Agustín Sosa Massaro*

La constante demanda energética mundial y las nuevas políticas económicas han impulsado a la industria petrolera a lograr grandes avances en lo referente a técnicas de extracción de hidrocarburos. Esto ha llevado a los profesionales de la industria a estudiar formaciones rocosas con grandes acumulaciones de hidrocarburos almacenados en reservorios como los denominados shale oil/gas (rocas de grano fino clasificadas geológicamente como pelítas, lutítas y margas, con altos contenidos de materia orgánica).

Estos “shales” son simultáneamente roca generadora, reservorio y sello, siendo esta una de las características principales para considerarlas como reservorios no convencionales (NOC). Otra característica de relevancia para considerar estos reservorios como NOC, reside en el hecho de que por su baja permeabilidad (menor a 0,01 mD), necesitan para su estimulación implementar la técnica de perforación horizontal en forma conjunta con sets de fracturas hidráulicas múltiples. 

La Formación Vaca Muerta (Figura 1) constituye hoy el principal reservorio de tipo NOC de nuestro país, siendo el segundo más importante a nivel mundial en lo que respecta a gas, y el cuarto en lo que respecta a petróleo. Posee el potencial para revolucionar la industria hidrocarburífera en esta región, en forma similar a lo sucedido en Norteamérica. Se la encuentra ubicada a una profundidad promedio de 3.000 metros, dentro de lo que se conoce como la Cuenca Neuquina, hacia el centro oeste de la República Argentina. 

Figura 1 

El grado de anisotropía y heterogeneidad en las propiedades mecánicas de las rocas puede impactar negativamente en los costos de las operaciones si no se realizan los estudios pertinentes, por lo que, generar una caracterización geomecánica detallada será de vital importancia en este tipo de reservorios, obteniéndose operaciones de perforación, fracturamiento hidráulico y producción, rentables. 

El estudio de la mecánica de rocas comenzó en los años ‘50 como una rama de la física de las rocas, convirtiéndose gradualmente durante la década del ’60 en la disciplina conocida hoy. Las aplicaciones de la geomecánica en la industria petrolera podrían datar desde comienzos de la década del ’70, desarrollándose como una disciplina novedosa para la ingeniería en petróleo. Hacia los años ’80, los estudios geomecánicos ganaron relevancia en la industria del petróleo y el gas, mejorando las operaciones de perforación y fracturamiento hidráulico.

Es importante mencionar que los resultados obtenidos a partir de esta disciplina pueden resolver gran cantidad de dificultades técnicas, tanto en reservorios convencionales, como en los no convencionales, dando respuestas a los problemas de estabilidad del pozo durante la perforación, la propagación de fallas en forma catastrófica, interferencia de fracturas entre pozos vecinos con la consiguiente baja en producción de uno o ambos pozos, llegando en algunos casos a la perdida de uno de estos, bajas en la producción luego de la estimulación y declinación de la presión en pozos cercanos a pozos inyectores, deformación del entubado por fracturamiento, colapso en la porosidad durante la producción, etc.

Una de las aplicaciones más significativas de la geomecánica, se da en la implementación del fracturamiento hidráulico. Esto se debe a la necesidad de explicar cualitativamente y cuantitativamente la orientación de las fracturas, su largo, alto, tipo y energía requerida para generarlas, donde la heterogeneidad vertical y horizontal de las rocas, las variaciones en la rigidez en las distintas capas, las diferencias en los esfuerzos horizontales, la acumulación de fluidos, la textura de la roca, y las redes de fracturas naturales, representan un control de primer orden en la propagación y geometría de las fracturas hidráulicas.

En nuestro país, en lo que respecta a la Formación Vaca Muerta, desde los inicios de la actividad durante el año 2010 hasta octubre de 2019 se realizaron aproximadamente 16.416 fracturas hidráulicas en más de 1.300 pozos. Durante los primeros años, las fracturas fueron llevadas a cabo en pozos verticales perforados hasta aproximadamente los 3.000 metros de profundidad, mostrando poca efectividad y rentabilidad, pasando luego a pozos con ramas horizontales que adquirieron cada vez mayor extensión, promediando para el año 2019 ramas de entre 1.200 y 2.600 metros de longitud (alcanzando en algunos casos unos 3.200 metros) (Fuente: Secretaría de Energía de la Nación - Figuras 2 y 3).

Es interesante notar que, junto con el avance en la construcción de pozos horizontales más extensos, se logró un marcado aumento en la densidad de fracturas por metro, aumentando notablemente la cantidad de fracturas por año, aprovechando más el volumen del reservorio y, por ende, generando una mayor producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esto ha sido posible en gran medida a la mejor comprensión de la mecánica de la roca al momento de perforar y fracturar el reservorio, disminuyendo así, los costos y tiempos operacionales.

Figura 2: Evolución en la cantidad de pozos entre los años 2010 y 2019.

Figura 3: Cantidad de fracturas por longitud de rama horizontal entre los años 2011 y 2019.

Actualmente, la evolución de los modelos computacionales permite una mejor aproximación con la realidad, aplicando la teoría de la elasticidad ideal, mediante la cual, se considera que una roca homogénea e isotrópica (es decir, que tienen las mismas propiedades elásticas en todas las direcciones) se deforma linealmente en respuesta a un esfuerzo aplicado. La gran mayoría de los análisis de elasticidad suponían tales características, pero modelos más desarrollados, como los llevados a cabo para la Formación Vaca Muerta, utilizan propiedades elásticas adicionales, fijando cinco constantes elásticas para la isotropía transversal, donde las propiedades son las mismas en un plano y diferentes en la dirección perpendicular a este (Figura 4).

Figura 4: Modelos geomecánicos anisotrópicos aplicables a las rocas como las encontradas en la Formación Vaca Muerta. Modelo Isotrópico básico; modelo ITV, para rocas laminadas horizontalmente; modelo ITH, para rocas laminadas y buzamiento pronunciado (capas verticales); y el modelo ortorrómbico, para combinaciones de fracturas naturales y rocas multicapa. Referencias: VV: Velocidad vertical, VH: Velocidad horizontal rápida y Vh: Velocidad horizontal lenta.

La caracterización mecánica de las rocas requiere de una amplia variedad de ensayos de laboratorio, lo que representa una gran área de investigación dentro de la geomecánica. Estos generan una mejor comprensión del comportamiento de las rocas en condiciones controladas, y permiten la extrapolación y calibración de propiedades al subsuelo.

Entre algunos de los ensayos más comúnmente realizados, se encuentran aquellos que permiten medir la resistencia de la roca bajo tensión, la tenacidad (o resistencia) a la propagación de la fractura, la resistencia de la roca bajo compresión con y sin confinamiento, el ángulo de fricción de la fractura, su cohesión, y los diversos módulos elásticos de la roca.

Tales propiedades son fundamentales para la caracterización de los esfuerzos alrededor de un pozo, analizar la estabilidad de las paredes del pozo y su ventana segura de densidad de lodo de perforación, identificar intervalos sobrepresionados, seleccionar intervalos de navegación horizontal y su dirección, mejorar el diseño de terminación y completación, detectar barreras al fracturamiento hidráulico, y comprender el comportamiento de un reservorio durante la vida útil del yacimiento, entre otras caracterizaciones de vital importancia.

Para la creación de un modelo geomecánico robusto se requiere de conocimientos provenientes de diversas disciplinas, entre las que se encuentran la geología, geofísica, petrofísica, geomecánica, ingeniería, física y matemática. Es preciso además recurrir al uso de softwares de interpretación, procesamiento y modelado de registros eléctricos e imágenes de pozo, sísmica 2D/3D, comprender los ensayos y eventos ocurridos en el pozo, etcétera.

Figura 5: Flujo de modelado geomecánico subdivido en 5 niveles y 13 etapas.

La Figura 5 muestra la propuesta de flujo de trabajo presentada en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) como parte de un trabajo de tesis doctoral. El mismo fue generado a partir de ciertas modificaciones al modelo elaborado por Richard Plumb y su equipo en el año 2000. Se destacan cinco (5) niveles de desarrollo, con trece (13) etapas de modelamiento, las cuales se deben resolver paso a paso a partir del análisis integrado de información proveniente de diversas fuentes, como lo son el modelado geológico del área, los registros eléctricos, la descripción de coronas de roca, ensayos petrofísicos y geomecánicos de laboratorio, diversos ensayos y mediciones realizadas en pozo, reportes diarios de perforación, y reportes diarios de control geológico, entre otros. Es importante mencionar que cada etapa del modelado requiere de calibraciones.

*Investigador y docente de la carrera de ingeniería del petróleo del ITBA