Vaca Muerta dejó de ser una referencia exclusiva de Neuquén. A medida que la formación consolida su desarrollo en el corazón de la cuenca neuquina, la atención empezó a correrse hacia puntos, entre los que se encuentra el territorio mendocino. La provincia viene mostrando resultados concretos en los primeros pasos exploratorios y utiliza esos avances como argumento central para captar inversores, tanto en el mercado local como en misiones internacionales.
La formación de Vaca Muerta ocupa una superficie total de 30.000 kilómetros cuadrados y reúne recursos estimados en 9 billones de metros cúbicos de gas y 16.000 millones de barriles de petróleo. De ese total, solo el 4% se encuentra hoy bajo desarrollo masivo, lo que da una dimensión del margen de crecimiento que todavía tiene la cuenca en su conjunto. Mendoza concentra 9.000 kilómetros cuadrados de esa extensión, equivalentes al 30% de la superficie total de la formación, con reservas estimadas en 8.000 millones de metros cúbicos de petróleo en su porción.
Ese porcentaje ubica a la provincia como una de las áreas con mayor potencial dentro de Vaca Muerta, aunque su desarrollo se encuentra todavía en una etapa temprana en comparación con Neuquén. Actualmente existen dos proyectos en curso en la porción mendocina de la formación, ambos en estado de exploración avanzada, y un tercer proyecto de mayor escala que se encuentra en una fase previa de evaluación sísmica antes de definir si avanza hacia un desarrollo integral.
Dos pozos que marcan el pulso exploratorio
Los dos proyectos en ejecución están a cargo de YPF y corresponden a bloques distintos dentro del territorio mendocino. El primero, identificado como “YPF.MdN.PBN.X-101(h)”, se ubica en el área Paso de las Bardas Norte y opera bajo un contrato de concesión de explotación. Su producción acumulada asciende a 11.762 metros cúbicos de petróleo, con una densidad de 38 grados API, junto a 3.510.010 metros cúbicos de gas.
El segundo proyecto, cuyo nombre técnico es “YPF.MdN.AN.x-101(h)”, se desarrolla en el área CN VII A bajo un permiso exploratorio, una figura distinta a la del primer pozo. Su acumulada de petróleo es de 20.906 metros cúbicos, con una densidad de 43 grados API, y su acumulada de gas trepa a 44.193.440 metros cúbicos, muy por encima del primer pozo.
La diferencia en los volúmenes de gas acumulado entre ambos pozos refleja el comportamiento dispar que puede presentar la formación incluso dentro de un mismo territorio provincial, algo habitual en las primeras etapas de exploración de un shale, cuando todavía se está construyendo el mapa de productividad del subsuelo.
La apuesta de Quintana-TSB en el sur mendocino
El proyecto de mayor escala en carpeta es el que impulsa la UTE Quintana-TSB, que adquirió el denominado Cluster Sur dentro del Plan Andes, un esquema provincial orientado a reactivar bloques que quedaron disponibles tras la salida de YPF de distintas áreas convencionales. Ese cluster incluye el bloque Cañadón Amarillo, ubicado en el departamento de Malargüe, en el límite con la provincia de Neuquén.
El plan de inversión de la UTE está diseñado en etapas sucesivas, cada una condicionada a los resultados de la anterior. La primera consiste en una campaña de sísmica 3D sobre 205 kilómetros cuadrados en el sector sudoeste del bloque, con una inversión de USD 4 millones. Es la primera vez que se realiza este tipo de estudio en la provincia desde 2017, lo que le da a la etapa un peso adicional en términos de actualización de la información geológica disponible.
Si los resultados de esa etapa son favorables, el proyecto continúa con una fase piloto de USD 40 millones, que contempla la perforación de un pozo vertical y dos horizontales de 1.500 metros cada uno. La ubicación exacta de esos pozos todavía no está definida y dependerá de la interpretación de los datos sísmicos que se obtengan en la primera etapa.
Recién si esa fase piloto confirma el potencial del área, el proyecto avanzaría hacia un desarrollo integral sobre una superficie de 310 kilómetros cuadrados, con una inversión contingente de USD 1.350 millones. El esquema de explotación previsto para esa instancia contempla la construcción de 144 pads, desde los cuales se perforarían 576 pozos en total. Cada plataforma agruparía cuatro pozos, dos orientados al objetivo denominado Cocina y dos al intervalo Orgánico, con una distancia de 300 metros entre pozos y ramas horizontales de 3.000 metros. Sumando la inversión firme y la contingente, el desembolso total proyectado para el proyecto asciende a USD 1.394 millones.
Cuánto cuesta y cuánto rinde un pozo tipo
Con el firme objetivo de atraer nuevas inversiones, el Gobierno de Mendoza difundió una simulación económica sobre lo que podría rendir un desarrollo tipo en la porción mendocina de Vaca Muerta, tomando como base un pozo horizontal de 1.200 metros de rama lateral con 13 etapas de fractura hidráulica, similar en escala a los que ya se perforaron en la provincia.
Según ese modelo, la producción inicial de un pozo de esas características rondaría los 700 barriles equivalentes de petróleo por día, compuestos por 50 metros cúbicos diarios de petróleo y 64.000 metros cúbicos diarios de gas natural. La simulación aplica una declinación anual del 30% sobre esa producción inicial.
En cuanto a los costos, el modelo estima un lifting cost de USD 20 por barril equivalente y una inversión inicial de USD 10 millones por pozo. Con esos parámetros, la recuperación de la inversión se ubicaría en un plazo de entre uno y dos años, con una Tasa Interna de Retorno superior al 30%. Se trata de una proyección oficial pensada para dar previsibilidad a potenciales inversores sobre el tipo de retorno que podría ofrecer un pozo estándar en la región, más allá del resultado específico de cada proyecto en curso.
Más actores y un plan que se acelera
El desarrollo de Vaca Muerta en Mendoza no depende solo de YPF y de la UTE Quintana-TSB. En los bloques provinciales también opera Tango Energy, lo que amplía el número de compañías con intereses activos en la formación dentro del territorio mendocino. Para 2026, YPF y la UTE Quintana-TSB definieron un plan conjunto que incluye un pool de perforación de cinco nuevos pozos, orientado a seguir reduciendo la incertidumbre geológica sobre el comportamiento de la formación en el subsuelo provincial.
YPF, además, decidió avanzar con un pozo adicional por fuera de los compromisos que tenía asumidos originalmente y ya se encuentra realizando tareas de acondicionamiento para iniciar esa perforación. Ese adelantamiento de inversiones que estaban previstas inicialmente para 2027 y 2028 fue interpretado por el Gobierno provincial como una señal de confianza de las empresas hacia el marco normativo vigente en Mendoza.
En paralelo, estudios difundidos por la provincia durante una misión de promoción de inversiones realizada en Canadá identificaron un potencial de más de 300 pozos horizontales para el conjunto de la Vaca Muerta mendocina, una cifra que excede la del proyecto específico de Cluster Sur y da cuenta de la magnitud que podría alcanzar el desarrollo si se confirma en otras áreas de la provincia. Esa misma misión sirvió para difundir que el Plan Andes, el programa bajo el cual se enmarca el proyecto de Quintana-TSB, ya acumula compromisos de inversión superiores a los USD 700 millones en distintos bloques convencionales de la provincia.
El Gobierno de Mendoza también inició un proceso de licitación para crear una base de datos geológica provincial, con el objetivo de centralizar y sistematizar información histórica que hoy se encuentra dispersa entre distintos organismos y operadoras. La herramienta busca reducir los riesgos exploratorios para quienes evalúen invertir en la provincia y complementa el trabajo de sísmica que ya llevan adelante las empresas en el terreno.
Ese conjunto de medidas se apoya en un dato adicional sobre el bloque Cañadón Amarillo, eje del proyecto de Quintana-TSB: la provincia otorgó una segunda prórroga a la concesión, que extiende el contrato hasta enero de 2036, con compromisos específicos de inversión y metas vinculadas al desarrollo no convencional del área.