De la mano de EOR: los millones de barriles que Vaca Muerta podría recuperar sin perforar

La etapa que viene para Vaca Muerta no se trata solo de perforar nuevos pozos. El futuro está basado en liberar el petróleo que todavía está atrapado en la roca. Y un nuevo camino podría estar liderado por la recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés), que significaría recuperar millones de barriles adicionales sin necesidad de expandir la infraestructura actual.

En términos simples, esta estrategia consiste en aplicar compuestos químicos que modifican las propiedades del reservorio, facilitando que el crudo fluya hacia los pozos productores. No se trata de una técnica nueva: su uso en yacimientos convencionales ya está probado y Manantiales Behr y Diadema Argentina son dos casos de éxito en el mundo. Lo innovador es su adaptación a los desafíos específicos del shale neuquino.

La clave está en los surfactantes. Estas moléculas tienen la capacidad de alterar la tensión interfacial entre el agua, el petróleo y la roca, y también modificar la mojabilidad del reservorio. En otras palabras, ayudan a “despegar” el petróleo que queda retenido en los poros, permitiendo que vuelva a circular.

“Estos yacimientos tienen un gran potencial, pero también un factor de recobro muy bajo. Nuestro objetivo es reducir esa brecha con soluciones químicas que funcionen bajo condiciones extremas”, explicó Álvaro Campomenosi, tecnólogo senior I+D de Y-TEC, en el webinar “EOR en NOC con surfactantes: de la innovación en laboratorio a la aplicación en campo”, que realizó el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

Una nueva frontera

El gran potencial de Vaca Muerta contrasta con un factor de recobro relativamente bajo. En promedio, la recuperación efectiva de shale oil ronda entre el 3% y el 7%, con algunos casos excepcionales que apenas superan el 10%. Esto significa que, incluso cuando un pozo deja de ser rentable, una enorme proporción de petróleo permanece en el subsuelo.

Según estimaciones técnicas, se trata de entre el 90% y el 98% del volumen original. Esa brecha representa una oportunidad productiva y económica enorme: aumentar la eficiencia sin perforar nuevos pozos implica mejorar la rentabilidad y extender la vida útil de los desarrollos.

La recuperación terciaria con surfactantes apunta exactamente a ese objetivo. Al modificar las propiedades físico-químicas del sistema, permite movilizar hidrocarburos atrapados, extender la producción y, en muchos casos, reactivar pozos con declino avanzado.

Campomenosi destacó que “el desafío no es solo técnico, sino estratégico. Hay un volumen de petróleo atrapado que hoy no se puede recuperar con las técnicas tradicionales. Si logramos liberar parte de ese crudo, el impacto productivo sería enorme”.

Este tipo de estrategias se aplican desde hace años en yacimientos convencionales de Estados Unidos, con resultados positivos. Su llegada a la formación neuquina representa un salto cualitativo: de validar la tecnología en campo podría emerger una nueva etapa productiva para la cuenca.

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¿Una nueva vida para Vaca Muerta? La recuperación terciaria aparece como un camino interesante.

La ciencia detrás de la innovación

La técnica se basa en principios bastante claros. En los reservorios no convencionales, la baja permeabilidad de la roca y su mojabilidad intermedia dificultan que el agua impulse el petróleo hacia las fracturas. A eso se suman variaciones en la mineralogía que pueden obstaculizar el flujo.

Los surfactantes actúan sobre estos mecanismos. Al ubicarse en la interfase entre el petróleo y el agua, reducen la tensión interfacial y alteran el ángulo de contacto entre fluidos y roca. De ese modo, facilitan que el agua moje la superficie y libere el crudo atrapado.

Este proceso, conocido como imbibición espontánea, permite que la matriz rocosa se vuelva más favorable al desplazamiento de hidrocarburos. El resultado es que parte del petróleo que antes quedaba inmóvil comienza a migrar hacia las fracturas y desde allí al pozo.

“Los surfactantes permiten reducir las presiones capilares y modificar la mojabilidad. Es un cambio físico-químico que se traduce directamente en mayor movilización de hidrocarburos”, señaló el tecnólogo.

En laboratorio, los ensayos muestran que ajustar variables como salinidad, temperatura y concentración de surfactantes es clave para maximizar el efecto. Identificar la dosis adecuada evita problemas operativos, como la formación de emulsiones, y asegura la estabilidad del producto dentro del reservorio.

El desafío de escalar en Vaca Muerta

Llevar una idea prometedora del laboratorio al campo no es automático. Para que la recuperación terciaria funcione en Vaca Muerta, es necesario adaptar las formulaciones químicas a las condiciones específicas de la cuenca: alta temperatura, elevada salinidad y variabilidad mineralógica.

La primera etapa consiste en caracterizar con precisión fluidos y roca, algo que permite seleccionar la química adecuada para cada reservorio. Luego se realizan pruebas piloto en condiciones controladas, para validar si el comportamiento observado en laboratorio se mantiene en la operación real.

Otro aspecto crucial es asegurar que los productos lleguen a los sitios de inyección en condiciones óptimas y puedan bombearse sin inconvenientes. La compatibilidad con otros aditivos utilizados en la fractura hidráulica es esencial para evitar pérdidas de eficiencia.

“Si el surfactante no es estable a las condiciones del reservorio, no solo no funciona: puede generar daño en la formación. Por eso la selección química es un paso crítico”, advirtió Campomenosi.

Además, durante y después de la intervención, se monitorean parámetros como la concentración de surfactante, trazadores y salinidad. Estos indicadores permiten entender cómo se comporta la química en el subsuelo y cuál es su impacto en la producción.

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El avance del EOR en Argentina muestra que, con inversión en tecnologías adecuadas, es posible prolongar la vida productiva de los yacimientos.

Un cambio de paradigma productivo

El potencial de esta tecnología no pasa solo por su eficacia técnica, sino por el cambio de lógica que introduce en la explotación no convencional. Ya no se trata únicamente de perforar más, sino de recuperar mejor lo que ya está disponible.

Si logra consolidarse, la recuperación terciaria con surfactantes podría elevar significativamente el factor de recobro en Vaca Muerta y extender la curva de producción de los pozos, con un impacto directo en la competitividad de toda la cuenca.

Además, permitiría aprovechar infraestructura existente y reducir la huella operativa, dos elementos clave para aumentar la eficiencia y avanzar hacia una producción más sustentable.

“La innovación no siempre implica inventar algo nuevo, a veces significa combinar tecnologías ya existentes para obtener resultados distintos. Ese es exactamente el camino que estamos tomando”, remarcó el tecnólogo de Y-TEC.