Los pozos que declinan en Vaca Muerta ya tienen un plan B

Mientras la mayoría de los ojos siguen puestos en la perforación y el desarrollo de Vaca Muerta, la industria se empieza preguntar qué pasará con los pozos que, después de unos años, declinan y producen poco. Ahí, aparece la recuperación mejorada, una técnica todavía incipiente en el shale argentino.

"Hoy hay muchos más ojos mirando la perforación y el desarrollo actual que lo que es la recuperación mejorada en el shale", sostuvo Gerardo Tennerini, fundador de la consultora GtoG Energy, que sigue de cerca estos proyectos desde hace años.

En diálogo con +e, Tennerini consideró que el problema no es menor: los pozos shale declinan rápido y después de un tiempo quedan con producciones bajas. Hoy ya hay pozos de más de 3 o 4 años en Vaca Muerta que producen por debajo de los 20 metros cúbicos de petróleo por día.

Esa masa de pozos maduros, lejos de ser un problema sin salida, es también una oportunidad. Son muchos metros de perforación que ya contactaron la roca madre y que están disponibles para aplicar alguna técnica de recuperación adicional, sin necesidad de perforar de nuevo.

Según los últimos datos de la Secretaría de Energía, a junio de 2026 ya hay más de 600 pozos en Vaca Muerta que producen menos de 5 metros cúbicos diarios. Esa población constituye una base inicial para evaluar distintas estrategias, luego de analizar la presión, el petróleo remanente y la conectividad de fracturas. Las opciones van desde una refractura, que busca reconectar el volumen de reservorio estimulado, pero que no constituye, en sentido estricto, una técnica de EOR, hasta pilotos de recuperación mejorada, como la inyección cíclica de gas.

La inyección de gas es hoy la técnica más utilizada para lograr una recuperación adicional en pozos shale.

La técnica con mayor desarrollo: inyección de gas

"Lo que más se utiliza es la inyección cíclica de gas, que se inyecta por un período, se deja el pozo cerrado, en una etapa de remojo, conocida como soak, y luego se vuelve a producir ", explicó Tennerini sobre el método que hoy lidera las pruebas de campo.

Esta técnica, conocida internacionalmente como Huff 'n' Puff, consiste en inyectar gas rico o gas seco dentro del mismo pozo, dejarlo cerrado un tiempo para que el gas interactúe con el petróleo atrapado en la roca, y después volver a producir por ese mismo pozo. Cada variante tiene su propia complejidad según la presión necesaria.

Existen también pruebas con surfactantes y agua, que buscan reducir la tensión interfacial, modificando la mojabilidad de la roca. Sin embargo, Tennerini fue claro: "Eso está en una etapa mucho más verde o preliminar, hay pruebas en laboratorio, pero no hay mucho documentado a escala de campo para decir si está funcionando o si está dando buenos resultados todavía".

Una lógica distinta a la del convencional

A diferencia del Golfo San Jorge o Mendoza, donde la recuperación terciaria convencional barre petróleo entre un pozo inyector y otro productor, en el shale la matriz tiene una conectividad extremadamente baja, aunque la red de fracturas puede comunicar pozos vecinos. Por eso la estrategia cambia por completo de lógica.

"En el shale se busca inyectar en el mismo pozo que se va a producir después, para movilizar algún porcentaje de petróleo que todavía está entrampado en el volumen de roca contactado por las fracturas", subrayó el especialista, que compara ambos modelos de recuperación todo el tiempo en sus charlas técnicas.

Esa diferencia no es un detalle menor: implica repensar toda la ingeniería del pozo, desde la presión de inyección hasta el diseño original de la fractura. Tennerini insistió en que el área de roca contactada durante la terminación tiene una incidencia enorme en cuánto petróleo extra se puede recuperar después.

En Vaca Muerta ya se evalúan nuevas técnicas de recuperación de crudo.

Infraestructura, costos y el desafío de la compresión

En materia de costos, hay una buena noticia: En comparación con los sistemas convencionales de inyección de agua, no se requiere necesariamente una planta central de la misma escala. Sin embargo, sí se demandan inversiones específicas en compresión de alta presión, acondicionamiento del gas y adecuación de las facilidades de superficie. La disponibilidad de gas producido en la propia cuenca representa una ventaja potencial, aunque su aptitud debe evaluarse según su composición y las condiciones de cada reservorio.

El verdadero desafío está en otro lado. "Se necesitan grandes capacidades de compresión y entregar el caudal necesario para inyectar el gas en los pozos a tratar", destacó Tennerini sobre el cuello de botella técnico que hoy enfrenta la industria.

Lograr que el gas contacte suficiente volumen de roca sin canalizarse prematuramente hacia otros pozos, y que el petróleo adicional obtenido justifique el gasto en compresión y equipamiento, es la ecuación que todavía nadie terminó de resolver del todo en el no convencional.

En Vaca Muerta hay más de 600 pozos donde se podría aplicar la técnica de recuperación mejorada.

¿Cuánto falta para que sea una operación a gran escala?

Sobre los tiempos, Tennerini aseveró que todavía queda muchísimo por desarrollar en la perforación actual de Vaca Muerta, y eso seguirá concentrando la mayor parte de la atención y de las inversiones de las operadoras en el corto plazo.

"No va a ser todavía la prioridad en el desarrollo, porque queda mucho por hacer de la manera que se está haciendo ahora. Pero en los próximos años, a medida que madure la experiencia internacional, principalmente en Estados Unidos, seguramente tengamos algo más definido para implementar acá", proyectó el ingeniero.

La experiencia internacional, sobre todo la que se acumula en los shale de Estados Unidos, funciona como referencia obligada. A medida que esas técnicas se perfeccionan afuera, la industria local las adapta a la geología propia de Vaca Muerta, pozo por pozo.

Asimismo, Tennerini espera que en los próximos años empiecen a multiplicarse los pilotos y los estudios de recuperación mejorada, pensando ya en la etapa que viene después del desarrollo masivo: la de sacarle una segunda vida útil a los miles de pozos que hoy se perforan en la roca madre.