En este estudio se usaron dos enfoques para sustentar la decisión de espaciamiento de pozos propuesto para el desarrollo de crudo en el área operada por Shell en el play Vaca Muerta.El objeto del estudio es una locación de 3 pozos horizontales completados paralelamente, donde se llevó a cabo una prueba de interferencia para entender los mecanismos y el grado de comunicación entre los mismos. Todos los pozos se navegaron en la misma zona objetivo y contaban con 6 meses de producción al momento de realizar el estudio.El primer enfoque utilizó un modelaje simple, donde se asume que cada pozo produce de zonas estimuladas simplificadas creadas alrededor de las fracturas hidráulicas (SRV "stimulated rock volume" por sus siglas en inglés). El modelo de simulación de petróleo negro incluyó los 3 pozos, cuyo cotejo histórico fue realizado calibrando la geometría de los SRV y otros parámetros de subsuelo, dentro de un rango de incertidumbre, con el comportamiento de producción de los mismos. El mayor énfasis para el cotejo se asignó al periodo de la prueba de interferencia para lograr el ajuste apropiado de las conexiones y propiedades entre pozos. Luego de completar el cotejo histórico, los parámetros resultantes de reservorio, geometría de fractura y SRV se usaron para el pronóstico de producción y las sensibilidades de espaciamiento. La ventaja principal del modelo simplificado es su velocidad de corrida y la flexibilidad que ofrece para probar diversas combinaciones de geometría de fractura, SRV y propiedades de subsuelo en un corto periodo de tiempo.El segundo enfoque integró geomecánica con simulación de reservorios para mejorar el entendimiento del comportamiento de producción respecto a las incertidumbres existentes y la distancia de espaciamiento actual entre los pozos. Aunque este enfoque es más complejo y computacionalmente costoso, presenta dos ventajas principales sobre el modelo simplificado de SRV: 1) considera el impacto de espaciamiento sobre el trabajo de completación y la red de fractura creada; 2) utiliza geometrías de fractura hidráulica realistas, las cuales tienen un impacto directo sobre el espaciamiento seleccionado. Para este enfoque, se empleó un simulador avanzado de geomecánica para simular el proceso de fracturamiento hidráulico y para calibrar los modelos con la data de inyección del trabajo de fractura. Una serie de modelos con distintos escenarios de redes de fractura se generaron basados en las incertidumbres de subsuelo identificadas. Estos escenarios junto con las propiedades modeladas, tales como permeabilidad de fractura y distribución de masa de agente de sostén, fueron integradas en un modelo de simulación dinámico. A través de un proceso de cotejo histórico para escenario múltiple se calibraron el resto de los parámetros dinámicos honrando los datos de producción. Después de realizar el cotejo histórico, los parámetros resultantes de reservorio y fractura se usaron en el modelo geomecánico nuevamente para evaluar distintos casos de espaciamiento y diseños de fracturamiento hidráulico. Las nuevas redes de fractura generadas fueron usadas para predecir el impacto de espaciamiento entre pozos y parámetros de completación en la producción de los pozos.