Investigación del comportamiento de propagación de fracturas hidráulicas y sus mecanismos influyentes en yacimientos fracturados basada en un modelo numérico acoplado hidromecánico

Por qué romper rocas importa para la energía

La producción moderna de petróleo y gas depende cada vez más de la fracturación hidráulica: inyectar fluido en formaciones profundas para abrir fisuras que permitan el flujo de hidrocarburos. Pero las rocas reales bajo tierra ya están cruzadas por grietas y planos naturales, y los ingenieros aún tienen dificultades para predecir cómo las fracturas artificiales navegarán ese laberinto oculto. Este estudio utiliza simulaciones informáticas avanzadas para mostrar cómo crecen, se doblan y se conectan las fracturas artificiales dentro de yacimientos con fracturación natural, y cómo ajustar parámetros de campo puede generar ya sea una red rica de grietas que drene más roca o unas pocas fracturas largas y sencillas.

Construyendo una roca digital bajo presión

Los investigadores construyeron un modelo numérico detallado que acopla la deformación de la roca con el flujo de fluido a través de ella. En su yacimiento virtual, la roca se representa como dos partes que interactúan: una matriz sólida y una red de fracturas preexistentes que son mecánicamente más débiles y más permeables. El modelo incorpora cómo se acumula el esfuerzo, cómo se inician y extienden las grietas cuando se supera la resistencia de la roca y cómo la presión del fluido alimenta ese crecimiento. Implementaron el modelo usando métodos de elementos finitos junto con una descripción discreta de las fracturas, y lo verificaron contra experimentos de laboratorio en bloques de arenisca, mostrando que las trayectorias de fractura simuladas y los cambios de presión se corresponden estrechamente con las pruebas reales.

Observando cómo las fracturas buscan su camino

Con el modelo en funcionamiento, el equipo exploró cómo se propaga una fractura hidráulica en un bloque cuadrado de roca sembrado con múltiples fracturas naturales en distintos ángulos. En las simulaciones, se inyecta fluido a través de un pozo central y la nueva fractura inicialmente crece en la dirección del mayor esfuerzo de compresión subterráneo. Al acercarse a las fracturas naturales, su trayectoria se vuelve más compleja: el fluido puede desviarse hacia esas grietas preexistentes, cambiando de dirección de forma temporal antes de que el crecimiento general se realinee con el esfuerzo dominante. Este proceso conecta fracturas aisladas en una red mayor, aumentando efectivamente el volumen de roca que puede ser drenado.

Cómo la resistencia de la roca y el esfuerzo subterráneo orientan las grietas

El modelo muestra que el contraste de rigidez entre la roca intacta y sus fracturas naturales controla con fuerza los patrones de fracturación. Cuando la roca circundante es mucho más rígida que las fracturas naturales, la fractura hidráulica nueva tiende a doblarse y propagarse a lo largo de esos planos más débiles, activando más de la red existente y creando una malla de grietas más intrincada. En contraste, el estado de esfuerzos in situ tiende a enderezar las cosas. A medida que crece la diferencia entre los esfuerzos horizontales máximo y mínimo, la fractura hidráulica tiene mayor probabilidad de cruzar recta las fracturas naturales en lugar de dejarse desviar por ellas, produciendo una fractura principal más simple, larga y continua. Al mismo tiempo, una mayor diferencia de esfuerzos reduce la presión necesaria para romper la roca y acelera el inicio de la fracturación.

Lo que aporta el fluido inyectado

Las propiedades del fluido inyectado inclinan además la balanza entre complejidad y simplicidad. Los fluidos más viscosos transportan más energía y pueden arrastrar más partículas sólidas que mantienen abiertas las grietas, ayudando a que la fractura principal atraviese las fracturas naturales en lugar de desviarse por ellas. De igual modo, tasas de inyección más altas empujan el fluido con mayor fuerza hacia la roca, favoreciendo fracturas más rectas y largas que evitan gran parte de la red de fracturas naturales. Por el contrario, viscosidades más bajas y tasas de inyección más suaves permiten que el fluido filtre con más facilidad hacia las grietas existentes, promoviendo ramificaciones y una red de fracturas más densa que alcanza más del yacimiento.

Diseñar mejores formas de aprovechar la roca

Para un lector general, el mensaje clave es que la roca subterránea no se rompe en una línea recta simple, y que los ingenieros pueden orientar deliberadamente el patrón de fracturas hacia una red fina tipo telaraña o hacia unas pocas grietas largas ajustando parámetros independientes de la roca. Las simulaciones de este estudio sugieren que, cuando un yacimiento ya tiene abundantes fracturas naturales, usar una viscosidad de fluido moderadamente baja y tasas de inyección moderadas favorece que la fractura artificial conecte esas grietas naturales, ampliando el volumen de roca efectivamente drenado. Por el contrario, grandes contrastes de esfuerzos, fluidos más espesos y bombeos agresivos tienden a tallar fracturas limpias y rectas pero dejan intacta buena parte de la red natural. Estos conocimientos ofrecen una guía basada en la física para adaptar los trabajos de fracturación y extraer más energía de la misma roca, al tiempo que pueden reducir esfuerzos y costes innecesarios.

Cita: Liu, Y., Gong, X. & Ma, X. Investigation of the propagation behavior of hydraulic fractures and its influencing mechanisms in fractured reservoirs based on a hydromechanical coupling numerical model. Sci Rep 16, 11984 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43148-w

Palabras clave: fracturación hidráulica, fracturas naturales, yacimientos fracturados, simulación numérica, optimización del diseño de fracturación