Las operaciones de perforación y terminación asociadas con la fractura hidráulica introducen contaminantes microbianos en el reservorio a través de numerosas vías, incluidos lodos de perforación, fluidos de terminaciones y propante. Una proporción de estos microbios introducidos se establecerá en el reservorio, lo que podría conducir a: a) Aumento de las concentraciones de sulfuro de hidrógeno (H2S) durante la producción; b) Bioincrustación y corrosión por influencia microbiana (MIC) de equipos en superficie y de fondo del pozo y; c) Reducción del caudal y producción de hidrocarburos debido a la acumulación de biofilm y taponamiento. Tradicionalmente, abordar las preocupaciones microbianas en la fractura hidráulica se ha centrado en control de agriamiento o MIC. En este trabajo, diseñamos una técnica novedosa para estudiar los efectos del crecimiento de biopelículas en el "Shale" y sus impactos en las tasas de producción. En la fractura hidráulica, los biocidas se inyectan en el reservorio como un componente del fluido de fractura durante la terminación del pozo. Dado que solo hay una oportunidad para inyectar el biocida en el reservorio durante este proceso, es fundamental seleccionar un biocida efectivo y una tasa de dosificación en función de las condiciones específicas del campo. Como resultado de este estudio se pudo observar que el crecimiento incontrolado de bacterias condujo al crecimiento de biopelículas y a la producción de FeS, lo que resultó en una pérdida del 10-20% en la conducción que habilita el propante. Esto se correlaciona con una pérdida de petróleo de aproximadamente 6000 barriles durante los primeros 180 días de producción. Al final, este trabajo destaca la importancia de un programa de control microbiano para garantizar que la formación de biopelículas y las reacciones mineralógicas con H2S no impidan las vías de flujo en los reservorios de fracturación hidráulica e impacten negativamente en las tasas de producción.