Más fracking en Neuquén
La británica Harbour Energy consolida su posición en el shale oil de Vaca Muerta con avances técnicos concretos en el piloto del bloque San Roque, en Neuquén.
La noticia es que el piloto de cuatro pozos en la ventana de petróleo shale —ejecutado en asociación con TotalEnergies como operador— confirmó una producción comercial viable, según lo detallado en los resultados semestrales 2025 (Half-Year Results 2025, publicados en agosto de 2025) y en la presentación a inversores de noviembre.
En esos documentos oficiales, Harbour califica explícitamente el piloto como “successful oil pilot at San Roque” (piloto de petróleo exitoso en San Roque).
La descripción técnica se centra en que se trató de un “four-well pilot project in the oil window of the Vaca Muerta shale”, lo que implica pozos horizontales con estimulación hidráulica multi-stage (fracking) diseñados para probar la productividad de la ventana de oil (zona rica en petróleo líquido shale, distinta de la ventana de gas seca predominante en otras áreas de la formación).
Aunque la compañía mantiene confidencialidad sobre métricas operativas detalladas —como tasas de producción inicial (IP rates), curvas de declinación, EUR (Estimated Ultimate Recovery) por pozo, longitud lateral de los pozos, número de etapas de fractura, volumen de proppant/fluidos inyectados o costos de completación—, los reportes internos y la declaración de la CEO Linda Cook, el 2 de septiembre en la conferencia Barclays en Nueva York confirman que los resultados demostraron:
- Viabilidad técnica: productividad y recuperación de hidrocarburos líquidos suficientes para justificar desarrollo a escala.
- Viabilidad económica: business case confirmado, alineado con los criterios internos de retorno y riesgo de Harbour para madurar recursos 2C a 2P (reservas probadas y probables).
- Calidad de reservorio comparable a “algunas de las mejores cuencas shale de EE.UU. en una fase muy temprana de desarrollo”, lo que sugiere permeabilidad, saturación de petróleo y presión de reservorio favorables para IP rates competitivas y EUR atractivos una vez optimizado el diseño de pozos.
El salto del convencional al no convencional
San Roque, con producción convencional madura de aproximadamente 3000 boepd (principalmente petróleo convencional), ya había sido objeto de análisis en su porción no convencional. El piloto representa el primer test sistemático en la ventana de oil: validó el potencial shale oil como un complemento al portafolio gas argentino de Harbour (93% gas, con Aguada Pichana Este aportando 18.000 boepd en shale gas).
Las conversaciones avanzadas con socios (liderados por TotalEnergies) y autoridades (Neuquén y nacionales, dependiendo del RIGI) apuntan a obtener la licencia de explotación no convencional en 2026.
Esto habilitaría:
- Pozos horizontales extendidos (longer laterals) con mayor densidad.
- Fracking intensivo: más etapas por pozo, volúmenes mayores de arena y fluidos, y optimizaciones en química de fractura.
- Ramp-up comercial de shale oil, equilibrando el mix hacia crudo (precios globales más atractivos y menos intervención regulatoria local).
- Sinergias con Southern Energy (FLNG, 15% Harbour), que monetizará gas desde 2027-2028 y liberará capital para acelerar el desarrollo del oil.
Esto implica que Argentina es el mayor componente de upside global para Harbour. El piloto en San Roque refuerza la confianza en la ventana de oil como palanca estratégica, en un año donde la producción shale oil nacional superó récords.
El próximo hito será la aprobación de la licencia y el plan de desarrollo full-field. Si se concreta en 2026, San Roque podría transitar de play convencional maduro a un contribuyente relevante al shale oil local, fortaleciendo la presencia de Harbour en la cuenca bajo incentivos de largo plazo.