El área petrolera de la cuenca del Golfo San Jorge, en proceso de venta, superó los 10.000 barriles diarios mediante técnicas de recuperación mejorada, marcando un máximo histórico para este método en el país.
La producción de petróleo en el área Manantiales Behr durante el primer bimestre de 2026 mostró una leve mejora del 2% respecto al mismo período de 2025, en un contexto general de declino para la mayoría de los yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge. El dato más destacado por los especialistas, sin embargo, es la composición de ese volumen: una proporción creciente proviene de proyectos de recuperación terciaria o mejorada (EOR).
En febrero de 2026, de los más de 25.500 barriles diarios producidos, alrededor de 10.000 correspondieron a esta técnica, lo que constituye un nuevo récord para el área y la consolida como el principal caso de desarrollo de EOR en Argentina. La consultora GtoGEnergy señaló en un informe reciente que «la producción de petróleo por recuperación terciaria en Argentina volvió a marcar máximos», aunque advirtió que este crecimiento responde al desempeño de un conjunto acotado de activos y no a una expansión sistémica del convencional.
Las estadísticas oficiales confirman una evolución diferenciada del área dentro de la cuenca, con una recuperación apoyada en la intervención de pozos existentes más que en la incorporación de nueva capacidad. Los datos de perforación reflejan este cambio: en 2025 se perforaron 12 pozos en Manantiales Behr, una cifra significativamente inferior a los 23 de 2024 y muy por debajo de los picos de actividad registrados entre 2010 y 2018.
En este marco, se avanza en el proceso de venta del área a la empresa PECOM, por un monto cercano a los 400 millones de dólares. Según se conoció, el plan de actividad presentado ante el gobierno provincial incluye la perforación de 20 nuevos pozos durante el primer año, compromiso que busca optimizar la producción mediante recuperación terciaria. Este punto ha sido parte de las discusiones con el sector sindical, que también impulsa la transferencia de equipos de perforación de la empresa AESA, que se retira de la región, a Petrominera.
Mientras tanto, YPF mantiene un rol central en el desarrollo del área, aunque con un foco creciente en el no convencional, lo que reconfigura la asignación de inversiones en activos maduros. La sostenibilidad del nivel récord de producción terciaria alcanzado dependerá, según los analistas, de la continuidad de las inversiones y de la gestión técnica sobre el reservorio.