El proyecto Multipozo Picuyo ZG-D iniciará su evaluación ambiental en Magallanes y apunta a desarrollar gas y crudo desde reservorios de baja permeabilidad en la comuna de Primavera.
ENAP avanzará con una nueva etapa de desarrollo de hidrocarburos en Tierra del Fuego tras ingresar a evaluación ambiental el proyecto de fracturación hidráulica Multipozo Picuyo ZG-D, iniciativa que considera una inversión de US$5 millones y la estimulación de ocho pozos en el Sub-Bloque Picuyo, comuna de Primavera, Región de Magallanes y de la Antártica Chilena.
La iniciativa fue declarada admisible por la Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), mediante la Resolución Exenta N°20261200134, dando inicio al proceso formal de calificación de su Declaración de Impacto Ambiental.
El desarrollo se ejecutará sobre una plataforma multipozo existente, con una superficie aproximada de 2,61 hectáreas, por lo que las principales operaciones asociadas al proyecto se concentrarán en un área previamente habilitada para actividades de hidrocarburos.
Para ENAP, Picuyo forma parte de una estrategia orientada a sostener la producción regional de gas natural mediante el aprovechamiento de reservorios no convencionales, en momentos en que Magallanes mantiene una dependencia estructural de este combustible para consumo residencial, comercial, industrial y generación energética.
Ocho pozos sobre una plataforma ya construida
Picuyo ZG-D se emplazará dentro del Sub-Bloque Picuyo, en la provincia de Tierra del Fuego. La plataforma donde se desarrollarán las operaciones cuenta con autorización ambiental vinculada al proyecto de perforación de pozos del sector, calificado favorablemente durante 2025.
Esta condición permite concentrar la nueva etapa en la estimulación y puesta en producción de pozos ya considerados dentro del desarrollo del bloque, evitando que la fracturación requiera una expansión equivalente de la superficie intervenida.
El objetivo geológico está puesto en la Formación Zona Glauconítica, una unidad que contiene reservorios tipo tight sand. Estas formaciones presentan una permeabilidad reducida, lo que dificulta que los hidrocarburos fluyan naturalmente hacia los pozos en volúmenes comercialmente aprovechables.
Por esta razón, la extracción requiere técnicas de estimulación que permitan aumentar artificialmente la conectividad de la roca.
Los objetivos productivos se encuentran a profundidades que fluctúan aproximadamente entre 2.050 y 2.700 metros bajo el nivel del mar, mientras las trayectorias finales de los pozos pueden alcanzar entre 2.100 y 3.200 metros.
Cómo funcionará la fracturación hidráulica
La fracturación hidráulica consiste en inyectar fluidos a alta presión dentro del reservorio para generar pequeñas fracturas en la roca y aumentar la superficie de contacto disponible para que el gas y los hidrocarburos líquidos puedan desplazarse hacia el pozo.
Antes de la estimulación principal se contempla una minifractura, procedimiento utilizado para obtener parámetros del reservorio y ajustar las presiones, volúmenes y características de la operación posterior.
En el caso de Picuyo ZG-D, el programa considera el empleo de aproximadamente 4,004 millones de libras de agente sostén, principalmente arena, distribuido entre los ocho pozos contemplados.
Este material cumple una función esencial después de la inyección: mantener abiertas las fracturas generadas artificialmente una vez que disminuye la presión del fluido. De esa manera se crean vías de mayor conductividad desde la formación productora hasta el pozo.
El desarrollo de este tipo de recursos representa una diferencia relevante frente a los yacimientos convencionales. En estos últimos, la permeabilidad natural puede permitir el desplazamiento del hidrocarburo sin una intervención equivalente. En reservorios compactos, en cambio, la productividad depende directamente del diseño y resultado de la estimulación.
Agua, flowback y recuperación del hidrocarburo
El proyecto contempla un consumo aproximado de 16.000 metros cúbicos de agua industrial, uno de los principales insumos requeridos durante la campaña de fracturación.
Una vez terminada la inyección comenzará el proceso conocido como flowback, etapa en que parte del fluido utilizado retorna a superficie junto con gas e hidrocarburos líquidos provenientes de la formación.
La recuperación proyectada del fluido inyectado se encuentra dentro de un rango de 5% a 50%, dependiendo de la respuesta de cada pozo y de las condiciones del reservorio.
En superficie se utilizarán sistemas de separación para dividir las distintas corrientes. Los hidrocarburos líquidos podrán ser derivados hacia instalaciones de manejo existentes, mientras el gas podrá incorporarse a la infraestructura de transporte disponible en el área.
La existencia de redes y facilidades petroleras previas constituye una ventaja operacional del desarrollo de nuevos pozos en sectores maduros de Magallanes. Parte de la infraestructura requerida para transportar, procesar y distribuir los hidrocarburos ya se encuentra disponible, disminuyendo la necesidad de desarrollar sistemas completamente independientes para cada plataforma.
Producción dependerá de la respuesta del reservorio
Las estimaciones contempladas para los ocho pozos muestran un rango amplio de productividad debido a la incertidumbre propia de los reservorios de baja permeabilidad.
Los caudales considerados por pozo se sitúan entre 20 y 30 metros cúbicos diarios de hidrocarburos líquidos, mientras que la producción de gas natural dependerá directamente del comportamiento efectivo de cada sector estimulado.
Esta variabilidad convierte el desempeño de la fracturación en uno de los elementos centrales para determinar la rentabilidad y continuidad productiva del desarrollo.
Para ENAP, la explotación de la Zona Glauconítica ha adquirido relevancia como mecanismo para incorporar producción adicional en una cuenca donde los campos convencionales acumulan décadas de explotación.
La compañía estatal desarrolla actividades petroleras en Magallanes desde mediados del siglo pasado y actualmente enfrenta el desafío de reemplazar el agotamiento natural de campos maduros mediante nuevas áreas, optimización operacional y explotación de recursos que requieren tecnologías de mayor complejidad.
Faenas comenzarían durante 2027
El cronograma presentado considera 65 días para la ejecución del proyecto, distribuidos en aproximadamente 14 días de montaje, 36 días asociados a fracturación y flowback y otros 15 días correspondientes a las actividades finales.
El inicio de los trabajos está proyectado para el primer trimestre de 2027, sujeto al avance de la evaluación ambiental y a la obtención de las autorizaciones necesarias.
Durante el período de mayor actividad se contempla una dotación máxima de 30 trabajadores.
Aunque se trata de una inversión acotada frente a proyectos petroleros de mayor escala, Picuyo ZG-D se inserta dentro de un programa más amplio de desarrollo de pozos e infraestructura de producción que ENAP mantiene en Tierra del Fuego.
La estatal ha venido incorporando plataformas, líneas de flujo y nuevos programas de perforación para conectar producción adicional con la red regional de gasoductos.
Gas de Magallanes y seguridad de suministro
El componente estratégico del proyecto está ligado a la estructura energética particular de Magallanes. A diferencia del resto de Chile, la región dispone de producción local de gas natural y una infraestructura construida durante décadas alrededor de los yacimientos de la cuenca austral.
La declinación natural de los campos obliga a incorporar permanentemente nuevas reservas y recursos productivos para sostener los niveles de suministro.
En ese escenario, los reservorios tight gas han ganado espacio dentro del portafolio de ENAP. Su desarrollo requiere mayores niveles de intervención tecnológica, pero permite acceder a hidrocarburos contenidos en formaciones que históricamente tenían una explotación limitada por sus características geológicas.
Picuyo ZG-D será ahora sometido a la revisión técnica y ambiental correspondiente antes de avanzar hacia su ejecución. El proceso deberá analizar las características de la fracturación, manejo de agua y fluidos de retorno, emisiones, transporte y demás componentes asociados a la campaña.
Para la industria energética regional, el comportamiento de estos nuevos pozos será especialmente relevante. La capacidad de convertir recursos de baja permeabilidad en producción estable determinará cuánto podrán aportar los desarrollos no convencionales a la reposición de la oferta de gas de Magallanes durante los próximos años.
