Yacimientos
carbonatados
Enfrentando sus
desafíos singulares
para maximizar la
recuperación
Yacimientos carbonatados: el futuro de la
producción mundial de petróleo y gas
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Yacimientos carbonatados:
heterogeneidad en todo aspecto
4
Yacimientos carbonatados:
un enfoque continuo
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1
Yacimientos carbonatados: el futuro de la
producción mundial de petróleo y gas
En los últimos años, la demanda de energía se ha incrementado.
Actualmente, más del 85% del consumo energético mundial se
satisface con los combustibles fósiles y el anuario World Energy
Outlook indica que la demanda de energía podría aumentar en un
53% entre este año y el 2030†.
i bien la mayoría de los especialistas en
energía coincide en que los recursos
energéticos mundiales son adecuados
para satisfacer este crecimiento proyectado,
serán necesarias más reservas para retardar
un pico en la producción. Esto significa que la
industria petrolera tendrá que incrementar
significativamente los factores de recuperación de todos los tipos de yacimientos. Este
incremento del desempeño puede acelerarse
S
al mismo tiempo que se reduce el riesgo
técnico.
Sobre la base de las estadísticas que figuran a
continuación, resulta claro que la importancia
relativa de los yacimientos carbonatados,
comparados con otros tipos de yacimientos,
aumentará de manera asombrosa durante la
primera mitad del siglo XXI. Por consiguiente,
la misma tendencia experimentará el valor de
este mercado para las compañías de servicios
DIMENSIÓN DEL MERCADO
Más del 60% de las reservas de petróleo del mundo y un 40% de las reservas mundiales de gas
residen en los carbonatos‡.
El Medio Oriente posee el 62% de las reservas de petróleo convencionales comprobadas del
mundo§; aproximadamente el 70% de estas reservas se aloja en los yacimientos carbonatados‡.
El Medio Oriente posee además el 40% de las reservas probadas de gas del mundo§; el 90%
de estas reservas de gas se encuentra alojado en los yacimientos carbonatados‡.
†
‡
§
2
World Energy Outlook 2006
Schlumberger Market Analysis 2007
BP Statistical Review 2007
de la industria petrolera. No obstante, los
desafíos en materia de recuperación de
hidrocarburos son significativos debido a
la estructura interna altamente compleja
y la especificidad de los yacimientos
carbonatados.
OPORTUNIDADES TECNOLÓGICAS
Las técnicas desarrolladas inicialmente para
caracterizar los yacimientos en areniscas
están siendo aplicadas a los yacimientos
carbonatados; sin embargo, sabemos que
estos tipos de yacimientos poseen características diferentes. Como resultado de
abordar todas las incertidumbres y variables
asociadas con los carbonatos, se plantean
grandes oportunidades para el desarrollo
de tecnología especialmente apta para los
yacimientos de este tipo.
Schlumberger se ha comprometido a comprender y encarar los desafíos específicos
y los riesgos técnicos que presentan los
carbonatos. Nos encontramos a la vanguardia
del desarrollo tecnológico necesario para
enfrentar los desafíos de los yacimientos
carbonatados, y nuestra inversión permanente
en proyectos de investigación y desarrollo
(R&D) se ha traducido en la introducción de
numerosos productos y servicios que están
ayudando a nuestros clientes a optimizar y
mejorar la caracterización, producción y
manejo de los yacimientos carbonatados.
Distribución mundial de las reservas en carbonatos
Arrecife
Carbonatos de plataforma
Carbonatos profundos
Provincia de petróleo en carbonatos
Pacífico Asiático
Reservas probadas de petróleo †
América del Norte
Petróleo en carbonatos ‡
América del Sur y Central
África
Europa y Eurasia
Medio Oriente
Miles de millones de barriles
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Yacimientos carbonatados:
heterogeneidad en todo aspecto
El factor de recuperación promedio—la
relación entre el petróleo recuperable y
el volumen de petróleo originalmente en
sitio—para todos los yacimientos es de
aproximadamente 35%.
Las rocas
carbonatadas
habitualmente
poseen una
textura y una
red porosa
compleja que
resulta de su
historia
depositacional
y su posterior
diagénesis. La
heterogeneidad
puede existir en
todo aspecto;
poros, granos
y texturas.
o obstante, se reconoce que los factores de recuperación son mayores para los yacimientos en
areniscas que para los carbonatos. Los yacimientos carbonatados exhiben una serie de características
específicas que plantean desafíos complejos para su
caracterización, producción y manejo.
N
LOS FUNDAMENTOS
Los carbonatos son rocas sedimentarias depositadas
en ambientes marinos de aguas claras, someras y
cálidas, y en su mayoría poseen un origen biológico.
Están compuestos por fragmentos de organismos marinos,
esqueletos, corales, algas y elementos precipitados, y
consisten en su mayor parte de carbonato de calcio, que
es químicamente activo si se compara con la arena que
forma las areniscas.
Otra diferencia clave entre las rocas clásticas y las rocas
carbonatadas es la distancia existente entre el sitio donde
se creó el sedimento y aquel en donde se depositó.
Mientras que la sal y el limo pueden viajar cientos de
kilómetros por los sistemas fluviales antes de su depositación y su litificación, los granos que componen los
sedimentos carbonatados se depositan normalmente
muy cerca del lugar en que se crearon. Esta depositación
local contribuye significativamente a la heterogeneidad de
4
los granos de carbonato. Una vez formada la roca
carbonatada, una diversidad de procesos químicos y
físicos comienza a alterar la estructura de la roca
modificando las características fundamentales, tales
como la porosidad y la permeabilidad. Esto se conoce
como diagénesis. En el momento de la depositación, los
sedimentos carbonatados a menudo poseen porosidades
muy altas (35%–75%); sin embargo, estos valores
decrecen bruscamente a medida que el sedimento es
alterado y sepultado a las profundidades de yacimiento.
En consecuencia, los yacimientos carbonatados exhiben
variaciones grandes y abruptas en la distribución de los
tipos de roca.
ESTRUCTURAS COMPLEJAS
La porosidad de las rocas carbonatadas puede agruparse
en tres tipos: porosidad conectada, existente entre los
granos de carbonato; vesículas, que son poros desconectados resultantes de la disolución de la calcita en el agua
durante la diagénesis; y porosidad por fracturamiento
que es causada por los esfuerzos presentes luego de la
depositación. La diagénesis puede crear estructuras
llamadas estilolitas que forman barreras horizontales para
el flujo y a veces se extienden a lo largo de kilómetros
dentro del yacimiento, produciendo un efecto significativo
sobre el desempeño del mismo. Las fracturas pueden
causar irrupción de agua, conificación de gas y problemas
de perforación, tales como pérdidas de lodo pesado y
atascamiento de las tuberías.
En conjunto, estas tres formas de porosidad crean
un camino muy complejo para los fluidos y afectan
directamente la productividad de los pozos.
El complejo mundo de los
carbonatos: de arriba a abajo
se muestra porosidad conectada,
porosidad vesicular y porosidad
de fracturas.
5
Esta heterogeneidad produce además un impacto sobre
la respuesta de las mediciones de los registros y, por
consiguiente, sobre la determinación del petróleo en sitio.
El agua se inyecta en un
pozo de inyección vertical a
la izquierda y se produce a
través de un pozo de
producción vertical a la
derecha.
LA MOJABILIDAD Y SU EFECTO SOBRE EL FLUJO DE FLUIDO
Además de las variaciones producidas en la porosidad, la
mojabilidad es una característica heterogénea adicional
de los carbonatos. La gran mayoría de los yacimientos de
areniscas son yacimientos intensamente mojados por
agua (water wet ). No obstante, la maduración de la roca
carbonatada que contiene agua y petróleo convierte a
las rocas inicialmente mojadas por agua en rocas de
mojabilidad mixta o por petróleo (oil wet ). Esto significa
que el petróleo se puede adherir a la superficie de la roca
carbonatada y, por consiguiente, es más difícil de producir.
Se considera que la mayoría de los yacimientos
carbonatados posee mojabilidad mixta o por petróleo.
Vista superior: éste es
un yacimiento congojado
por agua y el frente de
inyección posee la forma
uniforme habitual.
Vista inferior: la trayectoria
preferencial del agua es a
través de las capas mojadas
por agua. Las capas
mojadas por petróleo son
pasadas por alto, afectando
significativamente la
recuperación.
Las simulaciones indican que en los yacimientos sometidos
a procesos recuperación secundaria por inyección de
agua sólo pueden recuperarse cantidades limitadas de
petróleo de las capas mojadas por petróleo, porque el
agua tiende a fluir principalmente a través de las capas
mojadas por agua. De hecho, los factores de recuperación
pueden ser inferiores al 10%††.
La caracterización de la distribución de la mojabilidad y
la comprensión de sus efectos sobre el flujo de fluidos
dentro de un yacimiento complejo es crucial para estimar
las reservas recuperables y determinar las estrategias
de producción destinadas a maximizar la recuperación.
6
Este escenario de
distribución heterogénea
de la mojabilidad requiere
estrategias de producción
especiales, además de
tecnologías de recuperación
mejorada de petróleo (EOR)
bien seleccionadas.
††
Montaron, B.: “Increasing Oil Recovery
Factors: A Technical Challenge Key to
Future World Energy Supply,” Conferencia
de la AFTP, París, octubre de 2005.
Geología compleja, mojabilidad y dinámica de los yacimientos
Flujo dominado por la gravedad en un yacimiento mojado por agua
Flujo dominado por la capilaridad en un ambiente de mojabilidad estratificada
Zonas saturadas con agua
Zonas saturadas con petróleo
Simulaciones generadas con el software ECLIPSE*
7
Yacimientos carbonatados:
una atención permanente
El Centro de
Investigación de
Carbonatos de
Dhahran (arriba)
se dedica
exclusivamente
a estudiar los
carbonatos y
desarrollar
soluciones
globales.
Red mundial
de laboratorios
de investigación
y centros de
tecnología de
Schlumberger
(arriba a la
derecha).
En los yacimientos carbonatados, la sustentación
de las demandas globales de petróleo y gas
requiere tecnología avanzada y apropiada.
chlumberger reconoce los desafíos específicos de los
yacimientos carbonatados y cuenta con una red de
laboratorios de investigación y centros de tecnología que se
encuentra activamente involucrada en los proyectos relacionados
con los carbonatos. En Medio Oriente, el Centro de Investigación de
Carbonatos de Dhahran se dedica exclusivamente a la investigación
de los carbonatos. Además, se están llevando a cabo significativas
actividades de investigación relacionadas con el modelado de flujo,
la caracterización de fracturas y los servicios sísmicos en los centros
de investigación de Cambridge, Stavanger y Moscú, al mismo tiempo
que nuestro centro de investigación de Boston se dedica a la
geología y la petrofísica, y nuestros centros de tecnología de Clamart
y Sugar Land están desarrollando servicios de adquisición de
registros durante la perforación (LWD) y servicios de estimulación,
cuyos objetivos son los yacimientos carbonatados.
S
Nuestro compromiso a largo plazo con la investigación de los
carbonatos nos permite desarrollar e introducir soluciones que
están mejorando la caracterización, la productividad y la recuperación en los yacimientos carbonatados. Nuestros centros
8
regionales de tecnología sustentan este compromiso. El centro de Abu Dhabi se concentra
en los carbonatos y permite que los clientes
trabajen junto a sus especialistas para
resolver desafíos regionales específicos.
CARACTERIZACIÓN MEJORADA
DE LAS FRACTURAS
La mayoría de los yacimientos carbonatados
son yacimientos naturalmente fracturados.
Las fracturas existen en todas las escalas;
desde las fisuras microscópicas hasta las
estructuras de varios kilómetros, denominadas
enjambres o corredores de fracturas, que
crean redes de flujo complejas en el yacimiento. En consecuencia, el movimiento de
los hidrocarburos y otros fluidos a menudo no
es el esperado o pronosticado. Unos pocos
corredores de fracturas muy grandes pueden
actuar como atajos preferenciales para los
fluidos dentro de un yacimiento carbonatado;
por consiguiente, el conocimiento de su
posición exacta es crucial para la planeación
de pozos nuevos, así como para la simulación
y el pronóstico de la producción de estos
yacimientos.
En los yacimientos fracturados, nuestra meta
final consiste en proporcionar una caracterización geométrica y dinámica completa de
la red de fracturas. Los avances recientes
introducidos en las tecnologías sísmicas para
el mejoramiento de la delineación, la caracterización y el monitoreo de los yacimientos,
están haciendo mucho para acercarnos a
ese objetivo. Los servicios Q-Technology*,
combinados con los nuevos métodos de
procesamiento, permiten la detección tridimensional de los corredores de fracturas
existentes dentro del yacimiento.
Una de las herramientas preferidas que se
utilizan en la industria, es el de modelado de
redes de fracturas discretas (DFN). Este es el
enfoque que ha adoptado Schlumberger con
el software Petrel*; software que abarca desde
El software Petrel permite el modelado tridimensional de la conectividad de las fracturas en los
yacimientos carbonatados, combinando en una sola representación, visualizaciones de fracturas
en pozos y otras fuentes de datos.
9
la interpretación sísmica hasta la simulación
dinámica de yacimientos. Las metodologías
adoptadas en Petrel combinan la información
proveniente de dominios múltiples en una
representación unificada del yacimiento.
El método DFN modela en forma realista la
conectividad de las fracturas y las diaclasas
que generan un comportamiento de flujo irregular, combinando una amplia diversidad de
datos de mapas, afloramientos, geomecánica
de yacimientos, sísmica 2D y 3D, registros de
pozos, pruebas de pozos y registros de flujo,
además de modelos conceptuales estructurales o depositacionales. El modelo de
yacimientos combina la metodología DFN y los
corredores de fracturas que son directamente
representados por imágenes sísmicas mediante un procedimiento matemático que se
conoce como seguimiento de las huellas de
hormigas (ant tracking).
TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN
Y COLOCACIÓN DE POZOS
La tecnología de perforación direccional
también desempeña un rol importante en el
mejoramiento de la recuperación de petróleo.
Hoy, utilizando el servicio de mapeo de los
límites de las capas PeriScope*, los especialistas son capaces de orientar los tramos de
drenaje horizontal hacia el punto más favorable del yacimiento utilizando las tecnologías
de adquisición de mediciones durante la
10
Carril 1
Volumen de hidrocarburos
utilizando la resistividad
m = 2.0, n = 2.0
0.4
pie3/pie3
0
Porosidad total
0.4
pie3/pie3
Volumen de hidrocarburos
utilizando el parámetro sigma
0.4
pie3/pie3
0
0
Carril 2
Carril 3
Res ELAN
Sigma ELAN
Agua
Agua
Petróleo
Petróleo
Gas
Gas
Dolomita
Dolomita
Calcita
Calcita
Anhidrita
Anhidrita
Agua ligada
Agua ligada
Ilita
Ilita
Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus
0 1
pie3/pie3
0 1
Descubrimiento de una zona productiva de baja
resistividad utilizando el parámetro sigma: en
los carriles 2 y 3, el agua aparece en blanco y
el petróleo en verde. El carril 2 muestra las
saturaciones de agua y petróleo, calculadas a
partir de un registro de resistividad y utilizando
la ecuación de Archie. El carril 3 muestra las
saturaciones de agua y petróleo derivadas de
las mediciones del parámetro sigma obtenido
con el servicio EcoScope.
Las mediciones de resistividad (carril 2) fueron
pesimistas, mientras que las mediciones
basadas en el parámetro sigma pronosticaron
en forma más precisa el petróleo en sitio. Un
registro subsiguiente del Probador Modular
de la Dinámica de la Formación MDT* mostró
un 70% de petróleo, lo cual corroboró la
determinación del servicio EcoScope en base
al parámetro sigma.
pie3/pie3
0
El sistema
integrado de
interpretación
petrofísica
EcoView*
ayuda a
analizar los
carbonatos
utilizando la
serie de datos
globales del
servicio
EcoScope.
perforación (MWD) y LWD. Con estos sistemas
rotativos direccionales, es posible perforar
pozos más largos, en forma más rápida y más
precisa que antes, lo que incrementa la
eficiencia y reduce el riesgo.
precisos de saturación y porosidad en los
carbonatos. Esto se debe a que este servicio
utiliza una medición de los neutrones termales
que permite estimar la saturación de agua
independientemente del método tradicional
basado en la resistividad.
MEDICIONES DE POROSIDAD PRECISAS
La evaluación de los hidrocarburos en sitio
se basa en gran medida en la determinación
precisa de la saturación de fluidos y de la
porosidad total. Estas características exhiben
una gran variabilidad debido a la heterogeneidad de la roca y la influencia de la
mojabilidad. Las mediciones precisas de
porosidad en los carbonatos requieren una
caracterización mineralógica completa.
La introducción reciente del servicio LWD de
funciones múltiples EcoScope* ha permitido
por primera vez obtener registros más
OPERACIONES DE ESTIMULACIÓN Y
TERMINACIÓN DE POZOS
La calcita se disuelve en ácido clorhídrico
(HCl). En consecuencia, los tratamientos con
HCl han sido el método de estimulación más
generalizado para los pozos en yacimientos
carbonatados. Hoy, muchos pozos son
horizontales y pueden intersectar fracturas
a lo largo de su trayectoria. El ácido tiende
a perderse en las primeras fracturas que
encuentra el pozo, dejando secciones
significativas sin estimulación.
11
15
Schlumberger está introduciendo soluciones
para la estimulación óptima de los yacimientos
carbonatados. Un ejemplo de esto es un
nuevo fluido que combina fibras y ácido. Las
fibras taponan temporariamente las fracturas
permitiendo que el ácido estimule todo el pozo.
Otro ejemplo está dado por la tecnología de
terminación de pozos StageFRAC*, que
permite la creación de fracturas hidráulicas
en múltiples zonas del pozo.
Con la adquisición reciente de ResLink, nuestro
portafolio de tecnología de terminación de
pozos incluye ahora dispositivos de control de
flujo de avanzada, que pueden utilizarse para
diseñar operaciones de terminación para
pozos horizontales de inyección y producción
con el objetivo de optimizar los perfiles de
flujo. El efecto es de largo plazo; regímenes
de producción sostenidos con mejor control
de los cortes de agua e incremento de la
recuperación gracias a la mejor eficiencia
de barrido del yacimiento que surge de un
perfil de inyección más uniforme.
RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO
La actividad de investigación, relacionada
con los procesos potenciales de EOR en los
yacimientos carbonatados, cubre la efectividad
de numerosos controladores y su capacidad
para lograr diversos efectos en los yacimientos
carbonatados. Se utilizan controladores tales
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como dióxido de carbono (CO2), metano (CH4),
surfactantes, polímeros, agua dulce, vapor y
todas sus combinaciones para conseguir
efectos tales como la expansión del volumen
de petróleo, la reducción de la viscosidad, la
reducción de la tensión interfacial, el cambio
de la mojabilidad y la optimización de la
reología de los fluidos de inyección.
Recientemente, la investigación de los métodos
de recuperación mejorada ha vuelto a estar
entre las prioridades de las agendas de la
mayoría de las grandes compañías internacionales de petróleo y gas. Los centros de
investigación de Schlumberger se enfocan
en diversos proyectos destinados a mejorar
la recuperación de petróleo en los carbonatos
y en los yacimientos de petróleo pesado.
Nuestro compromiso con este esfuerzo de
investigación en curso es sustentado por
la tecnología que ya hemos implantado. El
sistema de medición de la distribución de la
temperatura (DTS) mediante fibra óptica
Sensa* monitorea continuamente el perfil de
temperatura a lo largo del pozo, proveyendo
información sobre la irrupción de agua y gas,
el aislamiento por zonas y la integridad del
pozo. Las bombas eléctricas sumergibles
(ESP) de Schlumberger pueden instalare en
pozos de más de 3,700 m de profundidad y
son capaces de operar a más de 200°C de
temperatura; cuando las condiciones del
pozo cambian permanentemente, un sistema
de monitoreo de las bombas ESP y un variador
de velocidad pueden optimizar el desempeño
de la bomba. Las dos tecnologías son clave
para el monitoreo y la producción de
yacimientos mediante métodos EOR termales,
tales como la inyección de vapor de agua. El
software ECLIPSE permite simular, en forma
precisa y rápida, las características del flujo
de fluidos de todos los tipos de yacimientos a
fin de comparar la efectividad de las diversas
estrategias de producción.
INTEGRACIÓN DE LA TECNOLOGÍA:
HACIA UN CONOCIMIENTO MÁS PROFUNDO
Los yacimientos carbonatados seguirán
planteando desafíos relacionados con el
tipo de roca y la porosidad. Una campaña
tendiente a una mayor integración de la tecnología mejorará el desempeño y reducirá el
riesgo técnico mediante una mejor caracterización de los yacimientos y la construcción
de modelos de yacimientos más exactos.
Sabemos que las soluciones para el desafío
que presenta la recuperación de petróleo en
los yacimientos carbonatados heterogéneos
sólo pueden provenir de una mayor tarea de
investigación y de la colaboración continua.
Estos esfuerzos ayudarán a refinar las técnicas
existentes y a desarrollar tecnologías nuevas
y configurables en relación con los carbonatos.
Carbonato
Los carbonatos nos plantean algunos de los
desafíos y oportunidades más grandes para el
desarrollo de nuevas tecnologías y procesos, o
para la refinación de las tecnologías y procesos
existentes a fin de maximizar su recuperación.
www.slb.com/carbonates
*Marca de Schlumberger
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