Ing. Fernando Salvetti – Presidente del Departamento Técnico del CAI

Vaca Muerta ha dejado de ser una potencialidad del país y se está convirtiendo en un pilar de su economía y seguridad energética. Su desarrollo es el resultado de la integración de tecnología de vanguardia, inversiones masivas y una coordinación público-privada sin precedentes.

El éxito de Vaca Muerta desde el punto de vista tecnológico y operativo radica en haber podido transitar una curva de aprendizaje que permitió la adopción de técnicas de clase mundial. Entre otros aspectos se destacan :

• Perforación y Fractura: La transición de pozos verticales a horizontales permitió acceder a la roca madre de manera más extensa. La fractura hidráulica (fracking), intensificada con diseños de “alta intensidad”, resultó en incrementos significativos de productividad.
• Precisión y Monitoreo: La geonavegación permite mantener el pozo dentro de la zona más productiva de la formación. Además, el uso de microsísmica ha sido crucial para entender y optimizar el comportamiento de las fracturas en el subsuelo.
• Eficiencia en Insumos y Equipos: Se ha optimizado la logística de arena de fractura y agua, fundamentales para el proceso de fracking. Los equipos de perforación han evolucionado hacia modelos más potentes y automatizados y se han logrado realizar operaciones simultáneas (simul-frac) permitiendo reducir tiempos muertos.

En lo que hace a la calidad del reservorio, Vaca Muerta es reconocida globalmente por sus características geológicas excepcionales. A diferencia de otros reservorios, presenta:

• Espesor y Continuidad: Una gran extensión (aprox. 30.000 km²) con espesores de roca madre significativos.
• Potencial de Producción: Sus tasas de producción inicial comparan favorablemente con los reservorios más productivos de Estados Unidos, como el Permian Basin, el Eagle Ford o el Marcellus. Es un activo de clase mundial tanto para la producción de petróleo como de gas natural.

Por último, pero no menos importante, el desarrollo de Vaca Muerta es el resultado de un ecosistema colaborativo que funciona como una “política de Estado”:

• Nación y Provincias han alineado agendas para garantizar estabilidad regulatoria, previsibilidad y el desarrollo de infraestructura crítica (como oleoductos y el futuro GNL).
• Las empresas petroleras operadores (lideradas por YPF, pero con una participación creciente de empresas privadas) trabajan junto a una amplia cadena de valor de proveedores de servicios tecnológicos y bienes.
• Los sindicatos han sido actores clave en la adaptación de las modalidades de trabajo a las necesidades de los desarrollos no convencionales, lográndose una mayor productividad y seguridad operativa.

Según un reciente informe de la consultora Aleph Energy (*) Vaca Muerta contaba a la fecha en la que el estudio realizó el análisis con 2.920 pozos “enganchados”, 72% de ellos productores de petróleo y 23% de gas (5% otros).

En cuanto a los pozos petroleros la rama horizontal aumentó en promedio 150 metros en el último año y 400 mts en los últimos 3 años teniendo actualmente una media de 3.020 mts. La mediana de la distancia entre fracturas resulta de 60 mts y las fracturas por rama aumentaron de 41 a 51 en los últimos 3 años. Se observa una consolidación del nivel de productividad del pozo tipo: casi 500 mil barriles en 3 años.

Por otra parte, en los pozos de gas la rama horizontal se mantiene estable en alrededor de 2.800 mts en los últimos años. La mediana de la distancia entre fracturas es de 65 mts y las fracturas por rama resultan de 43 por pozo. La mediana de caudal máximo es de 407 km3/d y viene disminuyendo en las últimas tres campañas. No obstante, la performance de la campaña 2025 es ligeramente mayor que la de 2024 pero por debajo de las campañas 2022 y 2023. El nivel de productividad creció fuertemente en los últimos años y varía según la campaña. A los 3 años, los pozos han producido entre 6 y 8 bcf.

Respecto a la potencialidad del sector hidrocarburífero del país, básicamente impulsado por Vaca Muerta, un reciente informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) (**) ratifica la histórica ventana de oportunidad que enfrenta la Argentina: por primera vez, el país cuenta con recursos para abastecer plenamente la demanda local —por más de un siglo en petróleo y dos en gas natural— y, simultáneamente, constituirse como una plataforma exportadora a gran escala.

Sin considerar las perturbaciones que en lo inmediato produce el conflicto bélico en Medio Oriente, con la asignación de fondos para el upstream y los proyectos de infraestructura asociados a la producción de Vaca Muerta previstos, VMOS y proyectos LNG Southern Energy y ARGENTINA LNG (YPF-Eni -XRG), las inversiones podrían superar los 15.000 millones de dólares año durante la próxima década, con un pico por encima de los 20.000 millones en el 2027, destaca el informe.

El estudio elabora tres escenarios posibles al 2035, Moderado, Expansivo y Acelerado. En el escenario Moderado se amplía la capacidad de transporte de crudo desde cuenca Neuquina por el ingreso de VMOS en dic-26 (550 kbbl/d) y en gas los mercados regionales expandiéndose hasta 10 MMm3/d adicionales de exportación desde 2030; y en exportación de LNG:  2,45 MTPA a partir de set-27 y 5,95 MTPA de exportación total a partir de Set-28. Los otros escenarios prevén que VMOS incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028 y en gas adicionalmente a lo contemplado en el Escenario Moderado se adicionan en exportación de LNG: 12 MTPA adicionales desde jul-29 y otros +6 MTPA a partir de jul-30.

En el escenario Moderado se prevé un saldo de la balanza energética para el año 2035 de 27,9 M USD mientras que en el escenario Acelerado se alcanzan los 48,19 M USD.

Por otra parte se destaca el incremento en la cantidad de equipos de perforación y sets de fractura para alcanzar estos objetivos. Se visualiza para el caso del petróleo en el escenario Moderado un incremento respecto a la situación actual en los drilling rigs necesarios del 57% con un pico en el año 2035 con 47 rigs y del 60% en los sets de fractura y el pico también en el año 2035 con 16 sets.

Para el caso del gas se prevé que los equipos de perforación deben triplicarse respecto a los actuales con la máxima necesidad en el año 2029 (14 rigs) y quintuplicarse para los sets de fractura y 5 sets también en el año 2029.

(*) Estudio de Características, Performance y Economía de los Pozos de Vaca Muerta: apertura por fluido, año de perforación y concesiones principales – Aleph Energy – Marzo 2026

(**) Potencialidad del sector Hidrocarburífero en la Argentina – CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) – Abril 2026