Y todo el mundo daba por sentado que en esas longitudes no era una roca generadora", agregó. Eso era el año 2001. Faltaban diez años para que Loma Campana cambiara todo.
Ricardo no eligió el petróleo desde chico. Empezó ingeniería en hidráulica, un paro académico largo lo hizo cambiar de carrera y la Universidad de La Plata lo recibió con una orientación hacia las ciencias naturales que encajó perfecto con su curiosidad por la tierra. Cuando entró a Tecpetrol se encontró con el petróleo, y el petróleo lo encontró a él. Luego vinieron quince años en Petrobras, donde llegó a la cuenca neuquina. Ahí empezó a leer esos legajos que los geólogos de los '70 ya miraban con curiosidad. "Desde la década del '70 había gente que no descartaba a Vaca Muerta como objetivo. Eso no se menciona. Se empieza a mencionar después del 2010", dijo.
Por qué Vaca Muerta es única
Ricardo resumió la formación de Vaca Muerta de manera muy sencilla: hace 150 millones de años, el Oceáno Pacífico inundó lo que hoy es la cuenca Neuquina. Poca entrada de sedimentos, mucha materia orgánica, ambiente reductor. Nada se degradó. Todo se enterró, se sometió a presión y temperatura, y con el tiempo generó hidrocarburos.
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"La formación Vaca Muerta es una roca de grano fino, tipo shale, con alta fragilidad. Eso hace que al someterla a la presión del fracturamiento hidráulico, la fractura sea más efectiva, llegue más lejos. Y además es rica en petróleo", detalló Martínez y agregó que en términos técnicos es comparable —o mejor— que el Permian en Estados Unidos, el reservorio no convencional de referencia mundial.
Lo que nadie mira: La formación Los Molles y el resto del subsuelo
Esta semana Ricardo publicó en LinkedIn un texto sobre la Formación Los Molles. No es una formación que aparezca en los titulares, pero para él merece atención. "Es una roca madre, al igual que Vaca Muerta. Tiene un contenido orgánico un poco menor, pero lo más limitante por ahora es la profundidad: en general está a más de 3.000 metros. Eso la hace más cara de explorar y explotar", sostuvo.
"Tiene espesores de más de 2.000 metros en la zona de la dorsal de Huincul. El área es inmensa, similar a la de Vaca Muerta. La geología está. Por su profundidad, está en la ventaja de gas, porque fue sometida a mayor presión y temperatura", contó Martínez a VacaMuerta.ar. Pero aclaró: "La pongo como recurso contingente. No fue probada como reservorio no convencional. Hay que bajarle el riesgo primero realizando mayor cantidad de estudios y perforándola".
El subsuelo neuquino tiene más capas para explorar. El grupo Cuyo —con las formaciones Lajas y Punta Rosada— guarda bolsones de gas a grandes profundidades, muy baja permeabilidad de características tight. "Hace unos 15 años se intentó viabilizarlos y no prosperó, pero no por una cuestión técnica. El gas tenía un precio muy bajo", dijo.
El fracturamiento hidráulico sería, en todos estos casos, la única herramienta posible. "No hay forma de que naturalmente estas unidades produzcan. Siempre se necesita de fracturamiento", añadió.
La advertencia: todos los cañones apuntan al mismo lado
Y acá es donde Ricardo se pone más serio. La industria está en un momento brillante: costos bajos, productividades altas, precio que acompaña. El break even de un pozo shale ronda los 58-60 dólares. Tiene sentido que todo el mundo corra hacia Vaca Muerta.
"Pero lo que está faltando es estudio. Exploración. Los reservorios convencionales están declinando muy fuerte: más del 90% ya tiene más del 90% de agua en producción o está en el final de su ciclo. Y mientras tanto se está dejando de lado todo lo demás", explicó y señaló que la preocupación es concreta: dentro de las empresas, los geocientistas que se dedicaban a exploración fueron reducidos. "Eso es preocupante. Porque si el precio del barril baja por debajo del break even del shale, vamos a estar en problemas habiendo dedicado todo a Vaca Muerta", agregó.
No es catastrofismo. Es la lógica del largo plazo aplicada a una industria que, por definición, necesita pensar en décadas. "Si tenemos un barril a 9 dólares como en el 99, o valores negativos como con el COVID —que son cosas anómalas, sí—, va a haber que meterle más materia gris a otras posibilidades. Que en realidad se tendrían que estar mirando desde ahora, no cuando el precio ya esté bajo", indicó.
El mensaje de fondo es simple: Vaca Muerta es extraordinaria, pero el subsuelo neuquino tiene más historia para contar. Y quizás se precisen más geólogos para leer los legajos viejos para descubrirla.
Excelente como persona y profesional!