Desde el descubrimiento de acumulaciones de hidrocarburos en 1907, la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) se ha convertido en la cuenca más productiva de la Argentina. El relleno sedimentario que colmata la cuenca tiene origen en una combinación de procesos fluviales, fluvio–lacustres, deltaicos, volcaniclásticos y, en menor medida, marinos; dando lugar a sistemas de reservorios multi-capa de distintas calidades petrofísicas y con diversas capacidades productivas. La configuración estructural de la cuenca, caracterizada por fallas dominantemente normales de orientación preferencial O-E y NO-SE, y por fallas inversas de orientación N-S hacia su flanco Oeste, es el producto de actividad de rifting durante el Mesozoico temprano, seguido por una posterior etapa de subsidencia termal y por el desarrollo de eventos tectónicos compresivos y/o transpresivos terciarios. La necesidad de continuar con el desarrollo hidrocarburífero de la región y el hecho de que las trampas estructurales más evidentes fueron ya investigadas, ha orientado el desarrollo actual a la búsqueda de trampas más sutiles y con una mayor componente estratigráfica. La compresión hacia el flanco Oeste ha desarrollado una serie de anticlinales dislocados orientados NO-SE. Como resultado de dicho plegamiento, es común encontrar en los afloramientos de la Formación Bajo Barreal areniscas impregnadas de petróleo fresco y seco. En el área de Cerro Wenceslao (CW), durante los años 60ś, varios pozos con objetivos profundos fueron perforados sobre las crestas de estos anticlinales; sin embargo, las mejores acumulaciones fueron descriptas en los reservorios someros (100m-400m) de la Formación Bajo Barreal. Bajo la premisa de entender las características y comportamiento de los petróleos intensamente biodegradados presentes en la región, se llevó a cabo un detallado análisis estratigráfico, geoquímico y de las condiciones de reservorio, con el cual se sustentó la ubicación de una serie de pozos exploratorios en el bloque. Las profundidades de los reservorios, las condiciones climáticas adversas, altas viscosidades de petróleo producto de bajas temperaturas y presiones en el reservorio, y pronósticos de bajos caudales iniciales conllevaron a la evaluación de distintas opciones de perforación, de instalaciones de producción y a la selección de aditivos químicos que facilitaran su extracción. Con la información obtenida tras su perforación en el año 2011, se comprobó el modelo que sirviera de base para la propuesta de los tres sondeos. Si bien sólo uno de ellos resultó productivo, se logró transferir al área un renovado interés para la prospección de petróleo en yacimientos maduros marginales.