En Argentina, los reservorios convencionales de hidrocarburos (con porosidades y permeabilidades primarias) están llegando a un grado de madurez importantes y las reservas hidrocarburíferas alojadas en los mismos están decayendo fuertemente. Por el contrario, comienza a tomar importancia el estudio de reservorios no convencionales como Tight-Gas, Shale-Gas y Shale-Oil. En este tipo de yacimientos, las fracturas tanto naturales como inducidas por métodos artificiales de fracturación son las que le dan al yacimiento la permeabilidad necesaria como para poder extraer el hidrocarburo. Dentro de este marco, el Laboratorio de Modelado Geológico del IDEAN ha creado un grupo de trabajo específico para aportar a la investigación en predicción de zonas fracturadas y sweet-spots desde el punto de vista del modelado análogo y numérico.

En este sentido, los primeros avances están siendo aportados por el doctorando Jeremías Likerman quien está desarrollando un nuevo método de análisis de curvaturas en superficies de alta resolución derivadas de interpretaciones de sísmica de reflexión 3D. El método que se está estudiando se basa en el cálculo volumétrico entre la superficie en cuestión y un plano que contenga a los puntos extremos de la ventana de cálculo. Este método, si bien similar al de curvatura gaussiana, tiene la ventaja de permitir el cálculo de una anisotropía en la deformación de la superficie y por ende de calcular la dirección de los posibles planos de fractura. Este método, combinado con la información geomecánica de la capa (módulo de Young y coeficiente de Poisson) va a constituir una excelente metodología para la predicción de intensidad y dirección de las fracturas naturales de un yacimiento y para la ubicación de sectores susceptibles a ser fracturados artificialmente (sweet-spots).