Marcos Bulgheroni anticipó que PAE buscará inversores para el shale de Cerro Dragón

Vaca Muerta es una realidad, pero el shale no empieza ni termina en la Cuenca Neuquina. Las fronteras no convencionales se extienden a lo largo de cuatro regiones donde cada una presenta sus particularidades. El Golfo San Jorge, por historia y músculo, se presenta como uno de los polos para ampliar el mapa de la industria petrolera.

En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, comparó el presente de Vaca Muerta con el del shale estadounidense en 2008, cuando la producción inició una curva de crecimiento exponencial. Según el directivo, la formación neuquina atraviesa hoy ese mismo punto de inflexión.

“Ya desrisqueamos, ya tenemos los oleoductos y los gasoductos troncales. Ahora lo que tenemos que hacer como industria es pozo, pozo y pozo”, planteó el ejecutivo para analizar el futuro del desarrollo no convencional en el país y los desafíos que enfrenta la industria de los hidrocarburos.

Más allá de Vaca Muerta

El directivo de PAE introdujo una advertencia central en su discurso sobre el rumbo de la industria petrolera argentina. Para Bulgheroni, el foco excluyente en una sola cuenca limita el potencial real del país en materia de hidrocarburos no convencionales.

“No le estamos haciendo un servicio a la industria si solo nos concentramos en Vaca Muerta. Estados Unidos tiene una docena de cuencas no convencionales, cada una con su economía y sus ventajas”, sostuvo en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo recordó que Estados Unidos desarrolló de manera sucesiva distintas formaciones de shale: primero Marcellus, con gas y líquidos; después Haynesville, de gas seco, y más tarde Eagle Ford. Cada cuenca generó especializaciones propias dentro de la industria energética norteamericana.

Asimismo, Bulgheroni ponderó que puede aplicarse en la Argentina, donde existen al menos tres cuencas adicionales con potencial no convencional todavía sin explotar de manera intensiva. El desarrollo de Vaca Muerta no debería, advirtió, eclipsar esas otras oportunidades geológicas.

La visión de Marcos Bulgheroni para el Golfo San Jorge

Tal como viene informando eolomedia, PAE ya avanza en la exploración de una formación D-129 y renombrada como Aurora Austral. “Nosotros en Pan American lo estamos haciendo solos, por ahora. Si hay alguno acá que quiere ayudar, encantado de la vida”, afirmó Bulgheroni.

La compañía lleva perforados tres pozos exploratorios y confirmó que la roca posee condiciones petrofísicas compatibles con un desarrollo no convencional. El proceso, según el directivo, todavía está en una etapa temprana de aprendizaje técnico y operativo.

“Prefiero un pozo de treinta millones de dólares que no sirve para nada, pero aprendiste. Eso es necesario para tener, el año que viene, la suficiente información”, explicó Bulgheroni sobre la curva de aprendizaje que atraviesa la petrolera en el Golfo San Jorge.

El shale llega a Cerro Dragón: PAE ya perforó su primer horizontal y evalúa nuevos pozos.

Socios internacionales para el shale del sur

El CEO adelantó que la compañía buscará inversores extranjeros para acompañar el desarrollo de un nuevo polo shale, en un movimiento que apunta a replicar parte del esquema que potenció a Vaca Muerta en los últimos años.

“Yo no solo creo, sino que estoy poniendo plata para que esto sea así. Podamos abrirnos al mundo y buscar socios, esperemos que en Estados Unidos, para atraer inversión”, remarcó Bulgheroni durante su exposición.

Bulgheroni fue cauto respecto del potencial productivo de la cuenca y evitó adelantar resultados antes de tiempo. La compañía ya cuenta con un barco de GNL para exportar gas, lo que suma una ventaja logística adicional al proyecto.

El directivo defendió además la llegada de más compañías a las cuencas argentinas como motor de desarrollo de infraestructura energética y de transferencia de conocimiento técnico entre operadoras del sector.

“Yo no compito con YPF solo, yo compito con Shell, yo compito con Exxon, yo compito con GeoPark. Toda empresa petrolera que se precie quiere que vengan más empresas a trabajar en la cuenca. Vaca Muerta no es lo único, y hay para todos los gustos y todos los sabores”, destacó Bulgheroni.

Vaca Muerta tiene 37 de los 47 perforadores activos en el país

La actividad de perforación cerró mayo con 47 equipos activos. De ese total, 37 corresponden a operaciones no convencionales (NOC) en Vaca Muerta y 10 a perforación convencional. Así quedó establecido en el informe mensual de TecnoPatagonia.

El reporte indica que Vaca Muerta se posiciona como el motor indiscutido del upstream nacional. “37 de los 47 equipos activos operan en shale, marcando un nuevo hito de actividad sostenida”, sostiene el documento.

La comparación interanual refuerza la tendencia. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, el rig count en Argentina pasó de 44 a 47 unidades activas, con un pico de 48 registrado en diciembre de 2025. El crecimiento, aunque moderado en términos absolutos, refleja una estabilidad operativa difícil de sostener en un sector históricamente volátil.

Neuquén monitoreará las emisiones en Vaca Muerta.

YPF posee 15 rigs actrivos

La concentración del mercado de perforación shale muestra a YPF como el operador dominante, con 15 rigs y el 42% de participación sobre los 36 equipos no convencionales relevados. Pluspetrol y Vista Energy comparten el segundo escalón con el 11% cada una, mientras que Tecpetrol representa el 8% restante visible en el informe.

“10 operadoras se reparten los 36 equipos de perforación”, precisa TecnoPatagonia en su análisis de concentración del mercado, señalando que el ranking completo está disponible para suscriptores de la plataforma.

El dato de YPF en Vaca Muerta no sorprende a los analistas del sector. La empresa de mayoría estatal viene consolidando su posición en el no convencional desde 2022, con inversiones crecientes en infraestructura de perforación horizontal y completación multietapa que hoy se reflejan en los números de actividad.

El shale concentra el 79% de la actividad total

El peso del shale en el drilling argentino alcanza el 79% del total de la actividad. Esta cifra sintetiza la transformación estructural que atravesó la industria en la última década: de una matriz convencional a una dominada por técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica.

Un indicador técnico acompaña ese avance: las ramas horizontales en Vaca Muerta ya superan los 3.000 metros de extensión promedio, un umbral que hasta hace pocos años era excepcional y hoy se convierte en estándar operativo para los principales operadores de la cuenca neuquina.

“El No Convencional concentra el 79% de la actividad”, sintetiza TecnoPatagonia, remarcando que las perforaciones horizontales continúan extendiendo su alcance como resultado directo de la mejora tecnológica acumulada por los equipos que operan en la roca madre.

La evolución del rig count mensual en Argentina entre mayo de 2025 y mayo de 2026 muestra una curva sin caídas abruptas, con valores que oscilaron entre 44 y 48 equipos activos a lo largo del período. El segmento no convencional fue el que sostuvo esa estabilidad, mientras el convencional mantuvo una participación acotada y relativamente constante.

Vaca Muerta eleva la vara: los clientes ya exigen un rendimiento al nivel de EEUU

La actividad en Vaca Muerta atraviesa una fase de mayor sofisticación operativa, impulsada por el avance tecnológico y la necesidad de elevar estándares de ejecución. En su visita a la roca madre, el vicepresidente de Producción de Halliburton, Eric Holley, destacó el rol creciente de la disciplina operativa y la consistencia en el desarrollo no convencional.

Holley remarcó que el shale ingresa en una nueva etapa de expansión. Según su visión, el crecimiento del sector no depende únicamente de la ambición, sino de la capacidad de ejecución sostenida.

“El desarrollo no convencional no escala solo con ambición. Requiere ejecución disciplinada, tecnología adecuada y personas con experiencia en los roles correctos trabajando de manera coordinada.
Esa combinación es la que permite lograr un rendimiento consistente”, aseveró.

El fracking en Vaca Muerta bajó en abril, pero sigue por encima de 2025.

 

El salto de exigencia de Vaca Muerta

En su análisis, Holley subrayó que el mercado argentino se acerca a niveles de exigencia similares a los de Estados Unidos, donde la consistencia operativa es un factor determinante en la productividad. La comparación con el mercado norteamericano aparece como referencia para medir eficiencia y desempeño.

El ejecutivo sostuvo que los clientes esperan resultados estables en cada etapa de la operación, con continuidad entre turnos y procesos. Esa demanda redefine la forma en que se planifican y ejecutan los trabajos en el segmento no convencional.

“Los clientes esperan un rendimiento al nivel de Norteamérica, lo que significa consistencia etapa tras etapa y turno tras turno. Ese nivel de exigencia se convierte en el nuevo estándar operativo en el shale”, ponderó.

Holley también señaló que la tecnología solo genera valor cuando está respaldada por una ejecución sólida, capaz de sostener resultados en entornos complejos y de alta intensidad operativa.

El petróleo de Vaca Muerta va por el mercado asiático.

Tecnología, ejecución y transformación operativa

En ese marco, Halliburton avanza con la implementación de su flota eléctrica ZEUS y el sistema OCTIV Auto Frac en Argentina. El despliegue busca integrar digitalización y eficiencia en las operaciones de fractura hidráulica.

Holley destacó que la colaboración con los clientes es un factor crítico para sostener el crecimiento de largo plazo en el desarrollo no convencional. La coordinación entre operadores, proveedores y equipos técnicos aparece como un eje central del nuevo esquema operativo.

El ejecutivo también puso en valor el desempeño de los equipos locales en Argentina, a los que atribuyó un rol clave en la evolución de los proyectos en curso. Según indicó, el talento, la capacitación y el foco en la ejecución marcan una diferencia tangible.

“El talento, la formación y el foco en la ejecución del equipo en Argentina son evidentes. Ese nivel de compromiso es lo que impulsa el rendimiento en el campo”, subrayó.

Shale más allá de Neuquén: YPF, PAE y CGC confirman inversiones por más de U$S108 millones en Mendoza, Chubut y Santa Cruz

El mapa del no convencional argentino se expande. Los datos de inversión confirmados ante la Secretaría de Energía de la Nación revelan que YPF, Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC) comprometieron en conjunto más de 108 millones de dólares para perforación exploratoria en provincias que, hasta hace pocos años, no figuraban en ningún plan de shale de escala industrial.

Según el análisis de eolomedia, el grueso de esa apuesta corresponde a YPF, que planea destinar 86,92 millones de dólares distribuidos en tres yacimientos de Mendoza y Santa Cruz. Le sigue PAE con 20,47 millones de dólares concentrados en el área Cerro Tortuga del bloque Cerro Dragón, en Chubut. CGC, por su parte, comprometió 0,17 millones de dólares en pozos sin yacimiento asignado en su permiso de exploración Paso Fuhr, en Santa Cruz.

YPF en busca de más shale

La mayor inversión individual recae en el yacimiento La Azucena, en Santa Cruz, donde YPF comprometió 50,60 millones  de dólares en perforación de pozos exploratorios. La Azucena integra la formación Palermo Aike, ubicada en la Cuenca Austral, que la industria considera el segundo recurso shale del país en importancia.

La empresa de mayoría estatal se adjudicó esa área junto a El Campamento Este en 2023, cuando la provincia de Santa Cruz habilitó dos nuevas concesiones para extender la exploración más allá del área pionera de Paso Fuhr.

En El Campamento Este, otro bloque de Palermo Aike, YPF destinará 17,08 millones de dólares también íntegramente a la perforación de pozos exploratorios. El primer pozo no convencional tipo shale en la cuenca, perforado en Cañadón Deus con una inversión de aproximadamente 60 millones de dólares en sociedad con CGC, arrojó resultados iniciales positivos en gas y condensados, y habilitó el avance sobre estas nuevas áreas. Los estudios sísmicos 3D de YPF en la zona abarcan más de mil kilómetros cuadrados.

El tercer yacimiento de YPF en este cuadro es CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina mendocina, donde la compañía invertirá 19,24 millones de dólares en pozos exploratorios. En 2024, YPF realizó la primera exploración no convencional en la lengua mendocina de Vaca Muerta con dos pozos, cuyos resultados fueron disímiles pero considerados alentadores: el pozo CN VII produjo 47 m3 de petróleo por día y más de 64.000 m3 de gas, una novedad para Mendoza.

La lengua mendocina, un frente que cobra fuerza

El bloque CN VII A integra el esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde ya se ejecutaron estudios y trabajos preliminares con resultados considerados alentadores. La ministra de Energía y Ambiente de esa provincia, Jimena Latorre, interpretó la decisión de perforar un nuevo pozo como una validación del modelo institucional provincial y del atractivo geológico de la hermana menor de Vaca Muerta.

El desafío logístico es, sin embargo, real. La alta demanda de equipos y servicios en Neuquén complica la disponibilidad de infraestructura para zonas consideradas aún marginales. La actividad se concentra en los bloques CN-VII A y Paso Bardas Norte, en el sur de Malargüe, donde YPF inició en 2024 el segundo período exploratorio de cuatro años.

Detrás de YPF, al menos dos proyectos privados ya aguardan los resultados para tomar sus propias decisiones. La UTE Quintana Energy y TSB estudian avanzar en Cañadón Amarillo con fractura hidráulica en 2027, con una inversión prometida de 24 millones de dólares. La experiencia acumulada en CN VII A resulta clave para ese cálculo.

Rio Chico, la apuesta shale de PAE en Chubut.

PAE y el shale del Golfo San Jorge

Pan American Energy comprometió u$s 20,47 millones en perforación de pozos exploratorios en el yacimiento Cerro Tortuga, dentro del bloque Cerro Tortuga-Las Flores que integra la concesión de Cerro Dragón, en Chubut.

Los datos ante la Secretaría de Energía revelan además que PAE proyecta 15,41 millones de dólares en explotación en esa misma área. La compañía comprobó la existencia de shale gas en la Formación D-129 – rebautizada como Aurora Austral- y la viabilidad operativa del primer pozo no convencional, que fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura.

La estrategia sobre Cerro Tortuga se despliega en dos etapas bien definidas. La primera consiste en la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga-x1000, de hasta 3.700 metros de profundidad, para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor y extraer un testigo corona de más de 100 metros. Los datos se enviarán a expertos internacionales en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas para guiar la segunda etapa: una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura, prevista para 2026.

CGC prepara el informe final del pozo shale de Palermo Aike

CGC en Paso Fuhr: una señal de continuidad

La Compañía General de Combustibles registró 0,17 millones de dólares en el área Paso Fuhr, en Santa Cruz, clasificados como pozos sin yacimiento asignado, lo que indica gastos de exploración previa a la identificación formal de una estructura productiva.

La cifra es discreta frente al resto, pero no carece de significado: CGC fue la empresa que inauguró la exploración no convencional en Palermo Aike y sigue activa en el play mientras escala simultáneamente en Neuquén tras adquirir el 49% de Aguada del Chañar, operada por YPF. El ingreso a Vaca Muerta marca un primer paso de CGC en un play donde la compañía considera que seguirá creciendo, mientras continúa preparándose para desarrollar Palermo Aike.

En abril de 2026, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de CGC encabezaron una misión técnica en Calgary, Canadá, donde presentaron a inversores internacionales el potencial de Palermo Aike, con nueva perforación de YPF prevista para la segunda parte del año.

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.