En los campos maduros de Latinoamérica, la estimulación de pozos se ha convertido en la respuesta automática a cualquier caída de producción. El gerente de yacimiento recibe el informe mensual, lo revisa, ve la caída y la primera propuesta que llega a su escritorio es una acidificación o un fracturamiento matricial; el problema empieza cuando nadie se para a preguntar si el pozo necesita ser estimulado, o si lo que tiene es un daño a la formación que una intervención a ciegas solo empeorará.
La estimulación de pozos no es mala técnica, de hecho, cuando se aplica con diagnóstico previo, puede recuperar entre un 30% y un 50% de la producción original en yacimientos carbonáticos. El riesgo aparece cuando el skin factor (factor de daño) se interpreta como sinónimo de daño, sin distinguir si proviene de incrustaciones de sulfato de bario, de daño mecánico en la cara del pozo o de una mala terminación que data de la perforación original.
Cuando el skin factor miente
El skin factor es un número que aparece en el análisis de presiones de fondo, se grafica en software de diagnóstico y muchos ingenieros lo leen como una sentencia que indica la estimulación inmediata. Sin embargo, la estimulación de pozos exige saber qué hay en la formación antes de inyectarle cualquier fluido.
En la Formación Tuscaloosa, en la cuenca del Golfo de México, la presencia de clorita (mineral arcilloso que recubre los granos detritales) convierte cualquier tratamiento con ácido clorhídrico común en un riesgo de daño adicional. El ácido ataca las plaquetas de clorita, genera precipitados y reduce la permeabilidad cerca del pozo. Ese dato no aparece en el análisis de presiones; sale de la caracterización de materiales.
Igualmente, la acidificación matricial funciona cuando la formación contiene minerales solubles en ácido (calcita, dolomita, anhidrita) y cuando la permeabilidad original es suficiente como para permitir la inyección del fluido a presiones por debajo del gradiente de fractura. Fuera de esas condiciones, el ácido puede crear canales preferenciales (wormholes) que bypassan la zona dañada sin contactarla, o peor aún, pueden desestabilizar la matriz rocosa.
La literatura técnica revisada por pares reporta que la tasa de fallo en acidificación matricial oscila entre un 25% y un 32% por mala selección del candidato, ausencia de información mineralógica y selección química inadecuada; es decir, entre una y otra de cada tres estimulaciones de pozos aplicadas sin diagnóstico previo no logran el objetivo.
En 1985, Conoco ejecutó un programa de 37 pozos con acidificación matricial y alcanzó una tasa de éxito del 95% gracias a control de calidad completo y divergencia efectiva. Por el contrario, un estudio documentado por AGIP sobre 650 trabajos de acidificación matricial mostró que el 12% fueron fracasos totales, y que el 73% se debió a mala práctica de campo. Esto demuestra que la estimulación de pozos falla menos por lo que se inyecta y más por cómo se decide inyectar.
El fracturamiento matricial exige diagnóstico previo.
La idea es inyectar fluido a presión inferior a la de fractura de la formación, distribuyendo el ácido uniformemente a través de la cara del pozo, pero si no se conoce la distribución de permeabilidad vertical, el fluido entrará por los estratos más permeables y dejará sin tratar las zonas dañadas que necesitan atención.
En yacimientos carbonáticos con heterogeneidades litológicas, la presencia de capas de yeso intercaladas con calizas fracturadas obliga a un mapeo previo de la secuencia. Por lo que, un tratamiento de estimulación de pozos aplicado sin ese mapeo puede disolver caliza en un estrato mientras el yeso vecino se hidrata y colapsa, generando daño a la formación mayor que el original.
El skin factor pasa de positivo a negativo en el papel, pero la producción no mejora porque el daño se redistribuyó, no se eliminó. Es por esto que, la geología de campo no es un lujo académico, es un filtro de viabilidad técnica.
Un registro de imagen ultrasónica (UBI) o una evaluación de microresistividad (FMI) pueden mostrar la orientación de fracturas naturales y la distribución de porosidad secundaria. Sin esa información, el diseño del tratamiento es una apuesta.
En yacimientos con presión de fondo compartida, un tratamiento que daña la permeabilidad puede alterar el patrón de drenaje de pozos vecinos; en campos con drive de agua activo, la inyección de fluidos extraños puede modificar la movilidad del agua y acelerar la conificación hacia productores cercanos. Por lo que, la alternativa no es dejar de estimular; es estimular con información.
Un programa de monitoreo de presiones de fondo fluyente (PBU) antes de la estimulación de pozos, un análisis de compatibilidad fluido-roca en laboratorio y un modelo de simulación de yacimiento que proyecte el comportamiento post estimulación cuestan menos que un solo día de intervención con equipo de coiled tubing.
Estimular pozos sigue siendo una de las palancas más directas para recuperar producción en campos maduros, pero solo funciona cuando quien la ordena sabe qué es lo que está tratando de curar. El factor de daño es un síntoma y no un diagnóstico; la acidificación es un medicamento y no un remedio universal; mientras que el fracturamiento matricial, por muy sofisticado que parezca, no compensa la ausencia de geología de campo.
En un sector donde cada dólar de CAPEX se discute en comités de inversión, la pregunta que debería preceder a toda propuesta de estimulación es simple: ¿Qué tiene este pozo, y por qué creemos que este tratamiento lo va a resolver? Si la respuesta no incluye datos de laboratorio, registros de pozo y análisis de presiones interpretados por un especialista, el precio de la duda termina siendo más alto que el costo del diagnóstico.