El estudio está motivado por el monitoreo de la orientación espacial de una fractura hidráulica utilizada en la producción de petróleo. El potencial de streaming surge debido a la fuga de fluido iónico de fracturación bajo las fuerzas elásticas de la roca, lo que hace que la apertura de la fractura desaparezca después de que se detiene la bombeo. El vector del campo eléctrico se correlaciona con la orientación espacial de la fractura, ya que la fuga de fluido está dirigida normalmente a las superficies de la fractura. Desarrollamos un modelo matemático para la evaluación numérica de la magnitud del potencial de streaming. Para ello, realizamos un análisis asintótico aprovechando la separación de escalas entre la apertura de la fractura y su longitud. Se demuestra que el contraste entre el fluido de roca virgen y el fluido que invade desde la fractura es crucial en la acumulación de una carga neta en el frente de invasión. Los cálculos revelan que un aumento de la viscosidad y los parámetros de contraste de resistividad resulta en un aumento de la magnitud del potencial de streaming. Tal conclusión coincide con los experimentos de laboratorio.