El Golfo San Jorge se reinventa: nuevas inversiones, shale gas y recuperación terciaria

La Cuenca del Golfo San Jorge, históricamente motor del petróleo convencional argentino, atraviesa una etapa de reconfiguración que podría devolverle protagonismo.

El 2025 comenzó con señales positivas: nuevas empresas operadoras, una apuesta decidida al shale gas en la formación D-129 y un fuerte impulso a las técnicas de recuperación terciaria.

Aunque el declino natural de los yacimientos maduros viene marcando el ritmo de producción en los últimos años, y pese a haber perdido liderazgo frente a Vaca Muerta, la cuenca compartida entre Chubut y Santa Cruz comienza a mostrar un nuevo perfil productivo y energético.

De la caída a la transformación

Tras la pandemia, la producción convencional cayó a niveles no vistos en más de una década. De los 280.000 barriles diarios que supo generar entre 2009 y 2012, la cuenca produjo apenas 189.000 en marzo de este año. A esto se sumó la retirada de YPF de campos históricos, el éxodo de trabajadores calificados a Neuquén y una caída sostenida del empleo, que desde 2014 perdió más de 4.000 puestos registrados.

Sin embargo, en este nuevo ciclo hay señales que despiertan expectativas. En Chubut se firmaron acuerdos de productividad con las operadoras para sostener la actividad, mientras que en Santa Cruz el Plan Andes permitió el traspaso de 10 concesiones desde YPF a Fomicruz, que planea relicitarlas.

La apuesta al shale gas

Uno de los anuncios más disruptivos llegó desde Pan American Energy, que lanzó un plan piloto para explotar shale gas en Cerro Dragón, apuntando a la formación D-129. Se trata de cinco pozos horizontales con ramas laterales de hasta 3000 metros y múltiples etapas de fractura, replicando el modelo exitoso que la compañía ya aplica en Vaca Muerta.

El primer pozo, con 1500 metros laterales y 25 etapas de fractura, demostró viabilidad operativa y la presencia de gas no convencional. De prosperar, este proyecto podría cambiar el perfil energético del Golfo, incorporando una base gasífera que lo conecte con futuros proyectos de exportación de GNL.

Regreso de operadoras y nuevas técnicas

PECOM volvió al upstream con fuerza tras adquirir dos áreas clave: Escalante–El Trébol y Campamento Central–Cañadón Perdido. Ambas suman cerca de 9.000 barriles diarios y concentran un alto potencial para aplicar técnicas de recuperación mejorada.

La inyección de polímeros —eje de la llamada recuperación terciaria o EOR— toma protagonismo. Más de 50 pozos serán intervenidos por PAE con esta técnica, en una inversión cercana a los 250 millones de dólares. Chubut, de hecho, concentra el 67% de la producción nacional con asistencia de polímeros.

Nuevos jugadores y más oportunidades

El mapa de operadoras en la cuenca se renovó. Empresas argentinas como CGC, Capex, Selva María Oil, y más recientemente la canadiense Crown Point, avanzan sobre áreas que dejaron compañías extranjeras como Sinopec, ENAP o Tecpetrol. Crown Point, en particular, se perfila para operar nuevas áreas maduras como El Tordillo.

A pesar del freno inversor que impone la concentración de capitales en Vaca Muerta, el Golfo todavía conserva un atractivo técnico y comercial. Se estima que podrían recuperarse hasta 1.000 millones de barriles más mediante técnicas de secundaria y terciaria. Y a diferencia de otras regiones, cuenta con infraestructura clave para exportación: los puertos de Comodoro Rivadavia y Caleta Olivia, a través de Termap.

El desafío del futuro

La Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta el desafío de reinventarse sin perder su esencia. En ese camino, la innovación tecnológica, el ingreso de nuevos actores y el empuje de las provincias podrían convertir a esta región en un actor clave para la transición energética nacional.