Cuando se habla de la historia de Vaca Muerta, se cuentan hitos: el primer pozo horizontal, el récord de rama, el récord de etapas en un día. Esta nota mira otra cosa: cómo fue cambiando el pozo año a año, qué cosas siguen cambiando y cuáles ya fueron optimizadas todo lo posible.
La curva que cambió todo
En agosto de 2016, Vaca Muerta producía unos 32 mil barriles de petróleo por día. El Brent rondaba los 46 dólares, y la actividad se sostenía con un precio interno de unos 67,5 dólares para el Medanito. Ese año se pusieron en producción 112 pozos, menos que en 2015, y YPF hizo casi nueve de cada diez.
Pero 2016 fue el año del cambio: por primera vez, la mayoría de los pozos nuevos fueron horizontales (81%, contra 24% en 2015). En abril de ese año, Vaca Muerta llegó a sus primeros 100 pozos horizontales en producción. Pocos meses después, en enero de 2017, se firmó la adenda del convenio petrolero para el no convencional. Ahí empezó el desarrollo masivo.
Antes del cambio se perforaron unos 500 pozos verticales y dirigidos. Ya entonces se probaban los primeros horizontales: 120 entre 2011 y 2015.
Medido por año de perforación, el salto es todavía más claro: en 2015, el 41% de los pozos perforados fueron horizontales. En 2016, el 94%. Los verticales prácticamente desaparecieron en un año.
El nombre de esta nota tiene doble sentido. A partir de 2016, los pozos de Vaca Muerta se curvaron: bajan en vertical hasta la roca, doblan y siguen de costado, a lo largo de la formación, con una rama horizontal de más de mil metros. Ahí cambió todo.
Los números lo mostraron enseguida. El pozo horizontal típico de 2016 (rama de 1.400 m y 18 etapas) contra el vertical típico de 2014:
- A los tres meses ya había producido 27 mil barriles: 3,2 veces más que el vertical (8.600).
- En el primer año, 109 mil barriles contra 27 mil: cuatro veces más.
- A los cinco años, 261 mil contra 52 mil: cinco veces más.
Por cada tonelada de arena rindieron casi lo mismo (32 y 30 barriles en el primer año). El horizontal no era más eficiente por tonelada: tocaba mucha más roca desde un solo pozo y una sola locación. Que era la decisión correcta se vio en los primeros tres meses.
Diez años después, Vaca Muerta produce 670 mil barriles por día, 21 veces más, con más de 2.800 pozos horizontales y una docena de operadoras.
Fuentes del contexto 2016: INSEE, Brent de agosto de 2016 · Hydrocarbon Engineering, precio interno del Medanito · Ámbito, adenda de Vaca Muerta
Tres épocas
Para ver cómo siguió la curva tomamos los pozos horizontales de petróleo de Vaca Muerta y seguimos diez variables, año por año, desde 2015. Usamos los datos que las operadoras informan a la Secretaría de Energía: el detalle de cada fractura (Adjunto IV) y la producción mensual de cada pozo. Cada valor es la mediana de los pozos que empezaron a producir ese año.
2011–2016: aprender. Los primeros pozos de Vaca Muerta eran verticales, como los del convencional. En 2015, solo uno de cada cuatro pozos nuevos era horizontal. En 2016 ya eran el 81% y en 2017 el 96%. Ese año se cerró la discusión.
2017–2022: estirar y apretar. La rama pasó de 1.480 a 2.580 metros. Las etapas se acercaron: de una cada 78 metros a una cada 65. El agua por metro de rama pasó de 16 a 22 m³. En 2015 el 68% de la arena era importada. En 2021 la importación ya era prácticamente cero.
Desde 2023: la receta. Una etapa cada 60 metros, 3,9 toneladas de arena y 24 m³ de agua por metro. Desde entonces el diseño por metro no se movió. Lo que cambia es cuántos metros tiene el pozo.
Las diez variables
Fit for basin: adaptar el pozo a la roca
Al principio, Vaca Muerta copió la receta de Estados Unidos: pozos verticales, arena cerámica importada, etapas largas. Casi todo lo que cambió después tiene una razón geológica. En la industria a eso se lo llama fit for basin: no hacer lo mismo que en Texas, sino lo que le sirve a esta roca.
La curva de aprendizaje no terminó. Un ejemplo es la arena: entre 2019 y 2024, la arena de Neuquén y Río Negro llegó a cubrir cerca del 40% del consumo. En 2025, YPF volvió a priorizar la de Entre Ríos. El argumento es que, con la sobrepresión y el régimen de esfuerzos de Vaca Muerta, la presión sobre los granos sube a medida que el pozo produce, y una arena más débil se rompe. La misma roca que permite que los pozos surjan solos obliga a elegir mejor la arena.
Fit for basin también explica qué no se copió. Hasta ahora, en Vaca Muerta no hay desarrollos "en cubo" como en el Permian, con muchos pozos apilados en varios niveles a la vez. La fractura sigue siendo casi toda con tapón y disparo ("plug and perf"). Y el simul-frac, que en el Permian se usa en más de la mitad de los pozos, acá llegó en 2021 (YPF, Rincón del Mangrullo).
Fuentes geológicas: AAPG Memoir 121, Loma Campana · AAPG Wiki, Vaca Muerta · Andean Geology, "beef" · YPF, niveles de navegación (Conexplo 2018) · OGJ, pilotos de Phoenix y Pan American · Río Negro, arenas 2026 · LM Neuquén, primera electrosumergible de YPF · LM Neuquén, primer simul-frac · World Oil, agua en el Permian
Lo que ya no cambia
El dato más llamativo es la arena por etapa: 236 toneladas, igual que en 2016. En diez años, el tamaño de cada etapa no cambió. Lo que cambió fue la cantidad de etapas por metro. Al acercarlas, de 78 a 60 metros, la arena por metro de rama subió de 2,9 a 3,9 toneladas.
Desde 2023, las cuatro variables están quietas. Un pozo de 2025 es un pozo de 2023 con 400 metros más de rama.
Para un proveedor, eso da una regla simple: cada kilómetro de rama lleva unas 17 etapas, 3.900 toneladas de arena y 24 mil m³ de agua. Si se sabe cuántos metros de rama se van a fracturar el año que viene, se sabe cuánta arena, agua y horas de fractura hacen falta.
Lo que sigue cambiando: el largo
La rama pasó de 1.275 metros en 2015 a 3.097 en 2025, y las etapas la siguieron: de 16 a 51. En 2025, el 29% de los pozos tuvo más de 3.500 metros de rama, contra el 6% en 2023, y el récord llegó a 5.114 metros.
En 2026 la mediana se mantiene en unos 3.060 metros. Todavía no se sabe si es una pausa o un techo.
Y acá está la parte incómoda. El petróleo del primer año por pozo no crece desde 2021: ronda los 245 mil barriles. Los pozos son 570 metros más largos y tienen 14 etapas más, pero producen lo mismo. Por eso el petróleo por kilómetro de rama cayó de 107 mil barriles en 2019 a 80 mil en 2025: volvió al nivel de 2015.
Es el mismo fenómeno que vimos en Fracturar o colapsar: cada tonelada de arena rinde menos. El caudal de los primeros meses sí sigue subiendo (de 1.040 a 1.257 barriles por día entre 2019 y 2025). La caída del primer año, en cambio, no cambió: entre 60% y 67%. El pozo arranca más fuerte, pero en el año entrega lo mismo.
Surgentes, y cada vez menos tiempo
Una diferencia de Vaca Muerta con casi todos los shales del mundo es la presión. La roca está sobrepresurizada y los pozos producen solos, sin bomba, durante dos o tres años. Ese período se está acortando.
De los pozos que arrancaron entre 2020 y 2022, la mitad seguía surgente a los 36 meses. De los de 2023–2025, a los 29. A los dos años sigue surgente el 62%, contra el 78% del grupo anterior.
Cuando dejan de surgir, siete de cada diez pasan directo a bombeo mecánico y uno de cada cuatro a gas lift. La bomba electrosumergible casi no se usa: menos del 3% de los cambios desde 2023.
Hay varias explicaciones posibles, y probablemente pesan todas:
- Más pozos hijos, perforados al lado de pozos que ya bajaron la presión.
- Más agua: el agua pasó de 20% a 28% del líquido producido en el primer año.
- Operadoras que bajan la bomba antes para no perder caudal.
Contra el Permian
En la industria se repite que Vaca Muerta es "el nuevo Permian". Así se ven las dos lado a lado en lo que se puede comparar:
En diseño, Vaca Muerta ya alcanzó al Permian. La rama es casi igual, la distancia entre etapas también, y las dos cuencas llegaron a su receta: el Permian en 2017 y Vaca Muerta en 2023. Las dos tienen el mismo problema: los pozos son más largos pero cada metro rinde menos.
Las diferencias están en otro lado.
Vaca Muerta no copió, adaptó. Bombea más arena por metro (3,9 contra 3,3 toneladas), produce mucha menos agua y aprovecha la presión de la roca: un pozo del Permian suele necesitar una bomba electrosumergible desde los primeros meses, que dura hasta ocho meses y después hay que cambiar (pasar a bombeo mecánico cuesta unos US$ 300 mil por pozo). Uno de Vaca Muerta se ahorra esa etapa y pasa directo de surgente a bombeo mecánico.
La brecha que queda es de velocidad y de escala, no de diseño. Un set de fractura en el Permian completa más o menos el doble de etapas por día. Allá se terminan más de 6.800 pozos por año. Acá, unos 470.
Qué significa
La frontera técnica del diseño del pozo ya se alcanzó: la distancia entre etapas, la arena por etapa y el agua por metro no se mueven hace años. El largo todavía puede crecer, pero cada metro nuevo rinde menos que el anterior.
Entonces, lo que va a definir los próximos años de Vaca Muerta no es un pozo mejor, sino hacer el mismo pozo más rápido y más barato: fracturar más etapas por día, perforar en menos días, mover la arena con menos camiones. Ahí es donde todavía está la distancia con el Permian. Y es una carrera que se gana con los proveedores tanto como con las operadoras.
Cómo lo medimos
Pozos horizontales de petróleo de la formación Vaca Muerta (Secretaría de Energía: producción mensual por pozo no convencional y Adjunto IV de fracturas, datos hasta agosto de 2026). Cada valor es la mediana de los pozos que empezaron a producir ese año. El petróleo del primer año solo se calcula para pozos con 12 meses de historia, así que 2025 incluye los pozos que arrancaron hasta agosto. Pozos perforados por año: padrón de pozos (Capítulo IV), por fecha de inicio de la perforación. Los pozos surgentes se estiman con el tipo de extracción que cada operadora informa mes a mes (método Kaplan-Meier). No hay una serie pública anual completa del Permian, así que algunos valores son de años puntuales o estimados, y lo aclaramos en cada caso.
Fuentes del Permian: EIA, ramas 2015–2025 · API, simul-frac y pozos 2025 · Novi Labs, intensidad de arena · E&P / Rystad, Delaware 2018 · E&P / Hart, espaciamiento 2016 · JPT, spud a producción · PB Oil & Gas, ciclo de la electrosumergible · Diamondback, presentación a la SEC · Bloomberg NEF, productividad 2022 · LM Neuquén, velocidad de fractura de YPF
Para seguir leyendo
- Fracturar o colapsar: cuántos pozos y cuánta arena hacen falta
- Fracturas en Vaca Muerta, mes a mes y por yacimiento
- Fractura hidráulica · Arena de fractura · Drilling
- Bombeo mecánico (AIB) · Gas lift · Bombeo electrosumergible
Lautaro Maggi · Ingeniero Químico (ITBA) · Especialista en Producción de Petróleo y Gas Natural (ITBA)
Sobre faufena
faufena es un catálogo online de empresas del sector de Oil & Gas, energía, minería y renovables de la Argentina. Ahí podés encontrar proveedores y potenciales clientes, y también información y análisis del sector, como esta nota. Entrá en faufena.com.