El gas de esquisto sigue siendo un recurso prometedor, pero de difícil extracción debido a las características de las rocas. Los métodos tradicionales requieren costosos estudios de laboratorio, pero científicos del Politécnico de Perm y de la Universidad China del Petróleo y el Gas han propuesto una solución innovadora: el modelado digital de la estructura del esquisto con la posterior predicción de las zonas óptimas para la fracturación hidráulica.
Los investigadores crearon un modelo 3D de un núcleo (muestra de roca) basado en datos de tomografía computarizada y microscopía electrónica. Esto permitió estudiar la porosidad, las microfisuras y la composición mineral con una precisión de hasta el 90 %.
Mediante el escaneo de la roca con tomografía computarizada y el procesamiento de imágenes con microscopía electrónica, creamos un verdadero gemelo digital tridimensional del núcleo, con el que obtuvimos información estructural precisa sobre la roca: porosidad, microfisuras y composición mineral del esquisto, incluyendo arcilla, cuarzo, feldespato y pirita. La comparación con muestras reales demostró la exactitud de la muestra 3D creada. El margen de error fue de sólo el 3-9 %
A continuación, los científicos modelaron el proceso de fracturación hidráulica e identificaron los factores clave que influyen en la eficacia de la operación: ángulo de las fisuras, densidad, dureza y composición mineral. Las pruebas realizadas en un yacimiento chino confirmaron la exactitud de la predicción.
La exactitud de la predicción del modelo la evaluamos en la práctica en las condiciones de un yacimiento de gas de esquisto en China. Sobre la base de los resultados del modelo, se desarrolló un escenario adecuado para la operación y se realizó la fracturación hidráulica en dos zonas de diferente profundidad (3580-3640 y 3660-3730 metros). En la primera zona, la producción inicial de gas fue alta, pero el coeficiente de extracción fue bajo. Por el contrario, la segunda zona se caracterizó por una alta producción inicial y un alto coeficiente de extracción. Nuestro desarrollo predijo con bastante exactitud estas diferencias, lo que confirma la fiabilidad del modelado de la fisuración mediante tecnología digital.
Según los investigadores, en Rusia esta tecnología podría aplicarse para la extracción de hidrocarburos de las formaciones de Bazhenov y Domanik en los Urales y en Siberia Occidental: complejos de rocas generadoras de petróleo que se caracterizan por la baja permeabilidad de los estratos.
La investigación опубликовано en la revista «Society of Petroleum Engineers», 2025.
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