En un notable salto de la actividad, Chubut pasó de 9 a 21 pozos terminados en un mes. Sin embargo, los yacimientos maduros enfrentan ahora una doble dinámica: más intervención sobre las áreas y menores volúmenes extraídos. Las claves para que este avance impacte en la producción.
La actividad petrolera en Golfo San Jorge mostró en julio de 2026 una recuperación significativa en materia de perforaciones, aunque ese mayor movimiento todavía no se tradujo en un incremento de la producción de crudo en Chubut.
La provincia terminó 21 pozos durante el mes, el mejor registro del año, pero en paralelo la extracción de crudo volvió a caer y se ubicó en 18.294 metros cúbicos diarios.
El comportamiento del gas también fue negativo. Durante julio de 2026, Chubut produjo 5.336 Mm³/d, un 1,8% menos que en junio y 16% por debajo del nivel correspondiente al mismo mes del año anterior.
El contraste surge del Reporte Tendencias Oil & Gas – Cuenca del Golfo San Jorge, elaborado por Oil Production Consulting.
Mientras los trabajos sobre los yacimientos recuperaron intensidad, la producción provincial resultó 0,9% inferior a la de junio y quedó 6,8% por debajo del nivel registrado un año atrás, cuando alcanzaba los 19.619 m³/d.
El salto en la cantidad de pozos terminados en el Golfo San Jorge
El resultado del último registro mensual modificó de manera notoria el ritmo de actividad registrado durante 2026.
En junio Chubut había terminado nueve pozos y en julio de 2025 apenas cinco.
El salto hasta 21 terminaciones constituye, por lo tanto, el máximo mensual de 2026 y casi duplica el registro del mes anterior.
Del total de pozos finalizados, 13 fueron destinados a producción de petróleo, dos a producción de gas y seis correspondieron a servicios. Con estas incorporaciones, la provincia acumuló 92 pozos terminados entre enero y julio, frente a los 71 que contabilizaba al cierre de junio.
La mejora en la actividad no implica, sin embargo, que la producción pueda responder de manera inmediata.
En una cuenca madura como el Golfo San Jorge, la perforación y terminación de nuevos pozos conviven con una curva de declino que se viene acumulando durante años.
Por eso, el aumento de las intervenciones puede anticipar un cambio de tendencia sin reflejarlo todavía en los volúmenes extraídos.
La producción volvió a retroceder
La evolución mensual del petróleo muestra por qué el repunte de la perforación todavía no alcanza para modificar el escenario productivo. Chubut comenzó el año con una producción de 18.941 m³/d en enero y pasó a 18.922 en febrero, 18.578 en marzo y 18.412 en abril.
En mayo se registró una leve mejora, hasta 18.460 m³/d, seguida por una estabilización en junio, cuando se alcanzaron 18.469 m³/d. Julio, en cambio, volvió a marcar un descenso, con 18.294 m³/d.
La comparación interanual refuerza la magnitud del retroceso. El volumen de julio quedó 6,8% por debajo del registrado durante el mismo mes de 2025. La secuencia confirma que, pese al mayor nivel de actividad, la provincia todavía no consiguió instalar una recuperación sostenida de la producción.
El comportamiento del gas también fue negativo. Durante julio, Chubut produjo 5.336 Mm³/d, un 1,8% menos que en junio y 16% por debajo del nivel correspondiente a julio del año pasado.
La recuperación asistida gana peso
El desempeño de los yacimientos maduros también puede observarse a través de las técnicas utilizadas para sostener la extracción. Durante julio, la recuperación asistida aportó 2.311 m³/d de petróleo en el Golfo San Jorge, con todo ese volumen concentrado en concesiones ubicadas en Chubut.
Dentro de ese segmento, Manantiales Behr, operado por PECOM, aportó 1.511 m³/d mediante EOR, es decir, recuperación mejorada a través de la inyección de polímeros. Ese volumen representó el 65% de la producción obtenida mediante esta modalidad en la cuenca.
Detrás se ubicaron Diadema, con 351 m³/d; Escalante-El Trébol, con 265; Anticlinal Grande-Cerro Dragón, con 139; y El Tordillo, con 45 m³/d.
El dato expone una de las características centrales del presente productivo del Golfo San Jorge: mantener los niveles de extracción exige cada vez más intervención sobre reservorios maduros. La recuperación secundaria y las técnicas de recuperación asistida permiten extender el rendimiento de áreas que ya atravesaron buena parte de su ciclo productivo.
