Estados Unidos inició una nueva fase de actividad en cuencas maduras mediante la aplicación de técnicas geocientíficas avanzadas y modelos de análisis basados en inteligencia artificial. La revisión del subsuelo en formaciones como Eagle Ford, Bakken, Marcellus, Utica, Haynesville y Anadarko se apoya en herramientas que no estaban disponibles durante la primera etapa de desarrollo del shale.
Este proceso permite identificar intervalos no explotados, optimizar refracturaciones y evaluar recursos asociados como litio y helio presentes en aguas de producción y gas natural.
El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos (NETL) confirmó que las aguas de producción de la formación Marcellus en Pensilvania contienen concentraciones de litio que oscilan entre 70 y 200 miligramos por litro, con variaciones asociadas a la madurez térmica y a la transformación diagenética de minerales arcillosos.
La presencia de litio en salmueras profundas introduce un componente adicional en la evaluación económica del upstream. En paralelo, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó en abril de 2026 que las pegmatitas de los Apalaches contienen alrededor de 2,3 millones de toneladas métricas de litio, lo que amplía el alcance mineral de la región más allá de los recursos vinculados a hidrocarburos.
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La Administración de Información Energética (EIA) actualizó en 2023 la cartografía de cuencas sedimentarias y plays no convencionales, destacando la continuidad lateral de unidades productivas y la superposición de bancos en sistemas como STACK, SCOOP y Three Forks.
Esta información se integra con modelos de inversión de forma de onda completa (FWI) y migración en tiempo inverso (RTM), que permiten resolver variaciones de velocidad y estructuras de yacimiento a escala métrica.
En la formación Utica profunda, los modelos derivados de FWI se utilizan para predecir gradientes de presión de poro en zonas sobrepresionadas, un factor crítico para la perforación en contextos de alta presión y alta temperatura.
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La detección acústica distribuida (DAS) y la detección de temperatura distribuida (DTS) aportan información directa sobre la eficiencia de los grupos de perforación en pozos horizontales multietapa.
El análisis de pozos completados entre 2010 y 2015 muestra que entre el 30 y el 40 por ciento de los grupos no recibieron un flujo significativo de fluidos durante la fracturación hidráulica. La integración de datos DAS con modelos geomecánicos 3D permite identificar zonas no estimuladas y seleccionar candidatos para refracturaciones dirigidas en formaciones como Eagle Ford y Austin Chalk.
En la cuenca de Williston, la variabilidad lateral de la dolomitización y la porosidad intergranular en el miembro Middle Bakken explica la heterogeneidad en la respuesta a las terminaciones originales. La formación Three Forks, dividida en cuatro niveles, presenta oportunidades en los bancos segundo, tercero y cuarto, donde las litofacies difieren de las del nivel superior ampliamente desarrollado.
La baja recuperación primaria del Bakken —entre el 5 y el 8 por ciento del petróleo original in situ— constituye un incentivo para evaluar técnicas de recuperación mejorada y refracturaciones basadas en datos.
En Haynesville, el gradiente de presión aumenta desde 0,7 hasta 0,92 psi por pie hacia el oeste, lo que define una zona de mayor energía del yacimiento y mayores recuperaciones estimadas por pozo. La continuidad lateral de la celda de sobrepresión es la variable geológica determinante para la expansión de la actividad en la zona occidental.
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El análisis de presión de poro a escala de cuenca se consolidó como una de las tareas geofísicas de mayor valor en este play.
La combinación de IA aplicada a registros de pozo, sísmica reprocesada con algoritmos avanzados, monitoreo con fibra óptica y geoquímica de aguas de producción permite revalorizar recursos que permanecían sin explotar en cuencas maduras. Este proceso extiende la vida útil de plays desarrollados hace más de una década y ajusta la valoración energética y mineral del subsuelo estadounidense en función de nueva información geológica y operativa.
La integración de estas tecnologías modifica la estructura de costos, amplía la oferta potencial de gas y líquidos y abre oportunidades en minerales críticos asociados a la transición energética.
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