Vaca Muerta suma otra lógica de desarrollo para reactivar y optimizar 500 pozos con inyección de gas

La próxima frontera tecnológica y operativa del no convencional argentino comienza a delinearse en Vaca Muerta, donde la recuperación primaria no supera, en términos generales, el 10% del petróleo in situ, es decir que entre el 90% y el 98% del recurso original permanece atrapado en la matriz de la roca generadora. Unos 500 pozos que ya tuvieron producción y hoy están inactivos o con baja productividad reúnen las condiciones técnicas básicas para ser reconvertidos mediante técnicas de recuperación mejorada o asistida, como la inyección cíclica de gas.

Dentro del parque actual de perforaciones, más de 750 pozos no convencionales ya se encuentran parados o rinden por debajo de los 5 m³/d, de acuerdo a un informe de la consultora especializada GtoG. Este grupo representa el 36% del universo de pozos maduros de la formación y aporta tan solo el 0,8% de la producción no convencional total del país.

Sin embargo, se trata de una infraestructura existente que ya demostró su productividad previa, habiendo acumulado una extracción superior a los 100 millones de barriles a lo largo de su vida útil.

No todos los pozos son candidatos viables ni existe una solución única aplicable a la totalidad del parque. La selección técnica exige integrar variables complejas como la presión de reservorio, la conectividad hidráulica, el historial de fracturas, las interferencias entre pozos (frac hits), la compatibilidad de fluidos, la integridad mecánica del pozo y la ecuación económica particular de cada bloque.

Sin embargo, los antecedentes internacionales brindan una pauta sobre el margen de mejora. Los primeros proyectos piloto de inyección cíclica de gas (huff and puff) aplicados en formaciones shale de Estados Unidos reportan incrementos acumulados de entre un 20% y un 80% en el factor de recobro por encima de la etapa primaria.

El potencial sobre pozos ya perforados

Al trasladar estos parámetros al escenario local, las proyecciones muestran un volumen relevante. Si tan solo un 30% del parque identificado resultara técnicamente aplicable y lograra capturar un 1% adicional del petróleo in situ, el volumen incremental se ubicaría en torno a los 3 millones de barriles. En un escenario moderado de respuesta técnica, ese rendimiento se acercaría a un rango de entre 9 y 10 millones de barriles extraídos exclusivamente sobre la base de pozos ya perforados y locaciones con infraestructura montada.

La proyección temporal acentúa esta tendencia, tal como desarrolla GtoG. Hacia 2030, la base de pozos maduros no convencionales con baja productividad o inactivos superará los 1.300 candidatos en la Cuenca Neuquina. En ese horizonte, la estrategia de recuperar mejor el capital ya invertido comenzará a complementar -y en determinados contextos operativos, a competir directamente en eficiencia de capital (capital efficiency) con- la decisión de perforar nuevos pozos horizontales.

El debate sobre la necesidad de aplicar técnicas de recobro secundario o terciario en el no convencional se comprende al observar la curva de comportamiento de la formación. Análisis elaborados por la consultora GtoG Energy remarcan la pronunciada tasa de declinación inicial que caracteriza al shale. Mientras que un yacimiento convencional suele mostrar tasas de declinación anuales de entre el 10% y el 15%, un pozo no convencional puede registrar una caída del flujo inicial de hasta un 80% durante su primer período de operación.

Esa dinámica genera una asimetría estructural en la producción agregada de la cuenca: más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce actualmente menos de 20 m³/d (125 bbl/d), lo que significa que aproximadamente el 80% de la producción total del recurso no convencional proviene de menos del 20% del parque de pozos en activo. Hasta el momento, las compañías compensaron esa rápida declinación acelerando el ritmo de perforación y completación con ramas horizontales cada vez más largas y diseños de fractura más intensivos.

Esta búsqueda de la máxima productividad inicial dio origen al fenómeno de los "superpozos" o "pozos del millón de barriles". Informes sobre el desempeño operativo en la ventana de crudo identifican un grupo selecto de perforaciones -operadas por firmas como Vista Energy, YPF y Pluspetrol- que lograron cruzar la barrera del millón de barriles acumulados en plazos sumamente reducidos.

Pozos insignia ubicados en bloques como Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica o Bajada del Choique han llegado a perforar el techo de los 3.500 a 5.000 barriles diarios en sus picos iniciales, alcanzando el acumulado de siete dígitos en períodos de entre 12 y 28 meses.

La experiencia previa del convencional

No obstante, a medida que los bloques centrales entran en fases más maduras y aumenta la densidad de pozos por pad, la tasa de reemplazo requerida exige volúmenes de inversión cada vez mayores en nuevos equipos. Es en este punto donde la reutilización de pozos maduros en declino mediante huff and puff o refracturas se transforma en un complemento estratégico para sostener la meseta productiva con una menor intensidad de capital.

Este nuevo desafío para el shale dialoga directamente con la experiencia acumulada en los yacimientos convencionales del país, donde la recuperación terciaria (EOR) funciona como un pilar consolidado para mitigar el declino natural de los campos maduros.

La producción por recuperación terciaria en la Argentina se mantiene en niveles de 19.274 barriles diarios de petróleo (bbl/d). Este volumen representa el 2,3% del crudo convencional nacional y se concentra mayoritariamente en la Cuenca del Golfo San Jorge (Chubut explica el 75% del total país), seguida por la Cuenca Neuquina (Mendoza aporta el 25% restante).

En el ámbito convencional, la brecha de productividad promedio entre un pozo en extracción efectiva (14,2 bbl/d) y un pozo no convencional (157 bbl/d) es la que justificó el despliegue de proyectos masivos de inyección de polímeros y surfactantes. A nivel país, sobre un total de 76.810 pozos declarados en yacimientos convencionales, solo el 31% se encuentra en extracción efectiva, dejando más de 9.190 pozos parados y 21.700 abandonados. En cuencas como la Cuyana, los pozos inactivos alcanzan el 38% del parque instalado.

La experiencia operativa y el conocimiento de procesos de inyección desarrollados en bloques convencionales maduros -como Manantiales Behr, Chachahuén Sur o Diadema- conforman la curva de aprendizaje previa. Esa base técnica sirve de antecedente directo para evaluar la factibilidad química y de fluidos que requerirá la aplicación extendida del EOR y el huff and puff sobre la roca madre de Vaca Muerta.