GeoPark busca transformar su escala en América Latina con una estrategia apoyada en dos activos de perfiles muy distintos: el bloque petrolero Bare, en Venezuela, y la formación no convencional Vaca Muerta, en Argentina. La compañía proyecta elevar su producción a entre 75.000 y 85.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) en 2030, casi 2,7 veces el promedio de 28.233 boepd registrado en 2025.
El salto dependerá principalmente de la recuperación de Bare, un área que actualmente produce alrededor de 11.000 barriles de petróleo por día. GeoPark estima que el bloque podría alcanzar un máximo de entre 85.000 y 95.000 barriles diarios, aunque la propia secuencia de desarrollo plantea una expansión gradual: entre 18.000 y 20.000 barriles por día en 2027, entre 31.000 y 33.000 en 2028 y entre 44.000 y 56.000 en 2029-2030.
La empresa operará Bare bajo un contrato de participación en la producción por 25 años firmado con PDVSA, la petrolera estatal venezolana. GeoPark tendrá una participación neta del 65%. El plan apunta a llevar la tasa de recuperación del área desde un rango de 4%-5% hasta 8%-9% y contempla una producción neta acumulada cercana a 400 millones de barriles.
La apuesta venezolana concentra la mayor parte del potencial incremental, pero Vaca Muerta aporta un activo con una lógica operativa diferente y una expansión más asociada al desarrollo de pozos no convencionales. GeoPark produce allí alrededor de 1.400 boepd y busca llegar a entre 5.000 y 6.000 boepd hacia fines de 2026. Para ese crecimiento prevé invertir más de US$1.000 millones.
La combinación permite repartir el riesgo geográfico y operativo, aunque también suma complejidad. Venezuela ofrece un volumen potencial muy superior al actual, pero su industria petrolera arrastra años de desinversión y enfrenta riesgos políticos y operativos, además del impacto de las sanciones. En Argentina, el desafío pasa por sostener la productividad del shale, ejecutar el programa de inversiones y mantener condiciones que hagan rentable el desarrollo.
Las metas de GeoPark descansan además sobre un supuesto de precios del Brent de entre US$70 y US$80 por barril. Ese rango condiciona la capacidad de financiar perforaciones, recomponer infraestructura y sostener la expansión. Una baja prolongada del crudo o mayores costos de ejecución reducirían el atractivo económico de proyectos que todavía dependen de inversiones significativas.
El ingreso a Bare coincide con el avance del grupo colombiano Gilinski sobre GeoPark, que pasa a quedar bajo su control. La operación vincula el crecimiento productivo de la petrolera con un accionista de mayor peso en energía regional y eleva la exigencia sobre la ejecución: las proyecciones requieren convertir reservas y capacidad potencial en flujo de producción efectivo.
Para Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta suma otro actor a una formación que ya funciona como motor de expansión energética y de exportaciones. Para Venezuela, una inversión privada capaz de elevar la producción del bloque representaría una recuperación parcial de capacidad. En ambos casos, el resultado dependerá menos de la magnitud geológica de los recursos que de reglas operativas previsibles, capital, infraestructura y disciplina en la asignación de inversiones.
