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Vista acelera actividad en Vaca Muerta: otro equipo de perforación y 85.000 barriles de petróleo

Vista incorporó el tercero de los equipos de perforación para acelerar la actividad en Vaca Muerta y anunció que proyecta una producción de 85.000 barriles equivalentes de petróleo diarios para fin de año.

«Este equipo nos dará flexibilidad para acelerar significativamente nuestra actividad de perforación en nuestros bloques, lo que nos permitirá mejorar nuestras proyecciones de producción para el cuarto trimestre de 2024, estimadas en más de 85.000 barriles equivalentes de petróleo por día», afirmó Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista durante la presentación de resultados.

El segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina redujo sus costos operativos un 33%, lo que consolida su modelo operativo basado en la eficiencia en Vaca Muerta. Además, aumentó 5% su producción total año contra año y un 7% la de petróleo, respecto del mismo periodo del 2023.

Durante el trimestre, Vista conectó 11 pozos nuevos: tres a mediados de febrero y ocho en el mes de marzo y, además, conectó un pad de tres pozos en el bloque Bajada del Palo Este la semana pasada, cuyos resultados se verán reflejados en el segundo trimestre del año.

Actualmente, la empresa produce 62.000 barriles equivalentes de petróleo por día y proyecta un crecimiento de la producción de dos dígitos durante el segundo trimestre, en comparación con el trimestre anterior. El tercer equipo de perforación comenzará a operar en sus áreas en la segunda mitad del año.

El precio promedio de petróleo crudo se situó en 70.3 $/bbl, lo que representó un incremento del 4% con respecto al trimestre anterior y un aumento del 6% en comparación con el mismo período del año anterior. Además, en este trimestre, el 57% de los volúmenes de ventas de petróleo, sumando mercados internacionales y doméstico, se vendieron a precios de paridad de exportación.

El EBITDA ajustado para el primer trimestre de 2024 alcanzó u$s220,6 millones, reflejando un aumento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, impulsado principalmente por menores costos operativos e ingresos por ventas estables. «Gracias a la reducción de costos obtenida, el margen de EBITDA ajustado fue del 68%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales con respecto al primer trimestre de 2023», destacó Vista.

Sin embargo, en el periodo, el flujo de efectivo libre fue negativo en 84 millones de dólares, dado el incremento en la actividad de perforación y completación en las áreas que la compañía opera en Vaca Muerta.

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Vaca Muerta siguió impulsando en marzo la producción de crudo en la Argentina

La producción de petróleo en la Argentina registró en marzo un crecimiento del 5,6% respecto del mismo mes del 2023, un salto que sigue impulsado por el desempeño del no convencional de Vaca Muerta que permite compensar con creces el declino del convencional en el resto de las cuencas productivas.

De acuerdo a las cifras de la Secretaría de Energía, en el tercer mes del año se alcanzó una producción de 3.348.619 m3, es decir un equivalente de 679.445 barriles diarios en promedio, con un alza de 5,6% interanual, respecto de marzo del año pasado cuando el nivel de las distintas cuencas llegó a los 3.163.151 m3 o 641.813 barriles por día.

El crecimiento también se refleja con firmeza en el intermensual, en cuya comparación marzo tuvo un alza de 6,7% respecto a los 636.623 barriles promedios diarios de febrero. En cuanto al acumulado del trimestre, la tendencia es claramente similar con un incremento del 5.9% entre similares períodos de 2023 y 2024.

Este desempeño general se apuntaló con la producción de petróleo de Vaca Muerta que volvió a dar un dato récord. Neuquén, consolidada como la mayor provincia productora de hidrocarburos, en el tercer mes del 2024 dio un paso más hacia los 400 mil barriles con 385.575 barriles diarios.

Este crecimiento refleja un alza de 1% más que en febrero y un 16% más que en marzo del año anterior. La cuenca Golfo San Jorge como la segunda productora en importancia, redujo la producción 2,7% i.a . respecto a igual mes del año anterior.

En la cuenca Austral la producción se redujo 7.4% i.a. mientras que en la cuenca Cuyana fue 8.2% i.a. menor, y en la Cuenca Noroeste, con una participación minoritaria, disminuyó la producción 34.1% i.a.

La Cuenca Neuquina representa, así, el 6 5% de la producción y es la única que crece anualmente con una tasa de 15.7% a.a .

Desagregando por los principales operadores, se observa que YPF alcanza el 50% de la producción total de petróleo con un desempeño que fue 11.9% superior respecto de igual mes del año anterior. Le siguen Pan American Energy, con una participación del 1 6% en el total, Pluspetrol que explica el 5%, Tecpetrol que representa el 3% mientras que Vista, se suma desde Vaca Muerta con el 7% del total.

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Vaca Muerta: “se viene hablando hace rato de empezar a darle valor agregado a lo que producimos”

En diálogo con Canal E, el titular de Vaca Muerta News, Darío Irigaray, habló sobre las empresas que empezaron a emigrar a gas sus vehículos, lo cual es una ayuda importante para el medioambiente, también mencionó la importancia de las refinerías en Argentina y la importancia de exportar lo que se produce en el país.

“Después de la devaluación y distintos ajustes que se dieron, en los combustibles sobre todo, se empezaron a ver reducciones, sobre todo cercanos a los cruces fronterizos, que también hicieron que cayera muchísimo el consumo interno”, comentó Darío Irigaray. “Gran parte del Diesel Euro, que se usa en vehículos del 2015 en adelante, no se puede refinar en su totalidad en Argentina y es necesario importarlo”, agregó.

Algunas empresas están optando por emigrar sus vehículos a gas

Posteriormente, Irigaray planteó: “También se están haciendo otras acciones para empezar a emigrar a gas, en Neuquén y Vaca Muerta ya hay varias empresas que compraron camiones a gas, inclusive, se inauguró hace poco una planta de licuado en YPF, para que se empiece a producir acá”. Luego, manifestó que, “si se llevaba el gas hasta Bahía Blanca en un gasoducto, se licuaba y volvía en garrafa, por lo que eso se va a empezar a revertir”.

El traspaso a gas puede significar una buena noticia para el medio ambiente

“Hace poco se hizo una presentación para empezar a transformar líneas de buses a gas acá en Neuquén y esto hay que ver que no es solo reducir importaciones, sino que también colaboramos con la huella de carbono”, sostuvo el entrevistado, que después completó: “Los vehículos a gas reducen un 80% la huella de carbono, así que por todo sentido es un ganar”.

Por otro lado, el titular de Vaca Muerta News señaló: “Todo esto no quiere decir que hacen falta más refinerías para cumplir con la demanda interna y en algún momento empezar a exportar no materia prima sino valor agregado”. A su vez, remarcó que, “no es lo mismo exportar combustible que petróleo, entonces, este es el camino que se viene hablando hace rato de empezar a darle valor agregado a lo que producimos”.

Para finalizar, Irigaray expresó: “En Neuquén se habla mucho de expandir algunas refinerías para no condicionar a que todo termine en un oleoducto o un gasoducto, poder que en vez de que los camiones vengan, se vayan cargados de combustibles”.

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Vaca Muerta vuelve a impulsar otro mes récord para el petróleo neuquino

Vaca Muerta

La producción de petróleo de Vaca Muerta volvió a dar un dato récord, esta vez con los resultados de marzo que publicó la Secretaría de Energía de la Nación. Neuquén, consolidada como la mayor provincia productora de hidrocarburos, en el tercer mes del 2024 dio un paso más hacia los 400 mil barriles por día.

En concreto, Neuquén terminó marzo con un promedio de 385.575 barriles por día, lo que significa un 1% más que en febrero y un 16% más que en marzo del año anterior. En tanto que la producción de gas natural llegó a los 77,6 millones de mestros cúbicos por día.

Centrados en el petróleo, la producción petrolera de Neuquén representó el 56,9% del total nacional, dado que fueron 677.831 barriles diarios los que aportaron todos los yacimientos de la Argentina, tanto shale como convencionales y offshore.

La actividad en Vaca Muerta viene a buen ritmo, pese a los obstáculos macroeconómicos y la falta de dólares en el país. Aún así, la industria logró incorporar sets de fractura, por los que actualmente hay diez en operaciones, y el objetivo en el corto y mediano plazo es incrementar las exportaciones de crudo.

Hay dos indicadores que fueron importantes en el último tiempo: en febrero se conectaron nada menos que 42 pozos con objetivo Vaca Muerta (25 en la ventana del petróleo), según reportó la consultora Economía & Energía; y marzo cerró con el mayor número histórico de etapas de fractura, con 1643, de acuerdo a la Fundación Contactos Energéticos.

El 93% de la producción petrolera de Neuquén ya es shale y hacia allí están apuntando todas las operadoras, y más con la decisión de YPF de desprenderse de activos de baja productividad convencionales para enfocarse en Vaca Muerta y sus exportaciones.

Vaca Muerta pareciera ser resiliente a los indicadores negativos de la economía argentina y continúa dando buenos números, tanto de productividad como también de eficiencia. Mientras avanzan obras de oleoductos, como nuevas ampliaciones de Oldelval y Vaca Muerta Sur, la producción neuquina continúa dando una marcha de crecimiento.

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Exportaciones de petróleo de Vaca Muerta a Chile aumentaron un 30%

El Oleoducto Trasandino (Otasa), reactivado hace menos de un año para facilitar la exportación de petróleo desde Vaca Muerta hacia Chile, presenció un notable aumento del 30% en los envíos, llegando a alcanzar los 52,000 barriles diarios. Este incremento se debe a la positiva recepción que tuvo el petróleo neuquino en Chile, donde es adquirido por la empresa estatal ENAP para su refinería en Talcahuano.

La red del Oleoducto Trasandino, que atraviesa 427 kilómetros desde el norte neuquino hasta Chile, es propiedad de YPF, Chevron y ENAP. Tras 17 años de inactividad debido a la caída en la producción de petróleo en Argentina, fue reactivado el año pasado tras trabajos de reacondicionamiento.

ENAP solicitó aumentar los envíos en otro tercio, hasta los 70,000 barriles diarios, a partir de julio. Esto se debe tanto al buen desempeño del crudo argentino en la refinería de destino como a la posibilidad de redirigir parte del crudo a otra refinería cercana en Biobío.

Para cumplir con esta demanda, se realizarán trabajos adicionales en el Oleoducto Trasandino, lo que incluirá un paro programado de una semana en mayo para realizar tareas de mantenimiento y pruebas de capacidad máxima de transporte del sistema.

Aunque la red tiene una capacidad nominal mucho mayor, cercana a los 109,000 barriles diarios, Chile aún no está preparado para recibir un crudo demasiado liviano como el shale, sino que prefiere un crudo con mayor presencia del convencional Medanito de la Cuenca Neuquina.

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Petrolera colombiana apuesta a Vaca Muerta para regresar a la Argentina

La petrolera colombiana GeoPark está cerca de regresar a la Argentina. A través de un comunicado, confirmó la presentación de una oferta vinculante para adquirir una participación (no operada) en bloques no convencionales de Vaca Muerta.

Se confirma también que la oferta ha sido aceptada por el vendedor y que las partes están trabajando en forma exclusiva para la ejecución de los acuerdos definitivos. “El precio de adquisición acordado es de unos US$200 millones de dólares, más un traspaso adicional de US$110 – US$120 millones (brutos), durante un periodo de dos años, asociado a determinadas actividades de exploración”, dice el texto.

La petrolera independiente, que cotiza en la bolsa de Nueva York, y que en 2021 se había retirado del país, ya había manifestado su interés en Vaca Muerta al participar de una oferta junto a Vista Energy para los bloques que ha puesto en venta Exxon Mobile, en una negociación de la que participan varias empresas y que aún no se ha resuelto.

GeoPark explicó esta posible adquisición como un movimiento coherente “con la estrategia de expansión continuada en las principales cuencas petrolíferas y gasísticas de América Latina”. Esta adquisición, en caso de cerrarse, le aportaría a la empresa más de 5.000 barriles equivalentes de petróleo por día netos de producción. La empresa ya opera en Colombia, Brasil y Ecuador.

La empresa financiaría esta operación mediante efectivo disponible, líneas de crédito disponibles y nueva financiación. “Se prevé que, tras la transacción, el ratio deuda neta/EBITDA ajustado no supere 1,1x”, dice el comunicado.

La documentación definitiva del acuerdo se firmaría “en las próximas semanas, en cuyo caso el cierre de la transacción se produciría en el tercer trimestre del 2024″.

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Vaca Muerta marcó un hito histórico en fracturación hidráulica durante marzo

El fracking en Vaca Muerta experimenta un aumento récord, con un total de 1643 etapas de fractura realizadas por nueve empresas operadoras.

El mes de marzo del presente año marcó un hito histórico para la industria del fracking en Vaca Muerta, con un impresionante aumento del 22,9% en comparación con febrero. Este récord representa un significativo avance para el sector del oil & gas, con un aumento notable en el número de etapas de fractura realizadas en la roca shale.

Según el informe mensual de la Fundación Contactos Energéticos, liderada por Luciano Fucello de NCS Multistage, en marzo de 2024 se llevaron a cabo un total de 1643 etapas de fractura en Vaca Muerta. Este logro supera la marca alcanzada en septiembre del año anterior y refleja un panorama alentador para la industria.

Una de las principales razones detrás de este notable crecimiento es la incorporación de nuevos sets de fractura, especialmente uno proporcionado por Tenaris, empresa del Grupo Techint, que también incluye a Tecpetrol, una importante productora de gas. En total, hay 10 sets de fractura en funcionamiento, con nueve operadoras solicitando asistencia en sus pozos horizontales.

YPF encabezó nuevamente la actividad de fracking, con un total de 662 etapas realizadas en marzo. La compañía diversificó sus prestadores de servicios, con 409 fracturas a cargo de Halliburton, 241 solicitadas a SLB y 12 adicionales por Weatherford.

En segundo lugar se encuentra Vista, fundada por Miguel Galuccio, que completó 323 etapas de fractura con equipos de SLB y Calfrac. La sucursal argentina de Shell realizó 153 fracturas con equipos de Halliburton, mientras que Pampa Energía, Tecpetrol y Pluspetrol también contribuyeron significativamente a la actividad de fracturación.

Aunque algunas compañías como Chevron y Pan American Energy realizaron un número menor de fracturas hasta el momento, su participación en proyectos futuros promete seguir impulsando el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos meses.

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Shell avanza en la electrificación de Vaca Muerta

La electrificación de los yacimientos y operaciones petroleras de Vaca Muerta es una tendencia que avanza a pasos acelerados, como uno de las principales estrategias de las operadoras para reducir su huella de carbono.

Shell Argentina es una de las compañías que ya reemplazó totalmente la generación de energía con equipos que queman combustibles líquidos al conectarse a la red provincial eléctrica de Neuquén, y ahora se garantizará la provisión del fuentes renovables.

La petrolera firmó un acuerdo con Genneia para abastecer la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta. A través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), sellaron un contrato de provisión de energía verde por el término de siete años para cubrir las operaciones de Shell en Neuquén, que se pondrá en marcha el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares.

“Las obras de electrificación que empezamos en 2019 y terminamos en 2022 y el acuerdo que alcanzamos ahora para la provisión de energía verde a las operaciones de producción de Sierras Blancas son dos pasos fundamentales dentro de un ambicioso plan de descarbonización que tenemos para todas nuestras actividades en Vaca Muerta en los próximos años. Esto nos permite convertirnos en una compañía líder en eliminar las emisiones de Alcance 2, que son las asociadas a la importación de energía”, señaló a +e Marcelo Asís, gerente de Seguridad y Sustentabilidad de Shell Argentina.

El directivo que tiene a su cargo el equipo encargado del plan de descarbonización de la compañía, subrayó que Shell tiene a nivel global el compromiso de reducir sus emisiones para convertirse en una compañía de cero emisiones netas de carbono para 2050 en el marco de la transición energética. También se puso como meta reducir las emisiones netas de GEI (gases de efecto invernadero) generadas en sus operaciones en un 50% para el año 2030 comparado con 2016.

“Es para este objetivo clave que el aporte de Shell Argentina resulta relevante, reduciendo las emisiones de Alcance 1 significativamente y eliminando las emisiones de Alcance 2”, dijo Asís.

Una mayor electrificación en Vaca Muerta

En paralelo, Shell evalúa la posibilidad de electrificar las operaciones de perforación como un próximo paso para profundizar su estrategia de reducción de la huella de carbono. “Es un desafío técnico, pero habiendo construido la infraestructura necesaria, es una misión que queremos llevar a la realidad en un futuro”, dijo el gerente de Seguridad y Sustentabilidad de la empresa.

La empresa terminó la conexión a la red eléctrica provincial de las operaciones de producción en 2022. “Fue un paso fundamental que posibilitó el acuerdo con Genneia porque nos permitió reemplazar energía que generábamos a través de generadores de diésel y gas para conectarnos a la red y hoy poder comprar energía verde a través de ella, reduciendo las emisiones de nuestras operaciones en alrededor de 20 kt CO2e/año durante el ciclo de vida de campo de estos bloques”, explicó Asís.

El directivo que tiene a su cargo el equipo encargado del plan de descarbonización de la compañía, subrayó que Shell tiene a nivel global el compromiso de reducir sus emisiones para convertirse en una compañía de cero emisiones netas de carbono para 2050 en el marco de la transición energética. También se puso como meta reducir las emisiones netas de GEI (gases de efecto invernadero) generadas en sus operaciones en un 50% para el año 2030 comparado con 2016.

“Es para este objetivo clave que el aporte de Shell Argentina resulta relevante, reduciendo las emisiones de Alcance 1 significativamente y eliminando las emisiones de Alcance 2”, dijo Asís.

Una mayor electrificación en Vaca Muerta

En paralelo, Shell evalúa la posibilidad de electrificar las operaciones de perforación como un próximo paso para profundizar su estrategia de reducción de la huella de carbono. “Es un desafío técnico, pero habiendo construido la infraestructura necesaria, es una misión que queremos llevar a la realidad en un futuro”, dijo el gerente de Seguridad y Sustentabilidad de la empresa.

La empresa terminó la conexión a la red eléctrica provincial de las operaciones de producción en 2022. “Fue un paso fundamental que posibilitó el acuerdo con Genneia porque nos permitió reemplazar energía que generábamos a través de generadores de diésel y gas para conectarnos a la red y hoy poder comprar energía verde a través de ella, reduciendo las emisiones de nuestras operaciones en alrededor de 20 kt CO2e/año durante el ciclo de vida de campo de estos bloques”, explicó Asís.

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Neuquén marcó nuevo récord de producción de petróleo por Vaca Muerta

La provincia de Neuquén, epicentro de la formación geológica de Vaca Muerta, alcanzó un hito histórico en su producción diaria de petróleo, según anunció el gobierno local. En un comunicado emitido el viernes, se informó que la producción de crudo logró los 381.570 barriles por día durante el mes de febrero, marcando un aumento del 17,6% en comparación con el mismo período del año anterior y un incremento del 1,8% con respecto a enero. Estos datos confirman una tendencia ascendente, ya que en los dos primeros meses del año la producción experimentó un aumento del 20,3% en relación al mismo lapso del 2023.

Vaca Muerta, una vasta extensión geológica ubicada en Neuquén, fue fundamental en este logro. Conocida por albergar una impresionante reserva de shale oil y shale gas, esta formación se convirtió en un punto focal de la industria de hidrocarburos no convencionales a nivel mundial. «La extracción no convencional de petróleo representó en febrero el 93% de la producción total de Neuquén, mientras que el 86% de la producción de gas provino del mismo origen», destacó la provincia en su declaración oficial.

Este aumento sin precedentes en la producción de petróleo y gas fue impulsado por la creciente actividad en Vaca Muerta. La formación, del tamaño aproximado de Bélgica, alberga la segunda reserva de gas no convencional más grande del mundo y la cuarta de petróleo. En febrero, la provincia de Neuquén también reportó un incremento en la producción de gas, alcanzando los 89,4 millones de metros cúbicos por día, lo que representa un aumento del 8,6% en comparación con el mismo mes del año anterior y un aumento del 9,1% con respecto a enero.

El fenómeno de Vaca Muerta no solo tiene implicaciones a nivel local, sino también a nivel nacional e internacional. Argentina, con la vista puesta en revertir su déficit en la balanza comercial energética, busca atraer inversiones millonarias y consolidarse como un actor importante en el mercado mundial de hidrocarburos. Según señaló el gobierno provincial, se están evaluando proyectos para exportar gas natural licuado (GNL), con el objetivo de fortalecer la posición del país como proveedor global de energía.

Vaca Muerta despertó un notable interés a nivel internacional. Con una extensión de aproximadamente 30 mil km², esta formación captó la atención de expertos y empresas del sector energético en todo el mundo. Según la Energy Information Administration (EIA), Vaca Muerta es el segundo mayor recurso no convencional de gas en el mundo, solo superado por China. Además, contribuyó a posicionar a Argentina como el cuarto país con mayores recursos de petróleo no convencional, después de Rusia, Estados Unidos y China, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario

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YPF y Eurnekian, listos para avanzar hacia la segunda joya del país

En pocas semanas está previsto que la petrolera estatal YPF y la Compañía General de Combustibles (CGC), del grupo Corporación América, inicien la fractura del primer pozo de exploración profunda de la denominada segunda Vaca Muerta del país, mucho más al sur de la Patagonia.

De esta manera, si bien actualmnente más del 50% de la producción de gas y petróleo del país proviene de los desarrollos de Vaca Muerta, la formación shale que capitaliza Neuquén, hoy los ojos de la industria siguen de cerca lo que sucede en Santa Cruz, en la formación Palermo Aike.

Allí comenzará a fracturarse en pocas semanas el primer pozo horizontal hacia Palermo Aike y habrá que esperar al menos medio año para conocer sus resultados del primer pozo a Palermo Aike.

Los trabajos corresponden al memorandum de entendimiento firmado entre YPF y CGC para trabajar en conjunto en la exploración de esta formación shale que se ubicaría en potencial, justo debajo de Vaca Muerta.

Potencial cercano al de Vaca Muerta

En concreto, los trabajos se centran en el sector Cañadón Deus de la concesión El Cerrito, en donde las firmas realizaron el primer pozo netamente destinado hacia la formación shale. La perforación descendió hasta una profundidad cercana a los 3.750 metros e incorpora una rama lateral horizontal de 1000 metros. Este es el primer pozo perforado desde un inicio con destino a la formación shale del sur del país, ya que hasta el momento los resultados exitosos que tuvo CGC en sus áreas correspondieron a lo que en la industria se define como ‘re-entry’, es decir el reingreso a pozos ya perforados para redirigirlos o fracturarlos con un destino diferente al original, en este caso hacia Palermo Aike. El caudal de gas y petróleo obtenido es lo que ahora se busca evaluar en detalle en este primer pozo netamente shale que en pocas semanas será fracturado, dando luego de esto paso al inicio del período de testeo que, desde las empresas ya se anticipó que no será corto. El estudio de un pozo exploratorio de este tipo, que además se estima que tendrá un costo realmente alto de US$28 millones, suele extenderse por no menos de medio año. En ese plazo se estudian los caudales, las variaciones que pueda mostrar entre la producción inicial y la registrada pasados los primeros 90 días y más importante aún, su curva de declino.

Estas características son las que determinarán si se trata de una formación que puede explotarse de forma intensiva, como se hace en Vaca Muerta, en donde un pozo promedio de petróleo tiene un costo de unos US$10 millones y una producción total estimada en los 2 millones de barriles.

De acuerdo a la planificación inicial realizada por YPF y CGC, informa el sitio ‘Energía On’, este primer pozo tendrá unas 20 etapas de fractura que se realizarán con un espaciamiento de unos 50 metros, en la rama horizontal del pozo. Las fracturas o fracking, se realizan inyectando arena y agua a alta presión, generando una suerte de canales en el interior de la formación shale que son rocas porosas en las que se encuentran atrapados el gas y el petróleo. Técnicamente denominada Inoceramus, la formación geológica Palermo Aike es una de las dos rocas generadoras de los hidrocarburos de la Cuenca Austral y en 1993 se realizó la primera perforación que dio con ella. Se trató del pozo Puesto Peter X1 que realizó YPF casi por accidente, ya que se buscaba la formación, Springhill. A fines de 2021 CGC puso en marcha su plan de exploración que contempló el reingreso y fractura de dos pozos. Cañadón Deus a-2 y Estancia Campos a-2 son los dos pozos en los que la empresa reingresó y realizó una fractura directamente sobre la formación no convencional. Ambos pozos dieron una producción de un petróleo shale, en el primer caso el petróleo fue el más liviano con 51 grados API y algo de gas, mientras que en el segundo se dio solo crudo con una densidad de 38 grados API.

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