Más del 60% del shale oil producido proviene de pozos 2025/26 y refleja el rápido declino del no convencional

El desarrollo de los recursos no convencionales experimentó una aceleración a partir de la optimización operacional y el salto de escala de los niveles de completación. Según los datos presentados en un informe reciente de la consultora GtoG, más del 60% del shale oil que se produce actualmente en la cuenca proviene de pozos puestos en marcha entre 2025 y 2026.

Las métricas relevadas ratifican este dinamismo de las operaciones, en las cuales el petróleo no convencional alcanzó en mayo un récord de 626,5 miles de barriles diarios (kbbl/d), lo que representa un crecimiento del 1,1% mensual y un salto del 38,3% interanual, consolidando su rol al explicar ya el 70% de la producción total de crudo en la Argentina.

En la misma línea, la producción de gas no convencional se ubicó en 108,4 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) -con un incremento del 14,4% respecto de abril y un 14,0% en la comparación interanual-, impulsada por el acondicionamiento del sistema antes del pico de demanda invernal.

El peso de los pozos nuevos

Estos indicadores ponen bajo análisis la elevada rotación del perfil productivo en los yacimientos no convencionales, donde la contribución de los pozos de mayor antigüedad disminuye de forma acelerada frente a la entrada en operaciones de las nuevas locaciones.

De acuerdo al análisis de la consultora, la relevancia de la rotación productiva se confirma en las cifras del reporte: los pozos puestos en marcha entre 2025 y 2026 explican por sí solos el 60,7% del shale oil que se extrae actualmente en la cuenca. Al incorporar las locaciones sumadas durante la campaña 2024, ese volumen trepa al 77,6%, evidenciando cómo la oferta del no convencional depende en casi cuatro quintas partes del trabajo realizado en los últimos dos años y medio.

La tendencia responde al incremento sostenido en la productividad inicial de cada perforación. Las operadoras concentran sus esfuerzos en maximizar los caudales durante los primeros meses de flujo, aplicando diseños de pozo cada vez más agresivos. Esta estrategia permitió elevar los picos de producción iniciales, impulsando los volúmenes totales de la cuenca, aunque a costa de acentuar las tasas de declinación en las etapas tempranas de vida útil del activo.

Pozos más extensos y productivos

El factor determinante detrás de los elevados volúmenes iniciales radica en la evolución técnica de la ingeniería de pozos. La longitud media de la rama lateral registró un salto continuo en los últimos ciclos de desarrollo, consolidando estándares que superan habitualmente los 3.000 metros de extensión horizontal y alcanzando en proyectos específicos ramas cercanas a los 4.000 y hasta los 5.000 metros.

La contrapartida de obtener mayores caudales iniciales es un perfil de declinación más pronunciado durante los primeros 12 a 24 meses de producción. Los registros analizados por GtoG evidencian que los pozos completados con alta intensidad de fractura exhiben caídas de producción que pueden oscilar entre el 60% y el 70% durante su primer año de operación continua.

Según el relevamiento, la combinación de ramas horizontales más extensas y una mayor densidad de fractura permitió elevar las tasas de arranque (PI) hasta promedios cercanos a los 1.100 barriles diarios por pozo. Sin embargo, esta búsqueda de respuesta inmediata aceleró el declino temprano. De hecho, al analizar el horizonte acumulado comparable, los datos revelan un matiz clave de la ingeniería de reservorios: la campaña de desarrollo de 2021 aún conserva la mejor trayectoria de producción acumulada por pozo a lo largo del tiempo, evidenciando un balance de drenaje más sostenible en el mediano plazo.

Este fenómeno, ya conocido y propio de la física de los yacimientos shale, implica que una porción sustancial del volumen total recuperable se extrae en la fase temprana del pozo. Transcurrido ese período inicial de flujo despresurizado, el pozo ingresa en una etapa de declinación más suave pero con caudales estabilizados en niveles sensiblemente menores.

Esta característica estructural explica por qué la producción global de un bloque no convencional depende de manera notoria de las etapas de pozos más recientes. Al mermar con rapidez el aporte de las locaciones perforadas en años anteriores, la base de producción existente requiere una constante inyección de nuevas perforaciones para evitar la contracción del volumen total.

La elevada tasa de reemplazo requerida para compensar el declino natural impone una fuerte exigencia sobre la cadena de suministros y la infraestructura de servicios en la formación neuquina. Para mantener la curva de producción en terreno positivo o en fase de crecimiento, las empresas necesitan sostener un flujo alto de equipos de perforación y sets de fractura en actividad.

Infraestructura y continuidad operativa

La logística asociada abarca la gestión de insumos clave como las miles de toneladas de arena de fractura, la gestión de elevados volúmenes de agua destinados a las operaciones de estimulación hidráulica, su posterior tratamiento, un equipamiento de superficie con disponibilidad, y la capacidad de evacuación en redes de captación y oleoductos de transporte para absorber los picos de producción tras los enganches de cada pad de pozos.

Cualquier cuello de botella en la provisión de equipos, en la disponibilidad de insumos o en la capacidad de transporte de midstream genera un impacto directo e inmediato sobre las metas de producción de las operadoras, dada la velocidad con la que declinan los pozos existentes.

El desafío financiero de la perforación continua

Desde la perspectiva económica, el modelo impulsado por altas tasas iniciales y rápido declino exige una rigurosa planificación del flujo de caja. Las inversiones en capital deben garantizar que el retorno generado por la producción temprana de los nuevos pozos financie las campañas de perforación subsiguientes.

Las empresas operadoras priorizan la eficiencia en los tiempos de perforación y completación para reducir el costo por barril equivalente y maximizar la rentabilidad en la ventana de mayor caudal. No obstante, la dependencia de la perforación continua demanda una disciplina financiera constante, donde la postergación o suspensión de equipos se traduce en una pérdida de volumen productivo a nivel general.

El informe de la consultora GtoG remarca que el balance entre productividad inicial y sostenibilidad de las operaciones es un eje central de las decisiones para los próximos años en la industria del no convencional, donde la escala y la continuidad técnica serán las variables determinantes para mantener el perfil expansivo del shale oil.