La producción petrolera argentina atraviesa dos realidades que avanzan en direcciones opuestas. Mientras Vaca Muerta impulsa los volúmenes nacionales y concentra una porción cada vez mayor de la extracción, las cuencas convencionales enfrentan una batalla mucho más silenciosa: contener el declino de yacimientos que llevan décadas en producción.

La radiografía más clara de ese desafío aparece en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En mayo de 2026 produjo 27.446 metros cúbicos diarios de petróleo y mantuvo una participación del 19,40% sobre el total nacional. Es decir, pese al avance del shale, la histórica cuenca que se extiende entre Chubut y Santa Cruz todavía explica casi uno de cada cinco metros cúbicos de crudo extraídos en la Argentina.

Sin embargo, detrás de ese volumen aparece una tendencia que obliga a mirar con atención el futuro de la producción convencional.

Un año antes, en mayo de 2025, el Golfo San Jorge producía 29.592 metros cúbicos diarios. En doce meses perdió 2.146 metros cúbicos por día, una caída del 7,25%.

El retroceso del gas fue todavía más pronunciado. La producción pasó de 9,98 millones de metros cúbicos diarios en mayo de 2025 a 8,29 millones en mayo de este año, lo que representa una contracción interanual del 16,99%.

El informe elaborado por OilProduction Consulting muestra que mayo trajo una pequeña recuperación mensual: el petróleo creció 1,30% respecto de abril y el gas avanzó 1,10%. Pero el rebote no alcanza a modificar la tendencia de fondo. La curva de largo plazo muestra una cuenca que debe desplegar cada vez más tecnología, infraestructura e inversión para sostener un nivel de producción que continúa bajo presión.

El dato que revela la verdadera dimensión del desafío
La cifra más impactante del informe al que accedió Energía 360° no está solamente en los barriles que produce la cuenca, sino en todo lo que debe movilizarse para obtenerlos.

En mayo, el Golfo San Jorge produjo 27.446 metros cúbicos diarios de petróleo y, al mismo tiempo, movilizó 561.951 metros cúbicos diarios de agua asociada a la producción.

La relación es contundente: por cada metro cúbico de petróleo, la operación maneja aproximadamente 20,47 metros cúbicos de agua.

El dato no significa que toda esa agua sea consumida por la industria. Se trata, en gran medida, de agua producida junto con los hidrocarburos, que debe ser separada, tratada y gestionada dentro de un sistema operativo cada vez más complejo. Parte de ese volumen cumple además un papel central en los esquemas de recuperación secundaria mediante reinyección.

Pero la proporción expone con claridad el grado de madurez de los campos.

En los yacimientos jóvenes, la propia presión del reservorio permite que los hidrocarburos lleguen a superficie con mayor facilidad. A medida que el campo envejece, esa energía natural disminuye y la operación necesita incorporar técnicas para mantener la presión, desplazar el crudo atrapado y prolongar la vida productiva.

Por eso, en una cuenca madura, producir petróleo ya no consiste solamente en perforar un pozo y esperar que el recurso fluya. La actividad depende de una enorme red de pozos productores e inyectores, plantas de tratamiento, sistemas de separación, instalaciones de superficie, bombeo, energía y monitoreo permanente.

Ese es el verdadero tamaño de la batalla que se libra debajo de los campos maduros de la Patagonia.

Seis de cada diez metros cúbicos ya necesitan ayuda para salir
El reparto de la producción según el método de extracción refuerza la misma conclusión.

De los 27.446 metros cúbicos diarios producidos en mayo, 10.765 correspondieron a producción primaria, 14.414 a recuperación secundaria y 2.268 a recuperación asistida o EOR.

En otras palabras, solo el 39% del petróleo de la cuenca proviene de producción primaria. El 53% depende de recuperación secundaria y otro 8% de técnicas de recuperación asistida.

Así, el 61% del crudo del Golfo San Jorge ya necesita mecanismos adicionales para sostener su extracción.

La recuperación secundaria utiliza principalmente la inyección de agua para mantener la presión del reservorio y desplazar el petróleo hacia los pozos productores. La recuperación asistida o EOR avanza un paso más y busca extraer una parte del crudo que permanece atrapada incluso después de aplicar los métodos tradicionales.

El crecimiento de estas técnicas es una señal de madurez, pero también de capacidad tecnológica.

La producción EOR alcanzó en mayo 2.268 metros cúbicos diarios. Pecom concentró el 78% de ese volumen, seguida por Compañías Asociadas Petroleras con el 14%, Pan American Energy con el 6% y Crown Point con el 2%.

Lo que décadas atrás era un complemento aparece cada vez más como una de las herramientas necesarias para extender la vida de los yacimientos convencionales.

La actividad también se achicó
La presión sobre la producción no se explica solamente por el envejecimiento geológico. El informe también muestra una reducción estructural en la terminación de pozos.

La actividad actual se encuentra muy lejos de los niveles registrados una década atrás, cuando la Cuenca del Golfo San Jorge se movía con decenas de pozos terminados por mes y una intensidad operativa considerablemente mayor.

La menor actividad importa porque los yacimientos convencionales tienen un declino natural que obliga a reponer producción. Cuando se perforan y terminan menos pozos, o cuando disminuyen las inversiones en recuperación y mantenimiento, la caída de los campos existentes pesa cada vez más sobre el resultado total.

La ecuación es especialmente compleja en áreas maduras. Cada nuevo metro cúbico producido debe compensar, antes que nada, el volumen que se pierde naturalmente por el agotamiento de los reservorios.

Una cuenca estratégica que produce cada vez menos
El Golfo San Jorge sigue siendo la segunda cuenca petrolera más importante del país, muy por detrás de la Neuquina, pero todavía lejos de ser marginal.

Chubut aportó en mayo 18.460 metros cúbicos diarios, equivalentes al 67,30% del petróleo de la cuenca, mientras Santa Cruz produjo 8.986 metros cúbicos por día y explicó el 32,70% restante.

La concentración empresarial también muestra el peso de los grandes operadores en el sostenimiento de los campos maduros. Pan American Energy encabezó la producción de Chubut con 9.604 metros cúbicos diarios, mientras Compañía General de Combustibles lideró en Santa Cruz con 2.338 metros cúbicos por día.

Pero la discusión de fondo excede el ranking de empresas y provincias.

La Argentina necesita el crecimiento acelerado de Vaca Muerta para aumentar exportaciones y generar divisas, pero también necesita definir qué hará con sus cuencas convencionales. El Golfo San Jorge, la Cuenca Austral, la Cuyana y las áreas maduras de la Cuenca Neuquina siguen aportando petróleo, infraestructura, empleo, actividad económica y conocimiento industrial.

El problema es que cada año cuesta más sostener esos volúmenes.

El petróleo que queda será cada vez más difícil de producir
El informe de mayo deja una conclusión que atraviesa a toda la industria convencional argentina.

La discusión ya no pasa solamente por cuánto petróleo permanece debajo del suelo. La pregunta es cuánto cuesta extraerlo, qué tecnología será necesaria y qué nivel de inversión puede sostenerse para evitar que el declino avance más rápido.

Mover más de 560.000 metros cúbicos de agua por día para obtener 27.446 metros cúbicos de petróleo muestra la magnitud de ese desafío. Que seis de cada diez metros cúbicos producidos dependan de recuperación secundaria o asistida expone hasta qué punto la ingeniería reemplazó a la energía natural de los reservorios.

La Cuenca del Golfo San Jorge todavía produce casi uno de cada cinco metros cúbicos de petróleo de la Argentina. No es una cuenca agotada ni una historia terminada. Pero sus números muestran que el futuro del petróleo convencional dependerá cada vez menos de encontrar recursos fáciles y cada vez más de lograr extraer, con tecnología, inversión y eficiencia, el petróleo que todavía queda.

Fuente: energia360.com.ar