Desarrollando los recursos de esquistos de la Argentina: La Ingeniería de Completación y la aplicación de datos de microsísmica en la Ingeniería de Reservorios La combinación de recursos no convencionales de las cuencas Paraná, Chaco, Neuquén, Golfo San Jorge, y Austral-Magellanes de Argentina, exceden substancialmente sus reservas convencionales lo cual hacen de Argentina el primer país en Sur América en referencia a recursos esquistos recuperables con 27 mil millones de barriles de petróleo de esquisto (comparado con 58 mil millones de barriles en EE. UU.) Y 802 TCF de gas de esquisto (comparado con 665 TCF en EE.UU.) de acuerdo con los últimos estimados. Las dos zonas más fecundas en el Neuquén son la Vaca Muerta con 308 TCF y 16 mil millones de barriles y Los Molles con 275 TCF y 3.7 mil millones de barriles asegurando el liderazgo Argentino en la producción no convencional de petróleo y gas en Sur América. Con dichos vastos recursos en mano es imperativo desarrollarles de la forma mejor y más eficaz en referencia a costo y tiempo. La tecnología más poderosa y adecuada para lograr dichos objetivos es el monitoreo micro sísmico, el cual ofrece una descripción de depósito sin paralelo al igual que una enorme cantidad de conocimiento y la garantía de una fuente de energía limpia, segura y barata. El monitoreo micro sísmico puede usarse para aplicaciones de ingeniería de terminaciones al igual que ingeniería de depósito. Ejemplos provenientes de Norte América ilustraran como usar conjuntos de puntos micro sísmico para optimizar el desarrollo de la zona y el espaciamiento del agujero del pozo, el diseño de terminación del pozo, al igual que el calendario de tratamiento, reduciendo significantemente el tiempo de evaluación y acelerando el proceso de aprendizaje. Distinguiendo entre el Nivel de Roca Estimulada total (SRV), en donde se observó actividad micro sísmica y la parte del SRV que contiene las fracturas llenas con apuntalante, y las cuales por lo tanto producirán a largo plazo, nos permite definir un volumen de drenaje y calcular un sistema de permeabilidad cual puede ser utilizado para predecir niveles de producción. Para crear un modelaje de la red discreta de fracturas (DFN) que ocurren como resultado del tratamiento, la ubicación de eventos, y sus mecanismos focales se usan para calcular le geometría de cada fractura individual (largo, alto, y apertura) al igual que su orientación en el espacio, resultando en un DFN calibrado en medidas micro sísmicas (magnitud de evento, mecanismo focal), las propiedades de la roca del depósito tratado, y el nivel de fluido inyectado. Uso de apuntalante de material anivelado y basado en distancia para relleno en cada etapa produce una media longitud cual puede ser utilizada para determinar el espaciamiento ideal de agujeros. Integración adicional de data de bombeo y el calendario de tratamiento pueden ayudar a optimizar la duración de etapa y el espaciamiento de agrupaciones para así mejorar la complexidad y conectividad de red de fracturas creada, cual resulta en un drenaje más uniforme a lo largo del agujero. Basado en el DFN y SRV, un escalar tensor de permeabilidad puede ser calculado de el volumen de roca conteniendo actividad micro sísmica cuantificando la relativa mejora de permeabilidad causada por la estimulación hidráulica en cada célula de la red al igual que su orientación y su geometría. En adición al escalar de permeabilidad, un sistema o sea permeabilidad masa puede ser obtenida por medio una evaluación de la dinámica espacio-temporal de los eventos micro sísmico, cuantificando así la habilidad absoluta de llevar hidrocarbonos dentro del sistema de fractura hidráulica y a través de la red de fracturas y de regreso a el agujero. Validando observaciones y predicciones por medio del estudio de data de producción de varios años demuestra una correlación disminuyente con el SRV total a lo largo del tiempo, mientras que la correlación con el SRV que contiene la red de fracturas llenas con apuntalante incremento, demostrando la definición de un volumen de drenaje a largo plazo definido por una red de fracturas llenas de apuntalante. La excelente correlación en cada etapa entre la permeabilidad del sistema calculada y el registro de producción de cada etapa nos da confianza que data micro sísmica puede ser utilizada para optimizar la terminación de agujeros, ayudar a definir diferentes niveles de drenaje durante las diferentes etapas y durante la vida de el pozo, y ultimadamente predecir niveles de producción