Crecen variantes tecnológicas
La provincia de Santa Cruz avanzó en la gestión autónoma de sus recursos convencionales maduros en la Cuenca del Golfo San Jorge.
A partir de diciembre de 2025, seis operadores independientes asumieron el control de diez áreas clave previamente operadas por YPF, tras la licitación pública administrada por la estatal FOMICRUZ.
Este proceso se inscribe en el marco de la estrategia nacional de focalización en yacimientos de alto potencial, como Vaca Muerta, mientras la provincia busca estabilizar la producción convencional mediante inversiones orientadas al mantenimiento, la recomisión de pozos y la aplicación de técnicas de recuperación secundaria.
Los operadores comprometieron más de u$s1.300 millones en inversiones hasta 2031, con el objetivo de mitigar el declive natural de campos centenarios y sostener la actividad económica regional, que incluye regalías y empleo local.
En un contexto en el que la producción petrolera nacional alcanzó un récord histórico de 868.712 barriles diarios en diciembre de 2025 —impulsado principalmente por el shale neuquino—, la Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta desafíos estructurales, con una caída interanual cercana al 12-13% en los volúmenes provinciales, según datos preliminares de la Secretaría de Energía.
Diciembre de 2025 representó el primer mes completo de operaciones bajo los nuevos concesionarios. Los resultados productivos mostraron un desempeño mixto, con avances modestos en algunos bloques, impulsados por mejoras operativas rápidas, y leves retrocesos en otros, típicos de yacimientos maduros en declive natural.
Producción de diciembre de 2025 por área y operador
A continuación, el detalle de la producción de petróleo durante diciembre de 2025:
Clear Petroleum (bloque Cañadón de la Escondida–Las Heras): 8.453,76 barriles diarios (bpd). Uno de los bloques de mayor volumen histórico del norte santacruceño, con un debut operativo positivo, asociado a mejoras en eficiencia y mantenimiento.
Consorcio Quintana (Quintana E&P Argentina – Quintana Energy Investments; área Cañadón León–Meseta Espinosa): 6.101,3 bpd. La operación conjunta mostró resultados alentadores, con foco en optimización operativa y recuperación secundaria para contrarrestar el agotamiento natural.
Patagonia Resources (bloques Los Perales–Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky): 7.340 bpd. La producción se mantuvo relativamente estable, con una leve variación negativa, habitual en campos de larga explotación.
Roch Proyectos (áreas Cañadón Yatel, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y El Guadal–Loma del Cuy): 5.774 bpd. Registró un ligero descenso, lo que, en opinión de analistas, refuerza la necesidad de programas intensivos de workover para frenar el declino.
En los casos de Brest (Pico Truncado–El Cordón) y Azruge (Cañadón Vasco), los datos de producción de diciembre aún no habían sido consolidados o presentados en su totalidad al momento de la elaboración de esta nota.
Estos números iniciales reflejan la complejidad de la transición: algunos operadores lograron incrementos tempranos mediante acciones rápidas de campo, mientras otros enfrentan el desafío estructural del agotamiento de reservas convencionales. Según pudo saber Shale24, no se reportaron impactos significativos en el empleo, en línea con los objetivos provinciales de continuidad operativa y estabilización productiva.
Avances tecnológicos en la recuperación de petróleo en yacimientos maduros
En el proceso de optimización de campos maduros como los de la Cuenca del Golfo San Jorge, los avances tecnológicos cumplen un rol clave para extraer mayores volúmenes de petróleo residual.
Las técnicas de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) permiten recuperar entre 30% y 60% adicional de las reservas originales, cuando los métodos primarios y secundarios —como la inyección de agua— ya no resultan suficientes.
Entre las tecnologías más relevantes se destacan:
- Inyección de polímeros: mejora la movilidad del agua inyectada y aumenta la eficiencia de barrido. En el Golfo San Jorge, proyectos piloto con HPAM lograron incrementos de recuperación del 5-15%.
- Inyección de surfactantes y polímeros (SP flooding): reduce la tensión interfacial petróleo-agua, facilitando la movilización de crudo atrapado en poros.
- Inyección de vapor: aplicada en sectores con petróleo de mayor viscosidad, mediante esquemas de vapor cíclico (huff-and-puff).
- Inyección de CO₂ (miscible o inmiscible): combinada con WAG (inyección alternada de agua y gas) para maximizar la recuperación en reservorios complejos.
- Recuperación química avanzada y nanotecnología: uso de nanopartículas para modificar la mojabilidad de la roca y liberar petróleo atrapado en poros finos.
- Inteligencia artificial y monitoreo en tiempo real: sensores downhole, machine learning para predicción de fallas, y modelado 4D de reservorios para optimizar estrategias de EOR.
Estas herramientas, junto con workover intensivo, estimulación ácida, fractura hidráulica selectiva y digitalización de operaciones, constituyen el núcleo de la estrategia de los nuevos operadores independientes.
Para los analistas, con precios del Brent proyectados por debajo de los 65 dólares por barril en 2026 y una brecha creciente entre lo convencional y lo no convencional, la clave estará en la ejecución efectiva de las inversiones comprometidas.