Ramas más largas, menos petróleo por metro en Vaca Muerta
La rama lateral mediana es 26% más larga que en 2020, pero el petróleo del primer año por pozo se mantiene cerca de 240.000 barriles desde 2021. La pérdida por metro se concentra en las ramas de más de 2.500 metros.
- Petróleo por metro, pozos de 2025
- 80 bbl
- Rama lateral mediana
- 3.045 m
- Pozos analizados
- 1.520
Los pozos de petróleo que entraron en producción en Vaca Muerta en 2025 produjeron 22% menos petróleo por metro de rama lateral en su primer año que los de 2020 y 2021, según los padrones oficiales de pozos y producción.
El pozo mediano de 2025 produjo 80 barriles por metro de rama en sus primeros 12 meses, frente a 103. Su rama midió 3.045 metros, un cuarto más que en 2020, y se fracturó en 50 etapas en lugar de 34.
Con ramas más largas, la producción por pozo se mantuvo casi estable. El pozo mediano de 2025 produjo 243.800 barriles en su primer año, a la par de los de 2021, con 242.600, y por debajo del pico de 2022, de 246.300. La mayor parte de la pérdida por metro viene de las ramas de más de 2.500 metros.
Las ramas crecen cada año mientras cae el petróleo por metro
El petróleo por metro subió hasta 2020, cuando llegó a su máximo de 103 barriles. Desde entonces cae todos los años, mientras las ramas crecieron entre 70 y 230 metros por año.
Las mismas áreas producen menos petróleo por metro
Para descartar que el cambio venga de dónde se perfora, comparamos cada área consigo misma: los pozos que entraron en producción entre 2019 y 2021 frente a los de 2024 y 2025, en las seis áreas con al menos 10 pozos en cada período.
Cinco de las seis produjeron entre 17% y 27% menos por metro. La Amarga Chica, operada por YPF, y Sierras Blancas, de Shell, fueron las que más cayeron, 27% cada una. Los pozos de La Amarga Chica produjeron 77 barriles por metro, frente a 106, con ramas 21% más largas. Bajada del Palo Oeste, la mayor área de Vista, cayó 26%, Loma Campana 21% y Bandurria Sur 17%.
Cruz de Lorena, de Shell, fue en sentido contrario: subió 40%, a 115 barriles por metro, con ramas de 3.209 metros. Ese resultado se apoya en 10 pozos recientes.
Las pérdidas se concentran en las ramas de más de 2.500 metros
Entre los 1.314 pozos que entraron en producción desde 2019 hasta septiembre de 2025, el largo no hizo diferencia en los de 2019 a 2021. Produjeron entre 101 y 109 barriles por metro con cualquier largo de rama.
En los pozos de 2022 a septiembre de 2025, las ramas de menos de 2.000 metros todavía produjeron 101 barriles por metro. La producción por metro bajó con cada escalón de largo, a 95 barriles entre 2.000 y 2.500 metros, 85 entre 2.500 y 3.000 y 81 entre 3.000 y 3.500. Más allá de 3.500 metros se mantuvo en 80.
Los pozos más largos siguen produciendo más petróleo en total. El pozo mediano de 2022-2025 con una rama de más de 3.500 metros produjo 298.900 barriles en su primer año, frente a 167.900 en las ramas de menos de 2.000 metros. Los padrones no incluyen los costos de perforación, así que no muestran si el largo extra se paga.
| Rama | Pozos 2019-21 | bbl/m 2019-21 | Pozos 2022-25 | bbl/m 2022-25 | Primer año, kbbl |
|---|---|---|---|---|---|
| Menos de 2.000 m | 67 | 104,0 | 78 | 100,7 | 167,9 |
| 2.000 a 2.500 m | 137 | 101,3 | 189 | 94,8 | 215,9 |
| 2.500 a 3.000 m | 106 | 101,2 | 340 | 84,6 | 234,6 |
| 3.000 a 3.500 m | 25 | 108,8 | 234 | 80,7 | 259,9 |
| 3.500 m o más | 2 | Pocos pozos | 136 | 80,4 | 298,9 |
Ni el gas, ni la cercanía entre pozos ni la arena explican la caída
Los pozos producen un poco menos de gas por cada barril. En su primer año, el pozo mediano de 2025 produjo 113 metros cúbicos de gas por metro cúbico de petróleo, frente a 119 en los pozos de 2020 y entre 143 y 166 en los de 2016 a 2019. Una relación más baja indica pozos más petroleros, lo que debería subir la producción por metro.
Los pozos perforados cerca de otros más viejos producen más petróleo por metro que los aislados. Entre los pozos de 2022-2025 cuya rama está trazada en el padrón, los que tenían a menos de 400 metros una rama con al menos seis meses de producción produjeron una mediana de 95 barriles por metro, frente a 84 en los pozos sin un vecino así. Los pozos con vecinos suelen estar en las mejores zonas. Los dos grupos perdieron producción por metro respecto de 2019 a 2021, cuando produjeron 107 y 100 barriles.
Las operadoras no recortaron arena. La arena por metro subió a 3,91 toneladas en los pozos de 2025, desde 3,70 en los de 2020, y las etapas quedaron más juntas, a 61 metros de distancia en lugar de 65.
Phoenix, Pampa y Vista lideran en petróleo por metro
Entre las operadoras con al menos 15 pozos que entraron en producción entre enero de 2023 y julio de 2025, Phoenix Global Resources lideró con 101 barriles por metro, seguida por Pampa Energía con 96 y Vista con 94. Los pozos de Vista fueron los que más petróleo dieron cada uno, 264.300 barriles en su primer año.
YPF puso en producción 438 de los 719 pozos, y su pozo mediano produjo 82 barriles por metro. Tecpetrol quedó última con 56, con ramas de 3.440 metros, y Chevron anteúltima con 69. Pan American Energy queda afuera porque el padrón no informa el largo de rama de la mayoría de sus pozos.
El tiempo entre el inicio de perforación y el primer petróleo también varía según la operadora: 153 días para el pozo mediano de Vista, 224 para el de YPF y 507 para el de Shell.
| Operadora | Pozos | Rama, m | Primer año, kbbl | bbl por metro | Arena, t/m | Del inicio al petróleo, días |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Phoenix Global Resources | 29 | 2.840 | 247,6 | 101,0 | 3,42 | 173 |
| Pampa Energía | 16 | 2.550 | 244,5 | 95,9 | 4,56 | 224 |
| Vista | 110 | 2.857 | 264,3 | 93,5 | 4,24 | 153 |
| YPF | 438 | 2.853 | 227,7 | 82,1 | 3,85 | 224 |
| Shell | 62 | 2.966 | 213,4 | 79,3 | 4,06 | 507 |
| Chevron | 23 | 3.044 | 189,7 | 69,2 | 3,68 | 293 |
| Tecpetrol | 18 | 3.440 | 159,8 | 56,2 | 2,95 | 196 |
La Argentina bombea un récord de 22.219 etapas de fractura
La Argentina bombeó un récord de 22.219 etapas de fractura en 2025, 40% más que en 2024, con 5,06 millones de toneladas de arena y 33,1 millones de metros cúbicos de agua, según el registro de fracturas. La arena importada bajó al 0,1% del total, desde el 76% en 2015. Las operadoras declaran una fractura meses después de terminarla, así que el total de 2025 todavía puede subir.
Cada barril requiere hoy más fractura
El pozo mediano de 2025 necesitó 47% más etapas que el de 2020 para obtener 11% más petróleo en su primer año. Nuestro modelo de producción aprende las curvas de los pozos declarados recientemente, así que la caída por metro ya forma parte del pronóstico de nuestro análisis sobre el camino de la Argentina al millón de barriles diarios.
Los padrones no muestran cuánto de la pérdida viene de la roca y cuánto de las decisiones de las operadoras, como un espaciamiento más corto entre etapas o terminaciones pensadas para bajar costos. Sí muestran dónde está: en las ramas de más de 2.500 metros, que fueron el 73% de los pozos que entraron en producción entre 2022 y septiembre de 2025.
Método y datos
- El estudio abarca los pozos horizontales que el padrón clasifica como no convencionales, que declaran la formación Vaca Muerta, que produjeron principalmente petróleo en su primer año y que tenían al menos 12 meses en producción a agosto de 2026. El año de un pozo es su primer mes de producción.
- El padrón no informa el largo de rama de 99 de esos pozos, 67 de ellos de Pan American Energy, 21 de YPF, ocho de Capex y tres de Vaca Muerta Inversiones. El archivo de trayectorias publica su largo como cero. Quedan afuera.
- El petróleo del primer año es la producción de los primeros 12 meses desde la primera producción. El petróleo por metro lo divide por el largo de rama del padrón de pozos, y el petróleo por etapa por las etapas de fractura declaradas. La relación gas-petróleo divide el gas del primer año por el petróleo del primer año. Todas las cifras son medianas, convertidas a razón de 6,2898 barriles por metro cúbico.
- Un área es la concesión que declara cada pozo. Cada área se compara consigo misma cuando cada período tiene al menos 10 pozos.
- La prueba de cercanía usa los 870 pozos cuya rama está trazada en el padrón. Un vecino es otro pozo horizontal de Vaca Muerta cuya rama pasa a menos de 400 metros y que empezó a producir al menos seis meses antes.
- El gráfico con cada pozo deja afuera los de más de 240 barriles por metro o fuera del rango de 1.000 a 4.200 metros. Las medianas los incluyen.
- Las etapas de fractura, la arena y el agua vienen del registro de fracturas, todas las formaciones, según la fecha de inicio de la fractura.