Abr 27, 2026
GeoPark mantiene aumento de producción
Las desinversiones de GeoPark en Ecuador y Brasil redujeron la producción, pero en los países de operación activa —Colombia y Argentina— registraron aumentos trimestre a trimestre.
Jov Onsat/ Rigzone
GeoPark registró un promedio de 27.249 barriles de petróleo equivalente por día (bped) en su producción durante el primer trimestre (1T), con aumentos en sus dos países de operación activa: Colombia y Argentina.
Esta cifra representó un descenso respecto a los 28.351 bped del cuarto trimestre (4T) de 2025, debido a las desinversiones realizadas por GeoPark en Brasil y Ecuador, según informó el explorador y productor con sede en Bogotá en una actualización operativa publicada el jueves.
La producción en Colombia, antes del pago de regalías, totalizó 25.819 bped en el trimestre de enero a marzo de 2026, en comparación con los 25.629 bped del 4T de 2025. Argentina aportó 1.430 bped —antes de la deducción de la participación gubernamental— a la producción total de GeoPark en el 1T de 2026, cifra superior a los 1.234 bped registrados en el 4T de 2025.
Más de la mitad de la producción de GeoPark —15.734 bped netos— provino del bloque Llanos 34 en Colombia. La producción neta de este bloque cayó un 2,5 por ciento con respecto al trimestre anterior debido al declive natural, interrupciones operativas temporales y un retraso en la campaña de perforación y reacondicionamiento (workover), factores parcialmente compensados por un sólido desempeño en la recuperación secundaria.
En el bloque CPO-5, la participación de GeoPark descendió un 7,7 por ciento en términos intertrimestrales, situándose en 6.109 bped, a consecuencia de los bloqueos ocurridos en febrero. Dichos bloqueos ya han sido resueltos.
La actividad de perforación para desarrollo y exploración [en el bloque CPO-5] comenzará a finales de abril. GeoPark continúa trabajando en colaboración con el operador para avanzar en las actividades previstas y mitigar el impacto de las interrupciones operativas temporales.
La producción neta del bloque Llanos 123 creció un 13 por ciento, alcanzando los 3.118 boed (barriles de petróleo equivalente por día), “impulsada principalmente por el desempeño positivo de la producción base y los resultados del proyecto de inyección de agua en Bisbita.
En Platanillo, GeoPark obtuvo una producción de 859 boed. GeoPark continúa produciendo en el yacimiento, a la vez que preserva la flexibilidad para futuras decisiones de asignación de capital.
En Argentina, donde la producción de GeoPark proviene del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, la contribución del país provino mayoritariamente del bloque Loma Jarillosa Este.
GeoPark anunció que ha iniciado la construcción de la primera etapa de ampliación de la estación de recolección de Loma Jarillosa Este, la cual elevará su capacidad de 6.000 bopd (barriles de petróleo por día) a 10.000 bopd.
Recientemente, GeoPark firmó un acuerdo para adquirir los activos de exploración y producción de petróleo y gas de Frontera Energy Corp en Colombia por un monto de hasta 400 millones de dólares, más la deuda asumida. Sin embargo, la operación no se concretó, ya que la compañía canadiense Frontera optó por aceptar una oferta competidora presentada por Parex Resources Inc.
En un comunicado emitido el 9 de Marzo, GeoPark declaró que aumentar su oferta económica por los activos de Frontera “no cumpliría con los umbrales de retorno ajustado al riesgo esperados por GeoPark”.
GeoPark tiene previsto publicar sus resultados correspondientes al primer trimestre de 2026 el próximo 6 de Mayo. La compañía anticipa que dichos resultados se verán favorecidos por la obtención de precios de petróleo más elevados.
Durante el primer trimestre de 2026 prevalecieron condiciones de mercado inusualmente volátiles, incluyendo movimientos significativos en el precio del Brent, en los diferenciales regionales y disrupciones específicas en Ecuador.
En conjunto, el precio realizado combinado de GeoPark se situó en 60,4 dólares por barril durante el primer trimestre de 2026, frente a los 54,8 dólares por barril registrados en el cuarto trimestre de 2025; esta evolución refleja la fortaleza de los precios del Brent y la recuperación de los diferenciales hacia el cierre del trimestre, a pesar del impacto negativo de 7,0 dólares por barril derivado de las coberturas financieras y los pagos contingentes earn-outs.
Para contactar al autor, envíe un correo electrónico a jov.onsat@rigzone.com
