Perforación no convencional en Neuquén: la carrera por bajar costos y ganar eficiencia en Vaca Muerta

La perforación no convencional en la cuenca neuquina dejó de ser una promesa para convertirse en el motor central de la producción hidrocarburífera argentina. En un contexto donde el país necesita divisas, donde el gasoducto Néstor Kirchner opera a plena capacidad y donde la exportación de GNL empieza a tomar forma concreta, cada mejora en la eficiencia de perforación tiene consecuencias directas sobre la ecuación macroeconómica. Neuquén aporta hoy más del 45% del gas y cerca del 30% del petróleo que produce Argentina, y la mayor parte de ese crecimiento está traccionado por Vaca Muerta. Lo que ocurre en los pad de perforación del norte neuquino no es un tema técnico de nicho: es política energética y económica en acto.

La historia no convencional de la cuenca arrancó formalmente con el pozo YPF.Loma Campana X-1 en 2010, pero el escalamiento industrial real se consolidó entre 2017 y 2019 con la firma de los acuerdos de precios entre operadoras y gobierno nacional que estabilizaron el valor del barril criollo. En ese período, el costo de perforación y completación de un pozo horizontal en Vaca Muerta rondaba los 12 a 15 millones de dólares. La curva de aprendizaje fue empinada: las primeras campañas mostraban tiempos de perforación de 30 a 40 días por pozo, con tasas de penetración que no superaban los 200 metros por día en las secciones laterales. Entre 2021 y 2024, esos números cambiaron de manera sustantiva. El promedio de tiempo de perforación cayó a entre 18 y 22 días para un pozo de 2.500 metros de lateral, y los costos de pozo se comprimieron hasta el rango de 8 a 11 millones de dólares dependiendo del operador, la ubicación y la extensión del lateral. La producción inicial promedio (IP30) de los mejores pozos de petróleo en la Formación Vaca Muerta alcanzó entre 800 y 1.200 barriles por día, mientras que en gas los valores de algunos pozos en la Formación Cocina superaron los 500.000 metros cúbicos diarios.

En 2025 y lo que va de 2026, los actores dominantes del no convencional neuquino son YPF —que opera aproximadamente el 40% de los pozos activos en Vaca Muerta—, seguida por Vista Energy, Pluspetrol, Shell, TotalEnergies y Pampa Energía en el segmento petrolero, y Pan American Energy, Tecpetrol y Wintershall en gas. El ritmo de actividad registrado en el primer trimestre de 2026 muestra entre 45 y 55 equipos de perforación activos en la cuenca, con una tendencia a la incorporación de rigs de última generación tipo AC de alta potencia, capaces de operar en modo automatizado en varias de sus funciones. YPF reportó para 2025 una inversión superior a los 4.500 millones de dólares en el upstream, con una porción mayoritaria destinada a Vaca Muerta. Vista Energy, por su parte, alcanzó una producción promedio de 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día en 2025, con planes de escalar a 100.000 BOE/d hacia 2027. La tecnología de completación también evolucionó: los diseños de fractura con más de 50 etapas por pozo son hoy estándar entre los operadores líderes, y el uso de arena de fractura local —proveniente principalmente de la provincia de Neuquén y del sur de Mendoza— redujo los costos de este insumo crítico hasta en un 35% respecto de los valores de 2020, cuando la dependencia de la arena importada de Estados Unidos era casi total.

Los desafíos que enfrenta el sector son varios y no todos tienen solución técnica inmediata. El primero es la disponibilidad de agua para fractura: cada pozo consume entre 20.000 y 30.000 metros cúbicos de agua durante la completación, y la gestión sustentable de ese recurso en una región árida es un problema creciente que ya genera tensiones con comunidades locales y con la actividad frutihortícola del Alto Valle. El segundo desafío es la cadena de valor local: aunque la industria de servicios neuquina creció significativamente, todavía existen cuellos de botella en proveedores de equipos especializados, químicos para fractura y mano de obra técnica calificada. La rotación de personal en los yacimientos sigue siendo alta y el costo laboral es uno de los ítems que más presiona la estructura de costos de las operadoras. El tercer obstáculo es la infraestructura de transporte y procesamiento: si bien el gasoducto Néstor Kirchner alivió la restricción de evacuación de gas, los oleoductos hacia la costa atlántica para exportación siguen siendo insuficientes frente al crecimiento proyectado de producción de petróleo. El proyecto Vaca Muerta Sur, que contempla un oleoducto de 600 kilómetros hasta un puerto en Río Negro con capacidad para 550.000 barriles diarios, avanza pero con cronogramas que se han estirado. En términos de oportunidades, la extensión de los laterales —algunos operadores ya perforan pozos de 3.500 metros de lateral con resultados positivos sobre la productividad— y la aplicación de inteligencia artificial para la optimización de diseños de fractura y la predicción del comportamiento del reservorio son las dos palancas tecnológicas con mayor potencial de reducción de costos en el mediano plazo.

La proyección para los próximos 24 meses es de aceleración sostenida, condicionada por tres variables: el precio internacional del petróleo, la estabilidad del marco regulatorio cambiario para el giro de dividendos de las operadoras, y el avance efectivo de la infraestructura de exportación. Si el barril Brent se mantiene por encima de los 70 dólares y el Gobierno nacional consolida las señales del RIGI —Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones— para proyectos de GNL y petróleo no convencional, la cuenca podría alcanzar una producción combinada de 700.000 barriles diarios de petróleo y 200 millones de metros cúbicos diarios de gas hacia finales de 2027. Las decisiones que se tomen en los próximos meses sobre el proyecto Argentina LNG, sobre la ampliación del sistema de oleoductos y sobre los esquemas de precios del gas en boca de pozo para el período 2027-2030 definirán si ese potencial se convierte en producción efectiva o si la cuenca vuelve a enfrentar el ciclo conocido de inversión frenada por incertidumbre regulatoria.

Puntos clave

• El costo de perforación y completación de un pozo no convencional en Vaca Muerta cayó de 12-15 millones de dólares en 2017 a 8-11 millones en 2025, con tiempos operativos que bajaron de 35-40 días a 18-22 días por pozo.
• Entre 45 y 55 equipos de perforación operan activamente en la cuenca neuquina en el primer semestre de 2026, con incorporación de rigs AC automatizados de alta potencia.
• La sustitución de arena importada por arena local redujo uno de los insumos críticos de la fractura hidráulica hasta en un 35%, mejorando la estructura de costos de las operadoras.
• Los cuellos de botella en infraestructura de evacuación —especialmente oleoductos hacia la costa atlántica— y la gestión del agua de fractura son los principales limitantes no tecnológicos del crecimiento.

Preguntas del sector

Los datos de operadores como YPF y Vista Energy muestran que pasar de un lateral de 2.500 a 3.500 metros incrementa la producción inicial entre un 25% y un 35%, con un aumento de costo de perforación de apenas el 10-15%. El resultado es una mejora sustancial del costo por barril producido, aunque se requieren rigs de mayor potencia y una gestión más compleja de la geometría de fractura para evitar interferencias entre pozos del mismo pad.

El RIGI garantiza estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años para proyectos de inversión superiores a los 200 millones de dólares, permite el giro libre de dividendos al exterior y asegura el acceso al mercado cambiario oficial para operaciones vinculadas al proyecto. Para operadoras internacionales que evalúan comprometer capital en proyectos de largo plazo como plantas de GNL o expansiones de producción no convencional, esta certeza reduce el costo del capital y hace viables ecuaciones financieras que de otro modo no cierran con la historia regulatoria argentina.

Los avances más relevantes incluyen el diseño de fracturas asistido por modelos de simulación geomecánica con machine learning, que permite optimizar el espaciado entre etapas y el volumen de arena por etapa según las características específicas del reservorio. También se generalizó el uso de sistemas de monitoreo de fibra óptica distribuida (DAS/DTS) durante la fractura, que brinda información en tiempo real sobre cuáles etapas efectivamente aportan flujo. Estas tecnologías, combinadas, pueden reducir el costo de completación entre un 8% y un 12% manteniendo o mejorando la producción inicial del pozo.