El nuevo mapa del petróleo argentino

76.500 barriles cambiaron de operador en apenas un año.

Mientras Vaca Muerta concentra el gran desembolso de capital, el petróleo convencional atraviesa una profunda reestructuración. Más de 20.000 pozos cambiaron de operador en doce meses y nuevas empresas buscan recuperar producción en campos maduros mediante eficiencia, recuperación secundaria y terciaria y una gestión mucho más agresiva de los costos.

El boom de Vaca Muerta está modificando la estructura de la industria petrolera argentina, pero el cambio no se limita al shale.

Mientras las grandes compañías concentran cada vez más capital en el desarrollo no convencional de la Cuenca Neuquina, el petróleo convencional está atravesando otro proceso, menos visible pero de enorme importancia: el cambio de manos de áreas maduras que todavía producen cientos de miles de barriles y concentran miles de pozos, instalaciones y trabajadores.

Un relevamiento sectorial elaborado a partir de datos de GtoG Energy muestra la dimensión de esa transformación: durante los últimos doce meses, alrededor de 76.500 barriles diarios de petróleo distribuidos en 20.157 pozos cambiaron formalmente de operador.

El volumen equivale aproximadamente al 24% de la producción convencional argentina.

No se trata simplemente de una rotación empresarial. Detrás del movimiento aparece una nueva estrategia para un segmento que durante años estuvo condicionado por el declino natural de los yacimientos, los costos operativos crecientes y la necesidad de administrar enormes volúmenes de agua.

YPF acelera la salida de los campos maduros

El principal protagonista de esta transformación es YPF.

La compañía transfirió alrededor de 49.300 barriles diarios distribuidos en 14.391 pozos hacia nuevos operadores. La decisión forma parte de una estrategia de concentración de recursos en activos considerados estratégicos para el desarrollo de Vaca Muerta.

El efecto es la aparición de una nueva capa de compañías que buscan construir negocios alrededor de los campos maduros.

Entre ellas aparecen PECOM, Clear Petroleum, Patagonia Resources, Quintana E&P y ROCH, además de nuevos grupos que están consolidando activos mediante adquisiciones y reorganizaciones.

El caso de Aconcagua Energía y Tango Energy también refleja esa tendencia de concentración y reconfiguración del segmento convencional.

La lógica económica es diferente a la del shale.

En un yacimiento no convencional, el negocio depende de perforar, completar y poner en producción una gran cantidad de pozos con inversiones intensivas.

En un campo maduro, en cambio, el desafío es otro: hacer rentable una infraestructura que ya existe y extraer más petróleo de reservorios que llevan décadas en explotación.

Eso obliga a mirar cada barril de otra manera.

El verdadero desafío está debajo de la superficie: agua, bombeo y eficiencia

Una de las claves de esta nueva etapa está en la gestión de los fluidos.

El convencional argentino tiene una particularidad que condiciona toda su economía: produce enormes cantidades de agua junto con el petróleo.

El promedio nacional llega a aproximadamente 5,9 metros cúbicos de agua por cada metro cúbico de petróleo.

Pero en algunas áreas la relación es muchísimo mayor.

En el Golfo San Jorge, por ejemplo, el volumen de agua asociado al petróleo llega a una relación cercana a 20,5 a 1, con un corte de agua estimado en torno al 95%.

Eso significa que una parte enorme de la operación diaria no consiste simplemente en sacar petróleo.

Hay que levantar, separar, tratar, transportar y eventualmente volver a inyectar agua.

Por eso, en los campos maduros la eficiencia de las plantas, los sistemas de bombeo, las instalaciones de superficie y los circuitos de tratamiento pueden definir si un barril adicional es rentable o termina transformándose en costo.

Cuando el agua deja de ser un problema y se convierte en una herramienta

La recuperación secundaria y terciaria aparece precisamente en ese punto.

El agua que inicialmente representa un costo operativo puede convertirse en una herramienta para sostener la presión del reservorio y mejorar el barrido del petróleo remanente.

Los datos de GtoG Energy muestran que la recuperación mejorada mantiene un peso creciente dentro del convencional argentino. En mayo de 2026, la producción mediante recuperación terciaria rondó los 19.200 barriles diarios, mientras que PECOM pasó a ocupar un papel central tras asumir la operación de Manantiales Behr.

Ese movimiento es particularmente importante porque demuestra que un campo maduro no necesariamente es sinónimo de campo agotado.

La edad del yacimiento y la rentabilidad no son exactamente la misma cosa.

La diferencia puede estar en la tecnología, la inversión, la calidad de la operación, el manejo del agua, el sistema de levantamiento artificial y la capacidad para sostener proyectos de recuperación mejorada durante años.

El otro gigante: más de 10.000 pozos están parados

El nuevo mapa también muestra el tamaño del desafío.

Argentina mantiene alrededor de 23.825 pozos convencionales en producción efectiva, pero a la vez existe un enorme inventario de pozos que dejaron de producir.

El relevamiento citado contabiliza aproximadamente 10.360 pozos parados, con más de 600 incorporados a esa condición durante el último mes considerado.

A eso se suman más de 22.000 pozos definitivamente abandonados.

Es decir que detrás del petróleo convencional existe una infraestructura gigantesca, con décadas de inversiones acumuladas, que todavía puede representar una oportunidad para operadores capaces de trabajar con costos mucho más ajustados.

La pregunta ya no es solamente cuánto petróleo queda.

La pregunta es:

¿cuánto petróleo puede recuperarse de manera económicamente viable con la infraestructura que ya existe?

Golfo San Jorge: el corazón del convencional

El mapa productivo continúa mostrando el enorme peso del Golfo San Jorge.

La cuenca aporta alrededor de 165.100 barriles diarios de petróleo convencional, seguida por la producción convencional de la Cuenca Neuquina, con unos 74.100 barriles diarios.

Más atrás aparecen la Cuenca Cuyana, la Austral y el Noroeste.

Esto significa que, aunque Vaca Muerta explique buena parte del crecimiento petrolero argentino, existe todavía un universo convencional que continúa siendo fundamental para las provincias productoras.

En Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro y parte de Neuquén, el negocio petrolero no desaparece porque cambie el foco nacional hacia el shale.

Cambia el modelo de gestión.

Cerro Dragón sigue siendo una pieza central

Dentro de ese mapa, el complejo Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, mantiene una escala difícil de igualar.

El área aporta alrededor de 57.300 barriles diarios mediante más de 6.000 pozos, equivalente a aproximadamente una quinta parte de todo el petróleo convencional argentino.

Si se consideran las concesiones vinculadas al complejo, el volumen supera los 65.000 barriles diarios y los 6.600 pozos.

La magnitud permite entender por qué el futuro del convencional no puede analizarse solamente desde la producción de cada pozo.

Hay que mirar también redes de captación, plantas, ductos, baterías, instalaciones de tratamiento, sistemas de inyección, equipos de pulling, workover y toda la cadena de servicios que mantiene funcionando esos campos.

El petróleo por pozo también cuenta

Otro dato importante es la enorme diferencia de productividad entre los distintos yacimientos.

El promedio convencional ronda los 14,3 barriles diarios por pozo activo, pero existen áreas donde la productividad es considerablemente mayor.

Uno de los casos destacados es Chachahuén Sur, en Mendoza, que alcanza alrededor de 10.300 barriles diarios con unos 398 pozos activos, lo que lleva el promedio a aproximadamente 26 barriles por día por pozo.

La diferencia demuestra que el futuro de los campos maduros no necesariamente pasa por perforar indiscriminadamente.

Puede pasar por seleccionar mejor los pozos, mejorar el levantamiento artificial, optimizar instalaciones, aplicar recuperación secundaria o terciaria y reducir los costos de cada barril producido.

Vaca Muerta no elimina al convencional: lo obliga a reinventarse

El cambio de mapa tiene una explicación de fondo.

La industria argentina está entrando en una etapa en la que el capital debe asignarse con mayor precisión.

Vaca Muerta ofrece una plataforma de crecimiento extraordinaria y concentra buena parte de las nuevas inversiones. Pero los campos convencionales tienen otra ventaja: la infraestructura ya está construida y existe una enorme cantidad de reservas y petróleo remanente que todavía puede recuperarse.

Por eso están apareciendo operadores especializados que ven una oportunidad donde otros ven declino.

El negocio no consiste necesariamente en perforar cientos de pozos nuevos.

Consiste en hacer producir mejor los pozos existentes.

Y allí entran en juego tecnologías de recuperación mejorada, automatización, optimización de bombas, tratamiento de agua, mantenimiento predictivo, eficiencia energética y una gestión mucho más precisa de los costos.

Un cambio que también impacta en los trabajadores

El nuevo mapa petrolero también tendrá consecuencias sobre la cadena laboral.

Cuando cambia el operador, no solamente cambia el nombre que aparece en la concesión.

Pueden cambiar los contratos de servicios, los esquemas de mantenimiento, las empresas tercerizadas, la logística, las plantas de tratamiento y las necesidades de personal especializado.

El desafío será que la búsqueda de eficiencia no termine transformándose exclusivamente en reducción de puestos de trabajo o deterioro de las condiciones laborales.

Porque detrás de los 20.157 pozos que cambiaron de operador existe una enorme red humana que permite mantenerlos activos.

La discusión sobre el futuro del convencional, por lo tanto, no es solamente financiera.

También es una discusión sobre empleo, proveedores regionales, actividad económica, regalías provinciales y la capacidad de las comunidades petroleras para sostenerse cuando un área entra en una nueva etapa de explotación.

El nuevo mapa petrolero argentino

La Argentina comienza a tener dos grandes lógicas productivas que conviven.

Por un lado, Vaca Muerta, con grandes inversiones, perforación intensiva, fractura hidráulica, crecimiento de infraestructura y búsqueda de mercados de exportación.

Por otro, un convencional maduro que cambia de operadores y busca una segunda oportunidad a través de eficiencia, tecnología y recuperación mejorada.

Los más de 76.000 barriles diarios que cambiaron de manos en apenas doce meses son una señal concreta de esa transformación.

No es simplemente una venta de activos.

Es la construcción de un nuevo mapa petrolero.

Y el éxito de esta nueva etapa dependerá de una pregunta que todavía está abierta: si las nuevas operadoras logran convertir campos maduros, pozos parados y enormes volúmenes de agua en barriles adicionales económicamente sostenibles.

Porque mientras Vaca Muerta mira hacia el futuro, una parte importante del petróleo argentino todavía está debajo de campos que llevan décadas produciendo.

La próxima batalla no será solamente por encontrar nuevos barriles.

Será por recuperar los que todavía quedan en los viejos yacimientos.