Curva de aprendizaje
Cómo se aprendió a sacar petróleo y gas de Vaca Muerta, contado con dos áreas: Loma Campana, el primer desarrollo masivo de shale oil, donde se hizo la curva de aprendizaje a prueba y error, y Fortín de Piedra, el primer desarrollo masivo de shale gas. Pozos, ramas, etapas, arena y productividad, año por año, con los datos oficiales.
Loma Campana: el laboratorio del shale oil YPF · ver ficha del área
Loma Campana fue el área piloto de Vaca Muerta: ahí empezó el desarrollo no convencional y ahí se hizo la verdadera curva de aprendizaje, a prueba y error. Para conocer la roca, YPF arrancó con pozos verticales, más baratos y rápidos de perforar: entre 2010 y 2015 hizo 430, con el pico en 2014 (183 verticales en un año). En 2013 sumó a Chevron para el piloto: US$ 1.240 millones para más de 100 pozos en 20 km². La producción de esos verticales fue pobre: en sus primeros 12 meses dieron 26.000 barriles (mediana de los que entraron en producción en 2014).
Los primeros horizontales aparecieron en 2011–2012 y para 2015 la diferencia era clara: un horizontal daba en su primer año 89.000 barriles, cuatro veces lo de un vertical. En 2016 se dejó de perforar verticales y empezó la factoría de horizontales. De ahí en más, cada año se perforaron ramas más largas, con más etapas de fractura y más arena:
Pozos con al menos 12 meses de producción. En barras claras, años con menos de 10 pozos.
Rama informada en el Adjunto IV de fracturas.
La productividad por metro de rama subió menos que la del pozo: la mayor parte de la mejora vino de ramas más largas con más etapas.
2026: enero a agosto.
- Hoy siguen en producción 326 de aquellos pozos verticales, pero aportan apenas el 2,6% del petróleo del área (agosto de 2026).
- Loma Campana es el área que más petróleo produce en el país.
Fortín de Piedra: el primer desarrollo masivo de shale gas Tecpetrol · ver ficha del área
Tecpetrol empezó a desarrollar Fortín de Piedra en 2017, con el incentivo de la Resolución 46/2017 (un precio sostenido para el gas no convencional nuevo). A diferencia de Loma Campana, no pasó por la etapa de los verticales: aprovechó lo aprendido y arrancó directamente con horizontales en modo factoría, 33 en 2017 y 51 en 2018. La producción pasó de 0,65 millones de m³ por día en 2017 a 13,4 en 2019: en dos años se convirtió en una de las mayores áreas de gas del país.
En 2019 el gobierno recortó el subsidio de la Resolución 46. Tecpetrol frenó la perforación (4 pozos en 2019 y 2 en 2020), hizo juicio al Estado y la producción bajó a 10,9 millones de m³ por día en 2020. Volvió a perforar con el Plan Gas.Ar, a fines de 2020, y en 2026 produce 17,9 millones de m³ por día.
Pozos con al menos 12 meses de producción. En barras claras, años con menos de 10 pozos.
Sin dato de rama para los pozos de 2021 en el Adjunto IV.
2026: enero a agosto.
- Los pozos de gas mejoraron hasta 2021–2022 (unos 123 millones de m³ en el primer año) y después se estabilizaron en torno a 96, aun con ramas más largas: por metro de rama rinden menos que los primeros.
Datos de la Secretaría de Energía a agosto de 2026: padrón de pozos (año de inicio de perforación; horizontal = sigla con «(h)»), producción por pozo (Capítulo IV) y fracturas (Adjunto IV). Solo pozos no convencionales; los pozos de servicio (agua, sumideros, inyectores) no se cuentan. Medianas por año de puesta en producción.
Fuentes
- Secretaría de Energía: padrón de pozos y producción por pozo (Capítulo IV)
- Secretaría de Energía: datos de fractura de pozos (Adjunto IV)
- YPF: comunicado sobre el acuerdo con Chevron para el piloto de Loma Campana (diciembre de 2013)
- El Inversor Energético: Loma Campana, punta de lanza de los no convencionales (abril de 2015)
- LM Neuquén: la reactivación de Fortín de Piedra (febrero de 2021)
Actualizado al 9 de octubre de 2026. ¿Algo para corregir o sumar? Escribinos.