Después del 2020 y la pandemia, la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge no volvió a ser la misma: el declino de los yacimientos maduros se hizo más visible, la zona productora perdió su liderazgo frente a Vaca Muerta y las provincias de Chubut y Santa Cruz iniciaron una lucha por sostener la producción y el empleo. El 2025 comenzó con cambios que dejan entrever una luz de oportunidad para la cuenca.
El Golfo San Jorge tiene una producción basada en el convencional y los campos maduros, una realidad distinta a la que exhibe Vaca Muerta. La cuenca compartida entre el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz, en la Patagonia Central, pasó de 280.000 barriles por día entre 2009 y 2012 a 189.000 según el dato de marzo, de acuerdo a los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación.
La retirada de YPF de algunos de sus campos históricos generó preocupación durante 2024, principalmente porque el sector no está generando nuevos puestos de trabajo y hay una suerte de éxodo de profesionales a Neuquén.
En ese contexto, las principales operadoras y la provincia del Chubut firmaron un acuerdo de productividad y en Santa Cruz se selló el traspaso final de 10 concesiones de YPF, en el marco del Plan Andes, a la estatal-provincial Fomicruz que las volvería a licitar.
La caída del empleo comenzó en 2016, con la crisis del precio internacional del crudo que afectó las exportaciones, clave para el movimiento de la cuenca. De un pico de 25.000 trabajadores registrados en 2014 en toda la cuenca, según los datos del Observatorio de Empleo y Dinámica Empresarial (OEDE), que ahora depende del Ministerio de Capital Humano, a fines del 2024 la cifra era de casi 21.000 operarios.
Oil Production, la consultora que dirige el ingeniero Marcelo Hirtchfeldt, indica que en el acumulado del primer cuatrimestre del 2025 la Cuenca Neuquina concentra el 71% de la producción de petróleo del país, mientras que el Golfo San Jorge se queda con el 25%. El no convencional avanza firme hacia un predominio.
La terciaria y el shale gas
El desprendimiento de YPF de varios de sus yacimientos maduros, clave del programa de Horario Marín al frente de la compañía, tuvo un impacto enorme en el ecosistema de inversiones del Golfo. PECOM adquirió dos importantes concesiones, volviendo al ruedo en el Upstream y con una mirada puesta en la recuperación terciaria a través de la inyección de polímeros -algo que venía trabajando fuerte YPF-.
Aunque “la bomba” vino de Pan American Energy (PAE) con el anuncio de un plan piloto de shale gas en la “mini Vaca Muerta” chubutense.
PECOM ahora tiene en sus manos Escalante-El Trébol tiene una producción diaria promedio de 6.100 barriles y Campamento Central Cañadón Perdido produce 2700 barriles, siguiendo los datos oficiales a marzo último. Un par de pistas sobre estos datos: en El Trébol se hizo el primer pozo horizontal en busca de shale en la formación D-129 en 2014; y en Campamento Central se ubica el Pozo N° 2, descubridor del petróleo argentino.
En la edición Patagonia de la Argentina Oil & Gas del 2024, realizada en la ciudad de Neuquén, los directivos de PECOM adelantaron que una de sus apuestas será la recuperación mejorada de petróleo, o más conocida como terciaria, que viene dando buenos resultados en yacimientos de casi 100 años de explotación como Manantiales Behr de YPF y Diadema de Capsa/Capex.
El peso pesado del Golfo es PAE, con Cerro Dragón y su producción en torno a los 70.000 barriles por día de petróleo convencional. A mediados de abril, la empresa de la familia Bulgheroni sorprendió con la confirmación de un plan de explotación de shale gas desde Cerro Dragón con objetivo en la formación Pozo D-129.
El plan piloto de la compañía incluye cinco pozos horizontales, con ramas laterales de hasta 3000 metros, muy similar a la experiencia que ya tiene en Vaca Muerta con bloques como Lindero Atravesado y Aguada Pichana Oeste. El primero de estos pozos tuvo una rama de 1500 metros y 25 etapas de fractura, que permitieron comprobar la viabilidad operativa y la existencia de gas no convencional.
Si el plan es exitoso, el Golfo San Jorge pasará a complementar su perfil petrolero con uno gasífero que podría darle acompañamiento al desarrollo de exportación de GNL, el gas natural licuado, en proyectos como el de Southern Energy, que encabezan PAE y Golar, o inyectar eventualmente al de Argentina LNG, que lideran YPF y Shell.
En paralelo, PAE adelantó que aplicará la recuperación terciaria en más de 50 pozos, en una inversión en torno a los 250 millones de dólares. La terciaria, o EOR (Enhanced Oil Recovery), abre una ventana de oportunidad para el Golfo: sólo Chubut concentra el 67% de la producción con asistencia de polímeros en Argentina.
Cambios en el mapa inversor de la Cuenca
Chubut y Santa Cruz vienen de una reconfiguración de su mapa de inversores que ocurrió después de la crisis del 2016/2017. En aquel momento, compañías como la china Sinopec o la chilena ENAP dejaron caer sus concesiones, luego recuperadas por empresas argentinas como CGC, de la familia Eurnekian, Selva María Oil y Capex.
Ahora viene una segunda oleada que comenzó con la canadiense Crown Point cuando quedó con la operación de dos áreas de PAE en el norte santacruceño, Piedra Clavada y Koluel Kaike, y es candidata para comprar El Tordillo y otras dos áreas maduras de Tecpetrol en Chubut.
Los inversores apuntan a Vaca Muerta y pareciera que el Golfo San Jorge desacelera, pero todavía queda por hacer. Las estimaciones más positivas indican que allí todavía quedan reservas por 1000 millones de barriles que pueden recuperarse con técnicas de secundaria (reinyección de agua de flowback) y terciaria.
Así lo había dicho Pablo Bizzotto, el actual CEO de Phoenix Global Resources, cuando era el VP Upstream de YPF en 2021, durante el Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del IAPG.
Si bien el presente tiene elementos que dañan la foto general, el Golfo San Jorge todavía tiene un potencial para seguir explorando el convencional para abastecer el mercado interno e incluso tiene prestigio y clientes en el exterior, gracias a los dos puertos de salida que tiene Terminales Marítimas Patagónicas (Termap), una por Comodoro y otra por Caleta Olivia.
Fuente: EnergiaOn
