Vaca Muerta enfrenta una nueva tensión: para sostener el crecimiento del petróleo no convencional, la industria deberá combinar el ritmo de perforación con una estrategia cada vez más enfocada en los pozos maduros y en el aprovechamiento de infraestructura ya construida.
El dato central surge del último informe técnico de GtoG Energy: YPF concentra el 48,9% de la producción de petróleo no convencional de la Argentina, con 317,4 kbbl/d. Si se suman Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy (PAE), las cinco principales operadoras explican el 80,6% del crudo shale.
La concentración productiva convive, sin embargo, con una progresiva expansión del mapa de concesiones. Actualmente se necesitan 13 concesiones para explicar el 80% del crudo de Vaca Muerta, frente a las nueve que alcanzaban ese nivel en 2023. La escala de YPF también se refleja en la actividad de fractura. Durante el último mes se contabilizaron 2.010 etapas de fractura en la cuenca y la compañía ejecutó el 53%.
Pero detrás de esos números aparece uno de los principales desafíos para Neuquén: la elevada velocidad de declinación de los pozos no convencionales. Según GtoG, la base productiva existente registra una caída anual del 39,2%. Un año atrás, los pozos que ya estaban produciendo aportaban 513,6 kbbl/d. Doce meses después, ese volumen había descendido a 312,2 kbbl/d: una pérdida de 201,4 kbbl/d que debió ser compensada mediante nuevas conexiones antes de generar crecimiento neto.
La dimensión del esfuerzo queda expuesta en otro dato: el 62% de los 513 pozos no convencionales conectados durante el último año se destinó solamente a compensar el declino de la producción existente. Para los próximos doce meses, el informe proyecta una pérdida adicional de 254,5 kbbl/d por la declinación natural. Solo para reemplazar ese volumen serían necesarios 399 nuevos pozos.
Si, además, la industria quisiera repetir el crecimiento de 26,3% registrado durante el último año, debería sumar otros 212 pozos. El requerimiento total ascendería así a 611 conexiones anuales. El costo también escala. Con una inversión estimada de entre USD 8,5 millones y USD 13 millones por pozo no convencional, el nivel de actividad proyectado representa alrededor de USD 6.100 millones anuales de capex directo en perforación y terminación, junto con una demanda de aproximadamente 6,9 millones de toneladas de arena de fractura. Ese volumen coloca presión sobre la infraestructura logística y la capacidad de transporte del país.
El petróleo que ya está perforado
En paralelo al desarrollo de nuevos pozos, Vaca Muerta comienza a exhibir un inventario que hasta hace poco ocupaba un lugar secundario: los pozos maduros, parados o de producción marginal. El informe identifica 632 pozos no convencionales parados o con producciones inferiores a 5 m³/d, dentro de un parque de 1.964 pozos con más de un año de trayectoria. Descontados los pozos definitivamente abandonados, quedan 628 candidatos técnicos para eventuales intervenciones.
De ese universo, 252 son pozos horizontales, los que presentan condiciones para posibles campañas de refractura o re-frac. Otros 376 corresponden a pozos verticales, con una concentración particularmente elevada en Loma Campana, donde se contabilizan 317. Actualmente, estos activos aportan apenas 0,81% del petróleo no convencional de la formación. Sin embargo, acumulan una producción histórica de 117,6 millones de barriles.
Mientras un pozo nuevo exige una inversión de varios millones de dólares y requiere movilizar equipos, construir instalaciones y conectar nueva producción, un pozo maduro ya dispone de buena parte de esa infraestructura: superficie, ductos de evacuación y locación. Por eso, la posibilidad de recuperar producción mediante una intervención sobre activos existentes gana relevancia en un escenario donde los equipos de fractura y la logística se convierten en factores cada vez más determinantes.
La presión también llega al convencional
El fenómeno no se limita a Vaca Muerta. En las cuencas convencionales argentinas existe un enorme inventario de pozos que dejaron de producir o lo hacen de manera marginal. La diferencia de productividad con el shale es significativa: un pozo no convencional promedio produce 174 bbl/d, frente a apenas 14,3 bbl/d de una perforación convencional activa.
En el Golfo San Jorge existen más de 40.000 pozos declarados, pero solo 11.277 se encuentran actualmente en extracción efectiva, según los datos citados por el informe.
El desafío, entonces, no consiste únicamente en perforar más. También pasa por determinar qué activos existentes todavía tienen valor económico y qué inversiones pueden devolverlos a producción.
Hay casos que muestran el potencial de esa estrategia. Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por PAE, registra una producción de 57,3 kbbl/d, mientras Manantiales Behr, de YPF, alcanza 24 kbbl/d. La aplicación de escala, eficiencia técnica y recuperación secundaria y terciaria permite mantener productivos campos convencionales maduros.
La industria argentina queda así frente a una doble ecuación: seguir perforando para compensar la fuerte declinación de Vaca Muerta y, al mismo tiempo, recuperar parte del capital ya enterrado en pozos existentes. En un escenario de presión sobre los equipos de fractura, la arena y la logística, la refractura y el re-use de pozos maduros aparecen como herramientas para complementar el desarrollo de nuevos proyectos. Para Neuquén, la discusión ya no pasa solamente por cuántos pozos nuevos puede perforar Vaca Muerta. También empieza a importar cuánto petróleo adicional puede extraerse de los pozos que la industria ya perforó.
