La perforación del bloque BatMEN-502-508 operado por Cía Sinopec Argentina, en la provincia de Santa Cruz (Cuenca del Golfo San Jorge), no mostró los resultados esperados en producción a pesar de tener reservorios con características petrofísicas y geológicas favorables. Luego de evaluar las posibles causas del bajo rendimiento de los pozos, se estableció la hipótesis de un daño de formación producido en la zona de los punzados. Durante la terminación, se observó que los ensayos verificaban bajos caudales y en los pozos que se procedía a fracturar capas, la producción caía muy rápidamente. Debido a esto se definió que podía existir un severo daño de formación producido por los fluidos de terminación, que afectaba a las arcillas de la matriz de los reservorios produciendo hinchamiento o migración de las mismas, obstruyendo así los canales porales. Para verificarlo, se procedió a realizar un estudio de la interacción de la salinidad y el PH de los fluidos típicos utilizados en las terminaciones. El estudio fue realizado con testigos rotados, DRX e imágenes MEB que ayudaron a individualizar las arcillas y observar su disposición en los canales porales. Posteriormente en laboratorio, sobre los testigos, se hizo pasar fluidos con diferentes salinidades para verificar cambios en la permeabilidad. Los resultados, observados en los gráficos de Permeabilidad vs Tiempo, mostraron que ésta disminuía hasta un 50 % cuando se utilizaban fluidos con salinidad menor que la del agua de formación. La interpretación de los ensayos, DRX e imágenes mostraron que las Esmectitas eran afectadas por hinchamiento. A su vez este efecto, desencadenaba inestabilidad en las Caolinitas asociadas que migraban tapando gargantas porales. Otra causa de inestabilidad en Caolinitas son los fluidos de fractura con alto PH. Realizando el ensayo con fluidos a PH creciente se demostró que con valores superiores a 8 se producía una reducción en la permeabilidad aproximadamente del 40 %. Para probar si se removía el daño, algunas muestras fueron tratadas con distintas concentraciones de HCL y sólo se obtuvo buenos resultados con menos del 5% de concentración en reservorios con carbonatos. La experiencia adquirida en este estudio, llevó a adecuar los fluidos de terminación a valores de salinidades del orden de los 25,000-30,000 ppm Cl Equiv, superando la salinidad del agua de formación. Los últimos 7 pozos terminados con este nuevo procedimiento, mejoraron su comportamiento al disminuir el daño, ya que han quedado surgentes con buenos ensayos y una importante producción.