Vaca Muerta enfrenta un nuevo límite: necesita más pozos para sostener el crecimiento
El 62% de los pozos no convencionales conectados en el último año solo compensó el declino natural. La industria necesita aumentar el ritmo de perforación y fractura para evitar una meseta productiva.
El petróleo argentino alcanzó en julio un récord histórico de 912,9 mil barriles diarios, con Vaca Muerta explicando el 71,1% del total. Sin embargo, detrás de ese crecimiento aparece un desafío estructural: una parte cada vez mayor de los nuevos pozos se utiliza para compensar el declino natural de la producción existente.
Según un informe de GtoG Energy Consulting, que cruzó información del Capítulo IV de la Secretaría de Energía con el registro de fracturas de julio, los pozos que producían hace un año entregan actualmente un 39,2% menos de crudo.
El resultado es una suerte de cinta de correr para el shale oil: la industria debe incorporar nuevos pozos de manera permanente simplemente para sostener el nivel alcanzado.
Seis de cada diez pozos solo compensaron el declino
Entre agosto de 2025 y julio de 2026 se conectaron 513 pozos no convencionales. De ese total, 316 fueron necesarios exclusivamente para reponer la producción perdida por el declino.
Los 197 pozos restantes aportaron crecimiento neto a la producción no convencional, que durante el período aumentó en 135,3 mil barriles diarios, hasta alcanzar los 648,9 mil barriles diarios.
El dato refleja la magnitud del desafío que enfrenta Vaca Muerta: el aumento de la producción requiere no solo sumar nuevos pozos, sino hacerlo a un ritmo suficiente para cubrir la caída de los pozos existentes.
Vaca Muerta necesita más pozos para mantener el ritmo
Para conservar durante los próximos doce meses el nivel de producción actual, GtoG Energy estima que será necesario conectar 399 pozos nuevos, únicamente para compensar una caída proyectada de 254,5 mil barriles diarios.
Pero si el objetivo es repetir el crecimiento registrado durante este año, la necesidad aumenta hasta 611 pozos, un 19,1% más que los conectados durante el último ciclo.
El problema está relacionado con un declino de base que, según el informe, se mantiene entre el 34% y el 42% anual desde 2023.
Aunque los pozos incorporaron mayores longitudes y más etapas de fractura hidráulica, las mejoras tecnológicas elevaron principalmente los caudales iniciales, sin modificar de manera significativa la velocidad con la que posteriormente cae la producción.
La actividad de fractura también marca un límite
El nivel de actividad registrado en julio sumó 2.010 etapas de fractura, un 27,2% menos que el récord alcanzado en junio. Además, siete equipos de fractura permanecieron fuera de operación.
Para sostener y ampliar el nivel de producción alcanzado en 2026, GtoG Energy calcula que serían necesarias unas 30.200 etapas de fractura anuales, prácticamente toda la capacidad que el sector proyecta tener disponible.
El margen de capacidad es, por lo tanto, reducido. Cualquier interrupción en la logística de fractura puede traducirse en menos pozos conectados y, en consecuencia, en una menor capacidad para compensar el declino.
La arena se suma a los cuellos de botella
Otro de los límites identificados por el informe es el suministro de arena, un insumo fundamental para la fractura hidráulica.
Cada pozo consume alrededor de 11.300 toneladas de arena, equivalentes a unos 490 camiones. Para sostener y ampliar la producción de shale oil, la industria necesitaría aproximadamente 6,9 millones de toneladas anuales.
La cifra se acerca a la demanda total proyectada para Argentina en 2026, estimada en 7 millones de toneladas.
Además, cerca del 75% de la arena utilizada proviene de Entre Ríos y debe recorrer más de 1.000 kilómetros hasta los yacimientos. Según GtoG Energy, el tiempo de traslado aumentó de unas 48 horas a entre 70 y 75 horas.
En los yacimientos existe stock para apenas dos o tres días, lo que deja poco margen ante cualquier interrupción logística. “El set no puede parar ni una hora”, resume el reporte.
El crecimiento exige más inversión
El costo de mantener este ritmo también es significativo. GtoG Energy estima que repetir el crecimiento registrado en 2026 requeriría alrededor de US$6.100 millones anuales destinados a la perforación y terminación de pozos.
La estimación no contempla inversiones en facilities ni en infraestructura midstream.
Incluso un escenario de simple mantenimiento de la producción actual demandaría unos US$4.000 millones por año.
El riesgo de un techo productivo
El informe plantea que el principal límite para Vaca Muerta no estaría necesariamente en la disponibilidad de recursos hidrocarburíferos, sino en la capacidad de la industria para incorporar suficientes pozos nuevos y compensar la producción que se pierde por declino.
Si no se suman equipos de perforación y fractura al ritmo requerido, el crecimiento podría desacelerarse hasta desembocar en una meseta productiva.
La paradoja es que Vaca Muerta atraviesa uno de sus mejores momentos productivos: el crudo argentino alcanzó un récord de 912,9 mil barriles diarios y la formación creció 26,4% interanual.
Pero detrás de esos récords aparece un desafío cada vez más evidente: el shale neuquino necesita perforar y fracturar a un ritmo creciente no solo para sumar barriles, sino también para evitar perder los que ya produce.
Fuente: EoloMedia
