Refractura en Vaca Muerta: la estrategia que busca dar una "segunda vida" a cientos de pozos

La dinámica productiva de Vaca Muerta está ingresando en una nueva etapa. Tras una década de desarrollo intensivo, el shale comienza a enfrentar un desafío previsible: cientos de pozos horizontales perforados entre 2015 y 2019 se acercan a una fase de madurez productiva.

En este sentido, la refractura aparece como una práctica que gana peso en la agenda técnica. El concepto se apoya en una idea central: muchos pozos perforados en los primeros años fueron completados con diseños que hoy quedaron superados. Esto significa que parte del potencial original del reservorio no fue drenado o conectado de manera eficiente. En ese escenario, “darle una segunda vida al pozo” puede resultar más rentable que perforar uno nuevo.

Esa fue una de las conclusiones de la presentación de José L. Morales, Technical Account Manager en Calfrac Well Services, “Refractura en Vaca Muerta: ¿Una segunda oportunidad para los pozos ‘No Convencionales’?”, en el marco del programa técnico de SPE 2025/2026 “Punzados orientados y nuevas metodologías para mejorar la productividad en Vaca Muerta”.

La refractura consiste en volver a estimular el pozo para recuperar energía, mejorar la conectividad hidráulica y aumentar la productividad. Si bien se trata de una técnica conocida, su aplicación en Vaca Muerta cobra sentido recién ahora, con la maduración de los campos.

Los argumentos económicos y ambientales son claros: una refractura puede costar entre el 20% y 60% del valor de perforar y completar un pozo nuevo. Además, incrementa la producción entre 1,5 y 3 veces respecto a su nivel actual y presenta un período de repago más corto. A eso se suma un beneficio ambiental no menor: evita la emisión estimada de unas 600 toneladas de CO respecto a iniciar un desarrollo desde cero.

Selección de pozos candidatos

No todos los pozos pueden ni deben refracturarse. La industria plantea una lógica de selección basada en múltiples variables: presión del reservorio, curva de declinación, calidad de la roca, intensidad de completación original y relación entre producción actual e inicial.

Los candidatos típicos son los pozos de primera generación (pre-2018), que muestran un declino pronunciado y operan por debajo del 20%–30% de su producción inicial. Pero a la vez, estos pozos deben conservar un nivel de presión superior al 70% de la original para garantizar capacidad de respuesta.

Otro factor es la conectividad. Pozos donde el diseño de fractura fue insuficiente, con baja concentración de arena o espaciado amplio entre clústers, suelen mostrar zonas del reservorio que nunca aportaron producción. Allí, una refractura bien diseñada puede conectar volúmenes que permanecen intactos.

También interviene la geografía operativa: en pads densos o con pozos cercanos, la refractura puede cumplir un rol adicional, evitando las interferencias o “frac hits” que pueden afectar pozos en producción durante la estimulación de nuevos desarrollos.

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Del aislamiento químico al recompletado

Las técnicas varían en costo y efectividad. La refractura directa, conocida como “pump and pray”, representa la opción más simple y económica, pero ofrece bajo control sobre dónde se reabre la fractura. El aislamiento químico mediante divergentes es una vía intermedia: no requiere intervención mecánica y permite redistribuir caudal, aunque su efecto es menos preciso.

En pozos con alto potencial, la opción preferida suele ser el aislamiento mecánico, utilizando tapones o packers para tratar zonas específicas. Esto permite un control similar al de un pozo nuevo y aumenta la probabilidad de respuesta sostenida.

Por encima de estas alternativas se encuentra el recompletado con liner adicional. Es la alternativa más costosa y se reserva para pozos estratégicos donde el valor incremental de recuperación justifica la inversión.

Cada refractura debe ser evaluada cuidadosamente en campo. El uso de trazadores permite verificar qué zonas fueron estimuladas realmente. La fibra óptica aporta información dinámica, mientras que la microsísmica ayuda a estimar el volumen fracturado. La premisa es simple: “lo que no se mide, no se aprende”.

Entre 2015 y 2025, Vaca Muerta pasó de 50 a más de 2.000 etapas fracturadas por mes, consolidando su rol en el abastecimiento energético del país. Con más de 2.500 pozos horizontales perforados, su madurez natural obliga a pensar en cómo aumentar el factor de recobro sin multiplicar el CAPEX.

La refractura aparece como una herramienta clave para la sostenibilidad económica y ambiental del desarrollo. Los cálculos técnicos muestran un retorno promedio cercano a 1:3 y una reducción de inversión del orden del 50% frente a la perforación de un pozo nuevo.