El dato surge al comparar los datos de 2015 contra 2025, en una década que estuvo marcada por cambios en el mercado internacional y la reorientación interna hacia Vaca Muerta.
El registro de menor perforación que mostró junio en la Cuenca del Golfo San Jorge, con relación a los meses precedentes, no es un fenómeno aislado ni puede explicarse solamente por las dificultades operativas del año pasado o lo que va del corriente. Detrás del dato mensual hay una reducción mucho más profunda de la actividad, que comenzó a hacerse evidente en los últimos 10 años y que aún no encuentra el camino para revertir la tendencia.
El ingeniero Marcelo Hirschfeldt, director de Oil Production Consulting, viene siguiendo mes a mes la evolución de la actividad a través de sus ‘Reportes de Tendencias Oil&Gas’ y explicó el contexto en el que, por ejemplo junio, registró sólo 7 pozos productores, contra un promedio previo de al menos 12 pozos por mes.
En principio, el registro histórico es mucho marcado. Al citar datos del año 2015, en diálogo con ‘Actualidad 2.0’, por radio Del Mar, el consultor recordó que en ese período se perforaban 680 pozos por año, mientras que en 2025 el registro quedó en sólo 187 perforaciones. Es decir, en menos de una década la cantidad anual de pozos terminados se redujo a menos de un tercio de aquellos niveles.
“En 2016 hay un quiebre, hay un antes y un después de ese período”, planteó Hirschfeldt, al repasar la evolución de la cuenca. El primer factor que identificó es económico: en ese año, el precio internacional del petróleo llegó a ubicarse en torno de los 25 a 28 dólares por barril, iniciando una desaceleración de la actividad que después se combinó con otros acontecimientos.
La cuenca también atravesó el temporal extraordinario que afectó a Comodoro Rivadavia en 2017, el impacto de la pandemia y diferentes episodios vinculados con la geopolítica y el contexto nacional e internacional. Pero también cambió el mapa empresario y productivo de la región, con una progresiva concentración de la actividad en Chubut mientras Santa Cruz Norte atravesaba una desaceleración más pronunciada.
Revisando la estadística oficial, Hirschfeldt remarcó que hasta 2016 la perforación se distribuía aproximadamente en partes iguales entre Chubut y Santa Cruz. Desde 2017, alrededor del 80% de los pozos perforados comenzaron a concentrarse en el lado chubutense.
LA PRODUCCIÓN EN LA CUENCA YA NO SE SOSTIENE SÓLO CON POZOS NUEVOS
De todos modos, el especialista advirtió que la caída de la perforación no puede leerse de manera lineal, como si cada pozo nuevo se tradujera inmediatamente en un determinado volumen adicional de petróleo. La estructura productiva del Golfo San Jorge tiene una particularidad central: una parte importante de su producción depende de la recuperación secundaria mediante inyección de agua, a lo que ahora, en esta nueva fase de madurez, se está añadiendo la inyección de polímeros.
“Obviamente que la perforación es importante, pero se viene trabajando también en la recuperación de pozos existentes -indicó-. La perforación de nuevos pozos impacta en la producción primaria y también en la secundaria, no hay duda. Pero por otro lado, está el mantenimiento y recuperación de pozos, junto con terminación y work-over, porque hay mucho trabajo de subsuelo que se está haciendo”.
Por eso, la actividad sobre los pozos ya existentes adquiere un peso considerable. Cuando se interrumpe la inyección, explicó Hirschfeldt, la producción no necesariamente vuelve al mismo nivel apenas se retoma la operación. La respuesta puede demandar meses o incluso años y, en algunos casos, el yacimiento puede no recuperar completamente el nivel anterior.
Esto explica también por qué la recuperación de la actividad en San Jorge no depende exclusivamente de volver a perforar más pozos.
En los planes de las empresas aparecen otras herramientas: reconversión de pozos, mantenimiento de pozos productores, trabajos de mantenimiento y técnicas de recuperación terciaria.
La propia evolución de la producción comienza a mostrar el peso de estas alternativas. La perforación de nuevos pozos mantiene un vínculo directo con la producción primaria y con determinados proyectos de recuperación secundaria, pero buena parte de la respuesta de la producción dependerá también de todo el trabajo que se realice sobre los pozos ya existentes, insistió el especialista.
EL COSTO DE SACAR PETRÓLEO Y LA META DE LLEGAR A LOS 25 DÓLARES POR BARRIL
En una cuenca madura, la discusión pasa además por una ecuación económica cada vez más determinante.
Hirschfeldt señala que existe una correlación entre la perforación, la producción y el precio internacional del petróleo, pero también pone el foco en otro factor: el costo de inversión en dólares necesario para desarrollar los yacimientos.
La Cuenca San Jorge cuenta con recursos y reservas, pero eso no significa que toda esa riqueza pueda convertirse automáticamente en producción. A medida que los yacimientos maduran, la extracción se vuelve más compleja y requiere inversiones que deben competir dentro de las decisiones de cada compañía con otras alternativas disponibles, con Vaca Muerta como gran atractor, si bien está claro que la escala de inversiones que demanda aquella región no habilita a todos los jugadores.
Por eso, reducir los costos de producción aparece como una de las condiciones para volver a perforar a mayor ritmo. Tal como han señalado distintos referentes de operadoras en informes anteriores de ADNSUR, la meta es lograr bajar desde un promedio que hoy supera largamente los 30 dólares por barril, al menos hasta los 25 dólares por unidad.
La ecuación es distinta a la de Vaca Muerta, donde los costos de los nuevos desarrollos se encuentran en otro nivel, en el orden de los 7 dólares. En San Jorge, la posibilidad de sostener y ampliar la actividad depende de conseguir que cada nuevo proyecto tenga una rentabilidad compatible con las características de una cuenca madura.
Está claro que la región no volverá a perforar 680 pozos por año. Pero en los próximos meses, si la curva de producción logra reflejar que al menos disminuyó la velocidad a la que viene cayendo, al 7% interanual en Chubut y 4% en Santa Cruz, será una señal de que el camino actual conduce, al menos, hacia algún punto de equilibrio.