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.

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.(...)