En el Informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) de marzo de 2026 de la Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos, se incorporan los yacimientos de Avalon, Barnett, Dean y Woodford, ubicados en la Cuenca Pérmica, a las estimaciones de producción de petróleo de esquisto y gas natural de lutitas en dicha cuenca. Las formaciones de la Cuenca Pérmica ya incluían los yacimientos de Spraberry, Bone Spring y Wolfcamp. La EIA revisa y actualiza periódicamente la designación de sus yacimientos según la interpretación más reciente de la información geológica para identificar la producción de petróleo crudo y gas natural en formaciones de petróleo de esquisto y lutitas. Al mismo tiempo, se eliminaron los yacimientos de Delaware y Yeso-Glorieta. Estas modificaciones se limitan a las formaciones de la Cuenca Pérmica, lo que resulta en un aumento neto de la producción de petróleo de esquisto de 0.2 millones de barriles por día (b/d) y de la producción de gas de lutitas de 0.8 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) para 2025, en comparación con las estimaciones previas.
Con esta actualización, las formaciones de esquisto y gas de lutita de la Cuenca Pérmica produjeron 6 millones de barriles diarios de petróleo crudo (44 % de la producción total de petróleo de EE. UU.) y 22,200 millones de pies cúbicos diarios de gas natural seco (19 % de la producción total de gas comercializado en EE. UU.) en diciembre de 2025.
En la STEO, se mide la producción de petróleo de lutita y gas de lutita de dos maneras diferentes: por principales formaciones geológicas (Tabla 10b de la STEO) y por geografía (Tablas 4a y 5a de la STEO). Estos dos métodos generan diferencias en las estimaciones, ya que la actividad en superficie no distingue entre formaciones, las cuales pueden superponerse como capas de un pastel y tener límites geográficos diferentes. En contraste con las formaciones de la Cuenca Pérmica, la región geográfica de la Cuenca Pérmica produjo 6,7 millones de barriles diarios de petróleo crudo y 29.100 millones de pies cúbicos diarios de gas natural comercializado en diciembre de 2025.
Los yacimientos de Bone Spring, Spraberry y Wolfcamp siguen siendo la base de la mayor parte de la producción de petróleo crudo y gas natural en la cuenca Pérmica, y en conjunto constituyen las mayores formaciones de esquisto y compactas productoras de petróleo del país, con una producción combinada de 5.7 millones de barriles diarios y 20.8 mil millones de pies cúbicos diarios en diciembre de 2025. En la última revisión de la información geológica disponible, se determinó que los yacimientos de Delaware y Yeso-Glorieta eran de naturaleza convencional. La exclusión de estos yacimientos supuso una reducción de 0.1 millones de barriles diarios y 0.3 mil millones de pies cúbicos diarios en la estimación de la producción de la cuenca Pérmica, la cual fue compensada con creces por la incorporación de los nuevos yacimientos. La estimación para el área geográfica de la cuenca Pérmica no varió.
El Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) publicó informes sobre los yacimientos de Avalon, Barnett y Woodford, ubicados en la cuenca Pérmica. Los informes del USGS identifican estas formaciones como acumulaciones continuas, una categoría que incluye lutitas y formaciones compactas y que comúnmente se denomina no convencional. Si bien el USGS aún no ha publicado un informe geológico sobre la formación Dean (a veces llamada Wolfberry), también se incluye porque es una formación relativamente delgada —casi indistinguible de sus vecinas de acumulación continua— ubicada verticalmente entre las formaciones Spraberry y Wolfcamp.
Si bien los cuatro yacimientos recientemente incorporados representan aproximadamente el 5 % de la producción del Pérmico, los recientes aumentos en la actividad de perforación y el crecimiento de la producción en estos yacimientos han sido significativos. En comparación con 2022, la producción combinada de estos yacimientos ha aumentado más del doble (+0,2 millones de barriles diarios) y la producción de gas natural en un 72 % (+0,6 mil millones de pies cúbicos diarios) en 2025.
