Informe especial 5 | Inversión y recuperación terciaria: el desafío de sostener la producción en una cuenca madura

Los cuatro primeros informes de Vibra News reconstruyeron una secuencia que permite entender mejor la situación petrolera de Chubut: la provincia continúa segunda en producción nacional, aunque extrae menos que años atrás; Argentina bate récords impulsada por Vaca Muerta; las regalías chubutenses lograron sostenerse mejor que los volúmenes físicos; y el crudo Escalante recuperó valor durante 2026. La quinta entrega incorpora ahora la variable que puede modificar la trayectoria futura: inversión, tecnología y recuperación mejorada. En ese escenario aparece el proyecto presentado por Pan American Energy para Cerro Dragón, por alrededor de US$680 millones, con 22 plantas de inyección de polímeros y nuevas perforaciones.

Los informes anteriores dejaron planteado un punto central: el problema de Chubut no puede analizarse exclusivamente mirando si produce más o menos que Neuquén. La provincia trabaja principalmente sobre una cuenca convencional madura, mientras el crecimiento nacional está concentrado en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. Esa diferencia determina no solamente distintos ritmos de producción, sino también distintas necesidades de inversión.

En Neuquén, buena parte del esfuerzo económico está dirigido a incorporar rápidamente nuevos volúmenes, perforar más pozos y construir infraestructura que permita transportar una producción creciente. En Chubut, en cambio, una porción importante de las inversiones debe orientarse a sostener campos que llevan décadas en producción, recuperar petróleo que ya no fluye con facilidad y disminuir la velocidad del declino natural. Ahí aparece la importancia de la recuperación secundaria y, especialmente, de la recuperación terciaria.

Después de producir durante décadas, cada barril requiere más tecnología

Un yacimiento petrolero no mantiene indefinidamente la misma productividad. Durante las primeras etapas, la presión natural del reservorio permite que una parte del petróleo llegue a superficie con relativa facilidad. Con el paso del tiempo, esa presión disminuye y el volumen recuperable mediante mecanismos convencionales se reduce. Por eso, los campos maduros necesitan intervenciones crecientes para continuar produciendo.

La recuperación secundaria suele incorporar mecanismos como la inyección de agua para mantener presión y desplazar petróleo hacia los pozos productores. La recuperación terciaria —o recuperación mejorada— incorpora procesos adicionales destinados a movilizar hidrocarburos que permanecen atrapados dentro del reservorio después de las etapas anteriores.

En términos económicos, esta diferencia es fundamental. Invertir en un campo maduro muchas veces no significa buscar una expansión explosiva de producción, sino evitar una caída mayor y recuperar una porción adicional del petróleo que todavía permanece bajo tierra. Esa es la lógica que debe tenerse presente para analizar proyectos como el presentado para Cerro Dragón.

Cerro Dragón: un proyecto de aproximadamente US$680 millones

Entre los proyectos relevados dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones aparece la iniciativa de Pan American Energy para Cerro Dragón, presentada en mayo de 2026 y estimada en alrededor de US$680 millones. La documentación relevada la identifica como un proyecto orientado a recuperación terciaria de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El plan contempla 22 plantas de inyección de polímeros y nuevas perforaciones. También aparece identificado como el primer proyecto convencional presentado dentro del esquema RIGI.

Hay, sin embargo, una precisión indispensable: al momento del corte de la información analizada —9 de septiembre de 2026— el proyecto figuraba presentado y todavía no aprobado.

Por lo tanto, no corresponde presentar los US$680 millones como una inversión ya ejecutada ni afirmar que esas instalaciones están actualmente operativas. Lo correcto es hablar de una inversión proyectada o presentada, cuyo desarrollo dependerá de la aprobación correspondiente y de su posterior ejecución.

La recuperación mediante polímeros busca mejorar el barrido del petróleo dentro del reservorio. Simplificando el proceso, se incorporan determinados polímeros al agua utilizada para inyección con el objetivo de modificar sus propiedades y mejorar la eficiencia con la que desplaza el petróleo hacia los pozos productores.

El propósito no es crear petróleo nuevo, sino aumentar el porcentaje recuperable del hidrocarburo existente en el yacimiento.

Esta aclaración ayuda a entender por qué la comparación con una formación en expansión puede resultar engañosa. En Vaca Muerta, perforar nuevos pozos puede habilitar rápidamente volúmenes adicionales provenientes de nuevas etapas de desarrollo. En un campo convencional maduro, las inversiones tecnológicas buscan muchas veces extraer una fracción adicional de recursos presentes en reservorios que ya fueron explotados durante décadas.

El dato que todavía no está disponible: cuánto petróleo sumaría

Uno de los puntos más importantes del proyecto es, precisamente, un dato que todavía no aparece publicado en la documentación relevada: el volumen incremental de producción que generaría la inversión en Cerro Dragón.

La información disponible describe las 22 plantas de inyección de polímeros, las nuevas perforaciones y el objetivo de sostener producción, pero señala expresamente que el volumen incremental no está publicado.

Esto obliga a ser prudentes. No existe respaldo suficiente para afirmar que la inversión agregará determinada cantidad de barriles diarios ni para proyectar cuánto podría modificar la producción provincial.

Desde un enfoque periodístico riguroso, ese vacío también constituye información: se conoce el monto previsto y la tecnología proyectada, pero todavía no puede medirse su impacto productivo concreto.

No es la misma clase de inversión que Vaca Muerta

El mapa nacional de grandes inversiones permite visualizar claramente la diferencia entre las necesidades de Chubut y las de Neuquén y Río Negro.

Entre los proyectos relevados aparecen desarrollos destinados a aumentar producción no convencional, construir ductos, ampliar capacidad de tratamiento y generar nuevas salidas exportadoras. En Chubut, en cambio, el proyecto destacado está orientado a recuperación terciaria de un campo convencional existente.

Principales proyectos petroleros y gasíferos relevados

El relevamiento consultado registra 23 proyectos aprobados por aproximadamente US$49.766 millones, otros 17 en evaluación y una fuerte participación del petróleo y el gas dentro de los montos involucrados.

La tabla no debe utilizarse como ranking de importancia. Los proyectos persiguen objetivos completamente diferentes. Un oleoducto de exportación, una planta de GNL, un desarrollo shale y una inversión en recuperación terciaria no pueden compararse simplemente observando cuál tiene más millones de dólares.

VMOS muestra el otro extremo del desafío petrolero

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur permite visualizar el contraste. VMOS comprende un oleoducto de aproximadamente 430 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, con terminal y monoboyas para buques de gran porte. Su capacidad inicial prevista es de 60.000 m³ diarios, equivalentes a unos 377.400 barriles por día, con posibilidad de ampliación hasta aproximadamente 700.000 barriles diarios.

¿Por qué Vaca Muerta necesita semejante infraestructura? Porque su producción está creciendo y el desafío consiste en evitar que la falta de transporte limite nuevos incrementos.

En Chubut, la necesidad es otra. No existe actualmente un problema equivalente de evacuación de una producción que crezca de manera explosiva. La prioridad es lograr que los yacimientos maduros mantengan económicamente recuperables mayores volúmenes durante más tiempo.

Por eso, los US$680 millones previstos para Cerro Dragón y los US$2.900 millones de VMOS representan dos expresiones de una misma industria atravesando etapas productivas completamente distintas.

Rincón de Aranda también permite ver la diferencia

Otro ejemplo es Rincón de Aranda, en Neuquén. El desarrollo de shale oil proyecta alcanzar aproximadamente 7.000 m³ diarios —unos 45.000 barriles por día— hacia 2027, alrededor de 2,6 millones de m³ al año.

Para Cerro Dragón, en cambio, no existe todavía una meta pública equivalente de volumen incremental. La documentación habla de recuperación terciaria y sostenimiento de producción, pero no cuantifica cuántos metros cúbicos adicionales se incorporarían.

Esta diferencia vuelve a mostrar por qué no debería juzgarse el éxito de una inversión convencional madura utilizando exactamente la misma vara que para un desarrollo shale en crecimiento.

La inversión aparece después de una reducción productiva de largo plazo

El contexto productivo fue desarrollado en profundidad en los primeros informes de esta serie. Chubut pasó de aproximadamente 8,71 millones de metros cúbicos de petróleo en 2019 a 7,19 millones en 2025, una disminución acumulada cercana al 17,4%. Entre enero y julio de 2026 produjo 3,94 millones de m³ y continúa siendo la segunda provincia productora detrás de Neuquén.

Por eso, una inversión en recuperación terciaria debe analizarse precisamente dentro de esa trayectoria. Su objetivo económico no sería competir con la expansión de Vaca Muerta en términos absolutos, sino intervenir sobre la curva de declino de un conjunto de reservorios maduros.

La diferencia conceptual es importante: sostener un millón de metros cúbicos que de otro modo podrían perderse también representa un resultado productivo, aunque la estadística no muestre un crecimiento espectacular.

El contexto de precios puede favorecer estas inversiones

El Informe 4 mostró que el crudo Escalante alcanzó entre enero y julio de 2026 un precio implícito de aproximadamente US$516,1 por m³, equivalente a unos US$82 por barril. En 2025 había promediado US$430,8 por m³.

Una mejor valorización del petróleo mejora, en términos generales, la economía de proyectos orientados a recuperar barriles adicionales, porque cada unidad producida genera más valor. Sin embargo, la rentabilidad efectiva depende también de costos, regalías, impuestos, características de cada área, logística y productividad de las intervenciones.

El contexto nacional agregó además durante 2026 cambios en los parámetros aplicables a los derechos de exportación del crudo convencional, señalados por análisis financieros como una mejora de las condiciones económicas para la comercialización externa de petróleo proveniente de yacimientos convencionales.

Para una provincia como Chubut, estos elementos pueden resultar relevantes porque una cuenca madura necesita condiciones económicas que permitan justificar inversiones crecientes por cada barril adicional recuperado.

Sostener producción también significa sostener regalías

El vínculo entre inversión y finanzas provinciales aparece con claridad cuando se retoman los resultados del Informe 3. Chubut acumuló aproximadamente US$ 324.418 millones en regalías petroleras entre enero y agosto de 2026, cerca de 10% más que durante el mismo período del año anterior.

En pesos, ARECH registró aproximadamente $371.002 millones en regalías hidrocarburíferas entre enero y agosto, alrededor del 38,2% de los recursos acumulados en esa serie.

Esto significa que cualquier estrategia destinada a sostener producción tiene una consecuencia que supera ampliamente al sector privado. Los volúmenes extraídos forman parte de la base económica sobre la que se calculan ingresos fundamentales para las finanzas provinciales.

El precio puede amortiguar temporalmente una caída productiva, como ocurrió durante parte de 2026. Pero en el largo plazo la sostenibilidad de las regalías también depende de conservar una base física suficiente de producción.

El petróleo convencional enfrenta una ecuación diferente

Una cuenca madura tiene costos crecientes para sostener producción. Hay pozos que requieren intervenciones, instalaciones que demandan mantenimiento y reservorios en los que extraer petróleo adicional requiere métodos cada vez más sofisticados. Por eso, la competitividad deja de depender exclusivamente del tamaño del recurso y pasa a estar vinculada con cuánto cuesta recuperar cada barril adicional y cuánto puede venderse ese barril.

En ese marco deben analizarse los polímeros, nuevas perforaciones y demás herramientas de recuperación mejorada. No son solamente decisiones tecnológicas; forman parte de una ecuación económica que determina hasta cuándo resulta viable continuar explotando determinadas áreas.

Para Chubut, esta discusión probablemente será cada vez más importante durante los próximos años.

La recuperación terciaria no comienza de cero

La utilización de técnicas de recuperación mejorada tampoco constituye una novedad absoluta para la provincia. Los datos sectoriales analizados para esta serie muestran producción asociada a mecanismos de recuperación asistida en distintas áreas del Golfo San Jorge, entre ellas Manantiales Behr, Diadema, Escalante-El Trébol, Anticlinal Grande-Cerro Dragón y El Tordillo.

La importancia de estas técnicas crece a medida que aumenta la madurez de los reservorios. Lo novedoso en el proyecto de Cerro Dragón es la escala planteada: 22 plantas de inyección de polímeros acompañadas por nuevas perforaciones, dentro de una inversión estimada de US$680 millones.

Si el proyecto avanza, su efecto deberá evaluarse posteriormente con indicadores concretos: volúmenes incrementales, evolución del declino, cantidad de pozos, recuperación acumulada y comportamiento económico.

Ni la geología ni la tecnología permiten prometer resultados automáticos

También es necesario evitar el extremo contrario: considerar que una gran inversión garantiza por sí sola revertir la tendencia productiva provincial. La documentación disponible no ofrece todavía una cifra de producción incremental para Cerro Dragón, por lo que cualquier estimación precisa sería especulativa.

La recuperación mejorada puede aumentar el factor de recuperación y extender la vida productiva de un yacimiento, pero su resultado depende de las características específicas del reservorio y de la respuesta efectiva de cada área.

Por eso, Vibra News no atribuye al proyecto un volumen que no fue publicado ni presenta la inversión como garantía de crecimiento futuro. Lo que sí puede afirmarse es que representa una estrategia concreta orientada a intervenir sobre uno de los principales desafíos de la cuenca: extraer más petróleo de campos maduros.

PAE dentro de un desafío que excede a una compañía

Cerro Dragón tiene un peso muy significativo dentro de la producción chubutense y Pan American Energy aparece naturalmente en cualquier análisis sobre el futuro del Golfo San Jorge. Sin embargo, la trayectoria productiva provincial presentada en esta serie corresponde al conjunto de áreas y operadores y no permite atribuir automáticamente a una única empresa el declino agregado de Chubut.

La cuenca tiene décadas de producción y enfrenta un proceso de madurez que alcanza al conjunto del sistema. En ese escenario, el proyecto presentado por PAE debe analizarse como una respuesta inversora orientada a prolongar productividad y mejorar recuperación en un campo convencional, no como una comparación directa con la dinámica no convencional de Neuquén.

La diferencia importa porque evita dos simplificaciones: responsabilizar a una operadora por una tendencia estructural de toda una cuenca o, en el extremo opuesto, asumir que una inversión por sí sola resolverá esa tendencia.

El RIGI muestra que la energía ocupa un lugar central en las grandes inversiones

El contexto nacional también es relevante. De los proyectos incluidos en el relevamiento del RIGI al 9 de septiembre de 2026, 23 habían sido aprobados por aproximadamente US$49.766 millones, mientras otros 17 permanecían en evaluación. Los proyectos vinculados a petróleo y gas representaban alrededor de US$27.490 millones, aproximadamente 55% del monto de los aprobados.

Ese escenario muestra que buena parte de las inversiones de gran escala proyectadas para la Argentina están vinculadas al nuevo ciclo energético. Pero nuevamente existen objetivos distintos: producción shale, transporte, exportación de petróleo, GNL, petroquímica y recuperación de campos convencionales.

Chubut participa en ese nuevo mapa desde una posición diferente, con un proyecto directamente vinculado a la continuidad de la producción convencional.

La pregunta económica es cuánto petróleo adicional puede recuperarse

Finalmente, el dato decisivo será el que todavía no está publicado: cuánto volumen adicional podrá obtenerse si el proyecto se ejecuta.

Los US$680 millones aportan una medida de escala financiera. Las 22 plantas de polímeros y las nuevas perforaciones muestran la dimensión tecnológica. Pero el verdadero resultado deberá expresarse después en barriles, metros cúbicos, factor de recuperación y años adicionales de productividad.

Ese será el indicador que permitirá determinar cuánto puede modificar efectivamente la trayectoria de Cerro Dragón y, por extensión, cuánto puede aportar al sostenimiento de la producción provincial.

Qué deja este quinto informe

La quinta entrega de la Radiografía Petrolera de Chubut 2026 de Vibra News permite introducir una conclusión que complementa todo lo analizado hasta ahora. Chubut no enfrenta solamente el desafío de producir más: enfrenta el desafío más complejo de hacer económicamente recuperable una mayor proporción del petróleo que todavía permanece en una cuenca madura.

El proyecto presentado por Pan American Energy para Cerro Dragón, estimado en alrededor de US$680 millones, contempla 22 plantas de inyección de polímeros y nuevas perforaciones. La documentación relevada lo identifica como una iniciativa de recuperación terciaria destinada a sostener producción convencional, aunque el volumen incremental esperado todavía no fue publicado.

La comparación con Neuquén permite entender mejor su naturaleza. Allí buena parte de las grandes inversiones procura expandir rápidamente producción y construir infraestructura para evacuar nuevos volúmenes. En Chubut, el objetivo pasa por extender la vida productiva de yacimientos históricos y disminuir la velocidad del declino.

Esto tampoco significa que el futuro esté determinado. Precio, tecnología, costos, nuevas inversiones, recuperación mejorada y condiciones regulatorias pueden modificar la trayectoria. Pero la dirección del desafío está clara: la próxima etapa petrolera de Chubut dependerá cada vez más de cuánto pueda recuperarse de una cuenca que ya produjo durante décadas.

La pregunta que abre el sexto informe

Después de analizar producción, comparación nacional, regalías, precio e inversiones, queda una última pregunta: ¿qué anticipan las proyecciones para los próximos años?

El Informe 6 de Vibra News analizará los escenarios de producción hasta 2029, cuánto podría producir Chubut, qué participación tendría dentro del total argentino, cuáles son las proyecciones para Neuquén y otras provincias y, sobre todo, qué margen existe para que inversiones como la recuperación terciaria modifiquen esos escenarios.