Sea Lion vs Vaca Muerta: Reservas probadas y comparación con yacimientos neuquinos
El campo offshore Sea Lion posee 232 millones de barriles de reservas probadas, un volumen significativamente menor que el total de Vaca Muerta pero superior a varias áreas individuales de la formación neuquina. Un estudio compara estas cifras con datos de la cuenca argentina.
Las claves de la nota
- Sea Lion: 232 MMb de reservas probadas.
- Vaca Muerta: 1.825 MMb de reservas probadas.
- Sea Lion supera a varios campos individuales de Vaca Muerta.
- Inversión proyectada de USD 3.900 millones en Sea Lion.
Una auditoría reciente sobre el proyecto petrolero offshore Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, revela que el campo cuenta con 232 millones de barriles de reservas probadas. Esta cifra representa el 12,7% de las reservas totales de Vaca Muerta, el principal polo de desarrollo petrolero de Argentina, que ascienden a 1.825 millones de barriles según el IAPG.
A pesar de la diferencia global, el estudio realizado por el petrofísico Juan Carlos Glorioso destaca que Sea Lion supera en recursos descubiertos a varias áreas individuales dentro de Vaca Muerta. En términos de recursos descubiertos (reservas más recursos contingentes), Vaca Muerta acumula 8.134 MMbo frente a los 1.017 MMbo de Sea Lion. Si se consideran los recursos prospectivos, la formación neuquina alcanza los 30.172 MMbo, mientras que el yacimiento malvinense tiene 2.811 MMbo.
La comparación se vuelve más favorable para Sea Lion cuando se lo mide contra campos específicos de Vaca Muerta. En reservas probadas, solo Loma Campana-LLL (317 MMbo) lo supera, mientras que La Amarga Chica (224 MMbo) se aproxima. Otras áreas como Bajada del Palo Este, Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Loma Campana registran volúmenes inferiores. En recursos descubiertos, Sea Lion (1.017 MMbo) supera a todos los yacimientos individuales relevados de Vaca Muerta.
El proyecto Sea Lion, impulsado por Rockhopper y Navitas, contempla una inversión de USD 3.900 millones y se planea en dos áreas y cuatro fases, con la primera producción proyectada para marzo de 2028. La diferencia en la composición de los recursos se explica, en parte, por la naturaleza offshore del proyecto y su etapa más temprana de desarrollo, lo que implica un mayor volumen relativo de recursos contingentes.