Venoil asumió la operación de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, en Malargüe, según informó EconoJournal el 22 de septiembre de 2026 a partir de un comunicado de la compañía. El arranque de esta etapa en dos campos maduros de la Cuenca Neuquina combina continuidad operativa con reactivación de pozos, reparaciones y recuperación mejorada.

• El compromiso firme suma US$91 millones: US$32,15 millones para Cerro Fortunoso y US$58,85 millones para Valle del Río Grande.
• Otros US$59 millones son contingentes: representan el 39,3% del programa de US$150 millones y requieren validación técnica.
• Se prevén pozos nuevos, que serían las primeras perforaciones en estas áreas en más de seis años; el anuncio no acredita su inicio.
• El programa también compromete el abandono definitivo de 40 pozos por US$12 millones y un programa de cinco años para evaluar pozos inactivos, con informes cada cuatro meses.

Estas magnitudes surgen del comunicado del Gobierno de Mendoza del 17 de septiembre de 2026, reproducido por Venoil. Deben leerse como compromisos de ejecución: las fuentes consultadas no presentan resultados productivos atribuibles a la nueva etapa.

La transición ya había sido anticipada por Gustavo Naves, presidente de Venoil, en declaraciones durante el Mendoza Energy Summit recogidas por Shale24 el 21 de septiembre de 2026. Allí ubicó la firma y el traspaso con YPF durante esa semana. La confirmación posterior de la toma efectiva permite distinguir el anuncio previo del comienzo operativo.

El problema de campo es recuperar actividad sobre instalaciones existentes. Según la información provincial, el programa incluye reactivación de pozos inactivos, intervenciones de reparación —workovers—, conversión de productores a inyectores, recuperación mejorada con polímeros e instalaciones de superficie. Esa combinación exige seguir tanto la ejecución de cada intervención como la respuesta productiva posterior.

La distinción entre inversión firme y contingente resulta decisiva para evaluar el avance. Los US$59 millones adicionales, que incluyen más perforaciones, están sujetos a validación técnica y umbrales de desempeño verificados por la Dirección de Hidrocarburos. Por eso, el monto total anunciado no equivale a desembolsos ya realizados ni a una mejora de producción demostrada.

Señales a monitorear. El seguimiento inmediato debería registrar pozos efectivamente reactivados, intervenciones terminadas, conversiones a inyección y caudales posteriores, comparados con una línea de base previa. También deberá identificar qué resultados habilitan las actividades contingentes. La próxima actualización esperable es un detalle de ejecución de la operadora; las fuentes citadas no fijan una fecha pública. Para los pozos inactivos, el programa sí establece informes cuatrimestrales: una referencia concreta para contrastar compromisos con avances.