Iniciación y propagación de fracturas en rocas shale: Influencia de las condiciones de pozo y del fluido de fractura
Authors:   , Antinao Fuentealba Fabián Jorge 
Published: April 2024

Desde 2010, Argentina está experimentando un aumento en la producción de recursos hidrocarburíferos no convencionales, especialmente del tipo shale, principalmente extraídos de la Formación Vaca Muerta. Una estrategia para mejorar el valor de estos recursos es a través de la transformación tecnológica, lo que requiere el desarrollo de nuevas tecnologías para mejorar el rendimiento y reducir los costos de los procesos. La producción de estos recursos requiere la fracturación hidráulica para aumentar la conductividad y la producción de hidrocarburos. Esta técnica implica inyectar grandes volúmenes de agua a altas presiones en una capa sedimentaria específica, lo que inicia y propaga fracturas bajo condiciones de triaxialidad de tensiones. La caracterización de estas fracturas es crucial para las operaciones de perforación y diseño de equipos de fracturación. Para evaluar la resistencia a la fractura, uno de los enfoques es la Mecánica de Fractura (MF). Si se considera un material elástico-lineal, la MF permite definir un factor de intensidad de tensiones K_I relacionado con la geometría y la carga, que puede medirse con probetas adecuadas o calcularse numéricamente. Cuando este factor alcanza un valor crítico K_IC comienza la iniciación y propagación de una fractura. En general, los modelos fractomecánicos ofrecen una variedad de herramientas para diferentes problemas geomecánicos, donde dos variables principales son la presencia de fluidos y las condiciones mecánicas del pozo. El objetivo de esta investigación fue desarrollar y aplicar herramientas experimentales para estudiar los mecanismos de propagación de fracturas en rocas de reservorios shale en diferentes condiciones de carga. Para ello, se aplicó una metodología experimental única, midiendo la tenacidad en probetas cilíndricas de 38 mm de diámetro, en muestras de roca ricas en carbonatos, extraídas de afloramientos de la Formación Vaca Muerta. Con un cierto arreglo geométrico y de sellos hidráulicos, el dispositivo de ensayos indujo una fuerza impulsora de naturaleza hidráulica, que causó la fractura de la muestra. Al mismo tiempo, un sistema secundario permitió transferir la presión de confinamiento hacia la probeta. El modelado fractomecánico por elementos finitos (EF) permitió analizar los sesgos experimentales asociados al cálculo de la tenacidad. Los resultados muestran que la influencia de los fluidos depende de la química del fluido de saturación y del tiempo de exposición. Muestras totalmente saturadas en soluciones acuosas conducen a reducciones importantes en la tenacidad. Contrariamente, la saturación en fluidos de base orgánica mostró una influencia despreciable en K_IC. Respecto al efecto del confinamiento mecánico, se observó un efecto significativo: los ensayos realizados a presiones de fondo de pozo (50-70MPa) condujeron a una tenacidad de la roca que duplicó la de los ensayos a presión atmosférica. A partir del análisis de la distribución de tensiones derivados de los modelos de EF y la consideración de los criterios de colapso de rocas (régimen compresivo), se discuten los posibles mecanismos de aumento de la tenacidad de la roca en condiciones de confinamiento.