Vaca Muerta: los pozos nuevos baten récords y los bloques históricos sostienen el volumen

En Vaca Muerta comenzó a darse una situación por la cual las áreas más productivas no son necesariamente las que tienen los pozos más rendidores. Mientras las petroleras que lideran la producción total suman el caudal de cientos de perforaciones maduras, los pozos estrella -aquellos con caudales iniciales récord- pertenecen a otras compañías que no pueden hacerle sombra en el global pero que logran desarrollos recientes y de un impacto rápido.

La elevada tasa de declinación inicial que caracteriza a los pozos no convencionales obliga a las operadoras a un reemplazo vertiginoso de la producción. En ese marco, el ranking de productividad unitaria en petróleo y gas refleja una llamativa dispersión, donde la hegemonía del volumen masivo de las grandes compañías no siempre se traduce en los picos de inyección más altos de la cuenca.

El último informe de la consultora especializada GtoG Energy Consulting, elaborado sobre la base de datos de la Secretaría de Energía, pone en evidencia este contraste. El estudio revela cómo conviven dos estadísticas distintas dentro de la cuenca neuquina.

El segmento del petróleo no convencional brinda el ejemplo más claro de esta brecha. YPF se consolida como la operadora dominante de la cuenca neuquina al concentrar cerca del 51% del petróleo shale del país con un promedio de 320.500 barriles diarios. Sus bloques insignia, como Loma Campana (89.000 barriles diarios), La Amarga Chica (78.500) y Bandurria Sur (64.200), forman el corazón productivo de la formación.

Sin embargo, al mirar el ranking de los diez pozos individuales de mayor rendimiento, YPF solo ubica dos perforaciones dentro de la lista. Ambas pertenecen al bloque La Angostura Sur (con pozos que rinden entre 1.846 y 2.106 barriles diarios).

El primer puesto en caudales unitarios le pertenece a Pluspetrol, que posicionó cuatro pozos en el top 10 dentro del área Bajo del Choique - La Invernada. De hecho, la perforación más productiva de toda la provincia fue el PCN.Nq.BdC-1008(h), que alcanzó un pico de 2.639 barriles por día en su primer mes completo de operación.

La nómina de las diez perforaciones más productivas en crudo se completa con sorpresas operativas de peso. Pampa Energía logró posicionar dos pozos en su nuevo desarrollo de Rincón de Aranda, alcanzando picos que superaron los 2.200 barriles diarios.

Por su parte, el ranking lo cierra Phoenix Global Resources con dos pozos, uno situado en Mata Mora Norte, en Neuquén, y otro en Confluencia Norte, es un hito técnico relevante para la industria ya que confirma la extensión de la ventana de crudo de Vaca Muerta hacia la provincia de Río Negro.

En el segmento del gas natural la dinámica es similar, con un top 10 de pozos individuales repartido entre cuatro operadoras. YPF se quedó con el pozo de mayor inyección diaria de la cuenca en Rincón del Mangrullo (el RDMS-553, con un caudal de 1,23 millones de metros cúbicos por día) y sumó otros dos pozos dentro de la nómina en el mismo bloque.

Por su parte, Pampa Energía aportó tres perforaciones desde el área Sierra Chata, la misma cantidad (tres pozos) que logró ubicar Pan American Energy (PAE) en Aguada Pichana Oeste. El ranking de los diez más productivos se completa con un pozo de Pluspetrol en el yacimiento La Calera.

Al analizar el desempeño por bloque, el ranking de las áreas que más gas producen en la Argentina sigue encabezado por Fortín de Piedra (Tecpetrol, con 20,3 millones de m³/día), luego por La Calera (Pluspetrol, con 13,4 millones) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies, con 11,6 millones), es decir que vuelve a no darse la lógica de una correlación entre áreas y pozos más productivos.

Para profundizar en la razón de este fenómeno, la respuesta está en el balance entre volumen acumulado y presión inicial. Las áreas líderes como Fortín de Piedra basan su dominio en una enorme infraestructura y en cientos de pozos en producción constante que sostienen una meseta masiva de abastecimiento durante todo el año, sin depender del pico de rendimiento de una única perforación.

En cambio, el ranking de los pozos individuales más productivos mide la “fotografía de la máxima presión”. Se trata de perforaciones recién conectadas que liberan un caudal altísimo en sus primeros meses de vida para abastecer el pico estacional de invierno. Por eso, que un bloque tenga los pozos con mayor inyección inicial solo refleja la fuerza de sus últimos estrenos, mientras que el liderazgo general de la cuenca lo determinan la escala técnica y la continuidad operativa a largo plazo.

Así, los bloques con mayor volumen acumulado -como Loma Campana en petróleo o Fortín de Piedra en gas- basan su liderazgo en la escala. Cuentan con cientos de pozos en producción activa perforados a lo largo de varios años, y esa base masiva sostiene un flujo de producción constante y previsible. En cambio, la lista de los diez pozos con mayor caudal está integrada casi en su totalidad por perforaciones recién conectadas.

En el caso del petróleo, 8 de los 10 pozos estrella tienen seis meses o menos en producción. En el gas, 7 de los 10 se conectaron en los tres meses previos al invierno para abastecer el pico de consumo.

También influyen los cambios técnicos en el diseño de los pozos. Las empresas que buscan entrar con fuerza en el mapa o dinamizar áreas nuevas extienden las ramas horizontales a más de 3.000 o 4.000 metros e incrementan la densidad de fracturas hidráulicas. Este diseño busca lograr una alta tasa de extracción en los primeros meses de vida de la perforación.

Otras compañías prefieren estandarizar sus diseños para buscar estabilidad en el tiempo, evitando picos iniciales excesivos que puedan precipitar una caída rápida de la presión del reservorio. Los datos históricos del reporte de GtoG plantean que conseguir un arranque récord no garantiza que el pozo termine entregando más producción acumulada al cabo de tres o cuatro años.

Aunque las campañas más recientes de perforación (2024 a 2026) lograron caudales de entrada promedio más elevados que las anteriores, las curvas mostraron que la campaña de 2021 mantiene el mejor comportamiento acumulado en el largo plazo. Exprimir un pozo al máximo durante sus primeros meses puede acortar la meseta productiva si no se regula la presión de salida.