Errores comunes que influyen en la cuantificación de reservas de petróleo en yacimientos de rocas clásticas.
Los cambios de facies son el problema con un mayor grado de incertidumbre por lo complejo que puede ser definir los límites de los subambientes sedimentarios, aunado al hecho de que dentro de una misma facies se pueden presentar cambios en las propiedades físicas de la roca.
Un ejemplo de cómo influye la complejidad estructural en la cuantificación errada de las reservas, es el buzamiento de los planos de falla que enmascaran el hidrocarburo debajo de ellas. La intersección de fallas, variaciones en el buzamiento del plano de las mismas, discordancias angulares y horizontes parcialmente erosionados, también generan errores considerables.
No existe técnica exacta para el calculo dehidrocarburos en el subsuelo, no obstante, la aplicación de nuevos software de modelaje y visualización, estudios sedimentológicos, sismoestratigráficos, de atributos sísmicos, geoquímicos, petrofísicos y petrográficos, junto a las nuevas tecnologías en adquisición de información, fungen como herramientas imprescindibles para sincerar las reservas en rocas clasticas, actualizando los números que permitirán tomar decisiones pertinentes y a tiempo en todo lo referente al futuro de un campo petrolero.
Actualmente, el agotamiento de las reservas de petróleo constituye un grave problema pues al ritmo actual de consumo, las reservas mundiales conocidas se agotarían en unos 40 años
EEUU es el primer consumidor de petróleo (25 % del total) y ha incrementado su demanda en un 17% en la última década, mientras Europa lo hizo en un 7 %. Cada estadounidense consume 18 veces más petróleo que un Chino. Si China consumiera en la misma proporción que los americanos necesitaría de 90 millones de barriles diarios, casi 15 millones más que toda la producción mundial diaria (según consumo por día en 2001). El párrafo anterior despierta periódicamente el interés del ciudadano y más aún cuando una crisis como la de Irak salta a los medios de comunicación. Según diversos estudios, en 2002 quedaban en el mundo entre 990.000 millones y 1,1 billones de barriles de crudo por extraer. Esto significa que al ritmo actual de consumo mundial estas reservas se agotarían hacia el año 2043, fecha que podría ser más cercana si el consumo de energía aumentara, como se prevé que ocurra por parte de los países en vías de desarrollo. Sin embargo, estas previsiones no incluyen el hallazgo de nuevos pozos o la posibilidad de extraer petróleo de zonas que en la actualidad son consideradas reservas naturales y, por lo tanto, no perforables.
encontrarse con algunos errores que seguramente tendrán un impacto considerable al momento de hacer la contabilidad del recurso, influyendo directamente en la toma de decisiones para una explotación eficiente y rentable de un campo.
El concepto de Recursos de Hidrocarburos incluye también las Reservas por Descubrir, las cuales son parte del entorno de la función exploratoria. Estos recursos, que se describen en este Manual con propósitos de referencia, son volúmenes estimados, no asociados a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume basado en la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y otros.
Reservas
Posibles. El término "recuperar" y sus diferentes connotaciones se han utilizado tradicionalmente en la Industria Petrolera para identificar las reservas que se producen o extraen de los yacimientos.
Debido a la condición de incertidumbre inherente a su estimación, las reservas necesitan ser revisadas continuamente a medida que la información técnica, prácticas operacionales y condiciones económicas cambian. Los formatos de datos básicos cuyos fines son informar y obtener aprobación del Ministerio sobre los descubrimientos, extensiones y revisiones se incluyen en estos manuales.
Reservas Probadas son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables con razonable certeza de yacimientos conocidos, desde una fecha determinada en adelante, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible, y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. Las reservas probadas pueden ser subdivididas en Desarrolladas y No Desarrolladas, que corresponden a los conceptos de “sometidas y no sometidas a explotación”. Cuando se utiliza el método determinísticos el término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas. Al
usar métodos probabilísticos el término "razonable certeza" se traduce en una probabilidad de éxito en la recuperación igual o mayor al 90%.
• Reservas probadas desarrolladas
Las reservas probadas desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones existentes. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería revestidora que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.
• Reservas probadas no desarrolladas
Reservas probadas no desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones existentes. Incluye las reservas detrás de la tubería que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones, o profundización de pozos existentes.
• Reservas probables
Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican, con un grado menor de certeza que para las reservas probadas, que se podrán recuperar.
Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. Cuando se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, las reservas probables deben tener por lo menos un 50% de probabilidad de que la cantidad recuperada será igual o mayor que la sumatoria de las reservas probadas más las probables estimadas.
• Reservas posibles
Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica, con un grado menor de certeza al de las reservas probables, que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales, contractuales y/u operacionales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes
a las utilizadas para las reservas probadas. Cuando se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas cantidades deben tener por lo menos un 10% de probabilidad de que la cantidad recuperada será igual o mayor que la sumatoria de las reservas probadas, probables y posibles.
Métodos para el calculo de reservas
Existen dos métodos para realizar el cálculo de la cantidad de petróleo que se encuentra in situ (POES):
Método determinísticos
Son métodos que se desarrollan bajo ciertas condiciones, debido a que las compañías petroleras sentían cada vez más la necesidad de mejorar la cuantificación de las reservas de los yacimientos, en base a los conceptos determinísticos indicados en las definiciones probadas, probables y posibles.
• Método análogo
Esta dirigido a casos en los cuales la información básica del yacimiento no ha sido definida, y se requiere utilizar datos de un yacimiento conocido, con características geológicas y petrofísicas similarescomo: profundidades, porosidades, saturaciones de petróleo, etc. Este método por lo general se aplica en la primera etapa de vida del yacimiento, pues resulta menos exacto en comparación con los otros métodos. Aunque se aplica en combinación con otros métodos para comprobar que los resultados sean más exactos.
• Método volumétrico
Este método permite realizar una estimación del petróleo original in situ (POES) a partir de la cuantificación del volumen de roca que conforma un yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburo presente en los poros de dicha roca, aunque influyen también otros factores, como por ejemplo, el área de drenaje, la cantidad y confiabilidad de la información existente del yacimiento, etc. Por lo tanto es importante emplear este método usando valores promedio de los parámetros requeridos, en cuyo caso es referido, como la aplicación determinística del método volumétrico. La ecuación del método volumétrico se expresa de la siguiente forma:
El BOi se define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril normal de petróleo, más su gas en solución. También puede definirse como el cambio en volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la expansión liquida y/o liberación del gas en solución.
Métodos probabilísticas
Son métodos donde se usan valores puntuales de los parámetros para estimar reservas; el resultado está expresado por un solo valor. Los métodos probabilísticos para determinar reservas usan parámetros estocásticos para hacer una simulación por el Método de Montecarlo. El resultado viene expresado por una curva de probabilidad acumulada Vs el volumen de reservas.
El método Hubert
King M. Hubbert es un personaje casi mítico dentro el mundo de la geofísica y la geología. En el año 1949 predijo por primera vez que “la era de los combustibles fósiles sería de muy corta duración”. En el año 1956, mientras trabaja en un laboratorio de investigación de la Shell Oil Company en Houston, Hubbert presentó modelos matemáticos que anunciaban que la cumbre de la producción petrolífera en los Estados Unidos llegaría a su punto máximo alrededor del año 1970.
Esto, que en inglés es denominado “oil peak”, se representa con una curva lógica con forma de campana, y viene a decir que pasado este punto, la producción tiende a disminuir de manera inexorable. En el momento de su predicción y pese a su prestigio, nadie tomó seriamente a Hubbert, siendo criticado e incluso ridiculizado, especialmente por los economistas. El hecho es que efectivamente, en el año 1970 la extracción de crudo en los Estados Unidos empezó a disminuir, empezando una época de déficit en la
balanza comercial energética norteamericana. Campbell, Laherrère, y otros como Deffeyes, Duncan, Barlett, Ivanhoe o Youngquist son denominados “geólogos del barril medio vacío”, o geólogos “pesimistas”.
Utilizando la metodología de Hubbert y datos obtenidos de la compañía Petroconsultants/IHS, una de} las más prestigiosas en cuestiones energéticas a nivel mundial, están prediciendo el “oil peak” de la producción mundial para la primera década de este siglo (entre ellos mismos hay una cierta variación en las fechas, yendo desde el 2004 al 2010, aunque como dicen, las fechas exactas son irrelevantes, lo que cuenta es la inevitable tendencia).
Además de la utilización de los métodos de King M. Hubbert, que hoy en día no son discutidos, su postura se basa en otro factor, quizás el más importante: el origen de los datos sobre las reservas y la propia definición de estas.
Como ya hemos visto en los párrafos anteriores, existen normas aparentemente estrictas para el calculo de las reservas de hidrocarburos, no obstante, al hechar un vistazo a los mapas isopacos que maneja la empresa estatal Petróleos de Venezuela S. A., nos damos cuenta que gran cantidad de dichos mapas presentan errores o no consideran aspectos geológicos de suma importancia para un calculo mas exacto de las reservas.
El mayor error que se genera por el incorrecto cálculo de reservas en algunos campos petroleros, es el hecho de no considerar las desviaciones y el desplazamiento de los pozos que luego de ser registrados, nos proporcionaran la información necesaria para realizar la contabilidad del hidrocarburo en el subsuelo.
Fig. 1 Aumento aparente de los espesores de ANP en un mapa isopaco oficial.
Aunque en algunos casos existen pozos con una desviación prácticamente despreciable, el casi total de pozos perforados presentan una desviación que debería de tomarse en consideración, razón esta por la que a cada pozo perforado se debería realizar la respectiva corrección por desviación (no confundir con verticalizar el pozo o TVD), que consiste en realizar los cálculos matemáticos con el propósito de corregir los cambios de ángulo y azimut que presentan los pozos con respecto al tope geológico del intervalo de interés, ya que de lo contrario es posible que el espesor de roca reservorio que se obtenga sea mayor al verdadero.
Fig. 2 En los mapas isocoricos(No-Isopacos) existe un aparente aumento de los espesores de arena neta petrolífera hacia las estructuras positivas y/o capas altamente inclinadas.
Fig. 3Ley de Steno de la horizontalidad, por la que los estratos tienen generalmente superficies horizontales; las superficies de estrato inclinadas comportan modificaciones sucesivas de su ubicación primitiva.
Aunado a esto, podemos obtener un mayor error por el hecho de no considerar las desviaciones y el desplazamiento de los pozos en dichas capas inclinadas, ya que es posible obtener un aumento del espesor de las capas donde existe un buzamiento considerable (> 10°).
Fig. 4 Los pozos cortan el estrato inclinado “no perpendicularmente”
El calculo de reservas en el pasado y hasta el presente, se ha llevado a cabo tomando en cuenta los espesores de ANP sin correcciones de este tipo.
La correcciones de MD a TVD, no son más que la verticalización de los excesos por desviación, más no la horizontalización del estrato o capa.
Fig. 5 No existe un aumento del espesor de arena, en realidad no se toma en cuenta que cortamos el estrato sin considerar el buzamiento de las capas y/o la desviación de los pozos en los diferente tramos.
Fig. 6 No existe corrección por buzamiento ni mucho menos de espesores de los cuerpos de arena.
Los cambios de facies son tal vez el problema con un mayor grado de incertidumbre, ya que no es nada fácil definir los límites de los diferentes subambientes sedimentarios, aunado al hecho de que dentro de una misma facies se pueden presentar cambios significativos en las propiedades físicas de la roca. Las consecuencias en este caso pueden ser tanto positivas como negativas, debido a la disminución en la porosidad y permeabilidad; componentes minerales, etc.
Una facies sedimentaria es una secuencia de roca sedimentaria que se caracteriza por su geometría (forma), litología, estructura sedimentarias, paleo corrientes, y fósiles. Una facies es entonces el producto de un ambiente sedimentario, aunque también influye en ella las fases erosiónales o de no-deposición que previamente haya sufrido el material sedimentario.
Fig. 7 y 8 Al calcular las reservas por el método volumétrico, no tomamos en consideración los cambios de facies(diferencias de litologías y/o propiedades físicas de la roca, etc.).
La complejidad estructural que presentan algunos campos petroleros también tiene su cuota deresponsabilidad en la cuantificación errada de las reservas, un ejemplo de ello es el buzamiento de las fallas geológicas (inversas o normales), que enmascaran el hidrocarburo que se encuentra por debajo de dichas estructuras, definidas por un área particular donde uno de sus irregulares limites definirá el más exacto volumen total de roca. En otros casos, las estructuras complejas como intersección de fallas, variaciones en el buzamiento de las mismas, discordancias angulares y la definición de horizontes parcialmente erosionados, también generan errores considerables en la contabilidad total de hidrocarburos.
Fig. 9 Al calcular las reservas por el método volumétrico, no consideramos el hidrocarburo que
se encuentra por debajo de las fallas inversas (área en color azul).
Fig. 10 Al calcular las reservas por el método volumétrico, no consideramos el hidrocarburo que
se encuentra por debajo de las fallas normales (área en color azul celeste).
Fig. 11 Al calcular las reservas por el método volumétrico, no consideramos el hidrocarburo que
se encuentra por debajo de otras estructuras (área en color azul oscuro).
Por ahora, finalmente, un punto de atención importante es el que corresponde a las áreas donde existe coalescencia, producto del contacto discordante y en algunos casos angular, entre yacimientos de diferentes edades y características, que traen como consecuencia la posible comunicación de unidades de flujo con propiedades físicas, estratigráficas y sedimentológicas totalmente diferentes.
Fig. 12 Coalescencia entre unidades geológicas de edades y características diferentes producto de una discordancia angular; por ejemplo, Formación Misoa y El Mbro. Santa Bárbara de la Formación La Rosa.
Existen casos particulares donde la producción acumulada de un pozo es mayor a las reservas estimadas para el yacimiento en el que es productor, razón por la cual, es necesario definir, si es posible, la comunicación que existiera entre dos yacimientos diferentes. Peor es el caso en el que los pozos producen en comingled, pues no es posible cuantificar la producción asociada a cada yacimiento.
"La evolución constante del precio del petróleo eleva al primer plano del escenario mundial a cuatro países: Venezuela, Rusia, Arabia Saudita e Irán”.
Arabia Saudita, que históricamente ha sido el país con mayores reservas de hidrocarburos del mundo, con 261 mil millones de barriles, ahora escolta a Venezuela que tiene las reservas de hidrocarburos más grandes del mundo, con 315 mil millones de barriles de crudo. Según fuentes oficiales, Venezuela producirá en el año 2012, 5.847.000 barriles de crudo, desde los cerca de los 3,3 que se producen en la actualidad.
Conclusiones
No existe hoy en día una solución total, ni en algunos casos parcial a estos problemas, no obstante, la aplicación de nuevos y modernos software de modelaje y visualización, estudios sedimentológico, sismoestratigráficos, de atributos sísmicos, petrofísico, geoquímicos y petrográficos a detalle, y la aplicación de nuevas tecnologías en adquisición de información, fungen como herramientas imprescindibles con la que contamos hoy en día dentro de la industria petrolera mundial, con el propósito de sincerizar las reservas de hidrocarburos contenidas en rocas clásticas, actualizando los números que permitirán a futuro, tomar decisiones pertinentes y a tiempo de todo lo concerniente a la vida productiva de los campos.
Es posible que un a campaña agresiva de cuantificación de nuestras reservas nos lleve a entender muchos casos “inexplicables” de algunos campos repletados cuando su POES o GOES dice lo contrario; en otros caso, es probable que contabilicemos mas reservas de las que creíamos tener; en ambos casos seremos beneficiados, pues debemos tener claro que de nuestras reservas dependen las inversiones en planes de explotación y recuperación de petróleo y gas, y por ende, el futuro energético de de nuestros socios comerciales y mas aún, de nuestra noble patria.
Recomendaciones
Venezuela, mas que cualquier otro país, debe sincerizar sus reservas, pues la mayoría de nuestros yacimientos son en rocas clásticas, razón por la que debe ser prioritario para la nación, hacer un esfuerzo en cuanto a la actualización de los modelos geológicos de todos nuestros campos, utilizando tecnología de vanguardia, y tomando en consideración y con mucha responsabilidad y ética, la complejidad geológica del subsuelo, pues en el se encuentra depositado el futuro de las próximas generaciones de venezolanos.
Referencias:
IX Congreso Geologico Venezolano 2007
Autor:
Tomas Labrador
