El desarrollo de modelos teóricos de fracturación hidráulica comenzó hace varias décadas y sentó las bases para el diseño, la optimización y el diagnóstico de fracturas hidráulicas. Como técnica de estimulación de yacimientos, el problema de la fracturación hidráulica es, en esencia, la predicción de la forma geométrica y las dimensiones (largo, ancho y alto) de la fractura creciente en función del tiempo. Esto se traduce matemáticamente en un conjunto de ecuaciones integro-diferenciales no lineales con límites móviles, resueltas numéricamente en varios pasos de tiempo. 

Cuando se trata de tratamientos de fracturas de múltiples etapas, donde muchas fracturas se “bombean” simultáneamente dentro de cada etapa, la complejidad del problema aumenta exponencialmente. El viejo adagio de que se necesitan cuatro entradas para el diseño óptimo de fracturas (permeabilidades del yacimiento, distribuciones de esfuerzos in situ, un modelo geológico sólido y un modelo de pérdida de fluido en rocas naturalmente fracturadas) ya no es el caso cuando se trata de fracturas múltiples (multi  frac) las interacciones y la interferencia (intra-etapa, dentro del pozo y entre pozos) también deben incorporarse. 

El software de diseño de tratamiento clásico, aunque cómodo de usar, tiene dificultades para predecir geometrías de crecimiento de múltiples fracturas con suficiente certeza, lo que genera disparidades significativas entre las simulaciones y las observaciones de campo.

A continuación se describen cuatro desafíos del mundo real asociados con el modelado de múltiples fracturas a partir de operaciones de pozos horizontales. Aunque cada formación presenta su propio conjunto de desafíos, lo que hace necesario que los operadores aprendan de la experiencia, el desarrollo de técnicas computacionales para facilitar la simulación de estos sucesos comunes producirá modelos más realistas.

Las presiones de propagación de fracturas son significativamente más pequeñas que las presiones de iniciación de fracturas (aproximadas por las presiones registradas de "ruptura de formación") en la misma roca. Por lo tanto, el inicio temprano de la fractura desde un disparo proporciona una vía de baja energía para el fluido de fracturamiento, que “preferiría” ingresar a una fractura existente y propagarla en lugar de iniciar nuevas fracturas desde los disparos cercanos.

Las fracturas dominantes (o fuera de control) son aquellas cuyo crecimiento es significativamente mayor en comparación con el de las otras fracturas. Los experimentos a escala de laboratorio en los que se bombeó más de una fractura desde una sola fuente de fluido mostraron la creación de una fractura dominante como una observación consistente. Esta observación concuerda cualitativamente con los datos de detección acústica de las operaciones a escala de campo (Fig. 2). Las fracturas dominantes terminan recibiendo todo el fluido de fracturamiento al final de una etapa, mientras que las fracturas restantes dejan de propagarse. La contribución de estas pocas fracturas dominantes en la productividad del pozo posterior a la estimulación podría ser importante.

El fluido de fracturación puede pasar por alto conjuntos completos de disparos, iniciando fracturas desde conjuntos de disparos aguas abajo a lo largo del lateral horizontal. Esto ocurre tanto por conglomerados de disparos inactivos ubicados entre conglomerados activos como por conglomerados de disparos inactivos ubicados adyacentes (aguas arriba o aguas abajo) de los conglomerados activos.

Hay muchas causas posibles de que un grupo de disparos no genere fracturas, incluida la iniciación de fracturas no simultánea y la creación de fracturas dominantes. Las técnicas de entrada limitada logradas mediante la variación del número y diámetro de los disparos, propuestas posteriormente para mitigar la interferencia entre fracturas en crecimiento simultáneo de pozos horizontales ("sombra de tensión"), pueden ser potencialmente efectivas para eliminar grupos de disparos inactivos si se especifican. se detectan patrones.

La perforación de un pozo perturba el campo de tensión circundante de una manera que puede hacer que el plano de iniciación de la fractura sea diferente del dictado por el estado de tensión del campo lejano. Esto hace que las fracturas terminen prematuramente dentro de la vecindad cercana al pozo (algunos diámetros de pozo) o se reorienten para alinearse con el plano de fractura "adecuado" a medida que se propagan alejándose de la región cercana al pozo (es probable que las que terminan se conviertan en fracturas dominantes). ).

Esto genera complejas redes de fracturas cercanas al pozo (Fig. 2), que inducen resistencia al flujo de fluidos , lo que desencadena problemas relacionados con la terminación y la producción, como filtraciones tempranas y baja productividad del pozo posterior a la estimulación.

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