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Reservas y Recursos
Fuentes de Incorporación
Junio 2015
Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América (“Private Securities Litigation Reform Act
of 1995”).
Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como se
definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).
Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia,
incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, susresultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos
futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos ypolíticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes
de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos seconcretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que
pueden ser difíciles de predecir.
En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de
negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de lossocios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados,
márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones.Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda,
tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de
participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios,condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así
como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities andExchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y la Ítem 5 titulada
“Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de Diciembre de 2014, registrado ante la Securitiesand Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.
Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen
claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.
Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.
Nota Legal
3
Rejuvenecimiento
y optimización
de campos maduros
Desarrollo sustentable
de gas convencional
Desarrollo
sostenido del
No Convencional
Apertura de nuevas
fronteras de actividad
exploratoria
01 02
03 04
Fuentes de Incorporación de Reservas y Recursos
4
Optimización
de las operaciones
• Eficiencia operacional
• Racionalización de contratos
y contratistas
Optimización
de la recuperación
• Caracterización de reservorio: modelos
estáticos y dinámicos
• Intensificación de monitoreo
• Masificación de secundaria
(water shut-off /water conformance)
• Proyectos de terciaria
Rejuvenecimiento y optimización de campos maduros
*Fuente: Wood MacKenzie, elaboración propia. Basado en los 60 campos principales de Argentina
26%
44%
30%
Entre 0-20 años
Ente 20-35 años
+ de 35 años
Solo el 26%
de los bloques
producen hace
menos de 20 años
Años en Producción (% de Bloques)*
35 añosPromedio de años de producción
de los 10 principales yacimientos
de Petróleo
20%Factor de Recobro en campos
de petróleo de Argentina.
Importante oportunidad de
crecimiento.
Campos Maduros en Argentina
25
46
65
74
2011 2012 2013 end 3Q 2014
2,1972,661
4,178
6,077
2011 2012 2013 2014
Inversiones Upstream (MUSD) Equipos de Perforación (#)
+177%
+196%
2014
Fuerte incremento de Inversión y Actividad
Incorporación Reservas de Petróleo Incorporación Reservas de Gas
112%
137%
155%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
-
20
40
60
80
100
120
140
160
2012 2013 2014
Incorporación (Mbbl) IRR (%)
60%
176%184%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
2012 2013 2014
Incorporación (Mm3) IRR (%)
Sin descuidar nuestras Reservas…
La Incorporación y el mantenimiento de las reservas esta fuertemente relacionado a la evolución de los costos
TCAC% 2009-2013 (USD)
Impacto% costo total 2014
Impacto Promedio(14%1)
1 Impacto promedio es 1/7 del costo (todas las categorías tienen el mismo valor) TCA: tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR, Compound annual growth rate,)
Crecimiento anual principales costos
9
Rejuvenecimiento
y optimización
de campos maduros
Desarrollo sustentable
de gas convencional
Desarrollo
sostenido del
No Convencional
Apertura de nuevas
fronteras de actividad
exploratoria
01 02
03 04
Fuentes de Incorporación de Reservas y Recursos
10
Recuperación primaria
Pozos Horizontales/ Alto-Angulo
Minimizar daño de formación
Completaciones Under balanced
Efectivo control de arenas
Estimulación/fracturas hidráulicas
Optimización levantamiento artificial
Mejora en la estrategia de
completación Perforación Infill
Recuperación secundaria
Inyección de agua
Aumentar la estimulación de pozos
Recompletaciones
Mejora de las instalaciones
Perforación Step-out
Recuperación terciaria
Inyección Gas - CO2
Inyección alternada agua y gas (WAG)
Microorganismos (MEOR)
Sulfactantes / químicos
Polímeros
Térmicos
Reactivación de pozos inactivos
Profundizaciones
Workovers
BES´s
Mejora de la Producción
Enfoque paso por paso
Fuente: Mackenzie, dato estimado de Argentina
• El aumento de 1% del factor
de recuperación, representa
~500 MBbl, equivalente
a 2,2 años de la producción
de crudo de Argentina.
• Existe un gran potencial
de incorporar reservas vía
la mejora del factor
de recuperación de los
campos existentes.
35% Media Mundial
Mejora del factor de recuperación de crudo
Ejecución
Chihuido de la Sierra Negra: Single Well
Test / ASP.
Conceptualización y Definición
Señal Picada: Inyección de Polímeros
Visualización
Aguada Toledo / Puesto Hernandez:
Inyección de Polímeros
Loma la Lata: Inyección de Metanol
Medanito: ASP
Proyectos Neuquén
Ejecución
Desfiladero Bayo: Inyección de polímeros.
La Ventana: Piloto nano esferas
Conceptualización y definición
Vizcacheras, papagayos: Inyección
de polímeros, surfactante, nitrógeno,
Formación Barrancas: Inyección ASP.
Loma Alta Sur: Inyección de geles y polímeros
Visualización
Desfiladero Bayo Oeste: Inyección de
polímeros
Chachauen: SP
Puesto Molina: Inyección de polímeros
Proyectos Mendoza Proyectos Golfo San Jorge
Ejecución
Manantiales Behr- Grimbeek: Inyección
de polímeros
Conceptualización y Definición
Cañadón perdido: Inyección de polímeros.
Manantiales Behr Expansión polímeros,
yacimiento El Trébol inyección de geles
Visualización
El Trebol: Inyección de polímeros
Manatiales Behr Yac La Enramada: térmico
Grimbeek: ASP
Los Perales: Inyección de geles y polímeros,
Cañadón Seco-Leon: Inyección de polímeros
Loma del Cuy: Inyección de polímeros
Pico truncado: Inyección de geles y polímeros
Principales Proyectos EOR en YPF
Fuente: G. Pedersen, J.Jury, C.Bernhart, P.Vazquez 2014
Chubut
Santa Cruz
Cca. Del Golfo
de San Jorge
Reservorios alojados en la Fm.
El Trébol, Miembro San Diego
o Complejo II
S Centro de cuenca Flanco Norte N
Grimbeek
La Begonia
San Diego
Voster
Escalante N.
P. Castillo N.
GransonLa Carolina
El Alba
El Alba Valle
Cdón. Botella
Myburg
AREA MANANTIALES BEHR Grimbeek se compone
de 3 bloques separados
por fallas E-O
Gbk II
Gbk Norte
Gbk Norte II
Caso: Grimbeek/Manantiales Behr
Mejora Factor de Recobro
Obtener un modelo 3D robusto del área Grimbeek que permita entender, optimizar y predecir la inyección
de agua y los procesos de EOR (inyección de polímeros)
Caso: Grimbeek/Manantiales Behr
Modelo del Proyecto
Parámetros clave
• Definir unidades de flujo
• Mayor discretización vertical
• Conectividad lateral
y vertical
• Geometría interna
de los cuerpos Polaridad
(orientación)
Modelos Conceptuales
Canales simples
150 – 350 m
200 – 750 m
500 – 1500 m
Canales Multilaterales
Canales Amalgamados
Jerarquías
Reservorio
Correlación
y Modelado
Modelo 3D
Sa de San Bernardo
(Área Codo Río Senguer)
15Fuente: J. Jury, G. Pedersen, 2014
0 500
1000
K
S4C10 -20
La distribución de propiedades petrofísicas basadas en un modelo de facies
ajustado logra identificar las principales vías por donde se moverá el agua.
Esto nos permite obtener una predicción servirá de herramienta para el control
y optimización de la secundaria / terciaria
Simulación de lineas de flujo
(“streamlines”) pozos inyectores
– zona piloto de polimeros
Se observó que el agua se mueve
por el centro de la faja de canal
y principalmente por los ciclos
superiores de mayor espesor
y mejores propiedades petrofísicas.
Caso: Grimbeek/Manantiales Behr
Modelo Estático – Respuesta de secundaria
16
Ciclo S4
Las lineas de flujo muestran
como la distribución
de inyección esta fuertemente
controlada por uno de los
ciclos principales (faja
de canal de mayor espesor
y continuidad).
Caso: Grimbeek/Manantiales Behr
Modelo Estático – Interacción con simulación dinámica
17
Rejuvenecimiento
y optimización
de campos maduros
Desarrollo sustentable
de gas convencional
Desarrollo
sostenido del
No Convencional
Apertura de nuevas
fronteras de actividad
exploratoria
01 02
03 04
Fuentes de Incorporación de Reservas y Recursos
• En 24 meses se logró incrementar
la producción de gas en 4Mm3.
• El promedio del IRR de los últimos
3 años (R+P) es de 2,6.
• 1 a 4 años piloto (riesgo a asumir)
• 1,5 años delineación
• 2 años para alcanzar máxima producción
del proyecto.
Producción Segmento 5 (Lajas)
Inicio Piloto
Inicio Delineación
Inicio Desarrollo
Inicio Masificación Pozos Infill + Horiz.
Loma la Lata
Segmento 5
Desarrollo Tight Gas -Play Lajas
19
Rejuvenecimiento
y optimización
de campos maduros
Desarrollo sustentable
de gas convencional
Desarrollo
sostenido del
No Convencional
Apertura de nuevas
fronteras de actividad
exploratoria
01 02
03 04
Fuentes de Incorporación de Reservas y Recursos
20
Convencional(Petróleo 3P + Recursos)
NEUQUINA
GOLFO
SAN JORGE
AUSTRAL
CUYANA
NOROESTE
Fuente: Secretaria de Energia / U.S. Energy Information
Administration (DOE) / Advanced Resources International
(ARI), 2013
Potencial Petróleo Potencial en Gas natural
No convencionales (Recursos)
(Bbbls) (Tcf)
Convencional(Gas 3P + Recursos)
No convencionales (recursos)
4.4
27
29
802
4to 2do
CHACO
PARANAENSE
en recursos NC
recuperables de Petróleo
en recursos NC
recuperables de Gas
Argentina posee un importante potencial en recursos no convencionales
21
TarijaLos Monos
(shale gas)
CretaceousYacoraite(shale/tight/oil & gas)
Chaco ParanáDevonico – Permico (shale oil)
AustralInoceramus
Uno de los tres países con mayor potencial del mundo (junto
a China y EEUU); el más avanzado en desarrollo de shale oil
Más de 50 pozos
Exploratorios
perforados por
YPF a la fecha Golfo San JorgePozo D-129 (shale oil/tight oil)Neocomiano (shale oil/gas)
CuyanaCacheuta (shale oil) Potrerillos (tight oil)
NeuquinaVaca Muerta (shale oil/gas)Los Molles (shale gas)Agrio (shale oil)Lajas (tight gas)Mulichinco (tight oil/gas)
Exploración en ejecución
Iniciando la Exploración
Cuencas argentinas con potencial no convencional
x
x
xVaca Muerta • Total: 30.000 km2
• YPF: 12.000 km2 aprox.
53 Pozos exploratorios perforados
Inversión (MUSD)
Numero de Pozos
Actividad
Exploratoria
Ejecutada 2010-2014
Pozos Perforados
Actividad 2015
No Convencional: Exploración en Vaca Muerta
23
Rejuvenecimiento
y optimización
de campos maduros
Desarrollo sustentable
de gas convencional
Desarrollo
sostenido del
No Convencional
Apertura de nuevas
fronteras de actividad
exploratoria
01 02
03 04
Principales desafíos de nuestro portafolio…
24Fuente de datos: IHS
La Exploración en Argentina, el aporte de YPF
Distribución portafolio Exploración - Recursos estimados por tipo Exploración (MBOE)
Productivas
Nuevas Cuencas
Offshore
Crudos Pesado
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
1 10 100
PR
OB
AB
ILID
AD
DE
ÉXIT
O P
RO
MED
IO
VOLUMEN PROMEDIO UNRISK (MBOE)
El tamaño de las burbujas representa el recurso unrisk .
Mayor Riesgo
El tamaño de las burbujas representa el recurso risk El tamaño de las burbujas representa el recurso unrisk .
Mayor Riesgo
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Mayor Riesgo
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Mayor Riesgo
El tamaño de las burbujas representa el recurso risk
Grandes tallas
No Convencional(fuera de escala)
Composición
Portafolio Exploración YPF Argentina
26
Gas Profundo53%
Gas Somero3%
Petróleo Convencional
27%
Petróleo Profundo17%
• Los objetivos convencionales
profundos representan más
del 50% del potencial remanente
en cuencas productivas
• Nuevos desafíos:
• Mayores inversiones.
• Aceptar mayores riesgos.
• Adecuar el equipamiento
(perforación, estimulación
y evaluación)
• Consolidar experiencia para la
estimulación, el ensayo y puesta
en producción.
Potencial Exploratorio Cuencas Productivas
(Objetivos Convencionales)
Cuencas Productivas
Objetivos Profundos
27(*) perforados en las márgenes (Malvinas Norte no incluido), centro de Cuenca inexplorado. (**) Malvinas Oriental y Austral no incluidos.
CU
EN
CA
CU
YA
NA
• Nuevas modelos geológicos
CU
EN
CA
NE
UQ
UIN
A
• Petróleo tipo Medanito
en plataforma y Faja Plegada
• Gas Convencional
- Horizontes someros
- Horizontes profundos
• Crudos Pesados
• No convencional (Agrio)
CU
EN
CA
GO
LF
O
SA
N J
OR
GE • Gas Convencional
- Horizontes someros
- Horizontes profundos
• Exploración entorno yacimientos
Maduros
• Exploración de plays profundos
Descubrimientos relevantes 2012-2014
• Mirador del Valle x-1
• Los Caldenes x-2
• Arroyo Agua de Zorra x-1
• Manzano Grande x-1
• Paso de las Bardas Norte xp-37
• Bajo del Piche xp-68
• Cerro Pozo es-2
• Chachauen es-1
• Complejo Glauconítico
Manantiales Behr
• Cerro Piedra Oriental x-1
• El Trebol-914
• Las Mesetas x-778
• Filo Morado xp-40
• Vizcachera Oeste x-2
Cuencas Productivas
Apertura de Nuevas Fronteras de Actividad Exploratoria
28
Visualizar la estrategia más
adecuada para la exploración,
delineación y desarrollo de los
crudos pesados en el corto,
medio y largo plazo, en el ámbito
de la cuenca Neuquina
Factor deRecobro
En FrioEstimulación Cíclica con Vapor (CSS)
5% 20%
Desafíos Tecnológicos
Play Concept Crudos Pesados
29
Zona de Generación de Hc Migración Borde de Cuenca
Zona Prospectiva• Marcada disminución del espesor de la columna
de interés prospectivo, acuñamiento de los principales
niveles reservorio.
• Existe evidencia directa de migración de Hc
por grandes distancias desde las cocinas hacia
el borde de cuenca (manaderos).
• Los manaderos presentan petróleos fuertemente
biodegradados que actuarían como sello efectivo
de los Hc generados en Vaca Muerta.
Modelo Prospectivo Borde de Cuenca
Play Concept Crudos Pesados
• Área prospectiva: 9600 Km2
• Profundidades máx (TD): 4000-5000 m
• Bloques propios y participados: 6400 Km2
(64% Neto YPF:4160 Km2)
• Bloques No participados: 3200 Km2
• Recursos prospectivos MultiTCF
Operadas/participadas
No participadas
Segmento 5
9600 Km2 (Gross)(NETO YPF 43%)
Play:
Lajas BCGS No Convencional
Play Lajas “Basin-Centered Gas System”
Mapa Estructural (m) Tope Fm Lajas &
configuración areal del concepto “BCGS”
Sección E-W: Modelo “BCGS”
Play “Basin-Centered Gas System” Gr. Cuyo
Play Concept
Mapa Estructural F. Lajas con GPP.
Mapa de Espesor F. Lajas con & Máx.
Expulsión de Molles.
Fm LajasMesaverde Group (Piceance Basin)
Análogo Gas de Centro de Cuenca
Consorcio
FRAC-Austin
33
PRODUCCIÓN DE AGUAS PROFUNDASALCANZARÍA ~18% DEL TOTAL EN 2030
CAGR(10-30)
4,3%
0,7%
5,1%
-0,4%
~60% DE LOS GRANDESDESCUBRIMIENTOS DESDE 2003
Nota: Aguas profundas >500m; aumento en año 2000 liderado por descubrimiento de 15B BBLs en KashaganFuente: Rystad Energy; “330 Projects to Change the World”, Goldman Sachs; Oil Drum
OffshoreAguas Prof.
31%10%
38%18%
OnshoreOffshore
Tradicional
Offshore
Profundo
Offshore: Vector del crecimiento
(*) perforados en las márgenes (Malvinas Norte no incluido), centro de Cuenca inexplorado. (**) Malvinas Oriental y Austral no incluidos.
Cuenca del Salado
Cuenca del Colorado
Cuenca de Malvinas
CuencaAustral
Cuenca Argentina
CuencaDel Golfo
Solamente se perforaron 13 pozos con profundidad de agua mayor a 400 metros
en una extensión de ~600.000km2 (4,5 veces la Cuenca Neuquina)
Cuenca
Neuquina“~128,000km2 P
LA
T A
FO
RM
A
CO
NT
INE
NT
AL • Exploración comenzó en los
‘30-50s en el GSJ.
• Sun Oil hizo el primer pozo en
la Cuenca del Salado (1969).
• Primer descubrimiento en el
GSJ testeó 500 BPD de
crudo 33° (AGIP, 1970).
Profundidad100-200 mts.
(shallow)
Superficie~300,000 km2
(2,3x C.Neuquina)
Pozos
Offshore54*
TA
LU
D
CO
NT
INE
NT
AL
• Área con mayor potencial
geológico offshore.
• No se registra actividad
exploratoria.
Profundidad1000-4000mts.
(deepwater)
Superficie~160,000 km2
(1,3x C.Neuquina)
Pozos
Offshore0
AU
ST
RA
L-
MA
LV
INA
S
• El éxito de la cuenca Austral
llegó al Offshore en los 80s.
• Mayor descubrimiento fue
Carina de 3 TCF de Gas
(Total).
• Primera producción en 1989
en Yacimiento Aries (Total).
Profundidad100-800mts.
(shallow/deep)
Superficie~130,000 km2
(1,0x C.Neuquina)
Pozos
Offshore18**
Nuevas Cuencas
Offshore en Argentina: gran potencial y actividad limitada
35
Plan
Exploración
Argentina
Revisión integral de
cuencas sedimentarias
Análisis de 21 cuencas
a nivel regional
Mapa de
Oportunidades
Exploración
de Frontera
Visualizar áreas de interés
prospectivo
Nuevo impulso de YPF en la
exploración de alto Riesgo
Perforación de 25 pozos
de estudio
Registración de sísmica 2D y 3D
Reconocimiento de áreas
en 14 provincias
Exploración - estrategia
36
NOA paleozoica
NOA cretácica
Cuyana
24 cuencas
sedimentarias
Cuencas productivas
Neuquina
Golfo San Jorge
Austral
Chacoparanaense
Bolsones Intermontanos
Gral. Lavalle
Mercedes
Macachín
Salado
Claromecó
Colorado
Península Valdez
Exploración de frontera
Ñirihuau
Somoncura-Cdon. Asfalto
El Tranquilo
San Julián
Plataforma Argentina
Rawson
Malvinas Norte
Malvinas Occidental
Malvinas OrientalCuencas
productivas
Exploración
de frontera
Cuencas sedimentarias del país
37
• Los resultados obtenidos confirman a Vaca Muerta como shale play
de clase Mundial.
• Los Objetivos Profundos constituyen una oportunidad exploratoria
en cuencas productivas.
• El declino natural de las reservas de los proyectos existentes deberá
ser compensado en parte con el aumento del factor de recobro.
• El desarrollo tecnológico tendrá un rol muy importante en el desarrollo
de crudos pesados y EOR. Ciencias tales como la física, la química,
la biotecnología y nanotecnologías deberán ser capaces de generar
estos cambios.
• La exploración de frontera, particularmente el offshore , es el principal
potencial remanente de gran tamaño en reservorios convencionales.
• Existe un importante reto por delante para las compañías operadoras
y de servicios para reducir los costos de manera de incorporar
y mantener nuevas reservas.
Conclusiones
NUESTRA ENERGÍA
