Análisis por pozo
La página de Producción vs subsidencia cruza la deformación con la producción por concesión (polígonos grandes). Acá bajamos a la escala de pozo: cada pozo de la cuenca con su producción, inyección y diseño de fractura, ubicado sobre el mapa de velocidad. Todo con datos públicos (Capítulo IV de la Secretaría de Energía + las trayectorias de pozo de Vaca Muerta).
Mapa de pozos
Cada punto es un pozo (Vaca Muerta + inyectores), coloreado por su velocidad LOS (rojo = subsidencia) y con tamaño proporcional al volumen de reservorio drenado. Los pozos fuertemente subsidentes se concentran en el núcleo productivo de Añelo.
A escala de pozo, manda el petróleo (no el gas)
Cruzando la velocidad en cada pozo con su producción acumulada en la ventana InSAR (2019–2026), y separando por reservorio, aparece un patrón claro:
| Grupo (profundidad mediana) | Mejor predictor | Spearman ρ |
|---|---|---|
| Vaca Muerta / no-convencional (~4800 m, tight) | extracción de líquido | −0.49 |
| — petróleo | −0.47 | |
| — gas | ≈ 0 (no significativo) | |
| Convencional (~1800 m, otros horizontes) | desacoplado | ≈ 0 |
Es un giro respecto a la escala de concesión, donde el predictor era el gas (ρ=−0.32). La razón es geológica: el track analizado cubre la ventana de shale oil de Añelo, y son los horizontales profundos a Vaca Muerta —tight, de radio de drenaje chico— los que producen compactación localizada. Lo convencional/somero está desacoplado de las cubetas.
Voidage de reservorio: el volumen no alcanza, manda la presión
La hipótesis natural es que la subsidencia escale con el voidage (volumen de poro evacuado). Convertimos los fluidos de superficie a volumen de reservorio con factores de volumen aproximados (Bo≈1.4, Bw≈1.03, Bg≈0.0035 rm³/sm³) y armamos dos campos espaciales, comparables con la subsidencia:
El campo de extracción de líquido del Vaca Muerta (centro) reproduce los bowls de subsidencia (derecha) mucho mejor que el voidage volumétrico neto (izquierda): la correlación espacial pasa de ρ≈−0.25 a ρ≈−0.45.
Por qué el voidage volumétrico no alcanza
El agua de fractura inyectada (Adjunto IV) es del orden del 86% del voidage de petróleo en volumen de reservorio, y la mayoría no vuelve como flowback. Si se la suma al balance, el voidage volumétrico neto casi se cancela… y sin embargo los pozos siguen subsidiendo. La lectura física: en roca tight la subsidencia la gobierna la depleción de presión de poro (la extracción baja la presión → aumenta el esfuerzo efectivo → compacta), no el balance neto de volumen. Por eso la extracción de líquido —proxy de depleción— le gana a cualquier formulación de voidage.
Inyectores vs productores
Separando los pozos en inyectores (de agua, a horizontes permeables) y productores, los inyectores se asientan sobre terreno significativamente más estable (mediana −1.6 vs −2.6 mm/yr; Mann-Whitney p≈10⁻³⁴): la inyección, donde ocurre, compensa la compactación.
¿Y la geomecánica fina? Tres mecanismos, una sola señal
La física de reservorios sugiere mecanismos que competirían con la depleción y que podrían empujar hacia uplift:
- Hidratación de la lutita. El Vaca Muerta es roca madre subsaturada en agua; al fracturar embebe gran parte del fluido (bajo flowback, documentado incluso como EOR por imbibición). Eso podría hinchar las arcillas (heave) o, al revés, ablandar la matriz y favorecer compactación.
- Inflación poroelástica por inyección activa de agua (sumideros en horizontes permeables).
Los pusimos a prueba (regresión múltiple controlando por depleción + campos espaciales). El resultado es claro: domina la depleción, y los mecanismos secundarios no se aíslan con InSAR y datos públicos.
- El campo de agua de fractura es casi idéntico al de extracción (los pozos que más se fracturan son los que más producen): no se puede separar un efecto propio. Controlando por extracción, su efecto neto sobre la velocidad es ≈ 0.
- La inyección no coincide espacialmente con el uplift; entre inyectores, más inyección va con más subsidencia (se co-localiza con producción intensa que la enmascara).
Footprint de la inyección
Para dimensionar la inyección, dibujamos cada inyector como una burbuja cuyo radio es el del cilindro de poro que llenaría el agua inyectada acumulada: r = √(V·Bw / (π·h·φ)), asumiendo un espesor receptor h = 30 m y porosidad φ = 0.15 (volúmenes de ~0.5–2.5 Mm³ → radios de ~190–430 m). El relleno indica la velocidad LOS local.
Las burbujas grandes caen sobre terreno rojo (subsidencia), no sobre uplift: refuerza que la inyección —donde es importante— está dentro de bloques que producen y se hunden. (Nota: r es el radio de relleno de poro, no el radio de influencia de presión, que es mayor y depende de la permeabilidad; y escala como 1/√(h·φ).)
Es un resultado honesto del experimento: con datos abiertos se ve la señal de primer orden (extracción → depleción de presión → compactación), pero separar los efectos geomecánicos finos requeriría datos que no son públicos (presiones, PVT, series por pozo, GNSS de calibración).
Caveats
- Voidage aproximado. Los FVF son constantes de literatura (varían por ventana de fluido y presión); sirven para comparación relativa/espacial, no como balance volumétrico exacto.
- El voidage es colineal con la producción — es una reinterpretación física, no una variable nueva e independiente.
- Correlación, no causalidad; persisten confusores (geología, época, terminación).
- El uplift de Bandurria Norte no se explica con datos públicos: no hay inyección reportada en el bloque (ni significativa dentro de ~15 km), y el realce ya crecía antes de la inyección vecina. Queda como señal abierta (posible respuesta geomecánica de borde), no atribuida a inyección.
Datos: Capítulo IV (producción/inyección por pozo, trayectorias, coordenadas) y Adjunto IV (fractura) de la Secretaría de Energía; velocidad InSAR de este trabajo. Reproducible con los scripts en el repo.