La otra cara del récord petrolero: las cuencas maduras no logran revertir su caída productiva

La producción de petróleo alcanzó un nuevo récord histórico de 860.255 barriles por día en diciembre de 2025, consolidando un cambio significativo en el sector. Sin embargo, las cuencas maduras convencionales continúan enfrentando un declive interanual, como lo evidencian las cifras del último mes del año.

Mientras el sector no convencional avanza, los campos tradicionales del país muestran un declino interanual que se confirma con los datos más recientes. Este crecimiento se sostiene principalmente por el impulso de la Cuenca Neuquina, aunque hay bloques en el sector convencional que podrían ofrecer oportunidades para el crudo pesado.

Cuencas maduras: declino y oportunidades técnicas

La situación de las cuencas convencionales refleja el agotamiento de los reservorios tradicionales y la falta de reposición de reservas que logre equilibrar la curva de extracción. La Cuenca del Golfo San Jorge, históricamente vital para el país, sufrió una caída interanual del 12,6%, pasando de 193.992 barriles diarios en diciembre de 2024 a 169.541 barriles en el último mes de 2025.

La Cuenca Cuyana también reportó una disminución del 11%, mientras que la Cuenca Noroeste vio un retroceso del 24% en crudo y del 18% en gas. Aunque la Cuenca Austral logró un leve aumento en la producción de gas, su producción de petróleo cayó un 7%.

A pesar de este panorama, el análisis técnico revela que aún existen nichos de resistencia. La consultora GtoG Energy indica que el sector convencional puede ofrecer oportunidades mediante la inversión y la tecnología, especialmente a través de la recuperación terciaria (EOR).

Por ejemplo, la producción EOR en Argentina alcanzó los 17.770 barriles diarios en noviembre, lo que demuestra que los campos maduros bien gestionados pueden mantener sus niveles operativos.

Un caso emblemático es el área Manantiales Behr, que, tras su traspaso de YPF a Rovella Carranza, se mantiene entre los diez yacimientos más productivos del país. Este activo, que opera con miles de pozos y procesos complejos de inyección de polímeros, requiere una transición operativa cuidadosa para evitar que la curva de aprendizaje afecte los volúmenes de extracción.

Desde GtoG Energy también se destaca el caso de Pecom en el área El Trébol, donde la implementación de una nueva planta de inyección de polímeros permitió revertir meses de caída con una mejora productiva superior al 20% en el segmento EOR.

El récord nacional de producción, sin embargo, se sustenta en el desempeño excepcional de la provincia de Neuquén, que por primera vez superó los 600.000 barriles diarios, representando casi el 70% del total del país. Este crecimiento interanual del 29% en la producción neuquina se debe a la madurez técnica del shale oil de Vaca Muerta, que permite perforar pozos con mayor rama lateral y productividad.

En conclusión, mientras se celebra un récord en la producción de petróleo, la otra cara del récord petrolero revela que las cuencas maduras enfrentan desafíos significativos en su caída productiva, lo que plantea un panorama complejo para el futuro del sector.