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No convencional

Radiografía de los bloques más fracturados en Vaca Muerta

El desarrollo técnico de Vaca Muerta mostró un despliegue sin precedentes durante el primer cuatrimestre. Entre enero y abril se completaron un total de 9.714 etapas de fractura, lo que representó un incremento del 23% en comparación con las 7.913 registradas en el mismo período del año anterior.

La distribución de las operaciones ratificó que la ventana de shale oil fue el principal motor de la cuenca con un total de 7736 etapas de fractura. Las empresas aceleraron sus planes en busca de saldos exportables de crudo para aprovechar la infraestructura de transporte en marcha.

Por su parte, la ventana de shale gas acumuló 1978 etapas de fractura entre enero y abril, reflejando una actividad más estacional y acotada. Las compañías modularon sus inversiones a la espera de la consolidación de nuevos proyectos de infraestructura invernal.

En este marco, YPF ratificó su liderazgo absoluto en la formación no convencional al sumar 4.431 etapas de fractura. La empresa de mayoría estatal concentró casi la mitad de las operaciones totales del período, enfocando sus mayores esfuerzos en el desarrollo de sus áreas principales de crudo.

Rystad Energy: el nuevo ciclo shale en Estados Unidos redefine las oportunidades para Vaca Muerta

El top cinco de Vaca Muerta

El bloque La Caverna (1152 etapas totales), operado por YPF, construyó su liderazgo con 256 fracturas en enero, 189 en febrero y 398 en marzo, divididas en tres tandas de 266, 7 y 125 etapas. En abril, la petrolera de bandera sumó las últimas 309 fracturas en el área.

En Lajas Este (927 etapas totales), también bajo la operación de YPF, la actividad de este cuatrimestre incluyó 196 etapas en enero, seguidas por tres tandas en febrero de 66, 223 y 59 fracturas. En marzo se adicionaron 267 etapas, concluyendo en abril con un pozo de 103 fracturas.

Para el yacimiento La Amarga Chica (833 etapas totales), controlado por YPF, el primer mes del año aportó tres tandas de 99, 238 y 5 etapas. En febrero, la operadora ejecutó 232 fracturas, mientras que en abril cerró el período con dos desembolsos técnicos de 157 y 102 etapas.

El bloque Bajo del Choique (738 etapas totales), operado por Pluspetrol, sumó 224 fracturas en enero y tres tandas en febrero de 36, 126 y 192 etapas. En marzo, la compañía adicionó 15 fracturas en la estructura, mientras que en abril completó el programa con 145 etapas de estimulación.

En el histórico Loma Campana (714 etapas totales), operado por YPF, la actividad se concentró en tres meses clave: enero aportó un pozo de 137 fracturas, febrero sumó dos tandas de 273 y 45 etapas, y en marzo se completaron las últimas 259 fracturas del cuatrimestre.

El yacimiento Bajada del Palo Oeste (497 etapas totales), operado por Vista, mostró un desembolso técnico de 199, 48 y 49 etapas durante el mes de enero. La compañía completó su campaña en este bloque específico durante abril, oportunidad en la que registró una tanda de 114 fracturas.

YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.

Fracturas cada vez más eficientes

En Rincón de Aranda (477 etapas totales), operado por Pampa Energía, las tareas se iniciaron en enero con 163 etapas. En febrero, la firma sumó un pozo de 238 fracturas y completó el esquema en marzo con un remanente de 76 etapas de estimulación hidráulica.

El bloque La Calera (452 etapas totales), operado por Pluspetrol, evidenció un perfil gasífero regular con 59 etapas en enero, seguido por dos tandas de 30 y 101 fracturas en febrero. En marzo anotó su mayor registro con 224 etapas, cerrando abril con 38 fracturas.

En tanto, el bloque Aguada Pichana Este (426 etapas totales), operado por Total, reportó un inicio de año con 185 y 3 etapas en enero. En febrero la firma francesa sumó un pozo de 140 fracturas, mientras que en marzo y abril completó tandas de 27 y 71 etapas respectivamente.

El ranking continuó con Rincón del Mangrullo de YPF (262 etapas totales; con 35 fracturas en enero y 38 en marzo), Aguada Federal de Vista (248 etapas totales; con 41 en febrero y 207 en marzo) y Aguada Pichana Oeste de PAE (236 etapas totales; con 179 en enero y 57 en febrero).

Por su parte, Cruz de Lorena de Shell aportó 236 etapas totales en abril, Bajada del Palo Este de Vista registró 230 etapas totales (156 en febrero y 74 en marzo), y Bajo del Toro de YPF anotó un pozo de 226 etapas totales en abril.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

Seguir impulsado el no convencional

Completaron el listado de bloques Bajada de Añelo de Shell (210 etapas totales; 54 en febrero y 156 en marzo), Aguada de la Arena de YPF (204 etapas totales; 154 en marzo y 50 en abril) y Coirón Amargo Sur Este de PAE (185 etapas totales; 33 en febrero y 152 en marzo).

Finalmente, el bloque Lindero Atravesado de PAE sumó 184 etapas totales (8 en marzo y 176 en abril), Mata Mora Oeste de Phoenix aportó 182 etapas totales (11 en febrero, 98 en marzo y 73 en abril), y Sierra Chata de Pampa Energía anotó 170 etapas totales (133 en marzo y 37 en abril).

En el cierre del listado, el yacimiento Puesto Parada de Tecpetrol acumuló 141 etapas totales (49 en enero y 92 en febrero), mientras que El Trapial de Chevron sumó 113 etapas totales en abril y Narambuena de YPF aportó sus 113 etapas totales en enero.

Las “nuevas fracturas” que generan expectativas para el shale de Cerro Dragón

“Lo peor ya pasó”. Esa es la frase que se repitió en el acto de asunción de la nueva comisión directiva del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La premisa se basa en los nuevos actores que llegaron a la Cuenca del Golfo San Jorge y el plan piloto shale de Cerro Dragón.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que mantendrá una reunión con la compañía para avanzar en nuevas inversiones vinculadas al shale y a un eventual proyecto de polímeros, en un contexto marcado por la búsqueda de mayor actividad en la región y por la necesidad de sostener los puestos de trabajo.

“Próximamente vamos a mantener una reunión con la empresa Pan American Energy para avanzar en la proyección del no convencional y en la eventual posibilidad de desarrollar una inversión en polímeros en Cerro Dragón”, sostuvo Torres.

“Estamos en un contexto económico complejo y volátil, pero con mayores niveles de previsibilidad para el sector, y eso representa una oportunidad importante que tenemos que aprovechar”, agregó el mandatario.

La apuesta de Chubut al shale

Las declaraciones de Torres se producen mientras Pan American Energy avanza con pruebas técnicas sobre la formación D-129, considerada la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge. El proyecto busca determinar si la región puede desarrollar una producción shale con características propias, diferentes a las de Vaca Muerta.

En ese escenario, el Upstream Managing Director de PAE, Fausto Caretta, explicó durante el Encuentro Regional de Energía en Chubut que la compañía decidió revisar décadas de información geológica para identificar nuevas oportunidades en una cuenca considerada madura.

“Cuando llegué hace dos años me dijeron: ‘La cuenca es madura, no hay mucho para hacer’. Pero volvimos a mirar la sísmica, la historia de exploración y hablamos con geólogos que habían trabajado hace décadas en la región”, explicó Caretta.

El ejecutivo sostuvo que el objetivo fue desafiar el enfoque tradicional sobre la cuenca. Según indicó, el análisis permitió identificar sectores de Cerro Dragón con condiciones compatibles para el desarrollo shale, especialmente por la profundidad, la temperatura y la presencia de materia orgánica.

Rio Chico, la apuesta shale de PAE en Chubut.

El primer pozo horizontal en Cerro Dragón

A partir de esos estudios, la compañía perforó primero un pozo vertical en 2024 para analizar las propiedades de la roca. De acuerdo con Caretta, los resultados confirmaron la existencia de contenido orgánico y sobrepresión, dos variables consideradas fundamentales para avanzar hacia un desarrollo no convencional.

“Perforamos un pozo vertical y comprobamos que la roca tenía el contenido orgánico que necesitábamos y además un 50% de sobrepresión. Después hicimos una fractura pequeña y el pozo fluyó gas”, detalló el directivo.

Ese resultado impulsó a la empresa a avanzar con un pozo horizontal de 1.500 metros utilizando tecnología similar a la aplicada en Vaca Muerta. Caretta aclaró, sin embargo, que las condiciones geológicas de la roca madre chubutense son diferentes y requieren un aprendizaje específico.

“No es un pozo igual que Vaca Muerta. Cada shale es distinto y se comporta de manera diferente frente a la estimulación hidráulica. La única forma de aprender es fracturando”, señaló.

El ejecutivo precisó además que el primer pozo horizontal no convencional en el Cerro Dragón demandó una inversión cercana a los 30 millones de dólares. Para ejecutar las etapas de fractura, la empresa trasladó equipamiento y experiencia desarrollada previamente en Neuquén.

Resultados técnicos y próximos pasos

Según explicó Caretta, los resultados iniciales fueron positivos desde el punto de vista operativo, aunque todavía existen desafíos técnicos para mejorar la productividad del pozo. La compañía logró producir gas con condensado, pero detectó que gran parte de las fracturas realizadas no tuvieron el rendimiento esperado.

“De las 25 fracturas solamente cuatro están produjeron gas. Pero si con cuatro obtuvimos caudales interesantes, creemos que si logramos hacer eficientes las 25 el potencial puede ser muy importante”, afirmó.

El ejecutivo indicó que esa experiencia llevó a la compañía a convocar especialistas internacionales en geomecánica, petrofísica y petroquímica para redefinir el diseño de futuras fracturas. El objetivo ahora es optimizar la estimulación hidráulica.

“Contratamos a los gurúes del mundo en geomecánica y petroquímica porque el conocimiento es fundamental”, explicó el ejecutivo. Con esas recomendaciones, se realizó el segundo pozo en noviembre del 2025.

Caretta remarcó que la empresa no busca replicar el modelo neuquino, sino desarrollar un esquema adaptado a las condiciones de la Cuenca del Golfo San Jorge. En esa línea, sostuvo que el aprendizaje técnico será clave para definir el potencial económico del proyecto.

Expectativas por inversiones y empleo

Mientras avanzan las pruebas técnicas, el Gobierno de Chubut sigue de cerca la evolución del proyecto por el impacto que podría tener sobre la actividad económica provincial. La expectativa oficial está puesta tanto en nuevas inversiones petroleras como en el desarrollo de cadenas industriales asociadas.

“Estimamos que este escenario, que inicialmente parecía coyuntural (por la cotización del barril de petróleo), podría extenderse durante varios meses, y es importante aprovechar esta oportunidad para generar más inversiones y puestos de trabajo”, señaló Torres.

El mandatario provincial agregó que esperan novedades en el corto plazo para la cuenca y aseguró que el contexto actual representa una oportunidad para recuperar dinamismo en una región golpeada por la caída de la producción convencional.

Neuquén superó los 628 mil barriles diarios

La producción de petróleo de la provincia del Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico, al registrar 628.924 barriles por día, según datos informador por la subsecretaría de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía de la provincia.

El volumen representa un incremento del 3,13% respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual del 36,18% en comparación con abril de 2025. Además, el acumulado entre enero y abril muestra una suba del 32,37% respecto del mismo período del año pasado.

Desde la subsecretaría se indicó que el crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento en la producción de las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena.

YPF logra un nuevo récord. Neuquén no detiene su producción.

Un crecimiento sostenido

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una leve disminución del 0,08% respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento del 10,91%, mientras que el acumulado anual refleja una suba del 5,94%.

La participación de los recursos no convencionales volvió a consolidarse como eje central de la matriz hidrocarburífera neuquina. En petróleo, la producción no convencional alcanzó los 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10% del total provincial. En gas, la producción no convencional fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57% del total.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 81,78% de la producción total de gas de la provincia, mientras que el tight gas representó 8,90 millones de metros cúbicos diarios, con una participación del 8,79%.

GeoPark solicitó un RIGI de más de U$S 1.000 millones para sus proyectos en Vaca Muerta

GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta.

Con una inversión de más de 1.000 millones de dólares en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

El trabajo de GeoPark

“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, director de la Unidad de Negocios Argentina.

En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre 80 y 100 millones de dólares proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.

Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país.

Chevron, Total y Petrobras aparecen en la mira para impulsar el desarrollo de Palermo Aike

La discusión sobre el futuro de Santa Cruz volvió a ubicarse en el centro de la agenda. El secretario general del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables, Rafael Güenchenen, reclamó acelerar el desarrollo de Palermo Aike y convocó públicamente a las grandes compañías internacionales a invertir en la hermana menor de Vaca Muerta.

El dirigente sindical planteó que el escenario internacional y la necesidad de aumentar la producción de hidrocarburos obligan a avanzar con rapidez en la etapa exploratoria. En ese contexto, sostuvo que la provincia necesita sumar equipos de perforación, ampliar la presencia de operadores y consolidar un esquema de inversión sostenida que permita reducir la incertidumbre técnica y escalar el proyecto.

“Palermo Aike necesita muchos jugadores para desarrollar todo su potencial. Tanto Total como Petrobras pueden volver a invertir en esta región, donde ya tuvieron presencia, y también puede sumarse Chevron, que cuenta con experiencia junto a YPF en Vaca Muerta”, afirmó Güenchenen.

El secretario general remarcó que la discusión ya no pasa únicamente por el potencial geológico de la roca madre, sino por la capacidad de transformar esa oportunidad en actividad económica y empleo en el territorio. En ese sentido, puso el foco en la situación de los trabajadores petroleros que actualmente permanecen sin actividad en la provincia.

“Llamo a las grandes operadoras del mundo a invertir, porque Palermo Aike es una realidad. Río Gallegos debe integrarse plenamente a este proceso, prepararse para recibir a las empresas y salir a buscar inversiones”, destacó el dirigente sindical.

Comenzó la evaluación de la productividad del primer pozo shale de Palermo Aike.

La apuesta por Río Gallegos como base operativa

Luego de la inauguración de la nueva sede sindical el pasado 1 de mayo y tras distintas reuniones con empresarios y funcionarios, Güenchenen profundizó una agenda centrada en acelerar la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz. Para el gremio, el desarrollo de Palermo Aike puede modificar el perfil productivo de la provincia y darle un nuevo rol a Río Gallegos dentro del mapa energético nacional.

El dirigente sostuvo que la capital santacruceña cuenta con infraestructura estratégica para acompañar un eventual crecimiento de la actividad. Entre los factores que destacó aparecen el puerto, el aeropuerto, los servicios y la disponibilidad de mano de obra especializada ligada históricamente al sector petrolero.

“En la provincia hay trabajadores petroleros capacitados, con experiencia, hoy sin actividad, y desde el gremio estamos trabajando para ampliar la actividad y que los trabajadores estén en el campo. En Palermo Aike y en el resto de Santa Cruz hay mucho trabajo por hacer”, aseguró.

A lo largo de las últimas semanas, el dirigente también insistió en la necesidad de acelerar los tiempos operativos. Según explicó, los avances exploratorios realizados hasta ahora muestran señales alentadoras, pero advirtió que la etapa técnica debe traducirse rápidamente en actividad concreta y perforación sostenida.

“La urgencia es ahora y las condiciones están dadas. La etapa exploratoria tiene que traducirse en equipos en campo, perforación sostenida y programas concretos de inversión”, sostuvo Güenchenen.

La presión sobre YPF y las operadoras

Dentro de esa estrategia, el sindicalista también apuntó hacia el rol que deben asumir las principales compañías del sector. En particular, pidió que YPF avance con los compromisos vinculados a los estudios técnicos previstos para los próximos meses y acelere los plazos operativos vinculados a la exploración.

El dirigente destacó además el trabajo que viene realizando CGC junto con YPF en la generación de información técnica sobre el play. Según explicó, los primeros pozos y las tareas exploratorias permitieron avanzar en la validación geológica y comenzar a reducir el riesgo exploratorio de la formación.

“Los primeros pozos están dando señales alentadoras, pero eso solo cobra valor si se consolida en escala. Palermo Aike, si se desarrolla, puede transformar la matriz productiva de la provincia”, afirmó.

Güenchenen también elogió el trabajo del CEO de CGC, Hugo Eurnekian, por impulsar la promoción internacional del proyecto. Sin embargo, advirtió que ese esfuerzo necesita acompañamiento político, empresarial y sindical para generar condiciones que permitan acelerar el desembarco de nuevas inversiones.

“Todos deben sumarse al proceso que está impulsando CGC para conseguir inversiones. Hugo Eurnekian está haciendo un trabajo importante llevando Palermo Aike al mundo y ese esfuerzo requiere acompañamiento de todos los actores”, expresó.

YPF seguirá explorando el potencial de Palermo Aike.

El potencial geológico de Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike aparece como una de las principales apuestas de Santa Cruz para reposicionarse dentro del negocio de los hidrocarburos no convencionales. La formación comparte características geológicas con Vaca Muerta y otros plays internacionales y comenzó a captar interés por sus niveles de sobrepresión y calidad de roca.

Según Güenchenen, la información técnica generada durante la etapa inicial permite reducir incertidumbres y mejorar las perspectivas de inversión. Para el dirigente, el proyecto ya superó la etapa exclusivamente prospectiva y necesita consolidar un esquema de ejecución sostenida en campo.

“La información que se viene generando reduce la incertidumbre y ordena las decisiones de inversión. Las condiciones técnicas y operativas están dadas”, afirmó el líder sindical.

En paralelo, el escenario internacional también juega un papel clave. La volatilidad del precio del barril y las tensiones geopolíticas en regiones productoras están impulsando a distintos países a acelerar proyectos capaces de generar nuevos saldos exportables de petróleo y gas.

“Si Palermo Aike avanza como corresponde, Río Gallegos va a convertirse en la segunda ciudad más importante del país en hidrocarburos no convencionales. Es una posibilidad concreta que depende de decisiones que se tienen que tomar ahora”, sostuvo.

La necesidad de acelerar la actividad

El dirigente insistió en que el desafío inmediato pasa por sostener inversiones, sumar infraestructura y avanzar en programas de capacitación laboral para acompañar un eventual crecimiento acelerado de la actividad hidrocarburífera.

En ese sentido, sostuvo que el desarrollo del play requiere planificación de largo plazo, aunque aclaró que el impacto económico y laboral no será inmediato. Según explicó, el proceso demandará continuidad operativa, inversión sostenida y ejecución en campo durante varios años.

“La etapa de los diagnósticos quedó atrás. El recurso y la oportunidad están dados. El paso siguiente exige decisiones firmes y ejecución sostenida para que Santa Cruz consolide un rol protagónico en el desarrollo energético nacional”, aseguró Güenchenen.

La llave para perforar en Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike comienza a encontrar un eje concreto: la incorporación de tecnología de perforación no convencional adaptada a condiciones extremas. En ese camino, la experiencia internacional aparece como un factor determinante para reducir incertidumbre y acelerar los tiempos de exploración.

En ese contexto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una misión técnica en Canadá junto a representantes de CGC y funcionarios del área energética. La visita incluyó recorridas por instalaciones en Prairie, una de las regiones con mayor nivel de desarrollo en la industria hidrocarburífera a nivel global.

Durante la actividad, la comitiva analizó equipos de perforación de alta potencia diseñados para operar en entornos complejos, con temperaturas que pueden descender por debajo de los 40 grados bajo cero. Este tipo de tecnología resulta relevante para evaluar su aplicación en formaciones emergentes como Palermo Aike.

Tecnología de alta potencia para condiciones extremas

“Invitados por la empresa ENSIGN, estuvimos en Prairie, una de las zonas más desarrolladas del mundo en materia petrolera, donde pudimos observar en funcionamiento equipos de perforación no convencionales de alta potencia, preparados para trabajar en condiciones extremas, incluso por debajo de los 40 grados bajo cero”, consideró Vidal tras la recorrida.

El mandatario destacó el valor técnico de la experiencia al remarcar que permitió observar en campo procesos operativos que combinan eficiencia, seguridad y productividad. Estos factores son considerados claves para el desarrollo de reservorios no convencionales, donde la precisión y la reducción de costos operativos resultan determinantes.

“Esta experiencia es muy importante porque nos permite comprender cómo se aplica tecnología de última generación en la producción de hidrocarburos, con altos niveles de eficiencia, seguridad y productividad”, agregó.

A nivel técnico, los equipos observados incorporan automatización avanzada, sistemas de control en tiempo real y capacidades para operar de manera continua bajo condiciones climáticas adversas. Estas características permiten optimizar tiempos de perforación y mejorar la performance de los pozos.

Palermo Aike y el desafío de la adaptación tecnológica

Uno de los principales ejes de la misión fue analizar cómo trasladar estas soluciones tecnológicas al contexto geológico y operativo de Santa Cruz. Palermo Aike, considerada la hermana menor de Vaca Muerta, presenta desafíos específicos que requieren un enfoque técnico adaptado.

“Junto a equipos técnicos, relevamos en detalle este tipo de operaciones y avanzamos con un objetivo claro: trasladar ese conocimiento y esa tecnología a Santa Cruz”, explicó Vidal.

El potencial del área es ampliamente reconocido dentro de la industria, aunque su desarrollo depende en gran medida de la capacidad de implementar tecnologías adecuadas. En este punto, la experiencia en cuencas maduras como Prairie funciona como referencia para definir estándares operativos.

“Palermo Aike es una de las grandes oportunidades que tiene nuestra provincia. Estamos frente a una formación con enorme potencial, que puede marcar un antes y un después en la matriz productiva de Santa Cruz. Pero ese potencial no se desarrolla solo. Necesita inversión, decisión política y, sobre todo, tecnología adecuada”, afirmó el gobernador.

En términos operativos, la incorporación de equipos de perforación de última generación podría permitir mejorar la eficiencia en etapas iniciales de exploración, reducir riesgos geológicos y acelerar la curva de aprendizaje en la formación.

Articulación con CGC y foco en innovación

La misión también puso de relieve el rol de CGC como uno de los actores centrales en el desarrollo de Palermo Aike. La compañía participa activamente en la estrategia de incorporación de tecnología y en la evaluación de nuevas oportunidades dentro de la provincia.

“Por eso estamos trabajando para generar las condiciones que permitan implementar en Palermo Aike este tipo de tecnología de punta, aumentar la producción y abrir una nueva etapa de crecimiento para la provincia”, sostuvo Vidal.

En ese marco, la articulación entre el sector público y privado aparece como un elemento clave para viabilizar la adopción de nuevas tecnologías y garantizar la continuidad de las inversiones en el área.

“CGC tiene un rol central en este proceso. Queremos que la compañía continúe invirtiendo, creciendo y desarrollando nuevos proyectos en Santa Cruz, generando más actividad y más empleo para los santacruceños”, aseveró.

Palermo Aike: una misión para replicar el know how de Canadá en la Cuenca Austral

Compañía General de Combustibles (CGC), junto a autoridades del Gobierno de Santa Cruz y referentes sindicales, lleva adelante una agenda técnica e institucional en Canadá orientada a posicionar a Palermo Aike como el segundo shale a explorar y desarrollar en Argentina.

En el marco de un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum, realizado en el McDougall Centre de Calgary ante más de 100 asistentes —entre operadoras, empresas de servicios, cámaras empresariales, entidades financieras y representantes gubernamentales—, se expusieron las principales características del play santacruceño. La presentación estuvo a cargo de Pablo Chebli (miembro del Directorio de CGC) y Jaime Álvarez (ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz).

CGC y su trabajo en la hermana menor de Vaca Muerta

Durante su presentación, Chebli profundizó las características geológicas y de reservorio de la formación, comparándola con rocas similares de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, afirmó el ejecutivo de CGC.

También destacó las ventajas competitivas frente a otros desarrollos, mencionando que “la cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”.

En tanto, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, celebró el interés que despertó la presentación en el auditorio y remarcó la necesidad de continuar profundizando la actividad exploratoria anticipando que “en la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

 

Generar interés en Canadá

La compañía también mostró el potencial de Palermo Aike en sus bloques y los trabajos realizados hasta el momento, al mismo tiempo que convocó a las empresas interesadas a compartir experiencias y sumarlas para participar en futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos.

Esto sucede en un contexto en el que la provincia de Santa Cruz ha implementado recientemente un esquema de reducción de regalías diferenciado por diez años para Palermo Aike, pasando de 12% a 5%, lo que la convierte en la regalía más baja de la Argentina para producción no convencional, una medida que sumada a la incorporación del upstream al RIGI, busca reforzar la competitividad del proyecto y acelerar su desarrollo.

Palermo Aike como un horizonte productivo

Desde la delegación argentina, el foco también estuvo puesto en el valor de la articulación entre los distintos actores: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, afirmó Rodrigo Fernández (Chief Of Staff de CGC).

La misión, que se extiende hasta este jueves, incluye visitas a operaciones no convencionales, proveedores y centros tecnológicos. La agenda contempla el análisis de nuevas tecnologías, prácticas en perforación, logística y diseño operativo en condiciones de bajas temperaturas, uno de los principales desafíos técnicos del área.

YPF acelera la exploración en Palermo Aike

La exploración de Palermo Aike sigue su curso. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, detalló que ya se completó la primera locación en la roca madre de la Cuenca Austral y que la segunda está en marcha. “Faltan tres capas de la segunda locación y ya se terminó la primera”, explicó.

Además, confirmó que YPF realizará la perforación del primer pozo exploratorio, con una inversión que rondará entre 75 y 80 millones de dólares.

Cabe recordar que, en 2025, YPF y el Gobierno de Santa Cruz firmaron un compromiso para perforar tres pozos exploratorios no convencionales en Palermo Aike, en las áreas La Azucena y El Campamento Este, con una inversión total de 200 millones de dólares.

Para avanzar en las locaciones, se requirió movimiento de suelos, desarrollo de accesos y contratación de mano de obra local, impulsando la actividad regional.

Resultados previos en Santa Cruz

La actividad exploratoria en Palermo Aike tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó niveles productivos elevados, permitió confirmar la presencia de roca madre y obtener datos geológicos clave.

El pozo incluyó un diseño dual con un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas, marcando un avance relevante en la exploración no convencional.

El ensayo arrojó 769 m³ de petróleo acumulados en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Si bien los volúmenes son modestos, resultan significativos para una formación en etapa inicial.

A partir de estos resultados, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos exploratorios, cuya perforación comenzará el 1 de septiembre.

Palermo Aike, el futuro de la Cuenca Austral

Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario destacó que la inversión en esta etapa oscilará entre 120 y 150 millones de dólares, lo que refleja el interés creciente en el desarrollo de Palermo Aike.

Desde la compañía, también indicaron en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de los proyectos onshore más relevantes dentro de su cartera exploratoria.

A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, posicionando a la formación dentro de una ventana de madurez atractiva para futuros desarrollos en la industria oil & gas.

Vaca Muerta: sube el gas y el shale oil mantiene su expansión

La producción de Vaca Muerta sigue marcando el camino de la nueva etapa de la industria hidrocarburífera. Las empresas incrementan su actividad en sus proyectos y Neuquén se encamina a ser la llave para abastecer la demanda de gas durante los días más fríos.

Según el reporte del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de gas en febrero fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento del 7,14% respecto a enero y una suba interanual del 0,18%. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55% en comparación con el mismo período de 2025.

El incremento mensual en gas se vincula principalmente al desempeño de áreas clave de Vaca Muerta como Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.

El gas no convencional de Neuquén

El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva de Neuquén. En febrero, representó el 96,92% de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01% en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó el 80,03% del total provincial, mientras que el tight gas representó el 9,99%, consolidando el rol estratégico de estos recursos en el desarrollo energético de Vaca Muerta.

El impulso del shale oil

En cuanto a la producción de petróleo, Neuquén alcanzó en febrero de 2026 los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13% en comparación con enero. No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36% respecto al mismo mes de 2025.

En el acumulado del primer bimestre, la producción creció un 31,23%, impulsada principalmente por el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta.

La variación mensual se explica por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte, todos bloques clave dentro de la Cuenca Neuquina.

Otro indicador clave de Vaca Muerta

La formación Vaca Muerta continúa rompiendo estándares y se prepara para una nueva etapa marcada por las exportaciones de energía. Un indicador central para medir la actividad en la formación son las etapas de fractura o fracking.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero.

Las punciones se distribuyeron entre 464 destinadas al gas y 1.907 vinculadas al petróleo, reflejando el dinamismo de la actividad en Vaca Muerta.

Además, la cifra se posiciona entre los mejores registros del fracking en Vaca Muerta. El máximo histórico fue de 2.588 punciones en mayo del año pasado, seguido por enero con 2.401 etapas de fractura, consolidando un nivel de actividad elevado en la Cuenca Neuquina.

El plan de Quintana Energy para perforar su primer pozo shale en Mendoza

El desarrollo de Vaca Muerta comienza a expandir sus fronteras más allá de Neuquén. En ese nuevo mapa energético, la provincia de Mendoza busca posicionarse como un nuevo polo de producción no convencional, con proyectos que empiezan a mostrar señales concretas de avance.

En ese contexto, Quintana Energy acelera su estrategia exploratoria en la denominada “lengua mendocina” de la formación. La compañía avanza sobre el bloque Cañadón Amarillo, donde proyecta perforar su primer pozo shale y consolidar una nueva área de desarrollo.

Un cambio de paradigma en Vaca Muerta

El CEO de la compañía, Carlos Gilardone, remarcó que la visión sobre el alcance geológico de Vaca Muerta cambió en los últimos años. “En un principio se pensaba que terminaba en Neuquén, pero hoy hay evidencia concreta de producción en Mendoza”, sostuvo durante su participación en Vaca Muerta Insights.

El ejecutivo destacó que ya existen antecedentes productivos en la zona, como los pozos en Altiplanicie del Payún, que confirman la presencia de la formación. A esto se suman perforaciones realizadas por YPF en áreas cercanas, como Paso Bardas Norte y CN VII, que arrojaron resultados positivos.

Cañadón Amarillo, en ese marco, aparece como un activo estratégico, con una extensión superior a los 100.000 acres dentro de la ventana de Vaca Muerta, lo que refuerza las expectativas de desarrollo.

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Estudios clave y avance exploratorio

Como parte de su plan, la compañía completó una campaña sísmica de más de 200 kilómetros cuadrados, un hito relevante para la actividad hidrocarburífera en la provincia. Este trabajo permitió mejorar el conocimiento del subsuelo y definir con mayor precisión las áreas con potencial.

Además, la firma llevó adelante estudios de superficie en zonas como Sierra de Reyes, incluyendo relevamientos de afloramientos. Para estas tareas, contrató equipos especializados que ya habían trabajado en Neuquén, replicando metodologías utilizadas en el corazón productivo de Vaca Muerta.

El desarrollo contó también con el acompañamiento del Gobierno de Mendoza, que facilitó tareas técnicas mediante equipos de arqueólogos y antropólogos, necesarios para avanzar con las campañas en campo.

Negociaciones con YPF y el objetivo de perforar antes

Uno de los puntos centrales del proyecto es la posibilidad de adelantar la perforación del primer pozo shale. Inicialmente, el compromiso asumido por la empresa contemplaba ejecutar dos pozos de 1.500 metros hacia 2027.

Sin embargo, Quintana Energy analiza acelerar esos plazos. Para ello, mantiene conversaciones con YPF con el objetivo de compartir un equipo de perforación y un set de fractura, lo que permitiría reducir costos y tiempos de movilización.

El avance dependerá en gran medida del acceso a financiamiento y de los acuerdos operativos que puedan alcanzarse entre ambas compañías. De concretarse, el primer pozo podría perforarse antes de lo previsto.

Uno de los principales diferenciales del proyecto es la infraestructura existente en la zona. Según explicó Gilardone, el área cuenta con condiciones que permitirían avanzar rápidamente hacia una etapa productiva, en caso de obtener resultados positivos.

La compañía dispone de capacidad de compresión, almacenamiento de gas y facilidades operativas heredadas de desarrollos convencionales previos. Esto habilita un esquema de “drill to fill”, es decir, perforar y poner en producción en tiempos reducidos.