Otoño de 2006

Yacimientos naturalmente fracturados

Avances en la investigación de terremotos

Petróleo pesado

Centros nacionales de datos

Oilfield Review

06-OR-003-S

El mundo aloja más de seis trillones de barriles de petróleo vis-coso, principalmente en areniscas de alta porosidad. En 40 años,con los índices actuales de agotamiento del petróleo convencional,todas las compañías petroleras serán compañías de petróleopesado. Por esta razón han surgido recientemente nuevos y nume-rosos métodos de producción para el petróleo viscoso. A menudo,estas tecnologías pueden ser utilizadas en forma simultánea o cui-dadosamente secuenciada para mejorar los beneficios económicosy los factores de recuperación.1 No obstante, estos procesos nuevosson tan complejos que debemos monitorearlos para “visualizar”qué está sucediendo en el subsuelo.

Los nuevos métodos de producción de uso comercial para lospetróleos viscosos incluyen el proceso de flujo de producción en frío(CP) hacia pozos horizontales, los pozos verticales que explotan elinflujo deliberado de arena (producción de petróleo pesado en fríocon arena, o CHOPS), el método de drenaje gravitacional asistidopor vapor (SAGD) y la estimulación cíclica por vapor utilizandopozos horizontales (HCS). Los procesos que se están probando en elcampo incluyen la estimulación por pulsos de presión, la combus-tión utilizando pozos horizontales, y el método de drenaje gravitacio-nal asistido por solvente o por vapor. El artículo “La importancia delpetróleo pesado,” página 38, describe las tecnologías actuales.

Debido a que las areniscas no consolidadas son débiles, elmétodo CHOPS produce cambios importantes—en realidad, mejo-ras—en las propiedades de los yacimientos, al igual que losprocesos de alta temperatura y alta presión. La extracción degrandes volúmenes de arena del yacimiento genera zonas de altapermeabilidad; la utilización de vapor conduce a un fenómeno decizalladura (corte) masiva, inducida termalmente, y produce ladilatación de las areniscas débiles; y las operaciones de inyecciónpor encima de la presión de fracturamiento quebranta las capasdelgadas de lutita y otras barreras. Para comprender y explotarestas mejoras del yacimiento se requieren datos de alta calidad.

Las zonas mejoradas son más porosas, permeables y compresi-bles, y esto contribuye a la eficiencia del proceso. La inyección devapor es mucho más efectiva si se han quebrantado o cizallado lasbarreras al flujo, y las altas compresibilidades pueden conducir aun mecanismo de empuje por recompactación, lo que es im por -tan te para los procesos termales cíclicos. Estos efectos delmejora miento sin lugar a dudas beneficiarán a las tecnologíasincipientes, tales como la combustión y la generación de pulsos depresión. El monitoreo integrado de los cambios producidos en losatributos sísmicos y eléctricos, la densidad y la deformación de lasformaciones nos permitirá cuantificar estas mejoras.

El mapeo de los cambios producidos en las propiedades con eltiempo nos permite rastrear los frentes de temperatura y presión,mapear las zonas de mejoramiento causadas por la producción dearena y comprender mejor los efectos de la cizalladura de las for-maciones, la dilatación y otros fenómenos. No obstante, centrarsesolamente en los pozos de observación convencionales y en losmétodos sísmicos de repetición (métodos sísmicos de lapsos detiempo) es demasiado limitado. Si se utilizan dos o más métodosde monitoreo, esos métodos se complementan entre sí, redu-ciendo la incertidumbre y los riesgos asociados con la toma dedecisiones. Hasta los ejercicios matemáticos complejos, talescomo la inversión de datos y el modelado de procesos de yaci-mientos combinados, se mejoran si se cuenta con varias bases dedatos complementarias.

Monitoreo de la producción de petróleo viscoso

A continuación se indican algunas posibilidades de monitoreoadicionales:

• Instalación de un arreglo de monitoreo microsísmico pararastrear los frentes de temperatura y presión. Los eventosmicrosísmicos dispersos pueden analizarse tomográfica-mente para vincular los cambios producidos en los atributossísmicos con los cambios en los esfuerzos y las presiones,como así también con las distorsiones volumétricas y poresfuerzos de corte.

• La medición de los atributos eléctricos permite el análisis delos cambios de saturación y temperatura. La instalación de unarreglo de electrodos 3D permanente permitirá la realizaciónde levantamientos regulares de impedancia eléctrica y el son-deo de frecuencia controlada.

• Un sistema de medición de la deformación que utiliza tecno-logía satelital (InSAR) con mediciones de superficie y depozo, permite el análisis de las distorsiones por esfuerzo decorte presentes en el yacimiento y de los cambios de volumen.

• Combinados con los datos de deformación, los métodos gravimétricos cuantifican la distribución de los cambios dedensidad, tales como los causados por el reemplazo del petróleo viscoso por una fase de vapor.

• Los pozos de observación con sensores múltiples pueden utili-zarse, quizás, con uniones de fibra de vidrio para permitir lainstalación de electrodos y sensores de presión y tempera-tura, acelerómetros y dispositivos para medir la deformación,tales como los extensómetros o los aros magnéticos para laadquisición de registros con cable.

El monitoreo de la producción también puede aprovechar losdesarrollos técnicos tales como los sensores instalados detrás delas tuberías de revestimiento de los pozos, los acelerómetros y lossensores de presión de alta temperatura, y los métodos mejoradosde inversión matemática.

Dado que la mayor parte del petróleo viscoso se encuentra a1,000 m [3,280 pies] de la superficie, los arreglos de monitoreopueden instalarse de manera relativamente económica, prove-yendo excelente resolución y alta precisión. El monitoreo ayudaráa esclarecer la física y la mecánica de las complejas tecnologíasnuevas de producción, ayudarán a controlarlas y contribuirán aperfeccionar los métodos de modelado matemático que utilizamospara realizar predicciones. El monitoreo nos proporciona los“ojos” que necesitamos para ver hacia dónde vamos y eso esmucho mejor que conducir a ciegas.

Maurice DusseaultProfesor de Ingeniería Geológica de la Universidad de Waterloo, en Ontario, Canadá

Maurice Dusseault dicta la cátedra de ingeniería geológica en la Universidadde Waterloo, en Ontario, Canadá. Es autor de unas 400 publicaciones sobreestabilidad de pozos, inyección profunda de desechos, producción de arena,monitoreo, comportamiento de los materiales, almacenamiento en cavernassalinas y otros temas de geomecánica. Maurice es asesor de empresas entemas relacionados con tecnologías de desarrollo y producción de petróleopesado, y fue Conferenciante Ilustre para la Sociedad de Ingenieros de Petró-leos en 2002 y 2003, visitando 28 Secciones de la SPE en 19 países. Obtuvo undoctorado en ingeniería civil de la Universidad de Alberta, Edmonton, Canadá.1

1

1. Dusseault MB: “Sequencing Technologies to Maximize Recovery,” artículoinvitado 2006-135, presentado en la 7a Conferencia Internacional del Petróleode Canadá, Calgary, 13 al 15 de junio de 2006.

Schlumberger

Oilfield Review4 La naturaleza de los yacimientos

naturalmente fracturados

Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocascon una permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento pro-ductivo, pero también pueden complicar la recuperación de loshidrocarburos en los yacimientos de alta permeabilidad. Esteartículo analiza los yacimientos naturalmente fracturados yexplica cómo la industria del petróleo y el gas maneja los desa-fíos que se plantean en términos de detección, caracterizacióny modelado de fracturas, y simulación de yacimientos.

26 Tecnologías de campos petroleros para la ciencia sísmica

Los geocientíficos de California, EUA, están construyendo unobservatorio subterráneo en la Falla de San Andrés para moni-torear con atención los sismos que se producen en el “campocercano” de la propagación de las ondas sísmicas. La tecnologíade campos petroleros desempeña un rol significativo en laconstrucción e instrumentación de este observatorio.

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Editor ejecutivo y editor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

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EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

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Otoño de 2006Volumen 18

Número 2

72 Colaboradores

76 Próximamente en Oilfield Review

77 Nuevas publicaciones

3

38 La importancia del petróleo pesado

Con la declinación de la producción de petróleos convenciona-les y la necesidad de restituir las reservas, las compañíaspetroleras están cada vez más interesadas en el petróleo pesado.Este artículo analiza las propiedades del petróleo pesado comofluido y los escenarios de producción potenciales, desde laexplotación por métodos mineros hasta la combustión en sitio.Algunos ejemplos de campo demuestran las técnicas para lacaracterización de los yacimientos de petróleo pesado, la deter-minación del mejor método de recuperación, la construcción yterminación de pozos y el monitoreo de la producción.

60 Nuevos adelantos en los centros nacionales de datos

En este mundo actual cada vez más competitivo, los adminis-tradores de recursos están utilizando sus activos de E&P paraatraer y facilitar la inversión. Los centros nacionales de datosayudan a los países a obtener el máximo valor de los recursosnaturales existentes y ofrecen servicios ampliados que pro-mueven la inversión en la industria petrolera y en otro tipo de industrias.

En la portada:

Los afloramientos permiten que los geólogos e ingenieros aprecien la verda-dera complejidad de los yacimientos dehidrocarburos fallados y fracturados.Esta falla es una extensión secundariade la falla de cabalgamiento McConnell,más grande, de varios cientos de km delargo y aproximadamente 40 a 60 km [25 a 37 millas] de desplazamiento. Eneste afloramiento carbonatado de edadDevónico, a lo largo de Canyon Creek, en el cordón frontal de las RocallosasCanadienses, la falla creó numerosasfracturas y un pliegue anticlinal pequeñoen la pared colgante del corrimiento.

Syed A. AliChevron Energy Technology Co.Houston, Texas, EUA

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaConsultor independienteNueva Delhi, India

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2006 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados

Tom BrattonDenver, Colorado, EUA

Dao Viet CanhNguyen Van QueCuu Long Joint Operating Company (JOC)Saigón, Vietnam

Nguyen V. DucVietSovPetroVung Tau City, Vietnam

Paul GillespieDavid HuntHydroBergen, Noruega

Bingjian LiAhmadi, Kuwait

Richard MarcinewSatyaki RayCalgary, Alberta, Canadá

Bernard MontaronDubai, Emiratos Árabes Unidos

Ron NelsonBroken N Consulting, IncorporatedCat Spring, Texas, EUA

David SchoderbekConocoPhillipsCalgary

Lars SonnelandStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Lee Conn, MI LLC, Houston; Phil Christie, JohnCook y Michael Williams, Cambridge, Inglaterra; AdamDonald y Omer Gurpinar, Denver, Colorado; Peter Kaufman,Pittsburgh, Pensilvania, EUA; y John Lassek, Sugar Land,Texas.BorTex, ClearFRAC, CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECLIPSE, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FormationMicroScanner, GeoFrame, geoVISION, MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), Petrel, RAB (Resistividad frente a la Barrena), Sonic Scanner, VariableDensity y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcasde Schlumberger.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la

producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos

yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción

declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o

agua. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y

productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está

dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y

modelarlos con suficiente certeza.

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarbu-ros son afectados de alguna manera por lasfracturas naturales, los efectos de las fracturas amenudo se conocen en forma imprecisa y engran medida se subestiman. En los yacimientoscarbonatados, las fracturas naturales ayudan agenerar porosidad secundaria y estimulan lacomunicación entre los compartimientos delyacimiento. No obstante, estos conductos de altapermeabilidad a veces entorpecen el flujo defluidos dentro de un yacimiento, conduciendo ala producción prematura de agua o gas yhaciendo que los esfuerzos de recuperaciónsecundaria resulten ineficaces. Las fracturasnaturales también están presentes en todo tipode yacimiento siliciclástico, lo que complica elaparentemente simple comportamiento de laproducción dominado por la matriz. Además, lasfracturas naturales constituyen el factor de pro-ducibilidad principal en una amplia gama deyacimientos menos convencionales, incluyendolos yacimientos de metano en capas de carbón(CBM), los yacimientos de gas de lutitas y losyacimientos de roca basamento y roca volcánica.Si bien las fracturas naturales desempeñan unrol menos importante en los yacimientos de altapermeabilidad y alta porosidad, tales como lasturbiditas, comúnmente forman barreras para elflujo, frustrando los intentos para calcular lasreservas recuperables y predecir la produccióncon el tiempo en forma precisa.

Ignorar la presencia de las fracturas no es unapráctica óptima de manejo de yacimientos; tardeo temprano, es imposible ignorar las fracturasporque el desempeño técnico y económico delyacimiento se degrada.1 El mayor riesgo queimplica la falta de una caracterización tempranade las facturas naturales es que tal omisión puedelimitar severamente las opciones de desarrollo decampos petroleros. Por ejemplo, una compañíaque no aprovecha las oportunidades para evaluarlas fracturas naturales durante la primera etapade desarrollo puede desperdiciar recursos en ope-raciones de perforación de pozos de rellenoinnecesarias. Es probable que los equipos a cargode los activos de las compañías nunca lleguen aextraer los hidrocarburos originalmente conside-rados recuperables porque, sin comprender elimpacto de las fracturas naturales sobre el com-portamiento de la producción, no habránpreparado adecuadamente el campo para la apli-cación de técnicas de recuperación secundaria.

Este artículo examina el impacto de lasfracturas naturales sobre los yacimientos dehidrocarburos, en las diferentes etapas de sudesarrollo. Se analiza la clasificación de las frac-turas naturales y los yacimientos naturalmentefracturados (NFR), junto con los factores queafectan el comportamiento de éstos últimos.Además, se describen los métodos utilizados enuna variedad de escalas, para identificar y carac-terizar las fracturas naturales y modelar la

Otoño de 2006 5

influencia de los sistemas de fracturas sobre laproducción. Ejemplos de todo el mundo ilustrandiferentes enfoques.

Fracturas naturales en el desarrollo de campos petrolerosLa investigación de las fracturas naturales debe-ría iniciarse durante la etapa de exploración. Losafloramientos en superficie correspondientes a lasección prospectiva o los análogos de yacimientospueden constituir la base de un cimiento litoló-gico, estructural y estratigráfico sobre el que losgeólogos podrán construir modelos conceptuales.Estos modelos a menudo comienzan con el cono-cimiento de los esfuerzos regionales (arriba).2 Elestado de los esfuerzos es importante en los yaci-

mientos NFR porque determina en gran medidasi las fracturas están abiertas para conducir losfluidos de yacimiento. Además, la magnitud ydirección de los esfuerzos horizontales desempe-ñan roles cruciales en el diseño de losfracturamientos hidráulicos; tratamientos queconstituyen el método de estimulación primariapara los yacimientos NFR.

Los levantamientos sísmicos de componentesmúltiples (3C), adquiridos en las primeras etapasdel desarrollo de los campos petroleros, arrojandatos importantes para la determinación de laanisotropía azimutal, lo que es esencial paracaracterizar las fracturas naturales y colocar lospozos en forma efectiva.3 Por ejemplo, el conoci-miento de la orientación general de los sistemas

de fracturas durante la planeación de los pozosaumenta significativamente la posibilidad de queun pozo intercepte fracturas.

1. Nelson RA: “Evaluating Fractured Reservoirs:Introduction,” Geologic Analysis of Naturally FracturedReservoirs, 2a ed Woburn, Massachusetts, EUA: GulfProfessional Publishing (2001): 1–2.

2. Para obtener más información sobre datos de esfuerzosde todo el mundo, consulte: http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/introduction/introduction_frame.html(Se accedió el 18 de mayo de 2006).

3. Kristiansen P, Gaiser J y Horne S: “How MulticomponentSeismic Can Be Used to Manage Fractured CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 93762, presentado en la14a Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas deMedio Oriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de2005.

>Mapa mundial de esfuerzos que muestra datos de esfuerzos compilados provenientes de diversas fuentes. En las regiones de petróleo y gas, las medicio -nes de pozos constituyen una fuente importante de información de esfuerzos locales actuales. Esta información básica se utiliza en el modelado para ayudara comprender las redes de fracturas presentes en los campos de todo el mundo. (Tomado del Proyecto de Mapa Mundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

Régimen

Falla de cabalgamiento

Falla directaDesplazamiento de rumbo

Desconocido

MétodoMecanismos focalesOvalizaciones por ruptura de la pared del pozoFracturas inducidas por la perforaciónMuestras de pared de pozoRestitución de tensiones (overcoring)Fracturas hidráulicasIndicadores geológicos

Los pozos nuevos plantean oportunidadespara recolectar datos geológicos, geofísicos ymecánicos adecuados a partir de diversas fuen-tes, incluyendo la información obtenida con losregistros de pozos, los levantamientos sísmicosde pozos, los dispositivos de muestreo y losnúcleos (coronas) de diámetro completo. Otrasfuentes de información valiosas que puedenobtenerse durante las primeras etapas del desa-rrollo de campos petroleros incluyen las pruebasde formación efectuadas a través de la columnade perforación, las pruebas de flujo inicial, y laspruebas de incremento y caída de presión. Lacorrecta evaluación del rol de las fracturas natu-rales puede traducirse en éxitos anticipados dedesarrollo de campos, estableciendo las basespara las etapas de desarrollo posteriores, inclu-yendo los proyectos de recuperación secundaria.

La información sobre las fracturas naturalestambién es importante en la etapa de construc-ción de pozos. Durante las operaciones dedisparos en condiciones de sobrebalance y decementación, las fracturas naturales abiertaspueden producir problemas de pérdida decirculación , pérdida de costosos fluidos de perfo-ración, y la pérdida potencial de pozos. Un costomenos obvio es el asociado con la reducción de laproductividad, que se produce cuando los fluidos de perforación y el cemento sellan las fracturasque alguna vez estuvieron abiertas y fueronpotencialmente productivas.4 El empleo de técni-cas de perforación en condiciones de bajobalance y la utilización de fluidos de perforacióno de cementación que producen menos daño, sonformas posibles de reducir los problemas de pér-dida de circulación y su daño asociado. Noobstante, en muchos casos, las opciones de losperforadores son más limitadas.

Cuando perforan yacimientos NFR debilitadosy agotados, rodeados de lutitas de baja permeabi-lidad o zonas sobrepresionadas, los perforadoresdeben mantener una cierta densidad del lodopara soportar la lutita o impedir que se produzcaun reventón desde la zona sobrepresionada. A tra-vés de los años, se han desarrollado técnicasinnovadoras para limitar el riesgo, el costo y eldaño causados por los problemas de pérdida decirculación. Éstas incluyen el calentamiento delfluido de perforación para alterar el estado de losesfuerzos alrededor del pozo; el tratamiento dellodo con materiales de pérdida de circulaciónespecial—tales como las fibras—cuando comien-zan a producirse pérdidas; el tratamiento previodel fluido de perforación con partículas de ciertosmateriales; y el cambio estratégico de los esfuer-zos presentes alrededor del pozo; por ejemplo,mediante la creación de fracturas.5

En algunos casos, las fracturas naturales sontan grandes que se requieren medidas drásticas.Por ejemplo, en ciertos yacimientos carbonata-dos NFR de Asia central, las pérdidas de fluidode perforación alcanzaron 80,000 barriles[12,712 m3] en intervalos largos de roca alta-mente fracturada y porosa. Las claves paraencarar problemas de pérdida de circulaciónserios y recurrentes son la planeación por pérdi-das potenciales, la definición del objetivo y ladisponibilidad de los equipos y materiales nece-sarios cuando suceden los problemas.6 Para lamitigación de los inconvenientes, es esencialcontar con un conocimiento detallado del sis-tema de fracturas.

Hoy en día, las herramientas MWD puedenmonitorear los parámetros de perforación críticosen tiempo real, permitiendo que los ingenieros deperforación reduzcan los problemas de pérdidade circulación. Además, la tecnología LWD, talcomo el servicio de generación de imágenesdurante la perforación geoVISION y la herra-mienta de Resistividad frente a la Barrena RAB,ayudan a identificar las fracturas naturales deinmediato después de perforar más allá de lasmismas.7 La incorporación de información sobrefracturas naturales y propiedades mecánicas delas rocas en los diseños de las operaciones decementación reduce el riesgo de abrir las fractu-ras naturales o de fracturar accidentalmente laformación, situaciones ambas que podrían causarpérdidas de circulación.

Una vez finalizada la etapa de construcción yevaluación de pozos, la atención se traslada aldiseño de un programa de terminación y estimu-lación de pozos para anular el daño causado porlas operaciones de perforación y cementación.Para la mayoría de los yacimientos NFR conmatrices de baja permeabilidad, se requierealguna forma de estimulación. El bombeo de flui-dos reactivos—acidificación, utilizando diversasformulaciones de ácido clorhídrico [HCl] o agen-tes quelantes—en las fracturas naturales es máscomún en los yacimientos carbonatados pararemover el daño producido en la región vecina alpozo y mejorar la conectividad y conductividaddel sistema.8 Durante la estimulación de lasrocas carbonatadas utilizando fluidos reactivos,las zonas con permeabilidades más altas común-mente admiten la mayor parte del fluido detratamiento y las zonas con permeabilidades másbajas quedan sin tratar. En consecuencia, laclave del éxito a la hora de acidificar los carbona-tos radica en controlar la divergencia, la pérdidade fluido y la velocidad de reacción.9

Los procedimientos convencionales incluyenmétodos de divergencia que se basan en el uso

partículas de ciertos materiales o en la viscosidadde los fluidos de tratamiento. Estos métodos dedivergencia utilizan sólidos para puentear y res-tringir el flujo hacia zonas altamente permeableso fracturadas. Por ejemplo, se bombea sal de rocao escamas de ácido benzoico en la zona de pérdidapara provocar la divergencia dentro de la forma-ción, y se emplean bolillas de obturación para ladivergencia mecánica desde el interior de lostubulares hacia los disparos. La divergenciabasada en la viscosidad utiliza fluidos energizadosy ácidos o fluidos gelificados con surfactantesviscoelásticos o polímeros para desviar el trata-miento y proveer control de pérdida de fluidodentro de la formación. No obstante, los polímeroshan producido daños en ciertos yacimientos, loque impulsó a las compañías de servicios a desa-rrollar nuevos fluidos a base de surfactantes. Porejemplo, el sistema de Ácido Divergente Viscoelás-tico VDA ha sido utilizado para estimular con éxitoyacimientos carbonatados fracturados de todo elmundo, incluyendo Kuwait, Arabia Saudita ,México y Kazajstán.10 Además, se ha desarrolladouna nueva técnica que utiliza ambas tecnolo-gías—divergencia basada en partículas fibrosas ydivergencia basada en la viscosidad de los flui-dos—para acidificar los yacimientos NFR.

Las fracturas naturales de los yacimientossiliciclásticos también se acidifican en ocasiones,utilizando habitualmente una combinación deHCl y ácido fluorhídrico [HF]. Alternativamente,el tratamiento de estimulación por fractu -ramiento hidráulico de los yacimientos NFRrequiere que la trayectoria de la fractura princi-pal se mantenga abierta con apuntalante yconductiva. El control de la tasa de pérdida defluido y la colocación efectiva del apuntalante,minimizando al mismo tiempo el daño producidoa la red de fracturas naturales, resultan críticospara el logro de operaciones de estimulación yproducción óptimas.

Las fracturas naturales pueden limitar signi-ficativamente la capacidad para colocar grandesvolúmenes de apuntalante dentro de una frac-tura creada hidráulicamente. Se utilizan diversastécnicas para limitar la dilatación de las fractu-ras naturales y las correspondientes pérdidas defluido durante el tratamiento por fracturamientohidráulico. Entre éstas se encuentran la reduc-ción de la presión neta de la fractura mediante elcontrol de la tasa de inyección del fluido de tra-tamiento o el uso de fluidos de baja viscosidad yla incorporación de partículas adecuadamenteclasificadas para puentear dinámicamente lasfisuras dilatadas, reduciendo así el volumen totalde pérdida de fluido. Además, el daño a la con-ductividad dentro de la fractura hidráulica

6 Oilfield Review

Otoño de 2006 7

creada y el sistema de fracturas naturales puedereducirse mediante la reducción del volumentotal de polímero uti li za do; por ejemplo, utili-zando geles de fracturamiento reticulados conbajo contenido de polímeros, incrementando lasrelaciones rompedor-polímero a través delempleo de rompedores encapsulados, o reempla-zando el fluido de fracturamiento polimérico porsistemas de fluidos surfactantes viscoelásticosque no producen daño, tales como el fluido defracturamiento libre de polímeros ClearFRAC.11

Si bien el volumen ocupado por las fracturastípicas—abiertas o rellenas de minerales—den-tro de una matriz vasta suele ser relativamenteminúsculo, la capacidad de las fracturas paraincidir significativamente en el comportamientodel flujo de fluidos en los yacimientos de hidro-carburos es enorme. No es sorprendente que unode los principales desafíos con que se enfrentanlos especialistas en yacimientos es cómo simularcorrectamente los efectos de las fracturas sobreel comportamiento de los yacimientos. La com-prensión de estos yacimientos requiere laadquisición y el análisis de un vasto volumen dedatos y, normalmente, comienza con una carac-terización detallada, pie por pie, de los sistemasde fracturas y matriz. Lo que debe compren-derse es la interacción entre estos dos sistemasmientras cambian las propiedades del yaci-miento con el desarrollo de las operaciones deproducción o inyección. Conforme continúa eldesarrollo del campo, otros datos—por ejemplo,datos de pruebas de pozos, datos de produccióny datos sísmicos pasivos y adquiridos con la téc-nica de repetición—ayudan a validar y mejorarlos modelos de yacimientos.

La estrategia que utiliza una compañía paraobtener el potencial de recuperación y produc-ción de un campo petrolero se entrelaza con unmodelo y un proceso de simulación NFR en cons-tante evolución y se orienta cada vez más segúnlos mismos. Durante la etapa de producción pri-maria, los cambios producidos en la presión deyacimiento y, en consecuencia el esfuerzo efec-tivo, alteran el flujo de fluidos dentro de lasredes de fracturas.12 La irrupción de agua o gases la implicancia negativa más común de lasfracturas conductivas en la etapa de producciónprimaria. Además de sumar costos de produc-ción y eliminación de agua, la producción deagua de alta movilidad deja atrás volúmenes sus-tanciales de petróleo de baja movilidad. Por otraparte, la producción prematura de gas puedeprivar de su energía a un yacimiento, dañar lasbombas de fondo de pozo y complicar el trata-miento en superficie de los fluidos de yacimientoproducidos.

Las técnicas de recuperación secundaria queutilizan métodos de inyección de fluidos tam-bién modifican la presión del campo y sudinámica de esfuerzos efectivos y, por lo tanto,alteran la conductividad de las fracturas con res-pecto al flujo de fluidos. En esta etapa deldesarrollo del campo, los equipos a cargo de losactivos de las compañías deberían estar familia-rizados con el rol que desempeñan las fracturasnaturales en el movimiento de los fluidos engran escala. Idealmente, las estrategias de pro-ducción y recuperación secundaria—esquemasy espaciamientos de pozos y selección de zonasde inyección y producción—deberían reflejar elnivel de influencia que poseen las fracturasnaturales sobre el barrido de hidrocarburos,determinado por el proceso de simulación.

Clasificación de las fracturasA la hora de desarrollar y modelar los yacimien-tos fracturados, la capacidad de comprender ypredecir las características de los sistemas defracturas y fallas es esencial.13 La complejidad de

los sistemas de fracturas naturales se capta enlos métodos descriptivos, genéticos y geométricosque los geocientíficos emplean para clasificar lasfracturas naturales. El conocimiento de los tiposde fracturas mejora la simulación del flujo defluidos a través de las fracturas, porque los diver-sos tipos de fracturas conducen el fluido enforma diferente.

Para apreciar los esquemas de clasificacióncomunes, se necesita un conocimiento básico decómo se desarrollan las fracturas naturales. Noobstante, para adquirir ese conocimiento serequiere algo más que la amplia observación delas fracturas naturales; es necesario vincularesas observaciones con datos de experimentosde laboratorio controlados.14 En el laboratorio,los tipos de fracturas se dividen en dos gruposrelacionados con su modo de formación: las frac-turas por esfuerzo de corte (cizalladura) que seforman con la cizalladura paralela a la fracturacreada y las fracturas por esfuerzos de tracciónque se forman con una tracción perpendicular ala fractura creada.

4. Ehlig-Economides CA, Taha M, Marin HD, Novoa E ySánchez O: “Drilling and Completion Strategies inNaturally Fractured Reservoirs,” artículo de la SPE59057, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 1 al 3 de febrero de 2000.

5. Aston MS, Alberty MW, McLean MR, de Jong HJ yArmagost K: “Drilling Fluids for Wellbore Strengthening,”artículo de las IADC/SPE 87130, presentado en laConferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.Morita N, Black AD y Guh G-F: “Theory of LostCirculation Pressure,” artículo de la SPE 20409,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al 26 de septiembre de 1990.

6. Ivan C, Burton J y Bloys B: “How Can We Best ManageLost Circulation?” artículo AADE-03-NTCE-38,presentado en la Conferencia Nacional de Tecnología de la AADE “Practical Solutions for Drilling Challenges,”Houston, 1° al 3 de abril de 2003.

7. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 24–39.Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos baseaceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):2–27.Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, BornemannT, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Inviernode 2001): 64–84.

8. Al-Anzi E, Al-Mutawa A, Nasr-El-Din H, Alvarado O,Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F,Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D:“Reacciones positivas en la estimulación de yacimientoscarbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 30–47.

9. La divergencia es una técnica utilizada en lostratamientos de estimulación para asegurar ladistribución uniforme del fluido de tratamiento a lo largodel intervalo de tratamiento. Los fluidos inyectadostienden a seguir la trayectoria de menor resistencia, tal

como una fractura natural abierta, lo que puedeconducir posiblemente a que las áreas menospermeables reciban un tratamiento inadecuado.Mediante la utilización de algún medio de divergencia, eltratamiento puede enfocarse en las áreas que más lorequieran. Para resultar efectivo, el efecto de ladivergencia debe ser temporario para permitir larestauración completa de la productividad del pozocuando el tratamiento está completo.

10. Al-Anzi et al, referencia 8.Albuquerque MAP, Ledergerber AG, Smith CL y Saxon A:“Use of Novel Acid System Improves Zonal Coverage ofStimulation Treatments in Tengiz Field,” artículo de laSPE 98221, presentado en el Simposio y ExhibiciónInternacional de la SPE sobre Control de Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 15 al 17 de febrerode 2006.

11. Samuel M, Polson D, Graham D, Kordziel W, Waite T,Waters G, Vinod PS, Fu D y Downey R: “ViscoelasticSurfactant Fracturing Fluids: Applications in Low-Permeability Reservoirs,” artículo de la SPE 60322,presentado en el Simposio y Exhibición Regional deYacimientos de Baja Permeabilidad de la Sección de lasMontañas Rocallosas de la SPE, Denver, 12 al 15 demarzo de 2000.Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluid forHydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de octubrede 1997.Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

12. Lorenz JC: “Stress-Sensitive Reservoirs,” artículo de laSPE 50977, Journal of Petroleum Technology 51, no. 1(Enero de 1999): 61–63.

13. http://www.naturalfractures.com/ (Se accedió el 20 de abrilde 2006).

14. Stearns DW y Friedman M: “Reservoirs in FracturedRock,” en King RE (ed): Stratigraphic Oil and GasFields—Classification, Exploration Methods and CaseHistories, American Association of PetroleumGeologists, Memoria 16. Tulsa: AAPG (1972): 82–106.

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0 120 240 360

Imagen FMI estáticaResistiva Conductiva

Orientación Norte0 120 240 360

Imagen FMI dinámicaEchado verdadero de

la estratificaciónResistivaPr

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Conductiva

Orientación Norte

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Grados0 90

mm125 375

125 375

ºAPI

Rayos gamma

Tamaño dela barrena

Calibrador 2

mm

Calibrador 1

Diámetrointerno del pozo

Grados0 90

Echado verdaderode la fractura

Grados0 90

En el laboratorio, las fracturas por esfuerzode corte y las fracturas de tracción se forman conuna orientación que se relaciona con las tresdirecciones de esfuerzos principales; a saber, elesfuerzo de compresión principal máximo, σ1, elesfuerzo de compresión principal mínimo, σ3, yel esfuerzo intermedio, σ2 (arriba). Las fracturaspor esfuerzo de corte se crean bajo un altoesfuerzo diferencial y en pares conjugados, for-mando un ángulo agudo con σ1. Las fracturas detracción, término que a veces se utiliza en formaindistinta con el término fracturas de extensión,se forman perpendiculares a σ3 y bajo esfuerzosdiferenciales relativamente bajos, cuando elvalor de σ3, después del ajuste por la presión deporo—el esfuerzo efectivo local—resulta detracción. En el laboratorio, es común observar lacreación de fracturas de tracción durante losexperimentos de compresión, a presiones deconfinamiento bajas y en asociación con el desa-rrollo de fracturas por esfuerzo de corte.15

Las fracturas por esfuerzo de corte y lasfracturas de tracción descriptas a partir de expe-rimentos de laboratorio poseen contrapartesnetas que existen naturalmente; las fracturas poresfuerzo de corte corresponden a fallas, mientrasque las fracturas de tracción corresponden agrietas.16 Esta distinción de índole mecánicaconstituye una forma útil de clasificar las fractu-ras. Las fallas se forman en su mayor partedurante la ocurrencia de episodios tectónicossignificativos, cuando el esfuerzo diferencial esalto. Las fallas tectónicas se forman habitual-mente a lo largo de una amplia gama de escalas,con desplazamientos que varían desde milíme-

tros hasta kilómetros. Las imágenes sísmicasgeneralmente permiten la detección de las fallasmás grandes, mientras que se requieren datos depozos para identificar y caracterizar las fallasmás pequeñas. Las fallas tectónicas típicamenteatraviesan la estratigrafía sin impedimentos y, enconsecuencia, se conocen como fallas no limita-das por estratos.

Las grietas, o fracturas que no exhiben undesplazamiento visible, se forman en sentidoperpendicular a la estratificación y pueden ser ono limitadas por estratos. Las grietas limitadaspor estratos terminan en las superficies deestratificación y a menudo desarrollan un espa-

8 Oilfield Review

> Ejemplo de fracturas no sistemáticas de bajo ángulo en lutitas. Las imágenes obtenidas con la herra -mienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI muestran claramente tantoel fracturamiento (sinusoides azules en el Carril 3 y flechas en el Carril 4) como la estratificación de laformación (sinusoides verdes y flechas). El Carril 1 muestra los datos del calibrador, de orientación delpozo y de rayos gamma. Los Carriles 2 y 3 muestran las imágenes FMI estáticas y dinámicas, respec ti -va mente. Las flechas correspondientes al echado se presentan en el Carril 4.

> Los esfuerzos principales y la creación de lasfracturas. El diagrama muestra las direccionesde los tres esfuerzos principales—el esfuerzode compresión principal máximo, σ1, el esfuerzode compresión principal mínimo, σ3, y el esfuerzointermedio, σ2. También se indica el fractura -mien to resultante. Las fracturas por esfuerzo detracción (verde) se forman paralelas a σ1 y σ2. Elángulo agudo que se forma entre dos fracturaspor esfuerzo de corte (rojo) se denomina ánguloconjugado. El ángulo que se forma entre la frac -tura por esfuerzo de corte y σ1 se denominaángulo diedro. Entre la fractura por esfuerzo decorte y σ3, se forma un ángulo obtuso, mientrasque las fracturas por esfuerzo de corte sonparalelas a σ2.

pulgadas0

0 1

1

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Otoño de 2006 9

ciamiento regular y forman redes conectadasbien organizadas en una vista en planta. Común-mente, existe una serie larga y continua degrietas, que se conocen como grietas sistemáti-cas, unidas por un arreglo perpendicular degrietas transversales que rematan las grietas sis-temáticas.17 Las grietas no limitadas por estratostienen lugar en una amplia gama de escalas y seagrupan espacialmente.18

El origen de las grietas es a menudo difícil dedeterminar, pero se sabe a partir de la mecánicade las rocas que se forman con un valor efectivode σ3 bajo. El esfuerzo de tracción verdadero seproduce a profundidades someras, de maneraque algunas grietas se desarrollan cerca de lasuperficie. No obstante, en las profundidades delos yacimientos, las grietas probablemente se for-man sólo bajo condiciones de presión de fluidoelevada, proceso similar al del fracturamientohidráulico durante la estimulación de pozos.

Dado que las grietas no involucran un despla-zamiento que desplace la estratificación, nopueden ser observadas en forma directa en lasimágenes sísmicas pero pueden ser localizadas ycaracterizadas mediante datos de registros depozos e imágenes de la pared del pozo (páginaanterior, abajo). Si bien para un geólogo es relati-vamente simple distinguir las fallas de las grietasen un afloramiento, esta distinción es a menudomenos clara si se utilizan datos del subsuelo, yaque probablemente no puedan resolverse los des-plazamientos estratigráficos. Es probable,entonces, que los geólogos tengan que basarse enuna diversidad de criterios, tales como el rellenode las fracturas, su orientación y distribuciónespacial, para determinar si las fracturas de un

conjunto dado corresponden a fallas o a grietas.Puede ser necesario, en esos casos, desarrollarun sistema de clasificación pragmático, basadoen las propiedades observadas de las fracturas.

Otros tipos de fracturas son creados por meca-nismos de reducción de volumen que tienen lugaren la roca, y no a partir de fuerzas externas. Éstasincluyen grietas de disecación, fracturas forma-das por sinéresis, fracturas por contraccióntermal y fracturas por cambios de fases mine -rales. De éstas, las fracturas por sinéresis ofracturas tipo tela de gallinero, y las fracturas porcambios de fases minerales en los carbonatos, sonlas de mayor importancia en la producción depetróleo y gas. Las fracturas por sinéresis se for-man a través de un proceso químico que provocadeshidratación y, en consecuencia, una reduccióndel volumen.

Las rocas carbonatadas se disuelven fácil-mente en agua dulce o en fluidos agresivos y ladisolución se concentra a menudo para formarcavernas o vacuolas. La porosidad resultante sedenomina cárstica y es importante en muchosyacimientos carbonatados fracturados. Losmapas de porosidad cárstica a menudo muestranque la porosidad se encuentra más intensa-mente mejorada a lo largo de los planos defracturas preexistentes, por lo que el esclareci-miento del sistema de fracturas subyacente amenudo puede ayudar a comprender los siste-mas cársticos.

Dado que los carbonatos se disuelven enforma relativamente fácil bajo presión, tienden aformar estilolitas—superficies irregulares deresiduos insolubles—que se desarrollan en sen-tido perpendicular a σ1. Las estilolitas puedenproducir la reducción de la permeabilidad local,o alternativamente, pueden facilitar el incre-mento subsiguiente de la disolución y de lapermeabilidad. Las grietas de tracción, o el frac-turamiento asociado con las estilolitas, soncomunes (arriba).19 Si bien las grietas de trac-ción pueden contribuir a la permeabilidadmedida en el núcleo, su impacto subterráneosobre la producibilidad del yacimiento se consi-dera mínimo.

Un sistema de clasificación genético examinacómo las fracturas se relacionan con la formacióny la estructura en la que se encuentran localiza-das. La creación de fracturas endógenas estárelacionada con los esfuerzos presentes durante lasedimentación, por ejemplo la formación de dia-clasas en carbones. Las fracturas exógenas seforman después de la sedimentación y la litifica-ción, usualmente a partir de los esfuerzostectónicos generados por el desarrollo de plieguesy fallas. Una vez que los sistemas de fracturasnaturales han sido clasificados tanto desde elpunto de vista geológico como de ingeniería, elpróximo paso consiste en investigar su impactosobre el yacimiento.

15. Engelder T: Stress Regimes in the Lithosphere. Princeton,Nueva Jersey, EUA: Princeton University Press (1993):24–25.

16. Pollard DD y Aydin AA: “Progress in UnderstandingJointing over the Past Century,” Geological Society ofAmerica Bulletin 100, no. 8 (1988): 1181–1204.

17. Gross MR: “The Origin and Spacing of Cross Joints:Examples from the Monterrey Formation, Santa BarbaraCoastline, California, Journal of Structural Geology 15,no. 6 (Junio de 1993): 737–751.

18. Odling NE, Gillespie P, Bourgnie B, Castaing C, Chilés J-P,Christensen NP, Fillion E, Genter A, Olsen C, Thrane L,Trice R, Aarseth E, Walsh JJ y Watterson J: “Variations inFracture System Geometry and Their Implications forFluid Flow in Fractured Hydrocarbon Reservoirs,”Petroleum Geoscientist 5, no. 4 (Noviembre de 1999):373–384.

19. Las estilolitas son superficies entrelazadas serradas,onduladas o dentadas, que se encuentran máscomúnmente en rocas carbonatadas y ricas en cuarzo,que contienen residuos insolubles concentrados talescomo los minerales de arcilla y los óxidos de hierro. Secree que las estilolitas se forman por disolución bajopresión, un proceso de disolución que reduce el espacioentre los poros bajo presión durante la diagénesis.Para obtener más información sobre las estilolitas,consulte: Nelson, referencia 1: 163–185.

> Sección transversal de una estilolita. Las estilolitas son rasgos diagené -ticos que se encuentran comúnmente en rocas carbonatadas de baja per -meabilidad. Se forman como superficies irregulares entre dos capas y engeneral se consideran el resultado de un proceso de disolución bajo presión,bajo un estado de esfuerzo diferencial. Las estilolitas normalmente inhibenel flujo de fluidos en el subsuelo, pero a menudo se asocian con fracturaspequeñas denominadas grietas de tracción, que a veces parecen permea -bles en las pruebas de núcleos.

Clasificación de los yacimientos fracturadosLa mayoría de los yacimientos, si no todos, con-tienen fracturas. El grado en que las fracturasinciden en el flujo de fluidos a través de unyacimiento es lo que debería dictar el nivel derecursos necesarios para identificar, caracteri-zar y modelar las fracturas. Los efectos de lasfracturas pueden cambiar a lo largo de la vidaproductiva del yacimiento como las presiones ylos tipos de fluidos cambian durante las etapasde recuperación primaria y secundaria. Por otraparte, las fracturas no siempre conducen fluido;a menudo constituyen barreras para el fluido.Los yacimientos fracturados se clasifican enbase a la interacción existente entre las contri-buciones de porosidad y permeabilidad relativastanto del sistema de fracturas como del sistemade matriz (arriba).20

En los yacimientos de Tipo 1, las fracturasproveen tanto los elementos de porosidad comolos elementos de permeabilidad. Los yacimientosde Tipo 2 poseen baja porosidad y baja permea -bilidad en la matriz y las fracturas proveen la

permeabilidad esencial para la productividad. Losyacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad ypueden producir sin fracturas, de manera que lasfracturas en estos yacimientos proveen permeabi-lidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseenalta porosidad y permeabilidad matricial, demanera que las fracturas abiertas pueden mejorarla permeabilidad, pero las fracturas naturales amenudo complican el flujo de fluidos en estosyacimientos a través de la formación de barreras.Las fracturas no suman porosidad y permeabilidadadicional significativa a los yacimientos de Tipo 4,sino que, por el contrario, suelen cons tituir barre-ras para el flujo. Otra clase de yacimientos, los deTipo G, ha sido creada para los yacimientos de gasfracturados no convencionales, tales como losyacimientos CBM, y para los yacimientos de gas-condensado fracturados. La mayoría de losyacimientos de Tipo G corresponden o se aproxi-man a la clasificación de Tipo 2.

Para que la clasificación NFR resulte válida,se debe conocer tanto el sistema de fracturasnaturales como el sistema de matriz de un yaci-

miento, además de la compleja interacción deflujo entre esos sistemas. Muchos son los factoresque afectan el flujo de fluidos en un yacimientoNFR, incluyendo la orientación de los esfuerzos,las direcciones de las fracturas naturales, si lasfracturas están rellenas de minerales o son abier-tas, las propiedades y fases de los fluidos deyacimientos, y la historia de producción e inyec-ción del campo. Si bien muchos de estos factoresno pueden ser controlados, algunos problemaspueden mitigarse. Por lo tanto, las estrategias dedesarrollo de campos petroleros pueden ajustarsea los sistemas de fracturas naturales para optimi-zar la producción y la recuperación. Cuanto antesse adquiera este conocimiento, más preparadosestarán los equipos a cargo de los activos de lascompañías para tomar decisiones importantesrelacionadas con el manejo de campos petrolerosen las primeras etapas de su desarrollo.

Evaluación de fracturas y camposExisten muchas formas de caracterizar las fractu-ras naturales y evaluar su rol en la explotación deyacimientos. Los métodos dinámicos buscancaracterizar los efectos de las fracturas por mediode la medición o la descripción directa del movi-miento de los fluidos a través de las fracturas y lamatriz. Estos métodos dinámicos incluyen laspruebas de presión transitoria en el intervalo deescala intermedia, que proveen informaciónsobre las fracturas y el flujo relacionado con lasmismas, y estimaciones de la conductividad de lasfracturas.21 Estas pruebas pueden obtenerse conel Probador Modular de la Dinámica de la Forma-ción MDT. Otro método dinámico de escalaintermedia a grande utiliza trazadores inyectadosy análisis de la composición del agua para deter-minar la comunicación directa atribuida a lasfracturas, entre zonas y entre pozos.

Los métodos geométricos miden los atributosespecíficos para identificar y caracterizar lasfracturas naturales y evaluar su impacto poten-cial sobre la producción o la inyección. Si bienlas mediciones tradicionales obtenidas de losregistros—tales como el calibrador y el registrode micro-resistividad—pueden aludir a la pre-sencia de las fracturas naturales, en general noson cuantitativas. Hoy en día, existen varias tec-nologías para encarar los yacimientos NFR. Lastécnicas más comunes de evaluación de fractu-ras de pequeña escala, basadas en registros,utilizan tecnologías de generación de imágenesde la pared del pozo ultrasónicas y de resistivi-dad, que pueden ser desplegadas mediantemétodos con cable o LWD.

10 Oilfield Review

Perm

eabi

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Porosidad total, %

Influencia creciente de las fracturas naturales(influencia decreciente de la matriz)

Permeabilidadde matriz 100%

Permeabilidad defractura 100%

Porosidad dematriz 100%

Porosidad defractura 100%

Tipo 3

Tipo M(sólo

matriz)

Tipo 2Tipo 1

Tipo 4

Tipo G

> Sistema de clasificación de yacimientos naturalmente fracturados. Los yaci -mientos de Tipo 1, en los que las fracturas proveen tanto la porosidad primariacomo la permeabilidad primaria, habitualmente poseen áreas de drenaje gran -des por pozo y requieren menos pozos para su desarrollo. Estos yacimientosmuestran regímenes de producción iniciales altos pero también están sujetosa rápida declinación de la producción, irrupción temprana de agua y dificul -tades en la determinación de las reservas. Los yacimientos de Tipo 2 puedentener regímenes de producción iniciales sorprendentemente buenos, para unamatriz de baja permeabilidad, pero pueden presentar dificultades durante larecuperación secundaria si la comunicación existente entre la fractura y lamatriz es pobre. Los yacimientos de Tipo 3 son habitualmente más continuos y poseen regímenes de producción sostenidos buenos, pero pueden exhibirrelaciones complejas de permeabilidad direccional, generando dificultadesdurante la fase de recuperación secundaria. Los yacimientos de Tipo M po -seen cualidades impresionantes en lo que respecta a la matriz pero a vecesse encuentran compartimentalizados, lo que hace que su desempeño seainferior a las estimaciones de producibilidad iniciales y que la efectividad de lafase de recuperación secundaria sea variable dentro del mismo campo. En losyacimientos de Tipo 4 la permeabilidad se graficaría próxima al origen porquela contribución de las fracturas a la permeabilidad en dichos yacimientos esnegativa. (Adaptado a partir de Nelson, referencia 1:102).

Otoño de 2006 11

Si bien la resolución de las herramientaseléctricas de generación de imágenes de la pareddel pozo operadas con cable es excepcional, laforma más detallada de evaluar los yacimientosNFR es mediante la adquisición de núcleos dediámetro completo en los intervalos de interés.22

El acceso a núcleos de diámetro completo per-mite a los geólogos y petrofísicos examinar laspropiedades específicas que inciden en la capaci-dad de conducción de fluidos de una fractura;por ejemplo, la presencia de materiales derelleno. Otra aplicación extremadamente valiosade los datos de núcleos es que proveen una “ver-dad en tierra firme” a partir de la cual se puedencalibrar otros métodos de análisis de fracturas.No obstante, la extracción de núcleos de diáme-

tro completo puede ser onerosa y la recuperaciónde núcleos pobres puede constituir un problemaen las rocas intensamente fracturadas. Además,las fracturas inducidas por la extracción denúcleos pueden resultar difíciles de distinguir de

las fracturas naturales no mineralizadas.23 Apesar de las dificultades, actualmente existenformas innovadoras de caracterizar los yacimien-tos NFR, utilizando tecnologías y técnicas deprocesamiento de avanzada.

Las rocas fracturadas del basamento graníticode la Cuenca de Cuu Long, situada en el áreamarina de Vietnam, corresponden en su mayorparte a yacimientos de Tipo 1; tanto la porosidadcomo la permeabilidad de las rocas del basa-mento son provistas por las fracturas naturales(izquierda).24 No obstante, en las zonas fractura-das que rodean a las fallas, se ha documentado lapresencia de porosidad secundaria porque losfluidos hidrotermales disuelven los feldespatos enla matriz. El resultado es un yacimiento NFRhíbrido de Tipo 2/Tipo1.

Desde la primera producción a comienzos dela década de 1990, los métodos comunes demedición de la permeabilidad—la propiedadque más intimida indagar en estos yacimientosde basamento fracturado—incluían la ejecuciónde pruebas de pozos o la adquisición y las prue-bas de núcleos. El análisis de pruebas de pozosde los yacimientos fracturados requiere numero-sos supuestos que pueden conducir a errores,mientras que el análisis de núcleos es habitual-mente pesimista porque los intervalosprospectivos más intensamente fracturados nose recuperan ni analizan.

Si bien los yacimientos de Cuu Long dependenexclusivamente de las fracturas para producir, suproductividad puede ser sorprendente—algunospozos individuales pueden producir más de 20,000bbl/d [3,180 m3/d] de petróleo. Una serie de epi-sodios geológicos, incluyendo una fase extensivadurante la etapa de rifting, que creó la cuenca,seguidos de dos fases de compresión importantes,condujeron a la formación de una compleja peroprolífica red de fracturas naturales que puededividirse en tres clases de fracturas; fracturasmarginales mejoradas por disolución y no mejo-

23. Lorenz JC, Warpinski NR y Teufel LW: “Natural FractureCharacteristics and Effects,” The Leading Edge 15, no. 8(Agosto de 1996): 909–911.

24. Li B, Guttormsen J, Hoi TV y Duc NV: “CharacterizingPermeability for the Fractured Basement Reservoirs,”artículo de la SPE 88478, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas de la Región delPacífico Asiático de la SPE, Perth, Australia, 18 al 20 deoctubre de 2004.

20. Nelson, referencia 1: 101–124.21. Jackson RR, Xian C, Carnegie A, Gauthier P y Brooks AD:

“Application of Interval Pressure Transient Testing withDownhole Fluid Analysis for Characterising PermeabilityDistributions, In-Situ Flow Fractions and Water Cut,”artículo de la SPE 92208, presentado en la ConferenciaInternacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México, 7al 9 de noviembre de 2004.

22. Lorenz JC y Hill R: “Measurement and Analysis ofFractures in Core,” en Schmoker JW, Coalson EB yBrown CA (eds): Geophysical Studies Relevant toHorizontal Drilling: Examples from North America.Denver: Asociación de Geólogos de la Región de lasMontañas Rocallosas (1994): 47–57.

> Localización de la Cuenca de Cuu Long, en el área marina de Vietnam. Las aglomeraciones de frac -turas presentes en un afloramiento granítico a lo largo de la Playa Long Hai, en Vietnam, constituyenun análogo marino del campo (fotografía). Las aglomeraciones de fracturas se disponen en sentidoparalelo de la playa, a lo largo de unos 300 a 400 m [984 a 1,312 pies]. La relativa falta de datos de es fuer -zos publicados hace que sea aún más importante adquirir datos de esfuerzos útiles cuando resultaposible (extremo inferior derecho). (El inserto del mapa de esfuerzos proviene del Proyecto de MapaMundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

2000 millas

0 200km

Hanoi

Da Nang

Ciudad deHo Chi Minh

Cuenca de Cuu Long

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Vietnam

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0.1 1,000mD

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0.1 1,000mD

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0.1 1,000mD

0.1 1,000mD

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9mD

Permeabilidad

Permeabilidad

Permeabilidadde fractura

radas, fracturas con paredes rectas y fracturasdiscretas (arriba).25

Cuando no está rellena con arcillas, calcita yzeolitas, la red de fracturas marginales forma losconductos principales para la transmisión defluidos y provee un importante volumen de alma-cenamiento para los yacimientos de basamentofracturado.26 Algunas de las fracturas marginalesson enormes y llegan a medir más de 1.5 m [4.9 pies] de ancho. Por otra parte, la mayoría delas fracturas discretas son relativamente cortas,terminan en las fracturas marginales, aportan lamayor parte de la capacidad de almacenamientoa las redes marginales, y mantienen aperturasque oscilan en su mayor parte entre 0.01 y 0.1 mm[0.0004 y 0.004 pulgadas].

En los campos de la Cuenca de Cuu Long, lapermeabilidad es el factor que controla la pro -ductividad de los pozos. Utilizando datos deimágenes FMI, los geocientíficos de Schlumberger,

Cuu Long Joint Operating Company (JOC) yVietSovPetro desarrollaron un método para cal-cular en forma consistente la permeabilidad delos yacimientos y calibrarla con el análisis denúcleos, los resultados de las pruebas de pozos ylos datos de los registros de producción. En pri-mer lugar, se evalúa la interconectividad de lasfracturas utilizando los datos de las imágenes y laherramienta de clasificación de texturas BorTexen la plataforma integrada del sistema decaracterización de yacimientos GeoFrame deSchlumberger. Este procesamiento básicamentemapea las anomalías conductivas presentes en lamatriz de granito resistivo en la imagen de lapared del pozo y computa un indicador de per-meabilidad relativa (RPI).

En otro paso de procesamiento, se calculan lasaperturas y la densidad de las fracturas para lasfracturas picadas manualmente en las imágenesde resistividad FMI.27 Estas salidas, junto con una

constante de calibración, se utilizan para calcularla permeabilidad de las fracturas (kf). En los yaci-mientos de Tipo 1, el valor de kf debería ser iguala la permeabilidad del yacimiento (kr) para elmismo volumen investigado. El RPI luego puedeescalarse para obtener kr con el fin de proveeruna evaluación continua de la permeabilidad. Seutilizó la cantidad limitada de núcleo extraído enuna zona de permeabilidad relativamente bajapara calibrar kr (abajo).

Esta técnica de interpretación basada enimágenes ha demostrado ser exitosa en numero-sos pozos de la Cuenca de Cuu Long. Por ejemplo,en un pozo, 300 m [984 pies] de la roca del basa-mento granítico fueron penetrados a una profun-didad superior de aproximadamente 3,900 m[12,800 pies]. Se adquirieron registros en aguje-ro descubierto junto con las imágenes FMI y sólo3 m [9.8 pies] de núcleo de diámetro completo.

12 Oilfield Review

> Calibración y validación de la permeabilidad delyacimiento (kr) utilizando 3 m de datos de núcleos(izquierda). La sección del registro de permea bi li -dad computada de la derecha muestra las zonasde alta permeabilidad (amarillo) que contribu ye -ron al flujo durante la adquisición de registros deproducción y las pruebas de pozos. Estas zonasexhibían una permeabilidad promedio de 69 mDen base a las pruebas de pozos. El valor de krcomputado continuo, en los mismos intervalos,promedió 92 mD.

> Sistema de clasificación de fracturas utilizado en la Cuenca de Cuu Long. La imagen FMI (izquierda)muestra los dos tipos de fracturas principales. Se describen las relaciones de los sistemas de flujo delas fracturas correspondiente a cada tipo, para el sistema de fracturas discretas (extremo superiorderecho) y para el sistema mejorado por disolución (extremo inferior derecho).

X,Y84

Relaciones de los sistemasde flujo de fracturas

Sistema de fracturas discretas(secundario)•Tectónica solamente•Baja permeabilidad•Longitud corta•Altura corta•Apertura fina—sujeta al esfuerzo principal•Trayectorias de flujo altamente tortuosas•Conductos para producción secundaria

(se comportan como un sistema deporosidad matricial)X,Y85

X,Y86

X,Y87

X,Y88

Sistema mejorado por disolución(primario)•Tectónica modificada por procesos hidrotermales y meteóricos•Alta permeabilidad •Longitud larga•Altura considerable•Gran apertura•Trayectorias de flujo lineales a radiales•Conductos para producción primaria

0 120 240 360Orientación Norte

Prof

undi

dad,

mResistiva Conductiva

Imagen FMI

Otoño de 2006 13

Después de la producción inicial, se emplearonmétodos dinámicos de caracterización de fractu-ras en dos ocasiones—inmediatamente despuésde terminado el pozo y, nuevamente, al cabo de 17meses de producción—que incluyeron pruebas depozos y adquisición de registros de producción.

La correlación entre las permeabilidades cal-culadas y el desempeño real del yacimientoresultó muy buena (arriba). Inicialmente fluyópetróleo de tres zonas como lo demuestra elregistro de producción, pero hubo varias zonasde alta permeabilidad que no aportaron produc-

ción alguna. Los especialistas de Cuu Long JOCy VietSovPetro sospechaban que la falta de con-tribución era causada por la presencia de dañode formación parcial ya que se registraron pérdi-das de circulación durante la perforación, porejemplo entre X,090 y X,100 m. Por fortuna, des-pués de 17 meses de producción, otras zonascomenzaron a contribuir a la producción. Con eltiempo, las zonas dañadas se limpiaron con lacaída de presión producida en el pozo. Además,el corte de agua se había incrementado desde elinicio de la producción.

25. Las fracturas marginales se definen como fracturas enlas cuales terminan otras fracturas.

26. Las zeolitas son sólidos cristalinos microporosos conestructuras bien definidas. Por lo general, contienensilicio, aluminio y oxígeno en su esqueleto, y cationes,agua y otras moléculas en sus poros. Tomado enhttp://www.bza.org/zeolites.html (Se accedió el 30 deabril de 2006).

27. Para computar las aperturas de las fracturas, senecesitan datos de resistividad somera para calibrar, oescalar, la respuesta de la herramienta FMI. Paraobtener más información sobre esta técnica, consulte:Luthi SM y Souhaite P: “Fracture Aperture fromElectrical Borehole Scans,” Geophysics 55, no. 7 (1992):821–833.

0 120 240 360

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

Orientación Norte

0.45 -0.15 2 20,000m3 3/m ohm.m

Porosidad-Neutrón

Prof

undi

dad,

m

X,000

X,100

1.95 2.952 20,000ohm.m

Densidadvolumétrica

Lateroperfilsomero

g/cm3

0.1 1,000mD

Permeabilidadde núcleo

Permeabilidad

0.009 0.5

Indicador depermeabilidad

relativa

1 10,000mD

Permeabilidadde fractura

0.00001 0.1

Aperturade fractura

cm

Tasa de flujo

0 4,000bbl/d

Tasa de petróleo,bbl/d

Tasa deagua,bbl/d

Tasa depetróleo,

bbl/d

1,058

784

169

483

132

232

860

452

119

301

106

854

276

Lateroperfilprofundo

6 16

Calibrador

pulg

0 200

Rayos gamma

ºAPIPermeabilidad

0.1 1,000mD

> Análisis integrado de permeabilidad de fracturas que muestra una comparación de la permeabilidad computada con los resultados de la adquisición deregistros de producción y de las pruebas de pozos. Los datos estándar de registros adquiridos en agujero descubierto se muestran en los Carriles 1 y 2,las imágenes FMI en el Carril 3, las aperturas de las fracturas calculadas a partir de los datos FMI se presentan en el Carril 4, kf y RPI se muestran en elCarril 5, y kr con los puntos de calibración de los núcleos, en el Carril 6. El recuadro amarillo, en el carril de la profundidad, indica la localización de laspérdidas de circulación significativas durante la perforación. Los Carriles 7 y 8 incluyen los resultados de los registros de producción interpretados en laprimera operación de pruebas de pozos, inmediatamente después de perforar el pozo. El Carril 9 presenta la tasa (gasto, caudal, rata) de los registros deproducción interpretados, donde se muestran las zonas de contribución de agua (azul) y petróleo (rojo) a partir de la segunda operación de pruebas depozos, realizada después de que el pozo estuviera en producción durante 17 meses.

300 µs/pie 0

Onda de corte rápidabasada en ∆T

X,100

X,200

X,300

X,400

0 100

0 100

Energíamáxima

Energíamínima

Dept

h, ft

Ondas de Stoneleymodeladas

µs/pie250 150

S-Se

Derrumbe

CalibradorPulgadas4 14

Tamaño dela barrena

Pulgadas4 14

∆T Stoneley

µs/pie250 150

Apertura Stoneley

Ancho de fracturaPulgadas0 0.5

Permeabilidad Stoneley

Longitud de latraza de la fractura

µs/pie10 0

Porosidad de fracturapie3/pie30.1 0

Permeabilidad de fracturamD100,000 1010

µs0 20,440

Registrode densidad

variable Stoneley

0 120 240 360

Resistiva ConductivaImagen FMI

Energíafuera

de línea

Orientación Norte-90 90Grados

Azimut deondas de

corte rápidas

2 4 6 160

Indicación deanisotropía, %

Diferencia de corte

300 µs/pie 0

Onda de corte lentabasada en ∆T

200 %

%

Anisotropía basadaen el tiempo

0

300 µs/pie 0

∆T compresional

300 µs/pie 0

∆T de las ondasde Stoneley

0

Anisotropíabasada en ∆T

200

Incertidumbreasociada con

el azimut

Esta técnica ha ayudado a minimizar los efec-tos perturbadores producidos por los mineralesresistivos que rellenan las fracturas sobre lacaracterización de las fracturas en los campos dela Cuenca de Cuu Long. No obstante, los mine -rales conductivos de las fracturas, que seencuentran fundamentalmente en las zonasmeteorizadas del tope del granito, siguen consti-tuyendo un dilema porque los generadores deimágenes de la pared del pozo basados en laresistividad no pueden distinguir entre mineralesconductivos y fluido de perforación conductivo.

En estas zonas, se presta especial atención a losdatos corroborativos; registros de pérdida de cir-culación, rastros de gas y datos de registrosobtenidos con el probador MDT o la herramientaCombinable de Resonancia Magnética CMR. Unpunto importante es que esta técnica de carac-terización de fracturas provee datos de salida dela permeabilidad, detallados y continuos en fun-ción de la profundidad, que pueden ayudar a losequipos a cargo de los activos de las compañíascon los diseños individuales de las operacionesde estimulación y terminación de pozos produc-

tores e inyectores y pueden ser reescalados paraobtener modelos de yacimientos de un campoentero.

Fracturas en las Montañas RocallosasLa producción de hidrocarburos a partir de yaci-mientos de rocas duras, de baja permeabilidad ybaja porosidad, depende de la conexión exitosaentre las redes de fracturas abiertas y el pozo.Dado que la calidad de la matriz es en generalbaja, el área de superficie expuesta al pozo a lolargo de los planos de fractura a menudo debeincrementarse para lograr los volúmenes de pro-ducción requeridos. Esto se realiza mediantetratamientos de estimulación por fracturamientohidráulico. Las fracturas naturales abiertas con-tribuyen a la producción pero también puedenocasionar problemas durante las operaciones deperforación, cementación, terminación y estimu-lación. Por lo tanto, es esencial identificar losintervalos fracturados para establecer las consi-deraciones relacionadas con las etapas decementación y estimulación.

Una combinación poderosa de imágenes de lapared del pozo de alta resolución y medicionesacústicas innovadoras, obtenidas con la plata-forma de barrido acústico Sonic Scanner, agregaelementos dinámicos al análisis detallado de frac-turas realizado con herramientas operadas concable.28 Los geocientíficos y petrofísicos de Schlumberger en la región de las Montañas Roca-llosas, EUA, utilizan datos de ondas de Stoneley yde ondas flexurales dipolares obtenidos con laherramienta Sonic Scanner y datos de imágenesFMI para identificar claramente la estratificaciónde las formaciones, los rasgos sedimentarios y lasfracturas.29 La respuesta mejorada de las ondas deStoneley de baja frecuencia—hasta 300 Hz—dela herramienta Sonic Scanner posibilita la detec-ción de fracturas de alto ángulo a verticales.Además, utilizando una técnica de atenuacióndenominada energías diferenciales normalizadas(NDE), es posible diferenciar las fracturas natu-rales de las fracturas inducidas por laperforación, aunque estén orientadas en la mismadirección—normalmente paralela a la direcciónactual del esfuerzo horizontal máximo. No obs-tante, cuando la dirección de la anisotropíarelacionada con los esfuerzos difiere sólo leve-mente de la dirección de la anisotropía inducidapor las fracturas, la nueva herramienta es capazde diferenciarlas gracias a la capacidad mejoradade resolver pequeños grados de anisotropía; 2%ahora, versus 5% con la tecnología previa.

En los intervalos naturalmente fracturados, se

14 Oilfield Review

> Caracterización de fracturas utilizando datos Sonic Scanner y FMI. El análisis de anisotropía del pozoincluye el análisis de lentitud-frecuencia (SFA) y las proyecciones de coherencia-tiempo-lentitud (STC)para las formas de onda rápida y lenta en línea. En el Carril 2, la magnitud y dirección de la anisotropíavarían con la profundidad, oscilando entre más del 16% (rojo) y menos del 2% (azul). Las zonas de altaanisotropía corresponden a zonas con fracturas visibles en la imagen FMI del Carril 7. Las diferenciasde energía fuera de línea mínima y máxima se muestran el carril de la profundidad y surgen del análisisde anisotropía de ondas de corte. Las diferencias grandes entre la lentitud de las ondas de Stoneleymedidas y la lentitud modelada para una formación impermeable elástica se observan en el Carril 3. Loscálculos de apertura de las fracturas derivadas del análisis de reflexión y atenuación Sonic Scanner delCarril 4 se comparan con las aperturas de las fracturas calculadas sobre las fracturas picadas a manodel Carril 5, a partir de la imagen FMI del Carril 7. El Carril 6 muestra el registro de Densidad Variablede Stoneley.

Otoño de 2006 15

producen variaciones en el contenido de frecuen-cias y en la resistencia de la señal. Otra técnicade procesamiento, denominada análisis de lenti-tud-frecuencia (SFA), permite la interpretaciónde los datos de frecuencia y amplitud de las ondasflexurales dipolares y muestra la calidad de laestimación de la lentitud (inversa de la veloci-dad) de las ondas de corte, a partir del análisis dedispersión de las ondas flexurales hasta varios

pies la formación, medidos desde el pozo.En los yacimientos de Tipo 2 de las Montañas

Rocallosas, las porosidades oscilan entre 3 y 7% ylas permeabilidades de la matriz se expresan enmicrodarcies. La herramienta FMI posibilita elcálculo de la apertura de las fracturas, su porosi-dad, densidad y longitud de traza en el pozo.30 Lacombinación de métodos de caracterización defracturas independientes a partir del análisis de

Carbón de los pies de monte de Alberta

°API0 150

Rayosgamma

mm125 375

Tamaño dela barrena

Calibradormm125 375

0 90

0 120 240 360

Grados

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasa frontal

Grados0 90

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Diaclasafrontal

Fracturaspor esfuerzode corte

X,X20

X,X21

X,X22

Diaclasa frontalDiaclasa interpuesta

Fracturas por esfuerzo de corteEstratificación

Carbón de los pies de monte

Carbón de las planicies de Alberta

°API0 150

Rayosgamma

mm 375

Tamaño dela barrena

Calibrador

mm 375

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasa frontal

0 120 240 360Grados0 90

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Orientación Norte

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

X,X59

X,X60

125

125

Diaclasa frontal

Diaclasainterpuesta

Carbón de las planicies

28. Arroyo Franco JL, Mercado Ortiz MA, De GS, Renlie L yWilliams S: “Imágenes de la pared del pozo y susinmediaciones,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de2006): 16–35.

29. Donald A y Bratton T: “Advancements in AcousticTechnique for Evaluating Open Natural Fractures,”Transcripciones del 47o. Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo QQ.

30. Hornby B y Luthi S: “An Integrated Interpretation ofFracture Apertures Computed from Electrical BoreholeScans and Reflected Stoneley Waves,” en Hurst A,Griffiths C y Worthington P (eds): GeologicalApplications of Wireline Logs II (Aplicacionesgeológicas de registros adquiridos medianteherramientas operadas con cable II), Geological Society Special Publication 65. Londres: The Geological Society (1992): 185–198.

ondas de Stoneley y ondas de corte Sonic Scannercon la interpretación de las imágenes FMI mues-tra una evaluación inequívoca de las fracturasdesarrolladas en el intervalo (página anterior).Provisto de esta caracterización de las fracturasbasada en registros, el equipo a cargo de los acti-vos de la compañía puede juzgar mejor la formaóptima de cementar, terminar y estimular esteintervalo potencialmente productivo.

Los especialistas de la región de las Monta-ñas Rocallosas han desarrollado una solución determinación de pozos en rocas duras que com-bina los datos Sonic Scanner con los datos FMIpara optimizar el diseño de las fracturas hidráu-licas. La solución incorpora la caracterizaciónde fracturas naturales—incluyendo la determi-nación de la apertura, la permeabilidad y elalcance de las fracturas—y el análisis de losesfuerzos horizontales máximo y mínimo. Todaesta información se capta en el modelo mecá-nico del subsuelo, utilizado por los diseñadoresde las operaciones de estimulación para optimi-zar el diseño de la fractura hidráulica.

Yacimientos de metano en capas de carbónEs probable que no exista otro yacimiento NFRmás difícil de estimular que un yacimiento CBM,una fuente de metano no convencional pero cadavez más importante. Comenzando con su depo -sitación como turba, el carbón es una rocayacimiento única. Para ser productivos, los yaci-mientos de metano en capas de carbón requierenfracturas naturales. Las fracturas naturales verti-cales presentes en el carbón se denominandiaclasas y se forman durante el proceso de hulli-ficación. Las diaclasas sistemáticas del carbón seclasifican geométricamente, denominándose dia-clasas frontales al conjunto de fracturasprimarias, más continuas, y diaclasas interpues-tas al conjunto de fracturas secundarias menoscontinuas (izquierda).

Las fracturas presentes en el carbón también

> Ejemplos de carbones canadienses en imágenes FMI y afloramientos. La imagen FMI (extremo su pe -rior izquierdo) y una fotografía de un afloramiento representativo (extremo inferior izquierdo) del carbónde las planicies de Alberta muestran tanto las diaclasas frontales como las diaclasas interpuestas.Las fracturas por esfuerzo de corte, las diaclasas frontales y las diaclasas interpuestas se muestrantanto en la imagen FMI (extremo superior derecho) como en la fotografía del afloramiento (extremoinferior derecho) del carbón de las Planicies de Alberta. Es interesante observar que las fracturas poresfuerzo de corte normalmente degradan la permeabilidad del carbón.

pueden clasificarse genéticamente. Las fracturasendógenas, o diaclasas clásicas, se crean bajotracción conforme la matriz de carbón se contraedebido a los procesos de deshidratación y des -volatilización que tienen lugar durante lahullificación. Estos conjuntos de diaclasas sonortogonales y casi siempre perpendiculares a laestratificación. Por el contrario, las fracturas exó-genas se forman debido al tectonismo, y loscampos de esfuerzos regionales dictaminan suorientación. En algunos carbones, se observanademás fracturas por esfuerzo de corte. Lasdiaclasas constituyen el mecanismo de permeabi-lidad primario virtualmente en todos losyacimientos CBM, de manera que la comprensióndel desarrollo de las diaclasas y las fracturas natu-rales en los carbones es crucial durante todas lasfacetas del desarrollo de los yacimientos CBM.

El metano se almacena en el carbón poradsorción, proceso por el cual las moléculas indi-viduales de gas son ligadas por fuerzas eléctricasdébiles a las moléculas orgánicas sólidas que

conforman el carbón. La capacidad del carbónpara almacenar metano reduce en gran medidala necesidad de contar con mecanismos conven-cionales de entrampamiento en yacimientos, loque hace que el contenido de gas del carbón—que se acrecienta a medida que aumenta lacalidad del carbón—y el grado de desarrollo dediaclasas o fracturas naturales sean las conside-raciones fundamentales a la hora de evaluar unárea para determinar el potencial de producciónde los yacimientos CBM.31

Esta capacidad de almacenamiento confierea los carbones un comportamiento único con res-pecto a la producción inicial, que se relacionacon la desorción (desorption), no con el agota-miento de la presión. Los carbones pueden con-tener agua o gas, o ambos elementos, en los sis-temas de diaclasas y fracturas naturales, ademásdel gas absorbido en la superficie interna de lamatriz del carbón. Cualquier volumen de aguapresente en el sistema de diaclasas debe ser pro-ducido para reducir la presión de yacimiento en

ese sistema, antes de poder producir volúmenessignificativos de gas. El proceso de deshidrata-ción aumenta la permeabilidad al gas en las dia-clasas y en las fracturas, y hace que el gas de lamatriz se desorba, se difunda a través de lamatriz y se desplace hacia el sistema de diacla-sas, lo que se traduce en perfiles de producciónCBM que son únicos en comparación con otrosyacimientos fracturados.

En la mayoría de los yacimientos CBM, laproducción de agua es inicialmente alta. Con-forme el agua se desplaza fuera de las diaclasasy las fracturas, la saturación y la producción degas aumentan y la producción de agua dismi-nuye. La velocidad a la que se deshidrata elyacimiento depende de diversos factores, inclu-yendo las saturaciones originales de gas y agua,la porosidad de las diaclasas, la permeabilidadrelativa y absoluta del carbón, y el espacia-miento entre pozos. Cuando la permeabilidad algas con el tiempo se estabiliza, el carbón se con-sidera deshidratado y la producción de gasalcanza su pico. A partir de este punto, tanto laproducción de agua como la producción de gasdeclinan lentamente, siendo el gas el fluido pro-ducido predominante.

En unos pocos años de desarrollo, la produc-ción de gas CBM de Alberta, en Canadá, ha sobre-pasado los 8.50 millones de m3/d [300 millonesde pies3/d]. La mayor parte de esta producciónproviene de las zonas carboníferas de HorseshoeCanyon y Mannville, y un pequeño porcentaje—menos del 1%—proviene de los carbones Ardleypresentes en la Formación Scollard del CretácicoSuperior (página anterior). No obstante, los car-

16 Oilfield Review

> Mapas que muestran la distribución de los carbones de Alberta (izquierda), el espesor del carbónArdley (extremo superior derecho) y los datos de esfuerzos publicados (extremo inferior derecho). Elmapa de la izquierda muestra el área del play carbonífero Ardley (rojo), donde el espesor del carbónArdley supera los 12 m [39.4 pies]. (El inserto del mapa de esfuerzos ha sido tomado del Proyecto deMapa Mundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

Alberta

Alberta

Calgary

Edmonton

km

miles0

0 200

200

Edmonton

km

millas0

0 100

100

Espesor del carbón Ardley0 a 6 m

6 a 12 m

>18 m

12 a 18 m

31. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:“Producción de gas natural a partir del carbón,”OilfieldReview 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33.

32. Schoderbek D y Ray S: “Reservoir Characterization ofArdley Coals, Scollard Formation, Alberta: BoreholeImage Interpretation,” presentado en la Reunión Anualde la AAPG, Calgary, 16 al 19 de junio de 2005.

33. Bell JS, Price PR y McLellan PJ: “In-Situ Stress in theWestern Canada Sedimentary Basin,” en Mossop GD yShetson I (compiladores): Geological Atlas of theWestern Canada Sedimentary Basin (Atlas geológico dela cuenca sedimentaria del oeste de Canadá). Calgary:Canadian Society of Petroleum Geologists and AlbertaResearch Council (1994): 439–446.

34. Bleakly DC, Van Alstine DR y Packer DR: “CoreOrientation 1: Controlling Errors Minimizes Risk and Costin Core Orientation,” Oil and Gas Journal 83, no. 48 (2 dediciembre de 1985): 103–109.Bleakly DC, Van Alstine DR y Packer DR: “CoreOrientation 2: How to Evaluate Orientation Data, QualityControl,” Oil and Gas Journal 83, no. 49 (9 de diciembrede 1985): 46–54.Hamilton WD, Van Alstine DR y Butterworth JE: “AFracture-Orientation Comparison Between Core-Basedand Borehole-Imaging Techniques: Paleomagnetic,Electronic Multishot, and FMI,” presentado en laConvención Anual de la AAPG, San Diego, California, 19al 22 de mayo de 1996.

Otoño de 2006 17

bones Ardley menos explotados constituyen unrecurso CBM con potencial significativo, que supe-ra el 1.13 trillón de m3/d [40 trillones de pies3].

Burlington Resources, ahora ConocoPhillips,ha investigado los carbones Ardley utilizando laherramienta FMI.32 En dos pozos, las imágenes dela pared del pozo permitieron a los geocientíficosde ConocoPhillips y Schlumberger determinar elrégimen actual de los esfuerzos a partir de lasfracturas inducidas por la perforación, que seorientan de noreste a sudoeste, en la direccióndel esfuerzo horizontal máximo. Esta dirección esconsistente con las evaluaciones previas.33 Las

imágenes FMI permitieron además conocer lanaturaleza y dirección del desarrollo de diaclasasen los carbones Ardley; las zonas de Val D’Or,Arbour, Silkstone y Mynheer (arriba). La inter-pretación de las imágenes FMI indicó que en laFormación Scollard, el carbón Silkstone poseía elpotencial productivo más importante y el carbónArbour exhibía cierto potencial.

ConocoPhillips integró la información públicay privada disponible sobre la orientación de lasdiaclasas, proveniente de minas y afloramientos.Además, los geocientíficos realizaron un examendetallado de seis núcleos convencionales no

orientados, extraídos de los carbones Ardleyentre cinco y diez años antes. Para complementarel estudio regional del desarrollo de diaclasas enel carbón Ardley, estos núcleos debieron orientar-se según la realidad, años después de su adquisi-ción. Con ese fin, ConocoPhillips utilizó una téc-nica desarrollada por Applied Paleomagnetics,denominada orientación de núcleos paleomagné-ticos, que requiere que se vuelvan a juntar losnúcleos enteros y que se desmagneticen selec -tivamente los tapones cortados de los núcleos.34

Los núcleos se orientan utilizando la magnetiza-

Carbón Val D’Ormineralizado

X52.0

X52.5

X53.0

Carbón Silkstonecon buendesarrollode diaclasas

Y12.5

Y13.0

Y13.5

Y14.0

Desarrollo dediaclasas depequeña escalaArbourX86.5

X87.0

X87.5

Carbón arcillosoMynheer

Y31.5

Y32.5

Y32.0

ºAPI0 200

Rayosgamma

mm 375125

mm 375125

mm 375125

Tamaño dela barrena

Calibrador 2

Calibrador 1

Grados0 90

Diámetrointernodel pozo

0 360

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Grados0 90

FracturaEchado verdadero

Prof

undi

dad,

pie

s

0 120 240 360

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

OrientaciónNorte

ºAPI0 200

Rayosgamma

mm 375125

mm 375125

mm 375125

Tamaño dela barrena

Calibrador 2

Calibrador 1

Grados0 90

Diámetrointernodel pozo

0 360

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Grados0 90

FracturaEchado verdadero

Prof

undi

dad,

pie

s

0 120 240 360

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

OrientaciónNorte

> Imágenes de los carbones Ardley. La herramienta FMI identifica con éxito el desarrollo, o la falta de desarrollo, de dia -clasas en las cuatro zonas carboníferas de Ardley. La imagen FMI estática del carbón Val D’Or aparece muy brillante (ex -tremo superior izquierdo), lo que indica un alto grado de mineralización. La imagen del carbón Arbour (extremo superiorderecho) no indica la presencia de diaclasas grandes, mientras que la imagen del carbón Silkstone (extremo inferior iz -quierdo) muestra abundantes diaclasas frontales, con rumbo predominantemente noreste a sudoeste. El carbón Mynheermuestra un predominio de interestratificaciones de lutita (extremo inferior derecho).

ción secundaria de la magnetita que se encuentraen casi todas las rocas. Esta magnetización seña-la el norte geográfico actual y representa elcampo geomagnético promedio de los últimos780,000 años, que es el tiempo transcurrido desdela última inversión de la polaridad geomagnética.Una vez determinada la dirección norte en elnúcleo vuelto a juntar, se pueden orientar losresultados del análisis detallado, lo que arrojadatos de orientación comparables con los estu-dios de afloramientos y minas, y los análisis deimágenes FMI (derecha).

Todas las fuentes de datos indicaron quepodría haber un sistema abierto de diaclasasfrontales dominante de dirección noreste-sudo-este, debido a su alineación favorable con elesfuerzo horizontal máximo actual. El sistema dediaclasas interpuestas de los carbones Ardley esmucho menos persistente y se alinea en formamenos favorable con respecto a los esfuerzosactuales. La falta de diaclasas interpuestas en loscarbones Ardley contrasta con los carbonesHorseshoe Canyon y Mannville.

Los pozos horizontales perforados en sentidoperpendicular al sistema de diaclasas frontalespueden requerir el fracturamiento hidráulico deintervalos múltiples dentro de la sección hori-zontal, para estimular los carbones en formaefectiva y optimizar el potencial de producción.Una operación de estimulación más efectiva favo-rece la deshidratación de los sistemas de diacla-sas y acelera la desorción del gas. El escenario depermeabilidad desafiante también incidirá en lasconsideraciones asociadas con el diseño depozos, tales como el hecho de perforar echado(buzamiento) arriba para maximizar el drenaje.

La exploración del metano en capas de car-bón, en los carbones Ardley de la FormaciónScollard, es todavía incipiente. ConocoPhillipsplanea integrar los resultados de este estudio dediaclasas con las interpretaciones hidrogeológi-cas y estructurales para desarrollar su estrategiade exploración futura.

Red sísmica para caracterizar las fracturasLa capacidad para caracterizar los sistemas defracturas en la primera etapa del desarrollo de uncampo reduce el riesgo económico porque per-mite que los equipos a cargo de los activos de lascompañías determinen las direcciones óptimasde los pozos horizontales para maximizar la pro-ducción y la recuperación. Hasta este momento,gran parte del debate acerca de la caracteriza-ción de las fracturas se ha centrado en lainvestigación de las fracturas utilizando técnicasde resolución relativamente alta si se comparan

con los métodos sísmicos, que emplean longitu-des de ondas de hasta 100 m [328 pies] paradetectar la presencia de fracturas naturales utili-zando el análisis de anisotropía azimutal.35 Estastécnicas no detectan fallas o fracturas individua-les sino que explotan la respuesta promedio, a lolargo de un gran volumen de roca. Por ejemplo, lamedición de las diferencias de tiempo de tránsitoentre la onda de corte rápida y la onda de cortelenta, junto con la dirección de polarización dela onda de corte rápida, ayudan a inferir la in -tensidad de las fracturas y su orientación,respectivamente.36 Los métodos sísmicos decaracterización de fracturas comprenden ladeterminación de la anisotropía de la velocidad,la variación de la amplitud azimutal con el des-plazamiento y la variación del retardo normal(normal move out—NMO) con el azimut (próxima página).

Las investigaciones sísmicas de los yacimien-tos NFR incluyen aquellas investigacionesrealizadas mediante perfiles sísmicos verticales(VSP), con desplazamientos múltiples de lafuente y azimuts múltiples. Las técnicas VSP condesplazamiento sucesivo de la fuente y con des-plazamiento de fuente y herramienta, posibilitanlos análisis de anisotropía de la velocidad y varia-ción de la amplitud con el desplazamiento y el

azimut (AVOA), con resoluciones más altas quecon los métodos sísmicos de superficie y puedenser utilizadas para calibrar los resultados sísmi-cos de superficie. La integración de todos losdatos disponibles para optimizar la configuracióndel VSP ayuda a extraer información de anisotro-pía de alta calidad. Esta información puede serutilizada luego para diseñar levantamientos sís-micos de superficie 3D con el fin de cubrir áreasalejadas del control de pozos.37

A través de los años, los geofísicos observaronque las velocidades de las ondas compresionales(P) exhibían variaciones azimutales durante elprocesamiento de algunos levantamientos sísmi-cos 3D, especialmente los realizados en áreas degran esfuerzo tectónico.38 La dirección de lasondas P rápidas se alinea con la dirección delesfuerzo compresional máximo, paralela a lasfracturas naturales originadas por el esfuerzo. Eneste escenario simple, la dirección de las ondas Plentas se alinearía en sentido perpendicular alrumbo de las fracturas y el fluido que rellena lasfracturas afectaría la velocidad. Por otro lado, seobservaron y explotaron las variaciones azimuta-les de otros atributos sísmicos, tales como lasamplitudes de las reflexiones, para determinar elazimut de las fracturas.

La ventaja de examinar las variaciones de

18 Oilfield Review

> Determinación de las direcciones de las diaclasas principales en los carbones Ardley. La orien ta ciónpaleomagnética del núcleo se utilizó para complementar la base de datos de carbones Ardley deConocoPhillips. Los diagramas de rosetas que muestran los datos de rumbo de las diaclasas, deriva -dos del análisis de núcleos rotados, se muestran a la izquierda del mapa, mientras que los diagramasde rosetas a partir de la interpretación FMI se exhiben a la derecha del mapa. En general, los datossoportan un rumbo noreste a sudoeste para las diaclasas frontales.

Diaclasas del carbón Fractura de extensión naturalFractura natural por esfuerzo de corteFractura inducida de alto ánguloFractura inducida de bajo ánguloDiaclasas a partir de la herramienta FMI

Símbolos del diagrama de roseta

Pozo 6

Pozo 1Pozo 3

Pozo 4

Pozo 2

Pozo 5

diaclasas FMI

030

60

90

120

150180

210

240

270

300

330

5%

10%

15%

5% 10% 15% 20%

20%Espesor del carbón Ardley

6 a 12 m

>18 m

12 a 18 m

5

2

4

36

1

030

60

90

120

150180

210

240

270

300

330

2%

4%

6%

8%

10%

2% 4% 6% 8% 10%

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amplitud consiste en que se detectan las varia-ciones azimutales locales, a diferencia de lastécnicas basadas en la velocidad que respondena los efectos acumulados de los estratos sobreya-centes.39 En consecuencia, el análisis AVOA esuna representación de un yacimiento NFR deresolución vertical más alta que la obtenida conlos métodos basados en la velocidad. La amplitudde las reflexiones, o reflectividad, depende de laspropiedades elásticas efectivas de la roca fractu-rada en la escala sísmica. Dado que tanto lavelocidad compresional (P) como la velocidad decorte (S) cambian con el azimut en un mediofracturado, la respuesta AVO será afectada porlas propiedades de las fracturas, incluyendo suazimut. Si bien el procesamiento y la interpreta-ción del análisis AVOA son relativamente simplescuando existe un solo alineamiento, en un mediode lo contrario homogéneo, las direcciones múlti-ples de las fracturas—por ejemplo cerca de lasfallas—y las fuentes de anisotropía adicionalespueden complicar significativamente el análisis.40

Otro enfoque examina la variación azimutalde la velocidad corregida por el retardo normal(NMO) de las ondas P.41 Se necesita un mínimo detres mediciones azimutales para construir unaelipse en el plano horizontal, que muestre lasvelocidades NMO en todas las direcciones azimu-tales. Si bien la mayoría de los métodos sísmicosde análisis de fracturas asumen una geometríasimple—capas horizontales y fracturas vertica-les—la técnica NMO permite cierta evaluaciónadicional donde las capas buzan y donde las frac-turas naturales pueden no ser verticales. Noobstante, esta técnica también padece de ladegradación de la resolución vertical asociadacon la velocidad.

En un estudio de un yacimiento carbonatadode un campo del sudoeste de Venezuela se com-pararon los resultados de la orientación de lasfracturas, basados en métodos sísmicos, con lasorientaciones de las fracturas derivadas de imá-

genes FMI.42 En el estudio se utilizaron diferen-tes tipos de datos sísmicos, incluyendo datos deondas P y S 2D, de tres componentes (3C), ydatos de ondas P 3D. Se observó que la mayoríade los resultados del análisis de rotación de losdatos 3C-2D, de ondas convertidas, y los resulta-dos de los análisis AVOA y NMO de los datos de

ondas P 2D y 3D determinaron la direccióngeneral del esfuerzo horizontal máximo regional.No obstante, los resultados variaron entre losdiferentes métodos debido a variaciones estruc-turales locales. Con los datos de ondas P 3D, latécnica AVOA pareció más robusta que el análi-sis NMO. Según el estudio de Venezuela, existían

Velo

cida

d

Norte Sur

Este Oeste

Azimut

NESO

Onda de corte

lenta, OE

Onda de corterápida, NS

Rápida

Rápida N

S

LentaE

O

Rápida NS

Fracturasnaturales

Fracturasnaturales

Cable receptorde fondomarino

Lenta

LentaE

O

> Métodos sísmicos de anisotropía azimutal. Los diagramas muestran los métodos de adquisición sísmicaterrestre y marina, utilizados para detectar la anisotropía inducida por las fracturas. El diagrama defracturas (extremo superior izquierdo) muestra las fracturas verticales con rumbo norte-sur en el ejemplo,que producen la separación de las ondas de corte que ayuda a determinar la dirección de las ondasde corte rápidas (vectores de polarización rojos de dirección norte-sur) y la dirección de las ondas decorte lentas (vectores de polarización azules de dirección este-oeste). La sinusoide muestra cómopuede determinarse la anisotropía a partir de las variaciones de la velocidad compresional y de lavelocidad de corte con el azimut (extremo superior derecho). El diagrama sísmico terrestre (extremoinferior izquierdo) muestra los rayos para las colecciones de trazas de punto medio común, desde dosdirecciones fuente-receptor. El diagrama sísmico del fondo marino (extremo inferior derecho) de mues tralos efectos de la anisotropía sísmica, a través de dos rayos: un rayo rápido que se dirige hacia el sur,desde una posición de fuente situada al norte del cable receptor de fondo marino; y un rayo lento quese dirige hacia el oeste, desde una posición de fuente situada al este, por encima del cable receptorde fondo marino. En los levantamientos 3D, se interrogan todas las direcciones azimutales.

35. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R,Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversasfacetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,”Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, ÖzdemirH, Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves ShineBrightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999):2–15.

36. La intensidad de fractura es una descripción cualitativadel grado de fracturamiento natural, que normalmenteproviene de los atributos de tiempo de tránsito sísmico.

37. Peralta S, Barrientos C y Arroyo JL: “The SpecializedUse of the VSP to Define Fracture Orientation and toHelp in a Multicomponent Survey Design,”Transcripciones del 47o Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo SS. Leaney WS, Sayers CM y Miller DE: “Analysis ofMultiazimuthal VSP Data for Anisotropy and AVO,”Geophysics 64, no. 4 (Julio-Agosto de 1999): 1172–1180.

38. Corrigan D, Withers R, Darnall J y Skopinski T: “FractureMapping from Azimuthal Velocity Analysis Using 3DSurface Seismic Data,” Resúmenes Expandidos,Exposición Internacional y 66a. Reunión Anual de la SEG,Denver (10 al 15 de noviembre de 1996): 1834–1837.

39. Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation ofAVOA for Fracture Characterization,” en Ikelle L y GangiA (eds): Anisotropy 2000: Fractures, Converted Wavesand Case Studies. Tulsa: The Society of ExplorationGeophysicists (2000): 107–144.

40. Sayers CM: “Misalignment of the Orientation ofFractures and the Principal Axes for P and S Waves inRocks Containing Non-Orthogonal Fracture Sets,”Geophysical Journal International 133, no. 2 (Mayo de1998):459–466.Sayers CM y Dean S: “Azimuth-Dependent AVO inReservoirs Containing Non-Orthogonal Fracture Sets,”Geophysical Prospecting 49, no.1 (Enero de 2001):101–106.

Williams M y Jenner E: “Interpreting Seismic Data in thePresence of Azimuthal Anisotropy; or AzimuthalAnisotropy in the Presence of the Seismic Interpretation,”The Leading Edge 21, no. 8 (Agosto de 2002): 771–774.

41. Grechka V y Tsvankin I: “3-D Description of NormalMoveout in Anisotropic Inhomogeneous Media,”Geophysics 63, no. 3 (Mayo a junio de 1998): 1079–1092. Para obtener más información sobre la aplicación de lacorrección de retardo normal (normal move out—NMO),consulte: http://www.searchanddiscovery.com/documents/geophysical/liner/images/liner.pdf (Seaccedió el 7 de mayor de 2006).

42. Perez MA, Grechka V y Michelena RJ: “FractureDetection in a Carbonate Reservoir Using a Variety ofSeismic Methods,” Geophysics 64, no. 4 (Julio a agostode 1999): 1266–1276.

ZX

Y

ventajas cuantificables con respecto a la adqui-sición de datos 3C terrestres, incluyendo lacapacidad para estimar la orientación de lasfracturas y su densidad, o su intensidad.

La adquisición de datos sísmicos de compo-nentes múltiples en un ambiente marinorequiere equipos sofisticados de adquisición dedatos sísmicos de fondo marino de cuatro com-ponentes (4C).43 Los estudios sísmicos marinoshan resultado exitosos en lo que respecta a laidentificación de la dirección y magnitud de laanisotropía, en el horizonte objetivo específico, através de la eliminación efectiva de la influenciade los estratos de sobrecarga en un método deeliminación de capas (layer-stripping).44

Los métodos sísmicos pasivos que detectan larespuesta del yacimiento a las operaciones deproducción o inyección pueden considerarsecomo técnicas dinámicas de caracterización defracturas y fallas. Las fracturas y fallas naturalesemiten eventos microsísmicos—en su mayorparte debidos a reajustes por esfuerzos decorte—en respuesta a cambios producidos en elesfuerzo efectivo, luego de las operaciones deproducción e inyección, y especialmente durantelas operaciones de estimulación por fractura-miento hidráulico.45 Los sensores sísmicossensibles posicionados en los pozos cercanos

detectan estas mediciones acústicas, que en estemétodo sirven como fuente sísmica (izquierda).Los métodos especiales de procesamiento esti-man las localizaciones de los eventos,produciendo un registro continuo en función deltiempo de la actividad inducida por las operacio-nes de producción o inyección. Los métodossísmicos representan métodos de detección ycaracterización de fracturas de escala interme-dia a grande y, en consecuencia, poseenimplicaciones con respecto a los esfuerzos paramodelar el volumen de estos yacimientos com-plejos entre pozos.

Independientemente de la técnica, la infor-mación cultivada a partir de los datos sísmicoscontribuye al modelado de yacimientos que guíala planeación de los proyectos de recuperaciónprimaria y secundaria. No obstante, en muchoscampos petroleros, los pozos de los que se puedeextraer información detallada sobre las fractu-ras son demasiado pocos y están demasiadoespaciados como para poblar el volumen delmodelo. Los geólogos recolectan datos de fracturasdetallados—orientación y posiblemente espa -ciamiento—a partir de afloramientos análogos.No obstante, este proceso raramente capta una

20 Oilfield Review

Pozo de observación

Fracturasnaturales

Pozo de produccióno inyección

Pozo de produccióno inyección

> Utilización de datos 3D con tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR) paramapear los conjuntos de fracturas principales. La fotografía digital se mapea en formafotorrealista sobre una superficie obtenida a partir de los datos LIDAR (extremo superior).Los patrones de fracturamiento principales se ponen de manifiesto tanto a partir delanálisis de imágenes (centro) como del análisis vectorial. La componente Y del vectornormal de superficie (extremo inferior) muestra rasgos verticales que correspondenen su mayoría a fracturas. La altura del frente del afloramiento vertical oscila entre 6.1 y 7.6 m [20 y 25 pies], aproximadamente.

> Rastreo de emisiones acústicas inducidas por la producción o la inyec ciónde fluidos. La producción proveniente de las rocas del subsuelo o la inyecciónde fluidos en esas rocas modifica el esfuerzo neto presente en las fracturasy fallas, induciendo pequeños eventos de corte que emiten señales acústicas(estrellas rojas). Estas emisiones pueden ser registradas en los pozos deobservación cercanos que contienen equipos de registración sísmica sensi -bles de componentes múltiples. El procesamiento de localización especialcrea un registro de los eventos en el espacio y el tiempo. Estas emisionesacústicas se localizan en el espacio 3D y ayudan a identificar las direc cio -nes de las fracturas y de las fallas.

Otoño de 2006 21

descripción general de la red de fracturas confines de modelado y a veces sobrestima la inten-sidad de las fracturas.

Los geocientíficos de Hydro y Schlumbergeren Noruega han desarrollado una forma de cap-tar la información cuantitativa detalladanecesaria para construir los modelos NFR a par-tir de afloramientos análogos. Este métodoutiliza una combinación de fotografía óptica dealta resolución, tecnologías de radares y una téc-nica automática de extracción de superficie, que

ahora se emplea ampliamente para mapear fallasen conjuntos de datos sísmicos 3D.46 Los especia-listas de Hydro y Schlumberger comprobaronesta nueva técnica utilizando un afloramientoanálogo NFR bien estudiado, situado en las Mon-tañas Guadalupe de Nuevo México, EUA.

Durante varios años, Hydro, junto con la Uni-versidad de Texas en Dallas, utilizó modelosfotorrealistas 3D detallados para el mapeo dealta resolución de afloramientos análogos.47 Losmodelos fotorrealistas se obtienen a partir del

mapeo de fotografías 2D de alta resolución, enbarridos de afloramientos 3D, utilizando latecnología de detección de luz y distancia(LIDAR).48 El equipo LIDAR transmite luzláser—radiación electromagnética visible—aun objetivo y recibe la señal reflejada para elanálisis destinado a determinar ciertas propie-dades del objetivo. El tipo más común de datosLIDAR se utiliza para telemetría precisa—conprecisión de 2 mm [0.08 pulgadas]—y la intensi-dad de la radiación de retorno puede ayudar adefinir otras características del objetivo.

La digitalización de suficiente detalle de laarquitectura sedimentaria a partir de modelosfotorrealistas para la construcción de modelos deyacimientos es un proceso directo. No obstante,la digitalización manual y el análisis de las frac-turas a partir de estos conjuntos de datos sonprocesos poco prácticos, porque comúnmenteexisten varios cientos de miles a millones defracturas. El nuevo procedimiento automatizadode mapeo de afloramientos está organizado parasacar provecho de la información direccional 3D,inherente a los datos LIDAR, y combinarla con lainformación detallada de los datos de imágenes2D de alta resolución.

Para ello, primero se analizan los datosLIDAR y los datos fotográficos por separado.Dado que los afloramientos naturalmente semeteorizan a lo largo de las fracturas, los planosde falla y la estratificación, los conjuntos de frac-turas principales y los límites de capas se captanmediante el análisis vectorial de los datos LIDAR(página anterior, abajo). Las orientaciones de lassuperficies objetivo se describen utilizando lastres componentes direccionales del vector nor-mal. La intensidad de la radiación se corrigeluego tanto por la distancia existente hasta eldispositivo LIDAR como por el ángulo de lasuperficie del afloramiento. Se crea una grilla demodelo LIDAR 3D, que se puebla con los datosdireccionales y los datos de intensidad. Los datosde intensidad y de componentes direccionalesLIDAR corregidos se pueden separar luego enrangos de valores para el mapeo y análisis.

Si bien los datos LIDAR son bien detallados,las fotografías contienen un nivel de informaciónaún más alto (arriba, a la izquierda). No obstante,para lograr una interpretación estructural auto-

> Utilización de los componentes de un modelo fotorrealista, una fotografía y un programa decomputación innovador para mapear la estratificación, las fracturas y las fallas. Se procesa unafotografía digital de alta resolución de un afloramiento análogo en las Montañas Guadalupe(ex tremo superior). El programa detecta y mejora las discontinuidades que aparecen en lafotografía (centro). La codificación en blanco indica un alto nivel de discontinuidad y la codifi -cación en negro representa un bajo nivel de discontinuidad. Se mapean tanto la estratificación(verde) como los frentes de las fracturas (rojo) (extremo inferior). La altura del frente delafloramiento vertical oscila entre 6.1 y 7.6 m [20 y 25 pies].

43. Los datos sísmicos marinos 4C se adquierenhabitualmente utilizando tres geófonos orientados ensentido ortogonal y un hidrófono instalado en un sensorde fondo oceánico. Siempre que el sistema esté encontacto con el fondo marino, los geófonos 3C miden lasondas de corte. El hidrófono mide las ondascompresionales.

44. Gaiser J, Loinger E, Lynn H y Vetri L: “BirefringenceAnalysis at the Emilio Field for FractureCharacterization,” First Break 20, no. 8 (Agosto de2002):505–514.

45. Bennet L, La Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS,Water G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, JonesR, Leslie D Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y TezukaK: “La fuente para la caracterización de fracturashidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Invierno de2005/2006): 46–61.

46. Pedersen SI, Randen T, Sønneland L y Steen Ø:“Automatic 3D Fault Interpretation by Artificial Ants,”artículo Z-99, presentado en la 64a. Conferencia yExhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayode 2002.

47. http://www.aapg.org/explorer/2004/06jun/lasers.cfm (Se accedió el 3 de julio de 2006).

48. Para obtener más información sobre modelosfotorrealistas, consulte: http://www.utdallas.edu/~aiken/LASERCLASS/TSPSphotoFINAL.pdf (Se accedióel 30 de junio de 2006).

matizada de los datos fotográficos, se debe filtrarla imagen digital por la presencia de ruido; cual-quier evento en la imagen que no representeparte de la exposición de la roca, tal como vegeta-ción o derrubio.

A continuación, se selecciona un atributo ouna combinación de atributos y el proceso deInterpretación Estructural Automatizada, adap-tado a partir de lo que ahora se utiliza en elprograma de computación Petrel, puede comen-zar a mejorar las superficies. El proceso utilizauna adaptación de la técnica desarrollada para lainterpretación de fallas en los volúmenes sísmi-cos 3D. Al principio, una falla o una fracturapuede aparecer solamente como una tendenciadentro de los datos, pero a medida que se mejo-ran las características de la relación señal-ruido alo largo de las superficies, los “agentes” mapeanun plano más definido, utilizando los principiosde la “inteligencia de enjambres” (arriba). Ungran número de agentes de proceso se desplieganen el volumen de datos, tomando decisiones basa-das en el comportamiento precodificado. Al igualque las hormigas, los agentes atraviesan las dis-tintas superficies emitiendo una “feromonaelectrónica” a lo largo del camino, a partir de lacual se obtiene y almacena una estimación de laorientación de la superficie; en este caso, sepican las fracturas y la estratificación. El resul-tado es un mapa 2D de rasgos de afloramientoslineales—en su mayor parte fracturas y estratifi-cación—pero con una resolución mayor que laextraída de los datos LIDAR.

Una vez realizado el innovador procesamientoen las fotografías digitales de alta resolución y enlos datos LIDAR, se recombinan los resultadoscon el fin de conformar el modelo fotorrealista3D para la verificación manual y el análisis. Enesta etapa, los mapas 2D obtenidos de las fotosse transforman en datos 3D, conforme se proyec-tan en el modelo de afloramiento fotorrealista,

como una serie de planos y atributos. Los resul-tados del análisis fotográfico y LIDAR sondesplegados como atributos en una ventana deedición y luego son comparados por el intérpretecon el modelo fotorrealista, para el control decalidad.

Luego de la edición de los datos, el geólogoestructural puede iniciar el proceso de interpre-tación cuantitativa de las fracturas. Dado que laestratificación se mapea automáticamente comoparte del proceso, el intérprete puede realizar elanálisis cuantitativo del alcance, densidad yorientación de las fracturas, capa por capa, esta-bleciendo así una estratigrafía mecánica. Losplanos de rotura analizados y su relación con laestratificación y las fallas pueden ser utilizadosluego como base para modelos de redes de frac-turas discretas. Tales modelos pueden seranalizados en términos de volúmenes de fractu-ras representativos y heterogeneidad del flujorelacionada con los sistemas de fracturas.

Modelado de los efectos de las fracturasEs probable que no existan otras tareas de simu-lación tan desafiantes, en los campos depetróleo y gas actuales, como la construcción demodelos NFR válidos para simular el flujo defluidos de yacimiento con un grado de certezarazonable. Los desafíos cubren disciplinas yescalas múltiples y siempre deben ser encaradoscon información limitada. El objetivo fundamen-tal de la simulación de yacimientos es estimar ypronosticar la distribución y el flujo de fluidosen el yacimiento, en respuesta a los procesos deproducción o inyección. Las fracturas naturalesdificultan considerablemente la consecución deeste objetivo.

Algunos especialistas simplifican los desafíosque plantea la simulación del flujo de fluidos delos yacimientos NFR, mediante una división entres categorías. Primero, un modelo debe resol-

ver las trayectorias de los fluidos mediante ladeterminación de la conectividad de las fractu-ras. La conectividad depende de la longitud,orientación e intensidad de las fracturas, que seobtienen de los datos del subsuelo y de aflora-mientos análogos. En segundo lugar, es esencialel conocimiento de las permeabilidades de lossistemas de fracturas, la variación de la permea-bilidad a través del campo, y la interacción entrelas fracturas y la matriz. En tercer lugar, sedeben captar la presión del fluido, o presióncapilar, y las permeabilidades relativas presen-tes en el yacimiento. Además, es necesaria unabuena comprensión del régimen de esfuerzoslocales para lograr una simulación NFR creíble.Esta información proviene de una diversidad defuentes—incluyendo las mediciones obtenidasde los registros, el análisis de ovalización porruptura de la pared del pozo y las pruebas depérdida de fluido—y se utiliza en los modelosmecánicos del subsuelo.49

La complejidad de los yacimientos NFRrepresenta un desafío real en las operaciones desimulación de yacimientos. Los modelos geológi-camente más realistas son modelos de redes defracturas discretas (DFN). En estos modelos,cada fractura es representada como un plano enel yacimiento, con propiedades conexas, talescomo apertura y permeabilidad. Los modelosDFN representan la complejidad geométrica delos yacimientos fracturados con un alto grado dedetalle. El flujo de fluidos puede ser simulado através de los modelos DFN, utilizando métodosde elementos finitos, y los efectos del flujomatricial también pueden ser incorporados.

La creación de un modelo verosímil, sinembargo, impone grandes exigencias sobre losgeocientíficos y el sistema de fracturas debe serparametrizado en todo su detalle. Este modelo seconstruye habitualmente a partir de pozos cerca-nos con datos de alta calidad; por ejemplo, datos

22 Oilfield Review

> Delineación automática de fracturas y fallas. Se selecciona uno o varios atributos para la generación del Cubo B a partir del Cubo sísmico A. Se acondicionael Cubo B mediante el módulo de Interpretación Estructural Automatizada del programa Petrel, utilizando la “inteligencia de aglomeraciones,” que mejoralos rasgos de las fracturas y las fallas para producir el Cubo C resultante. Las superficies de las fallas se extraen luego como objetos separados, como semuestra en el Cubo D. Estas superficies se pueden incorporar posteriormente en los modelos geológicos.

A B C D

Otoño de 2006 23

de imágenes de la pared del pozo, análisis denúcleos y datos de presiones transitorias, y luegose expande a la región que se extiende entre lospozos utilizando técnicas geoestadísticas. Losmodelos DFN también pueden ser guiados porlos resultados de la caracterización de fracturasen base a la anisotropía sísmica y los datos deproducción.50 Los datos de pozos y los datos sís-

micos en general no son suficientes como paraproveer información sobre el alcance y conecti-vidad de las fracturas, por lo que losafloramientos análogos se convierten en fuentesde información cruciales.

Hoy en día, la generación de modelos DFNsigue presentando limitaciones. Los modelosDFN son intensivos desde el punto de vista com-putacional, por lo que de esta manera no esposible modelar todas las fracturas presentes enun yacimiento. Si bien un modelo DFN podríautilizarse para un ajuste histórico individual depruebas de pozos, los modelos DFN que seencuentran en el mercado sólo tratan el flujomonofásico y, por ende, no pueden modelar losmecanismos de recuperación secundaria.51 Esposible representar geométricamente sólo lasfracturas más grandes en los modelos celulares,mientras que las fracturas más pequeñas tienenque ser representadas como propiedades de célu-

las modificadas. No obstante, la física del flujoentre las fracturas y la matriz en los modelos celu-lares puede representarse utilizando el método dediferencias finitas y empleando técnicas de porosi-dad dual y porosidad dual/permeabilidad dual.

Es difícil proveer un enlace entre la visuali-zación de un yacimiento fracturado que poseeun geólogo y una representación celular. Unmétodo para encarar este problema consiste encrear modelos DFN en pequeña escala, querepresenten los detalles del fracturamiento, yreescalarlos en bloques de cuadrículas celularesutilizando métodos estáticos o bien dinámicos.Por ejemplo, se mapeó un sistema de grietas apartir de una fotografía de un afloramiento decampo tomada con un helicóptero (arriba). Lasgrietas se picaron en la fotografía utilizando loque es ahora la técnica de InterpretaciónEstructural Automatizada Petrel. Los resultadosse utilizaron para construir un modelo DFN, cap-

10 m

Length-weighted orientationof 1,669 fractures

1009080706050403020100

Perm

eabi

lidad

(Kx),

mD

10

2.5

7.5

12.5

17.5

22.5

27.5

32.5

37.5

42.5

47.5

52.5

9876543

Permeabilidad (Kx), mD

Permeabilidad, dirección X

210

Frec

uenc

ia, n

úmer

o de

blo

ques

3

2

1

0.01

700.

0174

0.01

780.

0182

0.01

860.

0190

0.01

940.

0198

0.02

020.

0206

0.02

100.

0214

0.02

18

Porosidad de fractura, %

Porosidad de fractura

0Fr

ecue

ncia

, núm

ero

de b

loqu

es

Y (N)

X (E)Z

> Ejemplo de un patrón de fracturamiento generado en forma automática, a partir de un afloramientoen un área de 50 m por 50 m [164 pies por 164 pies] (extremo superior izquierdo), incorporado en unmodelo de redes de fracturas discretas (DFN). A las fracturas se les asignó una apertura constante, yla permeabilidad se reescaló utilizando un algoritmo de cálculo de la presión. La permeabilidadreescalada en la dirección X, Bloque Kxx, se escala de acuerdo con la barra de colores (izquierda).Los histogramas (extremo inferior) muestran el Bloque Kxx y la porosidad de fractura para cada célulade 10 m por 10 m [32.8 pies por 32.8 pies]. El diagrama de roseta (extremo superior derecho) muestrala orientación de 1,669 fracturas, interpretadas por lo que ahora es el proceso de InterpretaciónEstructural Automatizada Petrel.

49. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N,Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico del subsuelo,” OilfieldReview 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22-41.

50. Will R, Archer R y Dershowitz B: “Integration of SeismicAnisotropy and Reservoir-Performance Data forCharacterization of Naturally Fractured Reservoirs UsingDiscrete-Feature-Network Models,” artículo de la SPE84412, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de2003.

51. Rawnsley K y Wei L: “Evaluation of a New Method toBuild Geological Models of Fractured ReservoirsCalibrated to Production Data,” Petroleum Geoscience 7,no. 1 (Febrero de 2001): 23–33.

tando toda la complejidad de la red. Con unaapertura asumida, se determinaron las permea-bilidades reescaladas en tres direccionesdiferentes utilizando un algoritmo de cálculo dela presión y luego se ingresaron en un modelo desimulación celular.52

La simulación de flujo en los modelos celula-res se realiza de dos maneras: simulación pordiferencias finitas y simulación de líneas deflujo.53 Los simuladores por diferencias finitasofrecen habitualmente una amplia gama de fun-cionalidades y son preferibles en entornos deproyectos maduros de largo plazo. Además, lossimuladores por diferencias finitas han resultadomás adecuados para simular el flujo de fluidos nodominado por las heterogeneidades del yaci-miento en modelos con menos incertidumbres.Los simuladores de líneas de flujo, tales como elmódulo ECLIPSE FrontSim trifásico, son mejorespara acceder al comportamiento dinámico delyacimiento en modelos grandes con múltiplesmillones de células. Los simuladores de líneas deflujo son más rápidos de correr y permiten a losequipos a cargo de los activos de las compañíasvalidar rápidamente los modelos de yacimientosreescalados con datos dinámicos (derecha).

Provistos con simuladores de flujo adecua-dos, estos equipos ahora pueden examinar laconectividad a lo largo del yacimiento y conside-rar estrategias para maximizar la recuperaciónde hidrocarburos. Conforme se ingresan másdatos en el modelo, es posible ajustar cada por-ción del mismo. Esto puede implicar elmejoramiento de los modelos estructurales y losmodelos mecánicos del subsuelo, de los modelosde matrices y fracturas, y de los modelos deintercambio matriz-fractura (próxima página).

Habitualmente, los modelos se prueban y secalibran utilizando datos históricos de presión yproducción—ajuste histórico—y deben seractualizados y ajustados con nueva información.La capacidad de los equipos a cargo de los acti-vos de las compañías para actualizarrápidamente los modelos de yacimientos ycorrer simulaciones múltiples ha sido mejorada,y continúa mejorando, con la disponibilidad demayor capacidad computacional.

Avances en términos de fracturas

Algunos de los yacimientos de hidrocarburosmás grandes del mundo corresponden a yaci-mientos carbonatados naturalmente fracturadosde Medio Oriente, México y Kazajstán.54 Enmuchos casos, estos yacimientos poseen tres sis-temas de porosidad: porosidad de fractura,porosidad de matriz y porosidad vacuolar—tanto conectadas como aisladas—e implican unflujo de fluido multifásico, lo que se suma a lascomplejidades del modelado. Los desafíos queenfrentan los operadores de estos campos sonintimidatorios. La declinación de la productivi-dad de hidrocarburos, el incremento de laproducción de agua y los volúmenes significati-vos de petróleo sin barrer son los motivos depreocupación más obvios. El examen más deta-llado ha revelado la presencia de dificultadesinherentes al modelado de yacimientos hetero-géneos, de porosidad dual y triple, con flujo defluido multifásico. En estos casos, resultó útildesarrollar relaciones especiales para las per-meabilidades relativas y la presión capilar, quetienen en cuenta las complejidades.55

El 25 de marzo de 2006, Schlumberger, en

24 Oilfield Review

> Simulación de líneas de flujo. Los simuladores de líneas de flujo, tales comoel programa ECLIPSE FrontSim, permiten a los ingenieros de yacimientos y alos geocientíficos simular en forma rápida el flujo de fluidos en los yaci mien -tos heterogéneos. Estos simuladores resultan particularmente útiles a la horade simular los efectos de las fracturas u otros conductos de alta permea bili -dad sobre los proyectos de inyección de agua para recuperación secundaria.En este ejemplo, las líneas de flujo y las capas prospectivas se codifican encolor, de acuerdo con la saturación de agua, Sw.

G03

G05

G11G09

G04 G14G12

G13

G01 34-5

G07

G06G02

1.0

0.1

Sw

52. Un algoritmo de cálculo de la presión es unaherramienta del software de modelado que posibilita elcálculo de la presión en todos los puntos de un modelo.

53. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, HolmesJA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C,Jiménez Z, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramientode los yacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1(Verano de 2001): 26–47.

54. Ahr WM, Allen D, Boyd A, Bachman HN, Smithson T,Clerke EA, Gzara KBM, Hassall JK, Murty CRK, Zubari Hy Ramamoorthy R: “Confrontando el intrincado tema delos carbonatos,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de2005): 20–33.Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

55. Kossack CA y Gurpinar O: “A Methodology forSimulation of Vuggy and Fractured Reservoirs,” artículoSPE 66366, presentado en el Simposio sobre Simulaciónde Yacimientos de la SPE, Houston, 11 al 14 de febrerode 2001.Gurpinar O, Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of aLarge, Naturally Fractured Oil Complex,” artículo de laSPE 59061, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 1° al 3 de febrero de 2000.Gurpinar O, Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of a Triple Porosity Reservoir,” artículo de la SPE 57277,presentado en la Conferencia sobre RecuperaciónMejorada del Petróleo de la sección del PacíficoAsiático de la SPE, Kuala Lumpur, 25 al 26 de octubre de 1999.

Otoño de 2006 25

una alianza con la Universidad de Petróleo yMinerales King Fahd, inauguró oficialmente elCentro para la Investigación de Carbonatos(SDCR) de Dhahran para abocarse a proyectosde colaboración centrados en los yacimientoscarbonatados, que en su mayoría son NFR. Loscientíficos de este centro de investigación deúltima generación se dedicarán fundamental-mente al desarrollo de tecnologías que puedanenfrentar los desafíos de explotar estos yaci-

mientos complejos, incluyendo la investigaciónrelacionada con tecnologías sísmicas terrestres,geología, física de rocas y dinámica de fluidos.

En el pasado, los datos estáticos y dinámicosdisponibles dictaminaron la tendencia de losequipos a cargo de los activos de las compañíascon respecto a la caracterización, modelado ysimulación de los yacimientos NFR. Hoy en día,una mejor comprensión de las complejidades delos yacimientos NFR, el mejoramiento de las

mediciones y de las técnicas de interpretación enuna gama de escalas más amplia, las capa cidadesde modelado más rápidas y sustancialmentemejoradas, y las nuevas e interesantes tareas deinvestigación harán que el avance de la indus-tria en materia de yacimientos fracturados seanatural. —MGG

> Modelado de yacimientos naturalmente fracturados. Un ejemplo de un flujo de trabajo describe los elementos principales involucrados en el modeladoNFR durante las fases de puesta en marcha del proyecto (fondo verde), creación del modelo (fondo amarillo) y ajuste del modelo (fondo azul). Los númerosdel extremo inferior indican dónde debería tener lugar el ajuste del modelo, en orden de preferencia.

Evaluación deingeniería

Evaluacióngeológica

Indicadoresde fracturas

Propiedades derivadasde los registros

Datos de yacimientos ydatos dinámicos parael modelado de flujo

Modelado NFR

Recolección,verificación y

validaciónde datos

•Presión•Producción•Análisis de inyección•Resúmenes de pozos•Análisis de tratamiento de presión•Permeabilidad del yacimiento•Presión capilar (Pc)•Modelos de un solo pozo

Objetivosdel proyectoEstadodel campoEstado delos datosTiempo/$$del proyecto

•Localización de pozos•Identificador único•Levantamiento direccional •Terminación de pozos •Producción•Instalaciones de pozos•Presión•Prueba de pozo•PVT•Análisis de núcleos•Permeabilidad relativa•Registros•Registros de imágenes•Registros de inclinación•Sedimentología•Datos sísmicos•Navegación sísmica•Control de velocidad•Registros de perforación•Informes•Estudios previos

•Núcleos•Sedimentología•Modelo de facies•Estratigrafía•Correlaciones•Datos sintéticos•Interpretación sísmica•Fallas y horizontes•Modelado estructural•Interpretación del registro de inclinación•Evaluación petrofísica

•Ambiente estructural regional•Marco estructural•Curvatura•Litología•Episodios de perforación•Pruebas de pozos•Comporta- miento de la producción•Registros de imágenes•Registros sónicos

Petrofísica total y matricial

PVT, producción, presión,terminación de pozos,inyección, base de datos de pruebas, kr, Pc, objetivosde predicción

Influencia de la estratificacióndel modeloInfluencia de la cuadrículadel modelo

Modelode fallas

Marcoestructural

Intensidad/Dirección

de fractura

Índice defracturamiento

Cuadrículade simulación

de flujo

Modelo defracturasdiscretas

VerificaciónDFN

Distribución depropiedades

3D

Modelo demanejo de

yacimientos

Modelo deyacimientopredictivo

Reproducircomportamiento

histórico

Kr , Pc

Trifásico

Bifásico

Modelode flujo

Revisión deconectividad

Simulador delíneas de flujo

Sí

No

Sistemadual

Modelode

fracturas

Modelode matriz

1234

Multifásico

26 Oilfield Review

Tecnologías de campos petroleros para la ciencia sísmica

Richard CoatesJakob B.U. HaldorsenDouglas MillerRidgefield, Connecticut, EUA

Peter MalinEylon ShalevStewart T. Taylor Universidad de DukeDurham, Carolina del Norte, EUA

Christian StolteWesternGecoHouston, Texas, EUA

Michel VerliacClamart, Francia

Drill-Bit Seismic, DSI (generador de Imágenes Sónico Dipolar), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), SeisDB y Sonic Scanner son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Naomi Boness y Mark Zoback, Universidad deStanford, California, EUA; y a Stephen Hickman y WilliamEllsworth, Servicio Geológico de EUA, Menlo Park, California.

En las profundidades de una zona de falla activa, el Observatorio de la Falla de San

Andrés a Profundidad medirá los cambios producidos en las propiedades de las rocas

antes, durante y después de los terremotos. Vinculadas con otras mediciones que se

obtienen en la superficie terrestre, estas observaciones directas monitorearán, por

primera vez, cómo una falla activa y el ambiente adyacente responden a los cambios

de esfuerzos locales y regionales. Esta combinación de mediciones, que han de

registrarse en la próxima década, proporcionará nuevos e importantes conocimientos

acerca de cómo se forman y cómo irrumpen los terremotos.

En general, raramente nos dedicamos a pensarsobre las fuerzas que generaron la belleza naturalde nuestros parques nacionales o que pro dujeronnuestros recursos naturales. Sólo cuando losterremotos asolan las comunidades o crean enor-mes olas de marea que inundan las comunidades

costeras, nos estremecemos al considerar lasfuerzas vitales que moldean la tierra en la quevivimos, trabajamos y jugamos.

El domingo 26 de diciembre de 2004, unintenso terremoto de magnitud 9.3 en la escalade Richter tuvo lugar frente a la costa del norte

Highest hazard32+24 a 3216 a 248 a 164 a 82 a 40 a 2

Lowest hazard

gn, %

> Peligros de sacudidas de los terremotos. Las curvas de contorno indican la máxima sacudida delterreno con probabilidades de ocurrir en un período de 50 años, como porcentaje de la aceleraciónde la gravedad, gn, para diferentes regiones de EUA. El daño comienza a producirse cuando la sacu -dida del terreno excede el 10% (amarillo), y el daño significativo tiene lugar cuando la sacudida delterreno es superior al 20% (naranja). (Adaptado con la autorización del Servicio Geológico de EUA).

Otoño de 2006 27

de Sumatra.1 Este episodio desató un tsunamigigante que se propagó a lo largo de toda laCuenca del Océano Índico, provocando una des-trucción verdaderamente masiva; más de250,000 víctimas y daños por un valor superior aUS$ 4,000 millones.

Muchos de los peores desastres naturalesque se producen a nivel mundial son el resultadode los terremotos. El terremoto más grande delsiglo pasado fue un episodio masivo de magnitud9.5, que sacudió Chile en 1960, cobrando la vidade más de 2,000 personas. El sismo más implaca-ble de los últimos años fue un episodio demagnitud 8.0 que asoló Tangshan, en China, en1976, dejando un saldo de más de 240,000 perso-nas muertas.

Este año se conmemora el centenario delsismo más destructivo de los Estados Unidos: unterremoto de magnitud 7.7 que tuvo lugar en SanFrancisco, en 1906. Este desastre, causado por el

movimiento producido a lo largo de la Falla deSan Andrés, generó incendios que ocasionaronla muerte de unas 3,000 personas y daños mate-riales por valor de 500 millones de dólaresestadounidenses.2 La Falla de San Andrés es laexpresión superficial de uno de los límites deplaca principales del mundo y corresponde auna falla de transformación. Allí, la Placa delPacífico se desplaza horizontalmente hacia elnoroeste, unos 5 cm [1.9 pulgada] por año, res-pecto de la Placa Norteamericana.3 Quienesviven en la costa oeste de EUA, especialmentelos habitantes de las ciudades costeras intensa-mente pobladas de California, se encuentranpeligrosamente situados sobre áreas que exhi-ben el grado más elevado de riesgo de actividadsísmica (página anterior).

El impacto socioeconómico de estos desas-tres naturales ha incrementado nuestranecesidad de pronosticar la probabilidad de ocu-

1. La escala de Richter se utiliza para determinar la mag -nitud de un terremoto, que se calcula utilizando datosrecabados mediante un sismógrafo. La escala de Richteres logarítmica, lo que significa que los in cre mentos delos números enteros indican un aumento en diez vecesde la amplitud de las ondas sísmicas. Por ejemplo, laamplitud de onda en un terremoto de mag ni tud 6 es 10veces mayor que la de un terremoto de magnitud 5. Laenergía liberada se incrementa 31.6 (lo que en la escalase expresa como x103/2) veces, entre los valores de losnúmeros enteros. Para obtener más información sobrelas magnitudes de los terremotos, consulte:http://www.answers.com/topic/richtermagnitude-scale(Se accedió el 9 de mayo de 2006).

2. El terremoto de Northridge, California, de 1994, implicóun costo aún más elevado, ya que sus pérdidas se esti maron en más de 20,000 millones de dólaresestadounidenses.

3. Los terremotos se producen cuando las rocas que expe -rimentan procesos de deformación se rompen repen ti -namente a lo largo de una falla, produciendo ondas devibraciones del terreno. Tal deslizamiento tiene lugarnormalmente en los límites de las placas. La teoría de la tectónica de placas fue introducida en 1968 por elgeólogo Tuzo Wilson J y otros.

rrencia de los terremotos más significativos; dela misma forma en que los meteorólogos pronos-tican el tiempo.

Este artículo analiza la construcción del pri-mer observatorio sísmico subterráneo en la Fallade San Andrés. La misión del observatorio, cono-cido con el nombre de Observatorio de la Fallade San Andrés en Profundidad (SAFOD), es estu-diar los factores que afectan la física de losterremotos. En este artículo, describiremos bre-vemente cómo se están utilizando las tecnologíasde campos petroleros para construir el observa-torio. Además expondremos algunos de losobjetivos científicos del observatorio SAFOD y

describiremos cómo las mediciones geofísicaspara campos petroleros están ayudando a loscientíficos a develar algunas de las sorpresasdescubiertas hasta este momento.

EarthScope y SAFODSe dice que el gran terremoto de San Franciscode 1906 dio origen a la investigación sísmicamoderna.4 El observatorio SAFOD, el em pren -dimiento más reciente, forma parte de unprograma científico de cinco años, de carácternacional, denominado EarthScope, cuyo montoasciende a 200 millones de dólares estadouni-denses. El proyecto, una iniciativa de la

Fundación Nacional de Ciencias (NSF) de EUA,investigará la estructura y la evolución del conti-nente norteamericano y los procesos físicos quegeneran los terremotos.5 Para la NSF, la com-prensión de lo que sucede en el punto en el quecomienza la actividad sísmica es uno de los obje-tivos primordiales de la sismología.6

La Universidad de Stanford y el Servicio Geo-lógico de EUA (USGS) proporcionaron alobservatorio SAFOD equipos de científicos de laindustria y de universidades nacionales e inter-nacionales, incluyendo geólogos, geofísicos ysismólogos. El equipo de Stanford y del USGSdirigió la perforación y entubación de un pozo de4 km [2.4 millas] a lo largo de la Falla de SanAndrés (SAF). Desde el terremoto de San Fran-cisco de 1906, esta falla se ha convertido en elfoco principal de los estudios sísmicos en EUA.El pozo está siendo instrumentado como obser-vatorio científico.

El pozo SAFOD se encuentra ubicado a unaprofundidad de más de 3 km [9,840 pies] paraasegurar la detección de terremotos de magnitud 2recurrentes. La búsqueda de terremotos de mayorintensidad exigiría una profundidad de perfora-ción mucho mayor; por ejemplo, la mayoría delos terremotos de magnitud 6 se originan a unos10 km [6 millas] por debajo de la superficie.7

El emplazamiento del pozo SAFOD, situado enCalifornia central a lo largo de una zona de desliza-miento de la falla SAF, se seleccionó por dosrazones claves. En primer lugar, se trata de unalocalización con muchos terremotos de magnitud2 que se reiteran aproximadamente cada dosaños. En segundo lugar, el sitio SAFOD está ubi-cado en la localización sísmica más estudiada delmundo: Parkfield, California. Desde su iniciaciónen 1985, el “experimento Parkfield” ha contadocon la participación de numerosos investigadoresdel USGS y de universidades y laboratorios queprestaron su colaboración para el proyecto.

Este experimento utiliza una gran red de 70estaciones geofísicas que obtienen medicionescon diversos instrumentos sísmicos, de posicio -namiento geodésico del terreno, instrumentoselectromagnéticos y de monitoreo del nivel deagua, para observar los diferentes tipos de fenó-menos sísmicos que se producen en la región.Estos esfuerzos proporcionaron abundante infor-mación sismológica, geológica y geofísica desuperficie clave que se utilizó en la preparacióndel emplazamiento de perforación SAFOD.8

Luego de algunos años de estudio, los científicosde Parkfield llegaron a la conclusión de que nece-sitaban observar el interior de una falla activapara monitorear la ocurrencia de los terremotos.

28 Oilfield Review

Prof

undi

dad,

km

SAFOD

Resistividad, ohm.m

Pozopiloto Núcleos laterales

Zona

de

la F

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MiddleMountain

Traza superficial de la Falla de San Andrés

0

1

2

3

1,000 100 10 1

> Estado del observatorio SAFOD. El pozo piloto para el observatorio SAFOD(verde) fue terminado en el año 2002. La primera fase del pozo principal (rosa)se terminó en septiembre de 2004, y la segunda fase (amarillo), en octubre de2005. Los círculos blancos muestran la localización aproximada de los terre -motos de magnitud 2 o menor, observados desde los sismómetros instaladosen el pozo. El círculo rojo muestra una zona de actividad sísmica recurrente,a la que se apunta para la extracción de núcleos en una fecha posterior. Losvalores de resistividad de la formación (clave en el extremo inferior) pro vie -nen de mediciones geofísicas de superficie obtenidas por Unsworth M y Bedrosian PA (Ref. 13). Véase además http://quake.wr.usgs.gov/research/parkfield/safod_pbo.html (Se accedió el 25 de julio de 2006).

Otoño de 2006 29

En estos momentos, el observatorio SAFODse encuentra en la etapa de desarrollo co rres -pondiente a las fases de construcción y“descubrimiento.” El pozo piloto, perforado en elaño 2002, fue utilizado durante dos años comobase para la ejecución de estudios geofísicosextensivos en el área de Parkfield. Los sismóme-tros instalados por el equipo de Stanford y delUSGS, en colaboración con Oyo Geospace y laUniversidad de Duke, midieron los sismos en elpozo piloto entre 2002 y 2004. Los datos de los sis-mómetros, junto con los registros de pozos, losdatos de recortes de perforación y los análisis denúcleos, ayudaron a los sismólogos a planificar latrayectoria del pozo principal. La primera seccióndel pozo principal, denominada Fase 1, se perforóhasta una profundidad de 2.5 km [8,200 pies],entre junio y septiembre de 2004. La segundasección del pozo, la Fase 2, extendió el pozo casi800 m [2,625 pies], y fue terminada a través dela Falla de San Andrés en octubre de 2005 (pá gi -na anterior).

Los científicos de las universidades y delUSGS están estudiando intensamente los datosobtenidos en estas fases iniciales de construccióndel pozo principal. La perforación de la Fase 2incluyó la ejecución de revisiones de la trayecto-ria del pozo, basadas en estimaciones mejoradasde las localizaciones sísmicas objetivo. A travésde los sismómetros de fondo desplegados en elpozo SAFOD al final de la Fase 1, se obtuvieronmejores estimaciones de las localizaciones sís-micas. El emplazamiento de los sismómetrosmás cerca de la fuente sísmica proporcionó unaestimación más precisa de las velocidades sísmi-cas entre el sismómetro y el terremoto objetivo.La obtención de mejor información de velocidadmejora el proceso de generación de imágenes queutiliza campos de ondas acústicas y, en última ins-tancia, aumenta la precisión del proceso delocalización de terremotos. Por último, la perfo-ración de la Fase 3 prevista para el año 2007emplazará pozos multilaterales en diversospuntos sísmicos activos. Subsiguientemente,comenzará un período de 15 años de monitoreo yestudio de los terremotos.

A lo largo de todo este proyecto, han habidoextensivas colaboraciones y contribucionesindustriales y académicas. Las contribuciones dela industria fueron provistas por compañías deexploración, producción y servicios, inclu yen doservicios de soporte de perforación, extracciónde núcleos, adquisición de registros de pozos,servicios de adquisición de registros durante laperforación y soporte científico y de ingeniería.

Por ejemplo, Schlumberger proporcionó instru-mentos para la ejecución de levantamientossísmicos de alta resolución, monitoreo de terre-motos y otros instrumentos de registracióngeofísicos. Por otra parte, especialistas de lascompañías petroleras más importantes delmundo, incluyendo Shell, BP, ExxonMobil yChevronTexaco, se están desempeñando comomiembros de la junta de asesoramiento técnicodel observatorio SAFOD, ayudando a planificar ytomar decisiones de ingeniería críticas, necesa-rias para construir el observatorio.

Preguntas científicas clavesHasta este momento, los científicos no hanpodido predecir los terremotos de manera con-fiable. Para determinar si ese objetivo esposible, necesitan conocer en forma másexhaustiva los procesos físicos que tienen lugaren la zona fallada, antes, durante y después delos episodios sísmicos.

Cuando finalice su construcción, el empla -zamiento SAFOD será el único observatoriosísmico con instrumentos instalados directa-mente dentro de una falla activa.9 De este modo,el observatorio SAFOD posibilitará la observa-ción científica del proceso de nucleación en elque las fallas se deslizan repentinamente ycrean la energía sísmica que conocemos comoterremotos (o sismos).10

A pesar de los años de estudio, aún quedanmuchas preguntas sobre terremotos sin respon-der. ¿Qué causa los terremotos? ¿Qué procesosdinámicos del subsuelo hacen que las fallas sedeslicen? ¿Se inician repentinamente sin aviso—o son precedidos por un período de des li za mientolento en la zona de falla, que somete a esfuerzodicha zona antes de que se produzca su ruptura?¿Podrían inyectarse fluidos de alta presión en lazona de falla, permitiendo la separación de lasrocas a lo largo de la falla antes de que comienceel terremoto y las rupturas se propaguen a travésdel subsuelo? ¿Un terremoto se inicia como unpuntito pequeño, que luego sigue creciendo?¿Los terremotos pequeños crecen poco, mientrasque los terremotos grandes crecen más?

A partir de experimentos de laboratorio yobservaciones de superficie, los geocientíficoshan postulado diversas teorías acerca de la ini-ciación de los terremotos. Algunas teorías hacenalusión a una “zona de preparación” de fallascon áreas sometidas a grandes esfuerzos quedeterminan cuál será la magnitud de un terre-moto. Otras teorías sostienen que la presión delos fluidos del subsuelo afecta la nucleación de

los terremotos. Además, existen teorías que a -firman que los minerales exóticos con bajoscoeficientes de fricción contribuyen a los terre-motos.

Todas estas teorías se apoyan en parte enobservaciones de campo realizadas en la su -perficie o en el laboratorio pero nunca fueronprobadas en una falla activa. Con los instrumen-tos instalados en el pozo SAFOD, los científicosfinalmente podrán monitorear los terremotos enforma minuciosa, en el “campo cercano” de lapropagación de las ondas sísmicas para abordaralgunas de sus teorías.

La actividad de investigación del observatorioSAFOD se enfoca además en el estudio de losaspectos dinámicos relacionados con lo quesucede en los minutos, horas, días e incluso añosque preceden a la ocurrencia de un sismo. Exis-ten grandes divergencias acerca de este tema. Enlos experimentos de laboratorio, los terremotospueden tener lugar cuando se produce fricciónentre la superficie de una roca y otra. Si bien losinvestigadores a veces pueden predecir cuándoocurrirán estos terremotos simulados durante losexperimentos controlados, la Tierra es muchomás complicada que cualquier experimento delaboratorio. Las zonas de fallas profundas, en lasque tienen lugar los terremotos, poseen tempe -raturas elevadas, fluidos exóticos e inclusominerales exóticos que pueden hacer que elcomportamiento de la Tierra difiera significativa-mente del observado en los experimentos delaboratorio.

4. Achenbach J: “The Next Big One,” National Geographic209, no. 4 (Abril de 2006): 120–147.

5. Para más información sobre EarthScope, consulte:http://www.earthscope.org. (Se accedió el 11 de abril de 2006).

6. Lefort M: “Scientists Journey to the Center of anEarthquake,” EUA Today (16 de agosto de 2005): 7D.

7. Brown D: “Earthquake Study Goes Nucleation,” AAPGExplorer 26, no. 7 (Julio de 2005): 8–10.

8. Una edición especial de la publicación GeophysicalResearch Letters contiene 20 artículos referidos a laactividad de investigación realizada en torno a la carac terización del emplazamiento SAFOD: “Preparationfor the San Andreas Fault Observatory at Depth,”Geophysical Research Letters 31, no. 12 (Junio de 2004).

9. Brown, referencia 7.10. La fase inicial del terremoto, entre la primera onda P

impulsiva que arriba (onda compresional) y el punto enque el sismograma de velocidad inicia un incremento develocidad lineal repentino, se denomina fase de nuclea -ción. Los conceptos de la fase de nucleación y losmecanismos de fracturamiento no son bien conocidos ouniversalmente aceptados por todos los investigadores.

Pronto, los científicos podrán comprobar susteorías con las observaciones del observatorioSAFOD. Observarán si las deformaciones se pro-ducen antes de que ocurra un terremoto, si ladeformación puede predecir la ocurrencia de unterremoto y cuál será su magnitud. Además,podrán observar si la presión de los fluidos cam-bia sistemáticamente en los terremotos y siestos cambios de presión inciden en la nuclea-ción de los terremotos. Las respuestas a estaspreguntas ayudarán a los científicos a aprendermucho sobre los terremotos y permitirán mejo-rar sus pronósticos.

Mapas del subsuelo para el observatorio SAFODEn la preparación del observatorio SAFOD, serealizó un estudio extensivo de caracterizacióndel sitio, alrededor del emplazamiento de la per-foración y a través de la falla SAF. En el veranode 2002, en el emplazamiento SAFOD se perforóun pozo piloto vertical de 2.2 km [7,200 pies] deprofundidad.11 Para observar la estructura y lasheterogeneidades del subsuelo en escalas múlti-ples, fluctuantes entre cientos de metros y

decenas de kilómetros, los geocientíficos se basa-ron en los estudios coordinados por el USGS.

Los estudios sísmicos incluyen la localizaciónde los terremotos utilizando la gran red de sismó-metros de Parkfield y el proceso de inversióntomográfica 3D, un levantamiento sísmico dereflexión de alta resolución realizado por el USGS,un levantamiento de generación de perfiles corti-cales llevado a cabo por el GeoForschungsZentrum(GFZ) y el Instituto Politécnico de Virginia (VPI),además de numerosos perfiles sísmicos verticalescon apartamiento de la fuente (VSP).12 Los estu-dios de campos potenciales incluyen el mapeo gra-vimétrico y magnetométrico y un perfil de resisti-vidad eléctrica determinado a partir de la explo-ración magnetotelúrica.13 Estos estudios, que utili-zan tecnologías y técnicas de procesamiento deúltima generación, están ayudando a los geocien-tíficos a comprender los rasgos y estructuras geo-lógicas principales de la zona SAF. Algunos resul-tados han sido sorprendentes.

Por ejemplo, Paulsson Geophysical Services,Incorporated, una compañía de sísmica de pozocon base en California, desarrolló uno de losarreglos de receptores sísmicos de pozo más lar-

gos del mundo para generar un mapa del entornosubterráneo del observatorio SAFOD. Su arreglode receptores engrapados, de tres componentes,1,219 m [4,000 pies] y 80 niveles, se utilizó en dossegmentos, en mayo de 2005, para producir unVSP detallado, con tres canales, 160 niveles, y2,743 m [9,000 pies] de largo, de las formacionesadyacentes a la falla SAF justo antes del inicio dela perforación del pozo principal de la Fase 2.

Después de finalizado el VSP, el arreglo dealta sensibilidad y alta frecuencia (hasta 400 Hz),se dejó en el pozo durante dos semanas, regis-trando más de 1,000 terremotos pequeños y 100más grandes (de una magnitud de hasta 2.7).14

Estas registraciones proporcionaron a los sis -mólogos un descubrimiento sorprendente: laprimera observación de los temblores no volcá-nicos en la zona SAF (arriba). Los científicoscreen que estos temblores fueron causados porepisodios de desplazamiento reiterados profun-dos, similares a los observados en la zona desubducción de Cascadia debajo de la Isla de Van-couver, en la provincia de Columbia Británica,en Canadá.

30 Oilfield Review

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–800

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Distancia de desplazamiento 100 m Distancia de desplazamiento 200 m

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Número de sismómetro0 80 0 80Número de sismómetro

Temblor Terremoto

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> Observación de temblores no volcánicos en la falla SAF. Después de utilizar un arreglo de receptores engrapados, de tres componentes, 4,000 pies y 80niveles (izquierda), para producir un perfil sísmico vertical de 9,000 pies en el observatorio SAFOD, los científicos se sorprendieron al descubrir la existen -cia de temblores no volcánicos (centro), que, según se cree, son causados por episodios de deslizamiento producidos en las profundidades de la Tierra.Se muestran los perfiles sísmicos del terremoto (derecha) con fines comparativos. El sismograma del temblor muestra excursiones de amplitud oscilantesy prolongadas, positivas (rojo) y negativas (azul), mientras que la energía sísmica de los terremotos se concentra en un intervalo de tiempo relativamentecorto. (Cortesía de William Ellsworth, del Servicio Geológico de EUA).

Otoño de 2006 31

En otro experimento, la Universidad de Dukeregistró levantamientos VSP en el año 2003 utili-zando un arreglo vertical de tres componentes y32 niveles, emplazado en el pozo piloto. Las gran-des cargas de las fuentes sísmicas utilizadas en ellevantamiento de generación de perfiles cortica-les realizado conjuntamente entre GFZ-VPIproporcionó buenas señales para el registro de losdatos VSP. Los resultados del análisis de veloci-dad de ondas compresionales, u ondas P, y deondas de corte, u ondas S, indican diferencias sig-nificativas en las velocidades máximas para lascomponentes transversales paralelas y perpendi-culares a la dirección de adquisición (arriba). Seconsidera que estas diferencias son causadas porlas fracturas verticales presentes en la estructurageológica del subsuelo que yace en forma aproxi-madamente paralela a la tendencia superficial dela falla SAF.15 Estos resultados indican la presen-cia de una estructura de fracturas complejas en lazona SAF, posteriormente confirmada por elanálisis de los datos obtenidos mediante la gene-ración de imágenes en el pozo principal.

En el año 2004, la Universidad de Duke, encolaboración con Schlumberger, convalidó lacomplejidad de la zona SAF con imágenes detalla-das de las fallas, a profundidades mayores que lasque podían proporcionar los levantamientos sís-micos de superficie del USGS. El VSP ge neradocon el sistema Drill-Bit Seismic de Schlumberger,

11. Hickman S, Zoback MD y Ellsworth W: “Introduction toSpecial Section: Preparing for the San Andreas FaultObservatory at Depth,” Geophysical Research Letters31, no. 12 (Junio de 2004): L12S01.

12. Thurber C, Roecker S, Zhang H, Baher S y Ellsworth W:“Fine-Scale Structure of the San Andreas Fault Zoneand the Location of SAFOD Target Earthquakes,”Geophysical Research Letters 31, no. 12 (Junio de 2004):L12S02.Hole JA, Ryberg T, Fuis GS, Bleibinhaus F y Sharma AK:“Structure of the San Andreas Fault Zone at SAFODfrom a Seismic Refraction Survey,” GeophysicalResearch Letters 33, no. 7 (Abril de 2006): L07312.Para obtener más información sobre tecnologíassísmicas de última generación, consulte: Ait-MessaoudM, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R, Touami M,Anderson B, Van Baaren P, El-Emam A, Rached G, LaakeA, Pickering S, Moldoveanu N y Özbek A: “Nuevasdimensiones en tecnología sísmica terrestre,” OilfieldReview 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 48–59.

13. Unsworth M y Bedrosian PA: “Electrical ResistivityStructure at the SAFOD Site from MagnetotelluricExploration,” Geophysical Research Letters 31, no. 12(Junio 2004): L12S05.

> Gráficas de velocidad por semblanzas, a partir de un perfil sísmico vertical en el observatorio SAFOD (izquierda). Las diferencias de las velocidades má -ximas para las componentes transversales paralelas a la dirección de adquisición (curva superior) y perpendiculares a la dirección de adquisición (curvainferior) se utilizaron para determinar las orientaciones de las fracturas verticales (línea azul en el mapa de la derecha), presentes en la estructura geológica,alineadas unos 12° aproximadamente respecto de la expresión de la tendencia superficial de la falla SAF y 7° respecto de la línea de adquisición principalGFZ-VPI (línea de color pardo en el mapa).

Ener

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12

10

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00 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000

Velocidad, m/s6,000 8,000 9,000 10,0007,000

Inline Máxima en 2,900 m/sEn

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Velocidad, m/s6,000 8,000 9,000 10,0007,000

CrosslineMáxima en 3,100 m/s

0 50 km

0 30 millas

CALIFORNIA

Área dela figura Paso Robles

San Miguel

Línea de adquisic

ión principal

CoalingaValle

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101

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198

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46

25

33

5

Falla de San Andrés

Cañón de Waltham

FallaGold

Hill

SAFOD

12°

7°

Tendencia de los planos

de fracturas paralelas

Parkfield

Cholame

en el que la barrena actúa como fuente de ener-gía, se utilizó durante la perforación del pozoprincipal de la Fase 1. El conjunto de datossísmicos se obtuvo utilizando la energía de labarrena de perforación como fuente sísmica dealta amplitud y bajo costo.16 Esto proporcionó unVSP inverso en tiempo real, a partir de las seña-

McPhee D, Jachens R y Wentworth C: “CrustalStructure Across the San Andreas Fault at the SAFODSite from Potential Field and Geologic Studies,”Geophysical Research Letters 31, no. 12 (Junio de 2004):L12S03.

14. Peebler R: “Borehole Seismic Records 1,000 EarthquakesDuring San Andreas Fault Research,” First Break 23, no. 9(Septiembre de 2005): 17.

15. Taylor S, Malin P y Haldorsen JBU: “Shear-WaveAnisotropy Observed in VSP Data at the San AndreasFault Observatory at Depth,” artículo ANI 3.6, ResúmenesExpandidos, 75a. Reunión Anual de la Sociedad deGeofísicos de Exploración, Houston (6 al 11 de noviembrede 2005):174–177.

16. Para obtener más información sobre la tecnología Drill-Bit Seismic, consulte: Meehan R, Miller D, Haldorsen J,Kamata M y Underhill B: “Rekindling Interest in SeismicWhile Drilling,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993):4–13.Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meeham R y TweedyM: “Real-Time Answers to Well Drilling and DesignQuestions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2–15.

†Inlines: Líneas paralelas a la dirección de la adquisición.Crosslines: Líneas perpendiculares a la dirección de laadquisición.

les generadas por la barrena de perforación, loque dio a los geocientíficos la posibilidad de verlo que está adelante de la barrena para detectarlas reflexiones causadas por las fallas y los cam-bios en la litología, esperados en el observatorioSAFOD (derecha).

Schlumberger donó los instrumentos utiliza-dos para generar el VSP con el servicio Drill-BitSeismic. Éstos incluyeron los acelerómetros ins-talados en la cabeza rotativa superior del equipode perforación utilizado para el registro de laseñal de la barrena, además de los geófonos y elcableado para la instalación de un arreglo degeófonos de 46 canales en la superficie. El arre-glo de geófonos de superficie se extendía a lolargo de una línea dirigida fuera de la localiza-ción de perforación, en dirección hacia la fallaSAF.17 Los científicos de Schlumberger utilizaronun mapa de perfiles de velocidad generado a par-tir de la inversión tomográfica de los tiempos detránsito de las ondas P medidos con el VSP, obte-nidos el verano previo, utilizando 47 tiros dellevantamiento de generación de perfiles cortica-les GFZ-VPI (próxima página, arriba).

Este perfil posibilitó el procesamiento de losdatos sísmicos obtenidos utilizando la energía dela barrena como fuente sísmica para identificarlos cambios potenciales en la geología o en lascondiciones del subsuelo y convertir las medicio-nes de los tiempos de reflexión en una imagende la formación adyacente al pozo, procesodenominado migración del campo de ondas. Elprograma SeisDB de manejo de datos sísmicos,provisto por Schlumberger, se utilizó para super-visar la adquisición y el control de calidad de losdatos. Para el procesamiento de los datos prima-rios fue necesario aplicar técnicas patentadas defiltrado adaptativo, correlación y filtrado dearreglos digitales con formación de haces adap-tativos y técnicas de deconvolución multicanal.Las técnicas de procesamiento adicionalesincluyeron la implementación del filtro demuesca para remover el ruido eléctrico y la utili-zación del filtro pasabanda del campo de ondasde salida.

La migración del campo de ondas reflejadasprodujo una imagen clara del subsuelo alrededordel pozo desviado de la Fase 1 del observatorioSAFOD, que se correlaciona bien con las locali-zaciones y los echados de muchos rasgos linealesy fallas de los que se generaron imágenes a pocaprofundidad en el perfil de reflexión superficial dealta resolución Imágenes Sísmicas Noventa y Ochode Parkfield (PSINE) del año 2002.18 Tanto lacubierta sedimentaria somera de edad Terciario,como el bloque granítico de Salinia subyacente,

son incididos por una serie compleja de fallas deinclinación pronunciada. Los estudios realizadosutilizando la energía de la barrena como fuentesísmica resultaron importantes porque produjeronimágenes nítidas de las zonas de fallas y ayudarona los geólogos a correlacionar los cambios en losminerales y las propiedades petrofísicas visualiza-das en los registros de pozos con las numerosasestructuras de fallas observadas sísmicamente(próxima página, abajo).

La generación de imágenes con el métodoDrill-Bit Seismic ayudó además a los ingenierosde perforación a mejorar su capacidad de “visua-lizar el interior de la tierra” y perforar pozos ynúcleos de manera eficaz desde el punto de vistade sus costos, y en forma precisa y segura, sobreel objetivo. Los datos de perforación y muestrasconfirmaron que el pozo había intersectadovarias zonas de fractura durante el proceso deperforación. Los registros de pozos, que se anali-zan más adelante, también confirmaron lapresencia de numerosas fracturas y localizacio-nes precisas en las que fueron penetradasnumerosas zonas de cizalla (corte).

Anisotropía de la velocidad de las ondas de corteUtilizando datos de velocidad de ondas de corte,los científicos del observatorio SAFOD pudieronabordar una serie de preguntas relacionadas conel origen de la anisotropía de la velocidad de las

ondas de corte. Es sabido que las ondas de corteque viajan a través de una formación pueden“separarse” en una componente de velocidadrápida y una componente de velocidad lenta, enun proceso que se conoce como anisotropía delas ondas de corte. En el emplazamiento SAFOD,los investigadores lograron investigar, en unadiversidad de escalas, los roles que desempeñanel esfuerzo tectónico y las fracturas, fallas yplanos de estratificación preexistentes en la ani-sotropía de la velocidad de las ondas de corte.La anisotropía de las ondas de corte puede serestudiada utilizando sismómetros de tres compo-nentes desplegados en un pozo, o empleandoherramientas de adquisición de registros, talescomo el generador de Imágenes Sónico DipolarDSI y la plataforma de exploración acústicaSonic Scanner de Schlumberger. Estos instru-mentos pueden determinar la magnitud de laanisotropía de las ondas de corte, o una dife -rencia porcentual entre las componentes develocidad más rápida y más lenta, además de ladirección de esas componentes.

La anisotropía de las ondas de corte, inducidapor el esfuerzo, se produce en secuencias dearena-lutita con laminaciones finas, en las quelos minerales o los granos de arcilla se alinean alo largo de planos de estratificación paralelos odonde las fracturas paralelas hacen que una rocasea más flexible, en dirección perpendicular a losplanos que paralela a los mismos.

32 Oilfield Review

Pozo piloto

Placa del Pacífico Placa Norteamericana

Arreglo de superficie

Barrena como fuente

sísmica

Falla de San Andrés

Señales VSPreflejadas por la falla

> Reflexiones especulares con un VSP generado con el servicio Drill-Bit Seismic. Las ondas sísmicasque se propagan desde una barrena pueden rebotar a partir de las trazas principales de la zona SAFy luego ser registradas por un arreglo de geófonos de superficie, emplazados a lo largo de la falla. Lautilización de una fuente sísmica profunda, tal como una barrena, junto con un arreglo de superficiemejora las reflexiones especulares creadas por las fallas casi verticales. La geometría provista poruna fuente de fondo de pozo y un arreglo de receptores de superficie produce un VSP invertido.

Otoño de 2006 33

La anisotropía de la velocidad de las ondas decorte también puede observarse en una cortezafracturada en forma aleatoria, cuando el cierre delas fracturas inducido por el esfuerzo posee unadirección preferencial, tal como el granito inten-samente fracturado del bloque de Salinia querodea al pozo piloto vertical. En realidad, en elgranito intensamente fracturado que encontró elpozo piloto SAFOD de 2.2 km de profundidad, per-forado en el año 2002, hubo una excelentecorrelación entre la dirección “rápida” de la ani-sotropía y la dirección del esfuerzo horizontalmáximo indicada por las ovalizaciones producidaspor ruptura de la pared del pozo y las fracturas detracción inducidas por la perforación.19

Además de estudiar la anisotropía de la velo-cidad de las ondas de corte con las herramientasde adquisición de registros, en el pozo piloto y elpozo principal, en el pozo piloto se instaló unarreglo de sismómetros de tres componentes y

32 niveles. Este arreglo se utilizó para estudiarla anisotropía de las ondas de corte, proviniendolas ondas de nueve micro-terremotos locales.20

Los mismos se produjeron en la falla SAF, a lolargo de un período de dos años comprendido

17. Taylor S, Malin P, Shalev E, Haldorsen JBU y Coates R:“Drill Bit Seismic Imaging of the San Andreas FaultsSystem at SAFOD,” artículo VSP 2.1 ResúmenesExpandidos, 75a. Reunión Anual de la Sociedad deGeofísicos de Exploración, Houston (6 al 11 denoviembre de 2005): 2657–2660.

18. Catchings RD, Rymer MJ, Goldman MR, Hole JA,Huggins R y Lippus C: “High-Resolution SeismicVelocities and Shallow Structure of the San AndreasFault Zone at Middle Mountain, Parkfield, California,”Boletín de la Sociedad Sismológica de América 92, no. 6 (Agosto de 2002): 2493–2503.

19. Boness NL y Zoback MD: “Stress-Induced SeismicVelocity Anisotropy and Physical Properties in theSAFOD Pilot Hole in Parkfield, CA.,” GeophysicsResearch Letters 31, no. 15 (Julio de 2004): L15S17.

20. Boness NL y Zoback MD: “A Multi-Scale Study of theMechanisms Controlling Shear Velocity Anisotropy in theSan Andreas Fault Observatory at Depth,” a serpublicado en Geophysics (2006).

> Generación de imágenes de alta resolución utilizando la energía de la barrena como fuente sísmica.La imagen obtenida utilizando la energía de la barrena como fuente sísmica, migrada y superpuestasobre el perfil sísmico de alta resolución PSINE, muestra claramente los detalles mejorados de lasestructuras SAF, a lo largo del pozo, en profundidad. Muchas de las fallas (líneas magenta) inter pre -tadas en el perfil se correlacionan bien con las fallas que se ven claramente en la imagen obtenidautilizando la energía de la barrena como fuente sísmica. Además se muestra la trayectoria del pozoprincipal SAFOD en rojo. (Adaptado a partir de Catchings et al, referencia 18).

0 1,000 2,000 3,000 4,000SAFDistancia, m

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1,310 a 1,420 m

1,835 a 1,880 mPozo principal

Superposición de la imagen obtenidautilizando la energía de la barrena comofuente sísmica

–3,000

1,000

–2,000

–1,000

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SAF

0–1,000–2,000–3,000–4,000–5,000 5,0004,0003,0002,0001,000

Desplazamiento, m

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Velo

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2

3

4

5

> Perfil tomográfico del emplazamiento SAFOD. La trayectoria para el pozo principal (gris) atraviesa la falla SAF. Lascurvas de contorno muestran la velocidad sísmica en kilómetros por segundo. Las velo cidades más altas (rojo) mues -tran la roca granítica subyacente anticipada, presente debajo del pozo, y la sección vertical del pozo principal. El cír -culo rojo indica la localización aproximada de los terre motos de magnitud 2 a los que se apunta como objetivo parasu estudio.

entre 2002 y 2004, a aproximadamente 1.5 km[4,920 pies] de distancia del pozo piloto SAFOD ya una profundidad de entre 2.7 km [8,860 pies] y7.3 km [23,950 pies] (arriba).

Los científicos observaron que los receptoresde la porción superior del arreglo del pozo pilotomostraban en forma consistente resultados dife-rentes de los receptores de la porción inferior. Losreceptores superiores demostraron que las ondasde corte de los nueve terremotos son polarizadaspor la anisotropía inducida por el esfuerzo; ladirección de polarización de las componentes de

velocidad más rápidas se alineaba con orientaciónnor-noreste, paralela a la dirección del esfuerzohorizontal máximo presente en la formación,observado en las mediciones de ovalización porruptura de la pared del pozo.21 Demostraron ade-más que la magnitud de la polarización se reducíacon la profundidad, como es dable esperar—debido al creciente esfuerzo de confinamientoque cerró las fracturas. No obstante, los resulta-dos de los receptores inferiores del arregloindican que las ondas de corte sísmicas parecíanpolarizadas por la anisotropía estructural.

34 Oilfield Review

21. Boness y Zoback, referencia 19.Para obtener más información sobre ovalizaciones porruptura de la pared del pozo, consulte: Ali AHA, Brown T,Delgado R, Lee D, Plumb R, Smirnov N, Marsden R,Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T yStouffer T: “Observación del cambio de las rocas: modelomecánico del subsuelo,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoñode 2003) 22–41.

22. Malin P, Shalev E, Balven H y Lewis-Kenedi C:“Structure of the San Andreas Fault at SAFOD from P-Wave Tomography and Fault-Guided Wave Mapping,”Geophysical Research Letters 33, no. 13 (Julio de 2006):L13314.Li Y-G, Vidale JE y Cochran ES: “Low-Velocity DamagedStructure of the San Andreas Fault at Parkfield fromFault Zone Trapped Waves,” Geophysical ResearchLetters 31, no. 12 (Junio de 2004): L12S06.

23. La acumulación y liberación graduales del esfuerzo y ladeformación se conoce ahora como “teoría del reboteelástico” de los terremotos, y fue desarrollada por HenryFielding Reid, profesor de geología de la UniversidadJohns Hopkins, quien llegó a la conclusión de que losterremotos implican un “rebote elástico” de esfuerzoselásticos almacenados previamente. Para obtener másinformación sobre la teoría del rebote elástico de Reid,consulte: http://quake.wr.usgs.gov/info/1906/reid.html (Se accedió el 3 de mayo de 2006).

La dirección de polarización rápida obser-vada se alineaba con la fábrica de los planos deestratificación—no en la dirección del esfuerzohorizontal máximo—y la magnitud de la aniso-tropía aumentaba con la profundidad, lo que noguarda consistencia con la anisotropía inducidapor el esfuerzo. Inicialmente, no quedaba claropara los investigadores de SAFOD, cómo cadauno de estos terremotos podía generar tanto ani-sotropía inducida por el esfuerzo comoanisotropía estructural, en diferentes receptoresdel mismo arreglo vertical.

El misterio se resolvió con la informaciónobtenida a partir de la generación de imágenesde la pared del pozo con la herramienta de gene-ración de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI y otros registros petrofísi-cos. Los científicos descubrieron la presencia desedimentos estratificados, que inclinan en direc-ción sudoeste, y perpendiculares al pozoprincipal desviado. Las ondas sísmicas, desde losterremotos hasta los receptores sismográficosinferiores del arreglo del pozo piloto, aparente-mente se propagaron a través de los planos deestratificación de los sedimentos inclinados, loque explica la anisotropía de las ondas de corteinducida estructuralmente, que se observa enlos receptores inferiores.

Si bien los registros de pozos no indicanhasta qué profundidad se extienden los sedi-mentos, éstos se pueden extender en sentidodescendente, una distancia suficiente como paraque las trayectorias de rayos inferiores viajencompletamente a través de los sedimentos. Sesabe que los efectos de la anisotropía son acu-mulativos a lo largo de la trayectoria de un rayo,y que la dirección observada de polarización de

Placa del Pacífico

SAF

Hipocentrosde los terremotos

Plac

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pilo

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Trayectorias de rayos hacia

los sismómetros superiores> Misterio sísmico. Se muestran las trayectorias aproximadas de los rayossísmicos desde cada uno de los nueve terremotos hasta los receptores su pe -riores (trayectorias rojas) e inferiores (trayectorias negras), del arreglo sis mo -gráfico del pozo piloto (izquierda). Las ondas de corte sísmicas que llegan alos receptores superiores parecían polarizadas, como es dable esperar, por la dirección del esfuerzo máximo en la tierra, pero las ondas que llegan a losreceptores inferiores parecían polarizadas en una dirección diferente. Utili -zando información proveniente de los registros petrofísicos, los sismólogosdescubrieron la presencia de capas sedimentarias buzantes que yacen en latrayectoria de los receptores inferiores, como las que se ven en el aflora mien -to (derecha). Estos sedimentos dan cuenta de la anisotropía aparente inducidapor la estructura, que se observa en las ondas que ingresan en los recep to -res inferiores.

Otoño de 2006 35

las ondas de corte vista en el sismómetro es con-trolada por el último medio anisotrópico queencuentra la onda. De este modo, la estrati -ficación polariza los rayos inferiores, cuyastrayectorias viajan a través de los sedimentosinmediatamente antes de ingresar en los recep-tores inferiores. Por el contrario, si bien losrayos sísmicos que se propagan desde los terre-motos hasta los receptores superiores delarreglo probablemente atraviesan una parte sig-nificativa de las capas sedimentarias, la porciónfinal de su trayectoria pasa por el granito delbloque de Salinia fracturado que yace sobre lasección sedimentaria, lo que da origen a la ani-sotropía aparente de las ondas de corte inducidapor el esfuerzo, observada.

Localización de fallasAdemás de los mapas sísmicos, los científicosdel observatorio SAFOD están aprendiendo autilizar otras técnicas sísmicas nuevas paramapear la compleja estructura de fallas asociadacon el sistema SAF. Por ejemplo, los investigado-res observaron que las ondas sísmicas de losterremotos podían quedar atrapadas en unazona de falla.22

A menudo, cuando se produce un terremotodentro o muy cerca de una zona de falla, lasondas sísmicas se curvan a lo largo de la falla yfinalmente se propagan dentro del núcleo de la

misma—quedando atrapadas en la falla como lasmicroondas en un horno de microondas. Las lon-gitudes de ondas de las ondas atrapadas soncontroladas por las dimensiones y la baja veloci-dad de la zona dañada de la falla, cuyo espesoroscila entre 100 m [330 pies] y 250 m [820 pies](arriba). La señal en un sismómetro emplazadoen algún lugar de la zona fallada o en la superfi-cie, cerca de la falla, será grande pero se reducirárápidamente al desplazar el sismómetro lejos dela falla como si la energía sísmica fuera atrapadadentro de la falla en sí.

Este tipo de onda sísmica se denomina“guiada” porque las ondas sísmicas pueden tenergrandes amplitudes y propagarse a través de vas-tas distancias, a lo largo de una falla dada. Noobstante, las ondas guiadas de una zona de fallanecesitan una falla continua para permaneceratrapadas. Esto las convierte en buenos indi -cadores de la presencia de fallas uniformescompuestas de un segmento. Estas ondas tam-bién resultan útiles para mapear la extensiónespacial, el ancho y la continuidad, o la estrati-grafía, de las zonas de fallas y para descubrirqué fallas están conectadas con la localizacióndel terremoto.

Los investigadores del observatorio SAFODutilizan otra estrategia interesante para hallarterremotos en las profundidades del subsuelo.Después de perforar un segmento del pozo, se

Pozoprincipal

Pozo piloto

Fuentemicrosísmica

Ondas guiadaspor la falla

Placa del Pacífico Placa Norteamericana

Falla de San Andrés

Barrena como fuente sísmica

Arreglode superficie

> Mapeo de fallas con ondas guiadas de la zona de falla. Las ondas sísmicas provenientes de los te -rremotos pueden quedar atrapadas dentro de las fallas. Su energía sísmica puede propagarse a lolargo de la falla, recorriendo grandes distancias y con grandes amplitudes. La energía de la barrenapuede utilizarse para mapear las fallas empleando las ondas guiadas de la zona de falla (verde). Losepicentros de numerosos micro-terremotos se utilizaron para mapear la falla SAF con ondas guiadasde la zona de falla. La estrella representa episodios que crearon las ondas guiadas de la zona de falla.

detienen e instalan sismómetros dentro del pozopara observar las ondas de choque sísmicas.Luego, utilizando tiros de pruebas de velocidad odatos de registros, refinan su información develocidad para computar una localización sís-mica más precisa.

Por ejemplo, en mayo de 2005, justo antes deiniciarse la perforación de la Fase 2, los científi-cos, utilizando el arreglo Paulsson del pozo de laFase 1, observaron un terremoto de magnitud 0directamente adelante, a lo largo de la trayecto-ria planificada del pozo de la Fase 2. Utilizandolas velocidades sónicas de los registros LWD,combinaron la información de los registros conla información sísmica para localizar la posiciónexacta, a lo largo del pozo, donde se produjo esteterremoto. Su posición coincidió con la de unacapa de velocidad sónica anormalmente bajavista en los registros, lo que convalidó su enfo-que de localización de terremotos. De estemodo, los científicos observaron que la extensivazona de daño asociada con la falla SAF contienemás de un núcleo de falla activo: uno generaterremotos y el otro se desliza. Las pronunciadascaídas de velocidad corresponden a “firmas sís-micas” de las fallas activas. En el año 2007, loscientíficos extraerán muestras de núcleos ente-ros en estas zonas, durante la perforación de laFase 3, para adquirir más conocimientos acercade las áreas de fallas activas.

Un viaje al centro de un terremotoEntre el fin de la Fase 2, completada el veranopasado, y la perforación de la Fase 3, que se pon-drá en marcha en el año 2007, los científicoscontarán con dos años para estudiar los datos delas primeras dos fases de mediciones sísmicas ymediciones obtenidas durante la adquisición deregistros. Además, podrán monitorear los proce-sos que tienen lugar en el pozo para estudiar ladeformación actual de la falla SAF y refinar laslocalizaciones de las zonas sísmicas.

La gran pregunta, al final de la perforaciónde la Fase 2 fue la siguiente: ¿Hacia dónde semueve la falla SAF a lo largo del pozo? Despuésde un terremoto de magnitud 6 ocurrido enParkfield en el año 2004, se utilizaron las medi-ciones del sistema de posicionamiento globalpara generar mapas superficiales del área; estosmapas indican que la velocidad de deslizamientogeneral se ha acelerado. Conforme una falla sedesliza, transfiere un esfuerzo que hace que lavelocidad de deslizamiento aumente y luego sereduzca retomando sus valores normales al disi-parse el impulso sísmico momentáneo.23

Los registros LWD adquiridos en agujero des-cubierto muestran capas angostas con caídasanómalas de las velocidades de ondas compre-sionales y de corte, Vp y Vs, respectivamente, quese correlacionan con las bajas resistividades ylas altas porosidades neutrónicas del pozo inferior,en una región de 200 m [656 pies] de ancho. Estascaracterísticas indican que las zonas ex -tensivamente dañadas rodean una serie depotenciales candidatas a fallas. Después delentubado, se corrió un registro de calibrador de 40brazos de Schlumberger y las operaciones periódi-cas de readquisición de registros demostraron alos investigadores que la tubería de revestimientose está deformando en varias zonas angostas de1 a 3 m [3 a 10 pies], lo que se correlaciona conlas velocidades acústicas anormalmente bajasobservadas en los registros petrofísicos (arriba).

Estos resultados ayudan a los científicos aidentificar la localización exacta en la que lafalla SAF se está deslizando. Actualmente estánestudiando cómo se está acumulando el esfuerzode corte, mientras buscan otras zonas en las quepodría producirse deformación.

Revelación de la fábrica de la zona de fallaMediante la separación de la anisotropía in ducidapor el esfuerzo de la anisotropía estructural, losinvestigadores han podido complementar losdatos de esfuerzos existentes acerca de la cortezaque rodea la falla SAF en Parkfield. Las direccio-nes de polarización rápidas de los registrossónicos indican que el esfuerzo horizontalmáximo rota en el sentido de las agujas del reloj(de norte a noreste), entre 0° cerca de la superfi-cie y 45° a unos cientos de metros del plano defalla activo. Esta observación sustenta la interpre-tación de que el esfuerzo horizontal máximo escasi perpendicular al rumbo de la falla SAF, a unaprofundidad vertical de 2,500 m [8,200 pies]. Esainterpretación implica además que la falla SAF esuna falla débil que se desliza, con niveles deesfuerzo de corte bajos.

La observación de la anisotropía de las ondasde corte con instrumentos sísmicos y de adquisi-ción de registros sónicos ilustra los efectos de laescala de medición sobre la frecuencia, la longi-tud de onda y la estructura. Las ondas sísmicascon longitudes de onda de 30 km [18.6 millas] se

polarizarán sólo si la longitud de onda máspequeña es mayor que el espesor de la capa indi-vidual. Por el contrario, las ondas sónicas de unaherramienta de adquisición de registros poseenhabitualmente longitudes de onda de un metroaproximadamente, y de este modo son polariza-das por la estratificación sedimentaria en zonasde lutitas finamente laminadas, con planos deestratificación estrechamente espaciados. Explo-tando las diferencias existentes entre la escalade medición sísmica y la escala de mediciónsónica, los geofísicos están adquiriendo másconocimientos acerca de la propagación de losterremotos, además de las orientaciones de losesfuerzos-deformaciones en el subsuelo.

Las teorías que explican la debilidad de lafalla SAF son abundantes en la literatura e inclu-yen la existencia de materiales débiles desde elpunto de vista de la fricción en el núcleo de lafalla, y la presencia de alta presión de poros quereduce el esfuerzo normal y de mecanismos dedebilitamiento mecánico. La importancia decada teoría podrá ser establecida sólo cuando sedeterminen mediciones directas del estado de

36 Oilfield Review

> El núcleo de la falla. Con una herramienta calibradora de 40 brazos y alta resolución vertical y radial se midió ladeformación cada vez mayor de la tubería de revestimiento, donde el pozo atravesaba la falla SAF (inserto). Estadeformación se correlaciona con las caídas anómalas observadas en las velocidades acústicas, que se ven en losregistros LWD adquiridos en agujero descubierto.

Otoño de 2006 37

los esfuerzos, la porosidad, la permeabilidad, laspresiones de los fluidos, la deformación y otraspropiedades y procesos claves.

El análisis preliminar de los registros pe -trofísicos de la Fase 2 aportó una sorpresainteresante. Los registros muestran que la rela-ción Vp/Vs no cambia significativamente en elnúcleo de la falla SAF o a lo largo de la exten-dida zona dañada. Este resultado implica que lafalla SAF no posee alta presión de fluidos, lo queconstituía un requisito importante para una delas teorías sobre nucleación de terremotos.

Un futuro con sacudidasPara el momento en que se inicie la perforaciónde la Fase 3, en el año 2007, los sismólogos es -peran conocer con precisión dónde se estáproduciendo la mayoría de las deformaciones yterremotos de magnitud 2, en el observatorioSAFOD. Se perforarán pozos multilaterales apartir del pozo principal para penetrar las zonasde fallas activas y de ellos se extraerán núcleosenteros y muestras para estudiar porqué semueve cada sección (derecha).

Algunas fallas se están deslizando y otrasestán creando terremotos. Mediante el emplaza-miento de pozos multilaterales en cada tipo defalla, los investigadores planean realizar experi-mentos científicos clásicos que comparen lasfallas que producen terremotos con las fallas decontrol; fallas de deslizamiento. En cada zonafallada se desplegarán arreglos de sismómetrosde tres componentes, de última generación, utili-zando acelerómetros de estado sólido además deinclinómetros y geófonos tradicionales de bobinamóvil, para monitorear cuándo y dónde se produ-cen los terremotos. Esta información, combinadacon las diferencias existentes en la microestruc-tura, la mineralogía y la deformación, entre losgrupos de fallas, pronto arrojará una imagen máscompleta del comportamiento de las fallas.

Los investigadores se encuentran entusias-mados ante la posibilidad de trabajar con tantasdisciplinas diferentes de las geociencias y laingeniería. Están combinando la investigaciónde campo con los experimentos de laboratoriopara comprender qué ocurre en las profundida-des de las fallas que producen los terremotos.Esta investigación está ayudando a los científi-cos a determinar si los terremotos pueden serpronosticados, y en ese caso, cómo.

A través de la participación en estos estudiosde pozos que operan como observatorios, ytrabajando con una amplia diversidad de investi-gadores académicos y de otras geociencias,ajenos a la comunidad de exploración y produc-ción (E&P), los científicos e ingenieros deSchlumberger pueden probar en el campo lastecnologías en desarrollo, tales como el sistemaDrill-Bit Seismic. La capacidad de colaborar eintercambiar abiertamente los datos sobre el

proyecto SAFOD constituye un beneficio de granutilidad. Una ventaja mutua importante es quelos proyectos EarthScope y SAFOD están ayu-dando a entrenar una nueva generación degeocientíficos, que en algún momento podrántrabajar en la industria del petróleo y del gas. Noobstante, más importantes aún son los benefi-cios que aportará el conocimiento mejorado delos procesos que afectan la nucleación de losterremotos. —RH, MV

> El futuro del observatorio SAFOD. La perforación de la Fase 3 incluirá la ins -talación de al menos cuatro pozos multilaterales en zonas activas de terre mo -tos de magnitud 2 y en fallas de deslizamiento. El pozo piloto y el pozo principalseguirán teniendo sismómetros e inclinómetros. El pozo principal también con -tará con medidores de deformación láser y acelerómetros para monitorearlos terremotos. En el año 2007, después de perforar los multila te rales, se des -plegará una serie de sismómetros, acelerómetros, inclinómetros e instrumen -tos de temperatura y presión de fluidos para un monitoreo sos te nido a lo largode la vida futura del observatorio. La resistividad de la formación (clave en elextremo inferior) se obtuvo de mediciones geofísicas de superficie realiza daspor Unsworth M y Bedrosian PA (referencia 13).

Prof

undi

dad,

km

SAFOD

Pozopiloto

Pozos de re-entradaque penetran losterremotos objetivo

Zona

de

la F

alla

de

San

And

rés

MiddleMountain

Traza superficial de la Falla de San Andrés

0

1

2

3

1,000 100 10 1

Resistividad, ohm.m

Geófono, acelerómetro e inclinómetro recuperables, dentro de la tubería de revestimiento

Geófono, acelerómetro, inclinómetro y arreglo para monitorear la presión de los fluidos y la temperatura, recuperables, dentro de la tubería de revestimiento

Medidor de deformación de fibra óptica, cementado detrás de la tubería de revestimiento

38 Oilfield Review

La importancia del petróleo pesado

Hussein AlboudwarejJoao (John) FelixShawn TaylorEdmonton, Alberta, Canadá

Rob BadryChad BremnerBrent BroughCraig SkeatesCalgary, Alberta

Andy BakerDaniel PalmerKatherine PattisonAnchorage, Alaska, EUA

Mohamed BeshryPaul KrawchukTotal E&P CanadaCalgary, Alberta

George BrownSouthampton, Inglaterra

Rodrigo CalvoJesús Alberto Cañas TrianaMacaé, Brasil

Roy HathcockKyle KoernerDevon EnergyHouston, Texas, EUA

Trevor HughesCambridge, Inglaterra

Dibyatanu KunduBombay, India

Jorge López de CárdenasHouston, Texas

Chris WestBP Exploration (Alaska) Inc.Anchorage, Alaska

La merma del suministro de petróleo, los altos precios de la energía y la necesidad

de restituir las reservas, están incentivando a las compañías petroleras a invertir en

yacimientos de petróleo pesado. Los petróleos pesados y viscosos presentan desa fíos

en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación, que están siendo

superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los métodos desarro lla dos

para los petróleos convencionales.

La mayor parte de los recursos de petróleo delmundo corresponde a hidrocarburos viscosos ypesados, que son difíciles y caros de producir yrefinar. Por lo general, mientras más pesado odenso es el petróleo crudo, menor es su valoreconómico. Las fracciones de crudo más livianasy menos densas, derivadas del proceso de desti-lación simple, son las más valiosas. Los crudospesados tienden a poseer mayores concentracio-nes de metales y otros elementos, lo que exigemás esfuerzos y erogaciones para la extracciónde productos utilizables y la disposición final delos residuos.

Con la gran demanda y los altos precios delpetróleo, y estando en declinación la producciónde la mayoría de los yacimientos de petróleoconvencionales , la atención de la industria en

muchos lugares del mundo se está desplazandohacia la explotación de petróleo pesado. El petró-leo pesado se define como petróleo con 22.3°APIo menor densidad.1 Los petróleos de 10°API omenor densidad se conocen como extrapesados,ultrapesados o superpesados porque son másdensos que el agua. Comparativamente, lospetróleos convencionales, tales como el crudoBrent o West Texas Intermediate, poseen densi-dades que oscilan entre 38° y 40°API.

Si bien la densidad del petróleo es importantepara evaluar el valor del recurso y estimar el ren-dimiento y los costos de refinación, la propiedaddel fluido que más afecta la producibilidad y larecuperación es la viscosidad del petróleo.Cuanto más viscoso es el petróleo, más difícilresulta producirlo. No existe ninguna relación

> Total de reservas de petróleo del mundo. El petróleo pesado, el petróleoextrapesado y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de losrecursos de petróleo totales del mundo, que oscilan entre 9 y 13 trillonesde barriles.

Petróleo convencional30%

Petróleo pesado15%

Arenas petrolíferas y bitumen30%

Petróleo extrapesado25%

Total de reservas de petróleo del mundo

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Cosan Ayan, Yakarta, Indonesia; Hany Banna,Bombay, India; Teresa Barron, Syncrude Canada Ltd., FortMcMurray, Alberta, Canadá; Celine Bellehumeur, JonathanBryan y Apostolos Kantzas, Universidad de Calgary,Alberta; Sheila Dubey, Shell Global Solutions (US), Houston;Maurice Dusseault, Universidad de Waterloo, Ontario,Canadá; Joelle Fay, Gatwick, Inglaterra; Abul Jamaluddin,Rosharon, Texas; Robert Kleinberg, Ridgefield, Connecticut,EUA; David Law y Allan Peats, Calgary; Trey Lowe, DevonEnergy Internatlional, Houston; David Morrissey y OliverMullins, Houston; y Tribor Rakela y Ricardo Vásquez, SugarLand, Texas.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),CMR-200 (Resonancia Magnética Combinable), DSI (generador de Imágenes Sónico Dipolar), Hotline, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación), PhaseTester, Platform Express,Quicksilver Probe, REDA, VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) y Vx son marcas de Schlumberger.THAI (Toe-to-Heel Air Injection) es una marca registrada deArchon Technologies Ltd.1. Para el cálculo de la densidad API se utiliza la medición

superficial de la gravedad específica del petróleodesgasificado. La fórmula que relaciona la gravedadespecífica (S.G.) a 60°F con la densidad API es DensidadAPI = (141.5/S.G.)-131.5. Conaway C: The PetroleumIndustry: A Nontechnical Guide. Tulsa: PennwellPublishing Co., 1999.

Otoño de 2006 39

estándar entre densidad y viscosidad, pero lostérminos “pesado” y “viscoso” tienden a utilizarseen forma indistinta para describir los petróleospesados, porque los petróleos pesados tienden aser más viscosos que los petróleos convenciona-les. La viscosidad de los petróleos convencionalespuede oscilar entre 1 centipoise (cP) [0.001Pa.s], la viscosidad del agua, y aproximadamente10 cP [0.01 Pa.s]. La viscosidad de los petróleospesados y extrapesados puede fluctuar entremenos de 20 cP [0.02 Pa.s] y más de 1,000,000 cP[1,000 Pa.s]. El hidrocarburo más viscoso, el bitu-men, es un sólido a temperatura ambiente y seablanda fácilmente cuando se calienta.

Como el petróleo pesado es menos valioso,más difícil de producir y más difícil de refinar quelos petróleos convencionales, surge la preguntaacerca del porqué del interés de las compañíaspetroleras en comprometer recursos para extra-erlo. La primera parte de la respuesta, que constade dos partes, es que ante la coyuntura actual,muchos yacimientos de petróleo pesado ahorapueden ser explotados en forma rentable. Lasegunda parte de la respuesta es que estos recur-sos son abundantes. El total de recursos depetróleo del mundo es de aproximadamente 9 a13 x 1012 (trillones) de barriles [1.4 a 2.1 trillonesde m3]. El petróleo convencional representa sóloun 30% aproximadamente de ese total, correspon-diendo el resto a petróleo pesado, extrapesado ybitumen (página anterior).

El petróleo pesado promete desempeñar unrol muy importante en el futuro de la industriapetrolera y muchos países están tendiendo a

incrementar su producción, revisar las esti -maciones de reservas, comprobar las nuevastecnologías e invertir en infraestructura, paraasegurarse de no dejar atrás sus recursos depetróleo pesado. Este artículo describe cómo seforman y cómo se están explotando los depósitosde hidrocarburos pesados. Los pasos importantesque han de implementarse a lo largo del caminoson la selección del método de recuperación, elanálisis de muestras de fluidos en el pozo y en ellaboratorio, las pruebas y operaciones de termi-nación de pozos, y el monitoreo del proceso derecuperación del petróleo pesado.

Formación de recursos vastosDe los 6 a 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trillónde m3] de petróleo pesado, petróleo extrapesadoy bitumen que existen en el mundo, las acumula-ciones más grandes están presentes enambientes geológicos similares. Se trata dedepósitos someros súper gigantes, entrampadosen los flancos de las cuencas de antepaís. Lascuencas de antepaís son depresiones enormes,formadas a raíz del hundimiento de la cortezaterrestre durante la orogénesis. Los sedimentosmarinos de la cuenca se convierten en la rocageneradora (roca madre) de los hidrocarburos

que migran echado arriba constituyendo sedi-mentos erosionados desde las montañas reciénformadas (arriba). Los nuevos sedimentos amenudo carecen de rocas de cubierta queactúan como sello. En estos sedimentos fríos ysomeros, el hidrocarburo se biodegrada.

La biodegradación es la causa principal de laformación del petróleo pesado.2 A lo largo de lasescalas de tiempo geológico, los microorganis-mos degradan los hidrocarburos livianos e

intermedios, produciendo metano e hidrocarbu-ros pesados enriquecidos. La biodegradaciónproduce la oxidación del petróleo, reduciendo larelación gas/petróleo (GOR) e incrementando ladensidad, la acidez, la viscosidad y el contenidode azufre y de otros metales. A través de la bio-degradación, los petróleos pierden además unaimportante fracción de su masa original. Otrosmecanismos, tales como el lavado con agua y elfraccionamiento de fases, contribuyen a laformación de petróleo pesado, separando lasfracciones livianas del petróleo pesado pormedios físicos más que biológicos. Las condicio-nes óptimas para la degradación microbiana delos hidrocarburos se dan en los yacimientos depetróleo, a temperaturas inferiores a 80°C[176°F]; el proceso se limita por lo tanto a losyacimientos someros, situados a una profundi-dad de aproximadamente 4 km [2.5 millas].

La acumulación de petróleo individual másgrande que se conoce es la faja de petróleopesado del Orinoco, en Venezuela, con 1.2 trillónde barriles [190,000 millones de m3] de petróleoextrapesado de 6 a 12°API. Las acumulacionescombinadas de petróleo extrapesado de lacuenca del oeste de Canadá, en Alberta, totali-zan 1.7 trillón de bbl [270,000 millones de m3].Las fuentes de estos petróleos no se conocentotalmente pero existe acuerdo, en ambos casos,

en cuanto a que provienen de petróleos marinosseveramente biodegradados. Los 5.3 trillones debarriles [842,000 millones de m3] de todos losdepósitos del oeste de Canadá y del este deVenezuela representan los restos degradados delos que alguna vez fueron probablemente 18 tri-llones de barriles [2.9 trillones de m3] depetróleos más livianos.3

En cualquier ambiente depositacional, lacombinación correcta de agua, temperatura ymicrobios, puede producir la degradación y laformación del petróleo pesado. Las acumulacio-nes de brea existen en muchos yacimientos,cerca del contacto agua-petróleo, donde las con-diciones conducen a la actividad microbiana. Elambiente depositacional, la composición delpetróleo original, el grado en que ha sido biode-gradado, el influjo o la carga de petróleos máslivianos y las condiciones de presión y tempera-tura finales hacen que cada yacimiento depetróleo pesado sea único, por lo que todosrequieren métodos de recuperación diferentes.

Métodos de recuperaciónLos métodos de recuperación de petróleo pesadose dividen en dos tipos principales, según la tem-peratura. Esto se debe a que la propiedad clavedel fluido, es decir la viscosidad, depende signi -ficativamente de la temperatura; cuando se

40 Oilfield Review

> Relación entre la viscosidad y la temperaturade los petróleos pesados. Cada petróleo pesado,pe tróleo extrapesado y bitumen posee su propiarelación de temperatura-viscosidad, pero todossiguen esta tendencia, reduciéndose la visco si -dad al aumentar la temperatura.

Visc

osid

ad, c

P

10,000,000

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

1

Temperatura, °C

0 50 100 150 200 250 300

> Ambiente geológico de uno de los depósitos de petróleo pesado más grandes del mundo. Durante losepisodios de orogénesis se forman las cuencas de antepaís frente a la cadena de montañas por hundi -miento de la corteza terrestre. Los sedimentos marinos de la cuenca (púrpura) se convierten en la rocageneradora (roca madre) de los hidrocarburos (marrón oscuro) que migran echado arriba, constituyendolos sedimentos (naranja) erosionados desde las montañas recién formadas. Los microbios presentes enestos sedimentos relativamente fríos biodegradan el petróleo, formando petróleo pesado y bitumen.Donde la sobrecubierta tiene menos de 50 m [164 pies], el bitumen puede ser explotado a cielo abierto.

3,000

2,000

1,000

–3,000

–4,000

–2,000

–1,000

Altura, m

Nivel del mar 0Petróleo

y gasPetróleo

y gasAusencia de

petróleo o gas

2,800 mdebajo del nivel del mar

Ausencia depetróleo o gas

“Basamento”precámbrico

Arenas petrolíferasy depósitos de

petróleo pesado

Fort McMurrayCalgaryBanff

Columbia Británica Alberta Saskatchewan

Petróleoy gas

Sedimentos clásticos más modernos (areniscas y lutitas)

Sedimentos carbonatados más antiguos (calizas y dolomías)

Rocas cristalinas antiguas (granitos)

Cuenca sedimentaria del oeste de Canadá

Otoño de 2006 41

calientan, los petróleos pesados se vuelvenmenos viscosos (página anterior). Los métodosde producción en frío—aquellos que no requie-ren el agregado de calor—pueden ser utilizadoscuando la viscosidad del petróleo pesado en con-diciones de yacimiento es lo suficientementebaja como para permitir que el petróleo fluya aregímenes económicos. Los métodos asistidostermalmente se utilizan cuando el petróleo debeser calentado para fluir.

El método original de recuperación de petró-leo pesado en frío es la minería. Gran parte de laexplotación de petróleo pesado por el método deminería tiene lugar en las minas a cielo abiertode Canadá, pero también se ha recuperado petró-leo pesado por minería subterránea en Rusia.4 Elmétodo a cielo abierto es útil sólo en Canadá,donde el acceso desde la superficie y el volumende los depósitos de arenas petrolíferas someras—estimado en 28,000 millones de m3 [176,000millones de barriles]—lo vuelven económico.5

Las arenas petrolíferas canadienses se recu-peran mediante operaciones con camiones yexcavadoras y luego son transportadas a lasplantas de procesamiento, donde el agua ca -liente separa el bitumen de la arena (izquierda).El bitumen se diluye con los hidrocarburos máslivianos y se mejora para formar crudo sintético.Después de la aplicación del método de minería,la tierra se rellena y se sanea. Una de las venta-jas del método es que recupera alrededor de un80% del hidrocarburo. No obstante, desde lasuperficie sólo se puede acceder a un 20% de lasreservas aproximadamente, o a aquellas que seencuentran a una profundidad de unos 75 m[246 pies]. En el año 2005, la producción de

bitumen de Canadá alcanzó 175,000 m3/d[1.1 millón de bbl/d] y se espera que aumente a472,000 m3/d [3 millones de bbl/d] para el año2015.6

Algunos petróleos pesados pueden ser produ-cidos a partir de pozos, por producción primariaen frío. Gran parte del petróleo de la faja depetróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, estásiendo recuperado actualmente mediante pro-ducción en frío, tal es el caso de los yacimientosde las áreas marinas de Brasil.7 Se perforanpozos horizontales y multilaterales para contac-tar la mayor parte del yacimiento posible.8 Seinyectan diluyentes, tales como la nafta, parareducir la viscosidad del fluido y, mediante elempleo de tecnología de levantamiento ar ti fi cial ,tal como los sistemas de bombeo electrosumergi-bles (ESP) y los sistemas de bombeo de cavidadprogresiva (PCP), se llevan los hidrocarburos ala superficie para ser transportados hasta unaunidad de mejoramiento.9 Una de las ventajasdel método es su menor inversión de capital conrespecto a las técnicas asistidas termalmente,pero el factor de recuperación también es bajo;entre 6 y 12%. Otra de sus ventajas es el incre-mento de la viscosidad del fluido que surge conla formación de emulsiones de petróleo-agua,causadas por el proceso de mezcla y cizalladuraque tiene lugar en los sistemas de bombeo y enlos tubulares.

La producción de petróleo pesado en frío conarena (CHOPS) es otro método de producciónprimaria de aplicabilidad en numerosos yaci-mientos de petróleo pesado. En cientos decampos petroleros de Canadá, se producearena—hasta un 10% de “corte de arena” en

2. Head IM, Jones DM y Larter SR: “Biological Activity inthe Deep Subsurface and the Origin of Heavy Oil,”Nature 426, no. 6964 (20 de noviembre de 2003): 344–352.

3. Meyer RF: “Natural Bitumen and Extra-Heavy Oil,” WorldEnergy Council Survey of Energy Resources,www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/ser/zbitumen/bitumen.asp (Se accedió el 1 de junio de2006).

4. Cámara de Recursos de Alberta: “Oil Sands TechnologyRoadmap: Unlocking the Potential,” http://www.acr-alberta.com/Projects/Oil_Sands_Technology_Roadmap/OSTR_report.pdf (Seaccedió el 24 de junio de 2006).Meyerhoff AA y Meyer RF: “Geology of Heavy Crude Oiland Natural Bitumen in the USSR, Mongolia and China:Section I: Regional Resources,” en Meyer RF (ed):Exploration for Heavy Crude Oil and Natural Bitumen(Exploración de Petróleo Crudo Pesado y BitumenNatural). AAPG Studies in Geology no. 25. Tulsa: AAPG(1987):31–101.

5. Junta Nacional de Energía de Canadá: “Energy MarketAssessment, Canada’s Oil Sands: Opportunities andChallenges to 2015: An Update,” http://www.neb-one.gc.ca/energy/EnergyReports/EMAOilSandsOpportunitiesChallenges2015_2006/EMAOilSandsOpportunities2015QA2006_e.htm (Se accedió el 3de junio de 2006).

> Recuperación de bitumen a partir de arenaspe trolíferas. Cuando la sobrecubierta es de menosde 50 m, el bitumen puede explotarse desde lasuperficie. El proceso, que se muestra en lasfotografías orientadas desde arriba hacia abajo,se inicia con la recuperación de las arenaspetrolíferas mediante operaciones que empleancamiones y excavadoras. Las arenas son trans -portadas hasta las plantas de procesamientodonde el agua caliente separa el bitumen de laarena. El bitumen se diluye con los hidro carbu -ros más livianos y se mejora para formar crudosintético. Finalmente, se procede a rellenar ysanear la tierra. (Imágenes, cortesía de SyncrudeCanada Ltd).

6. Junta Nacional de Energía de Canadá, referencia 5.7. Capeleiro Pinto AC, Branco CC, de Matos JS, Vieira PM,

da Silva Guedes S, Pedroso CJ, Decnop Coelho AC yCeciliano MM: “Offshore Heavy Oil in Campos Basin: ThePetrobras Experience,” artículo OTC 15283, presentadoen la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8de mayo de 2003.

8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Termales yPetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

9. Robles J: “Application of Advanced Heavy OilProduction Technologies in the Orinoco Heavy-Oil-Belt,Venezuela,” artículo SPE 69848, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Termales yPetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.Por mejoramiento se entiende la hidrogenación de loscrudos pesados mediante el agregado de hidrógeno. El producto del mejoramiento es el petróleo crudosintético.

volumen—junto con el petróleo (abajo). El gasque se libera del petróleo despresurizado ayudaa desestabilizar y mover los granos de arena. Elmovimiento de la arena incrementa la movilidaddel fluido y forma canales, denominados aguje-ros de gusanos, que crean una zona de altapermeabilidad creciente alrededor del pozo. Elpeso de la sobrecubierta ayuda a extrudir laarena y los líquidos. La arena y el petróleo seseparan por acción de la gravedad en la su -perficie y la arena se elimina en los estratospermeables. El método requiere sistemas debombeo multifásico que pueden manipular laarena, el petróleo, el agua y el gas, y ha sido apli-cado en yacimientos con viscosidades depetróleo oscilantes entre 50 y 15,000 cP [0.05 y15 Pa.s].10 En Canadá, la producción anual depetróleo pesado por el método CHOPS fue de700,000 bbl/d [111,230 m3] en el año 2003.

La inyección de agua es un método de recu-peración mejorada de petróleo (EOR) en frío,que ha resultado exitoso en algunos campos depetróleo pesado. Por ejemplo, los campos mari-nos situados en la plataforma continental delReino Unido utilizan el método de inyección deagua para producir petróleo de 10 a 100 cP, desdepozos horizontales largos, soportados con ceda-zos, hasta un sistema flotante de producción,almacenamiento y descarga (FPSO).11 El método

está siendo considerado para los campos cerca-nos que contienen fluidos más viscosos, pero elfactor de recuperación disminuye al aumentar laviscosidad del petróleo. Los petróleos de alta vis-cosidad causan digitación viscosa en los frentesde inyección de agua, lo que se traduce en unaeficiencia de barrido pobre.

La extracción de petróleo asistida con vapor(VAPEX) es un proceso relativamente nuevo queestá siendo probado en Canadá. Consiste en lainyección de un solvente miscible, que reduce laviscosidad del petróleo pesado. El método puedeser aplicado en un pozo por vez o en pares depozos. En el enfoque que utiliza un solo pozo, seinyecta solvente desde el extremo de un pozohorizontal. En el caso que implica dos pozos, seinyecta solvente en el pozo superior de un par depozos horizontales paralelos. Los gases valiososson barridos después del proceso mediante lainyección de gas inerte. El método VAPEX ha sidoestudiado extensivamente en laboratorios y enoperaciones de simulación y está siendo some-tido a pruebas piloto, pero aún no fue desplegadoen operaciones de campo de gran escala.

Los métodos termales, como sus contrapar-tes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Losfactores de recuperación son más elevados queen el caso de los métodos de producción enfrío—con excepción del método de minería—

pero también lo son los costos asociados con lageneración de calor y el tratamiento del agua.La estimulación cíclica por vapor de agua (CSS),también conocida como impregnación con vaporo inyección intermitente de vapor, es un métodoconsistente en un solo pozo que se aplica enetapas (próxima página, arriba). Primero, seinyecta vapor. Luego, durante el período deimpregnación o espera, el petróleo se calienta.Por último, se producen y separan el petróleo yel agua calentados y el proceso se reitera. Elmétodo permite obtener factores de recupe -ración de hasta 30%, posee regímenes deproducción iniciales altos y funciona bien enyacimientos apilados o estratificados. El CampoCold Lake, situado en Alberta, Canadá, es unejemplo de aplicación del método CSS.

El desplazamiento por vapor de agua, otrométodo termal, es un proceso de pozos múl -tiples. El vapor es inyectado en los pozosinyectores, en una diversidad de esquemas deespaciamiento y localización, y el petróleo esproducido desde los pozos productores. El des-plazamiento por vapor de agua permite lograr unfactor de recuperación de hasta un 40% perorequiere buena movilidad entre los pozos parainyectar el vapor a regímenes efectivos. Losdesafíos que plantea este método son el so -brecontrol del vapor de baja densidad por lagravedad, las heterogeneidades de los yacimien-tos y el monitoreo del frente de vapor. El CampoDuri situado en Indonesia, el Campo Kern Riveren California, y el Campo Pikes Peak en Lloyd-minster, Canadá, son algunos ejemplos.

El método de drenaje gravitacional asistidopor vapor (SAGD) funciona para los petróleosextrapesados. Se perfora un par de pozos horizon-tales paralelos, situándose un pozo unos 5 a 7 m[16 a 23 pies] por encima del otro (próximapágina, abajo). El vapor inyectado en el pozosuperior calienta el petróleo pesado, reduciendosu viscosidad. La gravedad hace que el petróleomovilizado fluya en sentido descendente, haciael productor horizontal inferior. La comunica-ción inicial se establece entre el inyector y elproductor mediante inyección de vapor, vaporcíclico o inyección de solvente. El factor de recu-peración estimado para este método oscila entre50 y 70%.12 No obstante, la estratificación de laformación puede incidir significativamente en larecuperación SAGD.13 El método SAGD se utilizaen muchos campos de Canadá, incluyendo loscampos Christina Lake y MacKay River.

42 Oilfield Review

> Lechada producida por el método de producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS).Esta muestra de fondo de tanque fue recuperada en una playa de tanques de una unidad de limpiezade petróleo cercana a Lloydminster, Saskatchewan, Canadá, y se compone de aproximadamente 10 a20% de arcilla fina y sílice, 20 a 30% de petróleo viscoso y 50 a 60% de agua. (Fotografía, cortesía deMaurice Dusseault).

Petróleo

Vapor

Roca de cubierta

Arena

Lutita

Inyecciónde vaporEl petróleo pesadocalentado fluyehacia el pozo

Otoño de 2006 43

La combustión en sitio, también conocida eninglés como fireflooding, es un método de movi-lización de los petróleos de alta viscosidad. Setrata de un proceso de pozos múltiples en el queun frente de combustión iniciado en un pozo deinyección de aire se propaga hasta un pozo deproducción. La combustión en sitio quema partedel petróleo y el calor reduce suficientemente laviscosidad del resto como para posibilitar la pro-ducción. El petróleo quemado, o residuo de lacombustión, se deja atrás. La combustión mejorael petróleo crudo mediante el craqueo, o separa-ción, de las moléculas pequeñas respecto de lasgrandes. En la mayor parte de los intentos deaplicación en el campo, se observó que el pro-ceso era inestable. No obstante, en Rumania, laoperación de combustión en sitio de gran escalallevada a cabo en el Campo Suplacu de Barcau,funciona desde el año 1964.14

Se están desarrollando nuevas tecnologíaspara estabilizar el frente de combustión, en elproceso de combustión en sitio. Por ejemplo, elmétodo de inyección Toe-to-Heel (THAI), unamarca registrada de Archon Technologies Ltd.,utiliza una combinación de inyector vertical yproductor horizontal. El método se encuentraactualmente en la etapa de prueba piloto decampo, en la Formación McMurray, cercana aConklin, Alberta.15

> Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Se perfora un par de pozos horizontalesparalelos, uno por encima del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior para calentar el petróleopesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajo, en direcciónhacia el pozo productor.

10. Notas de cursos del profesor Maurice Dusseault de laUniversidad de Waterloo, en Ontario, Canadá.

11. Etebar S: “Captain Innovative Development Approach,”artículo SPE 30369, presentado en la Conferencia delÁrea Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 5 al 8 deseptiembre de 1995.Rae G, Hampson J, Hiscox I, Rennie M, Morrison A yRamsay D: “A Case Study in the Design and Execution ofSubsea Production Development Wells in the CaptainField,” artículo SPE 88837, SPE Drilling & Completion 19,no. 2 (Junio de 2004 ): 82–93.

12. Notas de cursos del profesor Maurice Dusseault de laUniversidad de Waterloo, en Ontario, Canadá.

13. Contreras C, Gamero H, Drinkwater N, Geel CR, Luthi S,Hodgetts D, Hu YG, Johannessen E, Johansson M,Mizobe A, Montaggioni P, Pestman P, Ray S, Shang R ySaltmarsh A: “Investigación de la sedimentología enyacimientos clásticos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Veranode 2003): 58–81.

14. Panait-Patica A, Serban D e Ilie N: “Suplacu de BarcauField—A Case History of a Successful In-SituCombustion Exploitation,” artículo de la SPE 100346,presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de lasEuropec/EAGE de la SPE, Viena, Austria, 12 al 15 de juniode 2006.Paduraru R y Pantazi I: “IOR/EOR—Over Six Decades of Romanian Experience,” artículo de la SPE 65169,presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.

15. “WHITESANDS Experimental Project,”http://www.petrobank.com/ops/html/cnt_white_project.html (Se accedió el 3 de julio de 2006).

> Estimulación cíclica por vapor (CSS), un método de un solo pozo que seaplica en etapas. Primero, se inyecta vapor (izquierda). Luego, el vapor y elagua condensada calientan el petróleo viscoso (centro). Por último, el petró -leo y el agua calentados son bombeados a la superficie (derecha). Luego,el proceso se repite.

Etapa 1:Inyección de vapor

Etapa 2:Fase de impregnación

Etapa 3:Producción

Selección de un método de recuperaciónDada la diversidad de métodos de recuperacióndisponibles, la selección del mejor método paraun yacimiento en particular requiere un estudiogeneral que incorpore diversos factores, talescomo propiedades de los fluidos, continuidad dela formación, mecánica de las rocas, tecnologíade perforación, opciones de terminación depozos, simulación de la producción e instala -ciones de superficie. Este esfuerzo de equipomultidisciplinario también debe considerar lassoluciones de compromiso entre factores talescomo reservas, regímenes de recuperación espe-rados y tasas de producción. También se requierela consideración del costo de la generación deenergía y la sensibilidad ambiental de las adya-cencias. Un ejemplo del tipo de estudio depreselección que puede ayudar a las compañías adecidir cómo producir los recursos de petróleopesado proviene de la Pendiente Norte deAlaska, en donde BP Exploration (Alaska) Inc.está evaluando algunos métodos de producciónde petróleo de alta viscosidad en las arenas Ugnu(arriba).

Las arenas Ugnu y su estructura vecina másprofunda, la Formación Schrader Bluff, fueronencontradas por primera vez en el año 1969,cuando los operadores perforaron y probaron laFormación Kuparuk, situada a mayor profun -didad.16 En ese momento, no se disponía de

tecnología para desarrollar los petróleos alta-mente viscosos contenidos en las arenas Ugnu ySchrader Bluff, de manera que las compañías seconcentraron en la prolífica Formación Kuparuk.La Formación Schrader Bluff es una formaciónestratigráficamente más profunda, que contienepetróleo viscoso relativamente más liviano quelas arenas Ugnu. Algunas secciones de la Forma-ción Schrader Bluff están sometidas a inyecciónde agua y se encuentran en producción desdecomienzos de la década de 1990. A través de losaños, diversas compañías llevaron a cabo opera-ciones de simulación y estudios piloto paraevaluar la posibilidad de aplicar técnicas deinyección de agua y otros métodos de recupera-ción mejorada de petróleo (EOR) con el fin deexplotar las arenas Ugnu, pero no lograronhallar los medios económicos para recuperar losrecursos de petróleo pesado.17

BP actualmente está evaluando el desarrollode las reservas de petróleo pesado alojadas en launidad Milne Point de la Pendiente Norte. La

recompensa total se estima en miles de millonesde barriles de petróleo original en sitio con tenidosen la Formación Ugnu Inferior, correspondiendoun porcentaje significativo a la unidad MilnePoint de BP. Las propiedades del yacimiento yde los fluidos varían a través del campo, y estánrepresentadas en general por petróleo de altadensidad y alta viscosidad y una temperatura deyacimiento baja de 75°F [24°C]. Esto significaque el yacimiento requiere indudablementemétodos de recuperación no primaria, tales comoalgún tipo de técnica de producción mejorada enfrío, estimulación cíclica por vapor, desplaza-miento por vapor de agua, SAGD o algún procesohíbrido.

Para determinar el mejor enfoque a adoptar,un equipo de 30 miembros constituido por espe-cialistas de BP y Schlumberger llevó a cabo unestudio de preselección. El objetivo del estudioera identificar la técnica de desarrollo quepermitiría maximizar económicamente los regí-menes de producción de petróleo y el factor derecuperación, garantizando al mismo tiempo unapérdida de calor mínima y aceptable en el per-mafrost y un efecto mínimo sobre los hidratos degas naturales. El estudio de preselección enfatizóel manipuleo y la utilización del CO2 y del gas deefecto invernadero y puso en vigor las normasmás estrictas de Salud, Seguridad y MedioAmbiente. Actualmente, se está realizando unestudio de tecnología conjunto, entre BP/Sch-lumberger, para examinar distintas opciones quepermitan compatibilizar los desarrollos de pe -tróleo pesado con la Agenda Verde de BP. Losresultados del estudio serán ingresados en elPlan de la Etapa de Evaluación de BP para latoma de decisiones acerca del desarrollo Ugnu.

En el estudio de preselección, se revisaronlos estudios e informes previos, emitidos durantelos últimos 25 años. Con estos estudios y losdatos disponibles, se seleccionaron tres pozosrepresentativos del área Milne Point para reali-zar una revisión detallada. Los pozos penetraronintervalos de calidad prospectiva variable. Paradeterminar el mejor método de recuperación, sesimularon varios, incluyendo el método de des-plazamiento por vapor de agua, CSS, SAGD, elmétodo de inyección de agua caliente y el deproducción primaria. Además, se comprobaron

44 Oilfield Review

16. Bidinger CR y Dillon JF: “Milne Point Schrader Bluff:Finding the Keys to Two Billion Barrels,” artículo de laSPE 30289, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Petróleo Pesado, Calgary, 19 al 21 de juniode 1995.

17. Bidinger y Dillon, referencia 16.Werner MR: “Tertiary and Upper Cretaceous Heavy-OilSands, Kuparuk River Unit Area, Alaskan North Slope:Section V: Exploration Histories,” en Meyer RF (ed):Exploration for Heavy Crude Oil and Natural Bitumen

(Exploración de Petróleo Crudo Pesado y BitumenNatural). AAPG Studies in Geology no. 25. Tulsa: AAPG(1987):537–547.

18. La sigla PVT significa presión, volumen y temperatura.Las propiedades PVT son ecuaciones para la densidadde un fluido, como una función de la temperatura y lapresión, las coordenadas de presión-temperatura de laslíneas de fase y las propiedades termodinámicasrelacionadas.

km

Millas0

0 100

100

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MilnePoint Bahía de

Prudhoe

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Alaska EUA Canadá

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Arena M

Arena N

Arenas O

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Rayos gamma0 °API 150

Resistividadprofunda,Inducción

0.2 200ohm.m

> La unidad Milne Point, cercana al Río Kuparuk,en Alaska. BP Exploration (Alaska) Inc. está estu -diando la mejor forma de producir el petróleo dealta viscosidad contenido en las arenas Ugnu.

Otoño de 2006 45

los efectos de los pozos verticales, desviados yhorizontales en las carreras de simulación.

Los resultados del estudio se compilaron enuna matriz interactiva que permitió cuantificarla sensibilidad de cada método de recuperacióncon respecto a los factores de producción,subsuelo , superficie y costos (derecha). Cadabloque de la matriz se coloreó de acuerdo con lasensibilidad del factor, sirviendo como vincula-ción con los informes, análisis y presentacionesque se utilizaron para sustentar la clasificaciónde la sensibilidad. Por ejemplo, de los factoresdel subsuelo, el mejoramiento de la caracteriza-ción de fluidos y las propiedades mecánicas delas rocas se estiman de importancia crítica entérminos de conocimiento, para todos los mé -todos EOR evaluados. Un breve repaso de lainformación disponible demuestra el porqué.

Las propiedades PVT de los fluidos de yaci-mientos, en particular la viscosidad del fluido ysu variación con la temperatura, son factorescruciales en la selección de una técnica de recu-peración.18 Estos factores se conocían en formainsuficiente, en el caso de los fluidos de la For-mación Ugnu. Los datos de viscosidad delpetróleo medidos se limitaban a dos muestras deproducción, con viscosidades de petróleo muertooscilantes entre 200 y 2,500 cP, a una tem pera tu -ra de 80°F [0.2 Pa.s y 2.5 Pa.s a una temperaturade 27°C]. Estas muestras no se consideranrepresentativas del rango completo de viscosida-des presentes en las arenas Ugnu. Se utilizarontransformaciones geoquímicas para predecir laviscosidad del petróleo a partir de muestras denúcleos laterales. No obstante, esta técnica sebasó en la extrapolación de valores más allá delrango de viscosidades medidas y planteó la hipó-tesis de que los petróleos de la Formación Ugnuposeen los mismos controles sobre la calidad delpetróleo que los de la Formación Schrader Bluff.Si bien el modelo sirvió como buen punto de par-tida, su ajuste para predecir la viscosidad delpetróleo y la recolección de muestras adiciona-les fue una de las recomendaciones realizadasen el estudio.

Otro de los factores críticos, las propiedadesmecánicas de las rocas, se evaluó mediante elexamen del núcleo y el análisis de los registrosobtenidos con el generador de Imágenes SónicoDipolar DSI en el Pozo MPS-15. La arena Ugnuposee una resistencia extremadamente baja, demenos de 200 lpc [1.4 MPa], en la resistencia ala compresión no confinada estimada; el núcleoes parecido a la tierra y resulta fácil de triturarcon la mano, lo que presagia la presencia dedesafíos en lo que respecta a estabilidad y termi-nación de pozos. Adicionalmente, se observaron

dos picos característicos en la distribución deltamaño de las arenas. Éstos indican que puedeproducirse un volumen considerable de limo,con un tamaño de 5 a 60 micrones, junto conarena de grano fino a muy fino, de 60 a 250micrones. Estos finos tendrán que ser ya seacontrolados o manejados con la producción depetróleo de la Formación Ugnu.

Para determinar las caídas de presióncorrectas y una envolvente de profundidad-es -tabilidad adecuada para la producción seingresaron los datos de las propiedades mecáni-cas estimadas y las opciones de terminación depozos, tales como el tamaño y la orientación delos disparos, en el programa Sand ManagementAdvisor. Estos cálculos iniciales determinaronque cualquier caída de presión de más de 1 lpc[6.9 kPa] produciría la falla completa de laarena. Se recomendó anticipar la producción dearena durante la perforación y la terminación depozos y desarrollar estrategias de manejo de laarena creativas, tales como las tuberías de reves-timiento cortas microrranuradas.

De los cinco métodos de recuperación eva-luados, la estimulación cíclica por vapor de agua

arrojó los mejores regímenes de recuperación yproducción. Si se selecciona este método, sedeberán adoptar recaudos para no sobrecalentarel permafrost. Esto seguramente será posibleporque el yacimiento está aislado de las capas depermafrost por una lutita impermeable espesa.Otros métodos, tales como el método de produc-ción primaria en frío, producirían un impactomínimo sobre el permafrost pero probablementeno lograrían regímenes de recuperación o pro-ducción económicos. El método SAGD, si bienproduciría un impacto ambiental similar al CSS,no resultaría tan efectivo en el área de estudioporque requiere una relación de permeabilidadvertical a horizontal alta para el desarrollo deuna cámara de vapor. La continuidad de la For-mación Ugnu incidirá significativamente en elfactor de recuperación final y la descripción delyacimiento será un componente crítico del tra-bajo en curso.

Finalmente, el estudio de preselección reco-mendó la estimulación cíclica por vapor de aguacomo el método de recuperación óptimo para elárea de estudio, situada en la unidad MilnePoint, y planteó a grandes rasgos el espacia-

> Matriz de sensibilidad a partir del estudio de preselección Ugnu, donde se cuantifica la sensibilidadde cada método de recuperación a los factores de producción, subsuelo, superficie y costos. Cadabloque de la matriz se coloreó de acuerdo con la sensibilidad del factor al desempeño o a la impor -tancia del conocimiento. En términos de desempeño, el verde significa excelente, el amarillo, regular,y el rojo, significa pobre. En términos de importancia del conocimiento, el verde significa menos im por -tante, el amarillo significa importante y el rojo, crítico. Por ejemplo, en las categorías de producción, elmétodo CSS se consideró de excelente desempeño en lo que respecta al régimen de producción porpozo, las reservas por pozo y la recuperación de reservas. De los factores del subsuelo, por ejemplo,la caracterización de fluidos y las propiedades mecánicas de las rocas se consideran de importanciadel conocimiento crítica para todos los métodos EOR evaluados. En la versión interactiva de la matriz,haciendo clic en uno de los cuadros se accede a los informes y estudios que subyacen la evaluación.

Inyección de vapor continua

Estimulación cíclica por vapor (CSS)

Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD)

Inyección de agua caliente

Producción de petróleo en frío (CHOPS)

Técnicas EOR viables

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Producción Subsuelo Superficie Costos

Excelente/menos importante

Regular/importante

Pobre/crítico

Desempeño/Conocimiento

miento, la orientación y el esquema de emplaza-miento de los pozos. Además, se recomendó laejecución de operaciones de simulación adicio-nales para evaluar los efectos de los regímenes yvolúmenes de inyección de vapor variables einvestigar la factibilidad de su conversión almétodo de desplazamiento por vapor de agua.

Caracterización de los petróleos pesados en el pozoUn paso crítico en la determinación del mejormétodo de recuperación de petróleo pesado es lacaracterización de las propiedades de los fluidosde yacimiento. A los fines de la clasificación dereservas y la selección de los intervalos de mues-treo, las compañías recurren a las mediciones delas propiedades de los fluidos de pozo, especial-mente la viscosidad.

El conocimiento de la viscosidad en todo elyacimiento es vital para el modelado de la pro-ducción y la predicción de la recuperación de lasreservas. No obstante, la viscosidad del petróleopesado puede exhibir grandes variaciones,incluso dentro de la misma formación. La cons-

trucción de un mapa de viscosidad requiere elmuestreo adecuado y la información de la visco-sidad en sitio, derivada de los registros.

La técnica de adquisición de registros deresonancia magnética nuclear (NMR) ha sidoutilizada con éxito para determinar la viscosidaden sitio de los petróleos convencionales, pero losmétodos comerciales actuales poseen limitacio-nes en lo que respecta a los petróleos pesados yviscosos.19 Esto se debe a que a medida que laviscosidad del fluido aumenta, el tiempo de rela-jación NMR, T2, disminuye. Cuando los tiemposde relajación son extremadamente breves, lasherramientas de adquisición de registros NMRno pueden detectarlos. Cuando la viscosidad esde más de 100,000 cP [100 Pa.s] aproximada-mente, las herramientas NMR visualizan lamayor parte del petróleo pesado o del bitumen,como parte de la matriz de roca.

Para mejorar la comprensión de la correla-ción existente entre la viscosidad y la respuestaNMR, los investigadores de la Universidad deCalgary y su instituto afiliado, el Laboratorio deImágenes Tomográficas y Medios Porosos

(TIPM), obtuvieron e interpretaron medicionesNMR de laboratorio sobre una amplia selecciónde petróleos pesados canadienses.20 Los petró-leos de la base de datos poseen viscosidades queoscilan entre menos de 1 cP y 3,000,000 cP[0.001 y 3,000 Pa.s].

Las viscosidades medidas mostraron corre -lación con dos parámetros NMR pero consensibilidades discrepantes. Al aumentar la vis-cosidad, T2 se redujo y, con viscosidades altas, sevolvió menos sensible a los cambios de viscosi-dad. No obstante, el incremento de la viscosidadhizo que el índice de hidrógeno relativo (RHI)en disminución se volviera más sensible al cam-bio producido en la viscosidad con viscosidadesaltas (izquierda, extremo superior).21 En base aestos hallazgos, los investigadores desarrollaronuna nueva relación empírica entre los paráme-tros NMR y la viscosidad del fluido. La relaciónse ajustó para proveer el mejor ajuste posiblepara los cinco petróleos de la base de datosrespecto de los cuales se disponía de datos deviscosidad a lo largo de un rango de temperatu-ras (izquierda, extremo inferior).

La conversión de esta relación de viscosidadNMR de laboratorio en una relación que fun-cione para las herramientas de adquisición deregistros NMR no es directa. Los petróleos pesa-dos contenidos en las rocas se mezclan con otrosfluidos y exhiben comportamientos que difierende los fluidos volumétricos del laboratorio. Noobstante, la combinación correcta de medi -ciones de laboratorio y mediciones obtenidas apartir de la adquisición de registros puedeproveer la información necesaria para ajustar larelación de viscosidad y producir un registro deviscosidad continuo (próxima página). En esteejemplo de petróleo pesado de Western Canada,se utilizaron los datos de la herramienta inte-

46 Oilfield Review

19. Freedman R, Heaton N, Flaum M, Hirasaki GJ, Flaum C yHurlimann M: “Wettability, Saturation, and Viscosity fromNMR Measurements,” artículo de la SPE 87340,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002; además, en SPE Journal 8, no. 4(Diciembre de 2003): 317–327.

20. Bryan J, Kantzas A y Bellehumeur C: “ViscosityPredictions from Low-Field NMR Measurements,”artículo de la SPE 89070, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,29 de septiembre al 2 de octubre de 2002; además, enSPE Reservoir Evaluation & Engineering 8, no. 1 (Febrerode 2005): 44–52. Mirotchnik KD, Allsopp K, Kantzas A, Curwen D y BadryR: “Low-Field NMR Method for Bitumen SandsCharacterization: A New Approach,” artículo de la SPE71208, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 deseptiembre al 2 de octubre de 2002; además, en SPEReservoir Evaluation & Engineering 4, no. 2 (Abril de2001): 88–96.

21. El índice de hidrógeno relativo (RHI) es definido comouna relación de los índices de amplitud (AI): RHI = AIoil/AIwater, donde AI = amplitud de la señal del fluido/masadel fluido.

> Correlación entre las viscosidades medidas en el laboratorio y dos parámetros de resonancia mag né -tica nuclear (NMR) medidos en el laboratorio. El tiempo de relajación NMR, T2, se reduce al aumen tarla viscosidad (izquierda). No obstante, con viscosidades extremadamente altas, se observa poco cambioen el tiempo T2. El índice de hidrógeno relativo (RHI) también se reduce al aumentar la viscosidad(derecha), pero es más sensible al cambio de viscosidad con viscosidades altas. (Adaptado a partirde Bryan et al, referencia 20).

10,000,000

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

1

0.110.1 10 100 1,000 10,000

T2 del petróleo, ms

Visc

osid

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a, c

P10,000,000

1,000,000

100,000

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1

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Visc

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a, c

P

RHI del petróleo

> Correlación entre viscosidad medida y viscosidad calculada, utilizando una relación empírica basa daen los parámetros NMR, T2 y RHI. La correlación existente entre la viscosidad medida y la viscosidadcalculada (izquierda) es buena, pero mejora cuando se ajusta para adaptarse a los datos de visco si -dad adquiridos a lo largo de un rango de temperaturas (derecha). (Adaptado a partir de Bryan et al,referencia 20).

10,000,000

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10,000,000

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0.1 10 1,000 100,000 10,000,000

Viscosidad NMR, cP

GeneralAjustada

Otoño de 2006 47

grada de adquisición de registros con cablePlatform Express y las mediciones obtenidas conla herramienta de Resonancia Magnética Combi-nable CMR-200 para producir un registro deviscosidad del petróleo que mostrara buena con-cordancia con las mediciones de viscosidad del

petróleo obtenidas en el laboratorio, en un rangode 30,000 a 300,000 cP [30 a 300 Pa.s].

Las mediciones de viscosidad de este pozo nosólo muestran variación sino un gradiente de vis-cosidad que se incrementa con la profundidaden el intervalo comprendido entre X64 y X80 m.

Si bien este tipo de gradiente es común en estaárea, otras regiones muestran el efecto contrario,reduciéndose la viscosidad con la profundidad. Lacapacidad de estimar la viscosidad del petróleopesado ayudará a las compañías a mapear loscambios producidos en la viscosidad a lo largo de

> Un registro continuo de viscosidad del petróleo, producido a partir de los datos Platform Express y de mediciones CMR-200, calibrado conlos valores de viscosidad del petróleo obtenidos en el laboratorio. Entre X64 y X80 m, el registro de viscosidad continuo (Carril 5) muestra ungradiente de viscosidad, aumentando la viscosidad del petróleo de 30,000 a 300,000 cP.

X60

Prof

undi

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m

X70

X80

X90

Tamaño de la barrena125 375mm

125 375mm

Calibre

0 150°API

Rayos gamma

1 1,000ohm.m

AIT de 90pulgadas de

profundidad deinvestigación

1 1,000ohm.m

Resistividadde la

zona invadida

0.6 0m3/m3

Porosidad CMR total

0.6 0m3/m3

Porosidad CMR 3 ms

0.6 0m3/m3

Fluido libre

0.6 0m3/m3

Porosidad-neutrón

PEF

-50 950kg/m3

Diferencia de densidad

0.6 0m3/m3

Porosidad-densidad

Fluido capilar-ligado

Porosidad de poros pequeños

0.3 3,000

Valor de corte de T2

Distribución de T2

ms 1,000 1,000,000cP

Viscosidad del petróleo(laboratorio)

1,000 1,000,000cP

Viscosidad del petróleo(NMR)

1 0vol/vol

Sw

0.3 3,000ms

Fraccióndel

volumende lutita

0 10

todos sus yacimientos de petróleo pesado y, enúltima instancia, asistirá en la determinación delas estrategias de terminación y recuperaciónapropiadas.

Muestreo de fluidos pesados de alta viscosidadLa evaluación del potencial de productividad delos yacimientos de petróleo pesado ha resultadodificultosa porque la alta viscosidad del fluido ylas formaciones no consolidadas dificultan laadquisición de muestras de fluidos represen -tativas y las pruebas de la dinámica de losyacimientos (izquierda). No existe ninguna solu-ción única para el problema de recolección demuestras de petróleo pesado en arenas no con-solidadas, pero las mejores prácticas y lastécnicas de muestreo desarrolladas para el Pro-bador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT están permitiendo la caracterización mejo-rada de muchos yacimientos de petróleo pesado.

Como parte de la nueva tecnología se disponede una probeta de diámetro extra grande, unaprobeta enfocada, empacadores duales con fil-tros (cedazos) de empaque de grava diseñados amedida, una bomba de desplazamiento de pre-sión extra alta para tasas de flujo bajas, análisisavanzado de fluidos de fondo de pozo, y unametodología de muestreo especializada.

Una metodología que ha recolectado conéxito muestras de petróleo de alta viscosidadcomienza con la simulación del flujo multifásicoalrededor del pozo para modelar la reducción dela contaminación con fluido de perforación conel transcurso del tiempo, a medida que se bom-bea fluido en el pozo. Variando la viscosidad delpetróleo, la anisotropía de la permeabilidad, lainvasión del fluido de perforación, la tasa de flujoy la posición del probador MDT, es posibleestimar el tiempo de bombeo requerido pararecolectar una muestra con un nivel de contami-nación suficientemente bajo.22 El tiempo delimpieza depende considerablemente del radiode invasión efectivo. Afortunadamente, el petró-leo de viscosidad extremadamente alta restringela invasión, reduciendo el volumen de fluido quenecesita ser bombeado antes de que el fluidocontaminado ingrese en la línea de flujo de laherramienta. En un caso de América del Sur, selogró muestrear con éxito un petróleo de visco -sidad superior a 3,200 cP [3.2 Pa.s] con unatécnica que utiliza el módulo del empacador dualMDT y una tasa de flujo de menos de 1 cm3/s(izquierda).23

En otro caso, explorando en el estado noroc-cidental de Rajasthan, en la India, Cairn Energydescubrió el Campo Bhagyam en el año 2004. ElCampo Bhagyam es uno de los 17 campos de la

48 Oilfield Review

> Petróleo pesado sudamericano de alta viscosidad adquirido medianteoperaciones de muestreo con cable.

> Registro de muestreo de fluidos en América del Sur, adquirido con el módulo del empacador dual MDTy el Analizador de Fluidos Vivos LFA espectroscópico. Los canales ópticos de la medición LFA (extremosuperior) están codificados en color por densidad óptica, lo que corresponde a la longitud de la cadenade componentes de hidrocarburos. El Canal 1 (negro) corresponde al metano. Los números de los ca -nales aumentan hacia arriba. En este ejemplo, todos los canales ópticos muestran amplitudes altas,lo que indica la presencia de un petróleo pesado opaco. A los fines comparativos, se muestran a laderecha los resultados LFA para un petróleo liviano, con amplitudes bajas en la mayoría de los cana -les. En el agua, el carril correspondiente al lodo base agua (WBM) y a la fracción de petróleo, el azulcorresponde a la fracción másica de agua, el verde representa la fracción másica de petróleo y elmarrón rojizo corresponde a tapones de WBM. La ausencia de lecturas de gas en el carril correspon -diente a la fracción de gas es otra característica del petróleo pesado.

Fracción de gas

Fracciones de petróleoAgua

Lodo base agua

Tiempo, s0 50,000

Presión

Temperatura

Volumen debombeo

Canales ópticos

Resultados LFA para un petróleo

liviano

Otoño de 2006 49

Cuenca Barmer y produce de la arenisca Fateh-garh de alta permeabilidad. Las reservas depetróleo de la cuenca se estiman actualmente en650 millones de barriles [103 millones de m3].

Las propiedades del petróleo crudo varíanconsiderablemente en la cuenca, entre 15°APIal norte y 52°API más al sur (arriba). En elCampo Bhagyam, la densidad del petróleo oscilaentre 21°API, en la base, y 30°API en el tope. Sibien no son tan densos como otros petróleospesados, los petróleos Bhagyam poseen un altocontenido de parafinas y asfaltenos, lo que lesconfiere un alto punto de escurrimiento y altaviscosidad a la temperatura de yacimiento.24

La adquisición de muestras de calidad PVT,representativas de estos petróleos viscosos, hasido un desafío.25 Las secciones prospectivas seperforan con lodo base aceite (OBM) para evitarel colapso de las lutitas. Durante la extracciónde las muestras, se recolecta el filtrado OBMjunto con el fluido de yacimiento, lo que conta-mina la muestra de petróleo. La totalidad de lasmás de 30 muestras adquiridas por Schlumbergery otra compañía de servicios utilizando probado-res de formación tradicionales se consideraronno representativas—demasiado contaminadaspara mostrar propiedades PVT correctas duranteel análisis de laboratorio. La contaminación con

filtrado puede ser evaluada en el pozo, entiempo real, con el Analizador de Fluidos VivosLFA, antes de recolectar las muestras de fluidos.Por ejemplo, en una estación de muestreo delPozo Bhagyam-4, el análisis LFA cuantificó elporcentaje en volumen de la contaminación enun 43%, incluso al cabo de 105 minutos de bom-beo (arriba).

Utilizando un nuevo módulo de muestreo enla herramienta MDT, ahora es posible lograr unnivel de contaminación con filtrado nulo. Laherramienta de muestreo operada con cableQuicksilver Probe utiliza un procedimiento demuestreo localizado por el cual el fluido conta-minado es introducido por bombeo en una líneade flujo, completamente aislada del fluido deyacimiento puro recolectado en una segundalínea de flujo de muestreo.

> Campo Bhagyam, en la Cuenca Barmer, situada en Rajasthan, India, donde CairnEnergy produce petróleos crudos con densidades API considerablemente variables.

Cuenca Barmer

Shakti,15 a 19° API

Mangala,22 a 29°API

Vijaya,28 a 35°API

Vandana,28 a 35°API

Saraswati,40 a 42°API

Raageshwari oil,32 a 36°API

Guda,40 a 42°API

Bhagyam,21 a 30°API

Aishwariya,29 a 32°API

Kameshwari,45 a 52°API

Raageshwari gas

I N D I A

RajasthanP A

K I S T A

N

NEPAL

C H I N A

BANGLADESH

SRI LANKAkm

millas0

0 500

500

> Niveles de contaminación con lodo base acei te(OBM), correspondientes a muestras adquiridasen el Pozo Bhagyam-4 utilizando técnicas demuestreo convencionales. Las muestras de pe -tróleo pesado exhibían un nivel de contaminacióncon OBM tan elevado que no pudieron ser utili -za das para el análisis PVT.

Niveles de contaminacióncon lodo base aceite

0

5

10

15

20

30

Cont

amin

ació

n, %

Número de muestra

35

40

45

50

25

1 2 3 4 5 6 7 8

22. Cañas JA, Low S, Adur N y Teixeira V: “Viscous OilDynamics Evaluation for Better Fluid Sampling,” artículode las SPE/PS-CIM/CHOA 97767, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre OperacionesTermales y Petróleo Pesado, Calgary, 1º al 3 denoviembre de 2005.

23. Cañas et al, referencia 22.24. El punto de escurrimiento es la temperatura mínima a la

que el petróleo mana o fluye.25. Se denominan muestras de calidad PVT a aquéllas que

poseen un nivel de contaminación suficientemente bajocomo para que las propiedades PVT medidas en ellaboratorio se correspondan con las de una muestra nocontaminada. El nivel de contaminación máximopermitido varía según la compañía y el laboratorio. Unestándar común es 7% de contaminación para estacuenca.

Este procedimiento de muestreo localizado seutilizó en dos pozos del Campo Bhagyam, conresultados excelentes. En el Pozo Bhagyam-5,luego de 27 minutos de bombeo, el fluido extra-ído con el aparato de muestreo Quicksilver Proberegistró 0% de contaminación con OBM, en eldetector LFA. Posteriormente, un análisis de unlaboratorio independiente confirmó un nivel decontaminación del 0%. En el Pozo Bhagyam-6 , elfluido muestreado con una combinación de lasherramientas Quicksilver Probe-LFA promedióun nivel de contaminación del 2.2%, después de52 minutos de bombeo. El análisis de laboratoriosubsiguiente determinó un nivel de contamina-ción del 0%. De las 18 muestras recolectadas enlos dos pozos, 15 fueron de calidad PVT y 6 mues-tras exhibieron un nivel de contaminación nulo(izquierda).

Análisis de petróleos pesados en laboratorioComparadas con los petróleos convencionales,las muestras de petróleo pesado viscoso no sóloson más difíciles de adquirir sino que planteandiversos desafíos en el análisis de fluidos delaboratorio. Las técnicas tradicionales de análi-sis de las propiedades de fluidos clavesprobablemente no logren caracterizar en formacompleta las muestras de crudo pesado. Pararesolver este problema, los investigadores eingenieros del Centro de Fluidos de Yacimientosde Schlumberger (SRFC) en Edmonton, Alberta,Canadá, han desarrollado nuevas metodologíaspara determinar el comportamiento de lospetróleos pesados en lo que respecta a fase y vis-cosidad (izquierda). Además, las técnicas deanálisis composicional utilizadas actualmentecon los petróleos convencionales han sido apli-cadas a los petróleos pesados, con el propósitode conocer las limitaciones e identificar lasmejoras potenciales.

De las diversas técnicas de laboratorio quehan sido desarrolladas para describir la composi-ción química de los petróleos, la más común es lacromatografía gaseosa (GC).26 Este tipo de análi-sis describe la naturaleza química del petróleocon suficiente grado de detalle como para captarlas diferencias existentes entre los petróleos sinincrementar significativamente el tiempo desimulación. El análisis GC estándar puede deter-minar la composición química de un petróleoconvencional hasta C36+.27 Su fortaleza radica enla detección de los componentes livianos de lospetróleos convencionales. No obstante, el análisisGC estándar no puede diferenciar el alto númerode componentes grandes de los petróleos pesadoscon suficiente grado de detalle como para ser uti-lizado en las operaciones de simulación.

50 Oilfield Review

> El Centro de Fluidos de Yacimiento de Schlumberger (SRFC), en Edmonton, Alberta. En el centro SRFC,los especialistas llevan a cabo tanto actividades de investigación como actividades de ingeniería, con -centrándose en las áreas de comportamiento de fases, aseguramiento del flujo, recuperación mejora dade petróleo y producción de petróleo pesado.

> Análisis de contaminación en laboratorio. Se lograron niveles de conta -minación bajos en muestras de fluidos adquiridas con la herramienta demuestreo enfocado Quicksilver Probe. El análisis de laboratorio corro bo -ró los resultados del análisis de fluidos realizado en el pozo. De las 18muestras recolectadas, 15 fueron de calidad PVT y 6 de éstas mostraronniveles de contaminación nulos. La línea rosa de guiones indica el nivelde contaminación, 7%, por debajo del cual las muestras se consideran de calidad PVT.

Análisis de contaminación en laboratorio

0

5

10

15

20

25

Cont

amin

ació

n, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Número de muestra

Otoño de 2006 51

Para la caracterización composicional de lospetróleos pesados, los ingenieros del centroSRFC ponen en práctica técnicas de análisis adi-cionales que examinan en forma más exhaustivaestos fluidos de alta densidad y alta viscosidad.Entre estas técnicas se encuentran el análisis delas fracciones de saturados, aromáticos, resinasy asfaltenos (SARA) y la destilación simulada.28

Cada una de las técnicas posee sus ventajas ylimitaciones inherentes.

El análisis SARA fracciona el petróleo encondiciones de tanque en saturados, aromáticos,resinas y asfaltenos, expresados como porcen-taje en peso, por solubilidad y cromatografía.29 Sibien el análisis SARA resuelve sólo cuatro com-ponentes y parece de baja resolución si secompara con los miles de componentes que pue-den resolverse con las técnicas GC, la fortalezadel método radica en que analiza la muestraentera, desde los compuestos livianos hasta lospesados, y de este modo permite comparar todoslos petróleos en base a un estándar consistente.Por ejemplo, el análisis SARA confirma elaumento esperado del contenido de resinas yasfaltenos con la disminución de la densidadAPI (arriba).30 Además, para los petróleos con-vencionales, el análisis SARA provee unaindicación de la estabilidad del fluido con res-pecto a la precipitación de asfaltenos,con sideración importante a la hora de diseñaresquemas e instalaciones de producción.31 En el

caso de los petróleos pesados, el análisis SARAes menos útil como indicador de la precipitaciónde asfaltenos, que se produce habitualmentecuando el petróleo pesado se diluye con ciertosgases o solventes. Además, las prácticas delanálisis SARA pueden variar, dificultando lacomparación de las mediciones obtenidas endiferentes laboratorios.

La destilación simulada es una técnica GCque identifica los componentes de los hidrocar-buros en el orden de sus puntos de ebullición.32

Se emplea para simular el largo procedimientode laboratorio utilizado para determinar el puntode ebullición verdadero. Cuando se lleva a cabo atemperaturas elevadas, que oscilan entre 36 y750°C [97 y 1,382°F], esta técnica puede resolverlos componentes hasta C120. Los resultados sonde utilidad para el modelado de los procesos derefinación del sector petrolero del downstream ypueden ayudar a los refinadores a seleccionarpetróleos crudos que generarán importantesréditos económicos. En los petróleos pesados, ladestilación simulada tiene una aplicación limi-tada, ya que los componentes más grandes queconforman una porción significativa del petróleopesado experimentarán degradación química atemperaturas elevadas; el craqueo comienza aocurrir por encima de 350°C [662°F].

Otra medición importante que se requiere deuna muestra de petróleo es su comportamientode fase, conocido como comportamiento PVT.

Estas mediciones describen cómo las propiedadesde un petróleo son afectadas por los cambios depresión, temperatura o composición, que pueden tener lugar durante un proceso de producción. Enel caso de los petróleos pesados, se han desarro-llado nuevas técnicas y modificaciones de lastécnicas existentes para determinar con preci-sión sus propiedades de fluido, como funciones dela presión, la temperatura y la composición.

Las técnicas de laboratorio estándar miden laspropiedades PVT, tales como el punto de burbuja,la compresibilidad, la composición de los hu -mos—conocidos como gas liberado—la densidady la relación gas-petróleo (GOR). Si bien no setrata precisamente de una propiedad de fase, laviscosidad también puede variar significa -tivamente con la presión, la temperatura y lacomposición, por lo que se incluye en esta serie demediciones. Para los petróleos pesados, la carac-terización del comportamiento de la viscosidad esparticularmente importante, ya que hasta los cam-bios pequeños pueden tener efectos grandes sobrelos regímenes de producción y los volúmenes depetróleo recuperables. En ciertos yacimientos depetróleo pesado, la viscosidad aparente del petró-leo puede cambiar cuando el petróleo se mezclacon gas o agua. El gas que es liberado del petróleopesado durante la producción puede formar unaespuma. La mezcla del petróleo pesado con agua

> Correlación entre densidad API y contenido de resinas y asfaltenos a partir del análisis SARA (extre -mo inferior). Cuanto más pesado es el petróleo, mayor es el contenido de resinas y asfaltenos. En lafoto (extremo superior), el frasco contiene la muestra de petróleo pesado calentada. El tubo paradocontiene la resina, el plato Petri contiene el asfalteno y los otros tubos contienen saturados y aromá -ticos. (Datos tomados de la Tabla 1 de la referencia 30).

Densidad API

Com

posi

ción

, % e

n pe

so

0 10 20 30 40 50

25

20

30

35

15

10

5

0

ResinaAsfalteno

26. En el método GC, una muestra es vaporizada y luegotransportada por un gas inerte a través de una columnaque separa los componentes. Cada componenteproduce un pico separado en la salida del detector.

27. La frase “composición hasta C36+” indica que loscompuestos de hasta 35 átomos de carbono sediscriminan por separado, combinándose el resto en una fracción indicada como C36+.

28. El petróleo crudo es una mezcla compleja decomponentes de diferentes propiedades y estructurasmoleculares. Los saturados, también conocidos comoalcanos o parafinas, son cadenas de hidrocarburoslargas del tipo CnH2n+2. Los aromáticos incorporan uno o más anillos de benceno [C6H6]. Las resinas sonconstituyentes no volátiles, solubles en n-pentano[C5H12] o en n-heptano [C7H16]. Los asfaltenos sonconstituyentes no volátiles, insolubles en n-pentano o enn-heptano.

29. Alboudwarej H, Beck J, Svrcek WY, Yarranton HW yAkbarzedeh K: “Sensitivity of Asphaltene Properties toSeparation Techniques,” Energy & Fuels 16, no. 2 (2002):462–469.

30. “Asphaltene Deposition and Its Control,” http://tiggeruic.edu/~mansoori/Asphaltene.Deposition.and.Its.Control_html(Se accedió el 26 de junio de 2006).

31. De Boer RB, Leerlooyer K, Eigner MRP y van BergenARD: “Screening of Crude Oils for Asphalt Precipitation:Theory, Practice, and the Selection of Inhibitors,”artículo de la SPE 24987, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18de noviembre de 1992; además, en SPE Production &Facilities 10, no. 1 (Febrero de 1995): 55–61.

32. Villalanti DC, Raia JC y Maynard JB: “High-TemperatureSimulated Distillation Applications in PetroleumCharacterization,” en Meyers RA (ed): Encyclopedia ofAnalytical Chemistry. Chichester, Inglaterra: John Wiley& Sons Ltd. (2000): 6726–6741. http://home.earthlink.net/~villalanti/HTSD.pdf (Se accedió el 25 de mayo de 2006).

puede crear una emulsión. Las viscosidades resul-tantes son marcadamente diferentes de la delpetróleo pesado solo.

Algunas técnicas de recuperación de petró-leo pesado requieren la inyección de vapor, gas osolventes reductores de la viscosidad, tales comola nafta, para asistir en el proceso de produccióno de levantamiento artificial. Para confirmar laviabilidad de estas técnicas de recuperación, lasmediciones de laboratorio cuantifican loscambios producidos en el punto de burbuja, ladensidad, la compresibilidad, la composición y elnúmero de fases de hidrocarburos líquidos por elagregado de gases y solventes. El agregado degases y solventes puede modificar ulteriormentelas propiedades del petróleo pesado a través dela precipitación de asfaltenos.

Para evitar cambios no deseados en la viscosi-dad y la precipitación de sólidos, las medicionesde laboratorio monitorean los cambios produci-dos en la reología y la solubilidad, en el petróleovivo, con los cambios de presión y temperatura.El filtrado de sólidos por titulación, con diluyen-tes potenciales o gases de inyección, procurahallar la concentración en la que puede indu-cirse la precipitación de asfaltenos para un valorde temperatura o presión dado.

Una propiedad de fluido de particular interésen los yacimientos de petróleo pesado es la pre-sión de burbuja—la presión a la que el gasdi suelto se desprende de la solución. En el la -boratorio, el punto de burbuja se determinatradicionalmente mediante la despresurizaciónde una muestra, en lo que se conoce como prueba

de expansión a composición constante (CCE). Elpunto de burbuja es la presión a la que se pro-duce un gran incremento del volumen de lamuestra.

El método CCE tradicional no provee me -diciones del punto de burbuja confiables paralos petróleos pesados. Para obtener el punto deburbuja verdadero cuando el método CCE tra -dicional falla, los analistas del centro SRFCutilizan una prueba CCE diseñada para lospetróleos pesados (arriba, a la izquierda). Elpunto de burbuja verdadero se obtiene dejandoque transcurra el tiempo para que el gas sesepare lentamente del petróleo y mediante lamezcla controlada del fluido. La ejecución de laprueba en el breve tiempo admitido para lospetróleos convencionales puede traducirse enun punto de burbuja que es cientos de lpc másbajo que el valor verdadero.

De un modo similar, los procedimientos de -sarrollados para medir la viscosidad de lospetróleos convencionales pueden conducir aerrores importantes, si se aplican al petróleo vis-coso. Los reómetros o los viscosímetros capilaresde alta presión con control de temperatura pre-ciso pueden obtener valores de viscosidad conun error de medición del orden del 5% (arriba).

Como se mencionó previamente, la calidad delos datos depende de la obtención de muestras

52 Oilfield Review

> Dispositivo de análisis PVT del centro SRFC, utilizado para medir la presiónde burbuja mediante la despresurización de una muestra en una prueba deexpansión a composición constante (CCE). El punto de burbuja es la presióna la que el volumen de la muestra aumenta significativamente. Una pruebaCCE que mezcla la muestra de petróleo pesado arroja un punto de burbujaque se ajusta a los cálculos ideales, mientras que el método CCE tradicionalproduce un punto de burbuja que es demasiado bajo.

>Medición de la viscosidad del petróleo viscosocon un reómetro. Los reómetros miden los cambiosproducidos en la viscosidad con la variación dela tasa de flujo. Esto es importante para la carac -terización de los petróleos viscosos que exhibenun comportamiento no Newtoniano, lo que sig ni -fica que su viscosidad es una función del índicede cizalladura (corte).

Otoño de 2006 53

representativas de los fluidos de yacimientos. Enciertos casos, es difícil obtener muestras de fondoy boca de pozo representativas para algunos delos fluidos de interés. Por lo tanto, se desarrollóun procedimiento para generar muestras depetróleo pesado recombinadas a partir de mues-tras de líquido recolectadas en la superficie(arriba). Como sucede con la medición del puntode burbuja, la recombinación debe permitirtiempo suficiente para que el gas se difunda y sedisuelva completamente en el petróleo pesado.

Para comprobar la efectividad de la técnicade recombinación de fluidos, el fluido obtenido apartir del procedimiento de recombinaciónpuede ser verificado en función de las muestrasde boca de pozo para obtener el punto de bur-buja y la viscosidad. Cuando las mediciones PVTy las mediciones de viscosidad realizadas en losfluidos recombinados dan resultados compa -rables con las muestras de boca de pozo, losingenieros pueden generar un modelo preciso,específico del campo, para predecir las propie-dades del petróleo pesado.

En un caso, a una compañía petrolera le pre-ocupaba la presencia de agua emulsionada enalgunos petróleos pesados vivos de América delSur.33 La mayoría de los petróleos pesados sonproducidos junto con agua, ya sea porque el aguaexiste naturalmente en el yacimiento o porque hasido inyectada en forma de inyección de agua ovapor. Durante el proceso de producción, las fuer-zas de corte que se originan a partir de la alta

tasa de flujo generada a través de las bombas olas restricciones al flujo pueden ser suficiente-mente grandes como para hacer que el agua seemulsione en el petróleo pesado, conduciendo aun incremento de la viscosidad. Esto, a su vez,afectará la eficiencia de los sistemas de le -vantamiento artificial, aumentará en formasorprendente la energía requerida para transpor-tar los petróleos pesados y, en ciertos casos,incidirá en la selección del equipo de producción.

La viscosidad y la estabilidad de las emulsio-nes agua-petróleo dependen del corte de agua yde qué fase es continua. La viscosidad de lasemulsiones en las que la fase continua es elpetróleo, o emulsiones de agua en petróleo,puede incrementarse en más de un orden demagnitud con respecto a la viscosidad del petró-leo seco. La viscosidad de una emulsión de aguaen petróleo aumenta con el corte de agua hastaalcanzar el punto de inversión de la emulsión,más allá del cual la fase continua pasa a ser elagua, produciendo una emulsión de petróleo enagua. En las emulsiones de petróleo en agua, laviscosidad decrece con el corte de agua.

La caracterización de la estabilidad y la vis-cosidad de la emulsión de petróleo pesado deAmérica del Sur requirió el desarrollo de nuevastécnicas experimentales en el centro SRFC. Lamayor parte del trabajo experimental rela -cionado con las emulsiones se realiza enmuestras de petróleo en condiciones de tanque.No obstante , los petróleos vivos contienen gases

disueltos que pueden afectar la viscosidad delpetróleo y la emulsión. Los ingenieros del centroSRFC desarrollaron una técnica para generaremulsiones en petróleos vivos mediante larecombinación de las muestras de petróleo encondiciones de tanque con gas, para crear unpetróleo vivo. El petróleo vivo se mezcló luegocon el agua, con distintos cortes de agua, en unacélula de corte de alta presión y alta tempera-tura (HPHT). La célula de corte generóemulsiones con pequeñas gotitas de tamaño pro-medio oscilante entre 2 y 5 micrones. Lainspección visual y el análisis del tamaño de lasgotas confirmaron que las emulsiones de petró-leo vivo permanecieron relativamente estableshasta el punto de inversión.

La viscosidad aparente de las emulsionesresultantes fue medida con dos presiones, utili-zando un viscosímetro capilar HPHT (arriba). Laviscosidad del petróleo pesado vivo emulsionadoes claramente más alta que la del petróleopesado libre de agua, hasta cinco veces mayorcon un corte de agua de 50% en volumen. La vis-cosidad más baja, con un corte de agua de 60%en volumen, indica un punto de inversión dondeel sistema dejó de ser una emulsión de agua enpetróleo, con un volumen del 50% o un valor

> Equipo de recombinación de muestras del centroSRFC para obtener muestras de fluidos repre sen -tativas a partir de los fluidos extraídos en bocade pozo.

> La viscosidad aparente de las emulsiones petróleo-agua creadas por larecombinación de las muestras, medida con dos presiones y temperaturasdiferentes, utilizando un viscosímetro capilar HPHT. Con un 50% de corte deagua (% en volumen), la viscosidad quintuplica su valor libre de agua. Elsistema pasó de ser una emulsión de agua en petróleo, con un volumen del50% o menor, para convertirse en una emulsión de petróleo en agua, conun volumen del 60%.

100 psia, 40°F100 psia, 70°F2,000 psia, 40°F2,000 psia, 70°F

Visc

osid

ad, m

Pa.s

1,000

100

10,000

100,000

0 10 20 30 40 50 60

Corte de agua, % en volumen

33. Alboudwarej H, Muhammad M, Dubey S, Vreengoor L ySaleh J: “Rheology of Heavy-Oil Emulsions,” artículo delas SPE/PS-CIM/CHOA 97886, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Operaciones Termales yPetróleo Pesado, Calgary, 1° al 3 de noviembre de 2005.

Tasa

de

flujo

de

líqui

do, b

bl/d

1,000

0

2,000

3,000

4,000

5,000

0 24 48 72 96 120Tiempo, h

Limpieza1er.flujo

1er.incremento

Tasasdiversas

2o. flujo1a. tasa

2o. flujo2a. tasa

2o. flujo3a. tasa

2o.incremento

Datos Phase TesterDatos del separador

inferior, para convertirse en una emulsión depetróleo en agua con un volumen del 60%. Lamáxima viscosidad del petróleo vivo en el sis-tema tiene lugar, como es dable esperar, justoantes del punto de inversión. En forma similar alos sistemas de petróleo pesado libres de agua,la viscosidad de la emulsión se reduce al produ-cirse un incremento de la temperatura o delvolumen de gas saturado. Los clientes puedenutilizar estos resultados para determinar lostamaños de las bombas, estimar la energíarequerida para bombear los fluidos desde elyacimiento hasta las instalaciones de superficie,y diseñar los separadores de superficie.

Pruebas de formación a través de la columna deperforación en yacimientos de petróleo pesadoPara confirmar el potencial económico de unpozo descubridor, las compañías realizan prue-bas de formación a través de la columna deperforación (DST). Las pruebas DST proveen laproducción en el corto plazo para estimar laproductividad de los yacimientos y ademáscaracterizar la permeabilidad, el daño de termi-nación y las heterogeneidades del yacimientobajo condiciones dinámicas. Estas pruebas con-sisten habitualmente en hacer producir un pozocon una terminación temporaria, registrar lapresión, la temperatura y las tasas de flujomultifásico y adquirir muestras de fluidos repre-sentativas.

Las pruebas de formación a través de lacolumna de perforación resultan particular-mente desafiantes en yacimientos con altaviscosidad de fluidos, baja resistencia de yaci-miento y presencia de emulsiones. Para superarestos desafíos, los ingenieros de Schlumbergeridearon e implementaron un esquema de pruebas

que integra sensores de presión y temperatura,de alta resolución, para el monitoreo del compor-tamiento de fase del fluido, sistemas de bombeoESP para la extracción del fluido, medidores deflujo multifásico para obtener mediciones de lastasas de flujo y separadores para la separación yel muestreo de fases. La eficiencia de las pruebasha sido mejorada a través de la transmisión dedatos en tiempo real, lo que posibilita la toma dedecisiones mejores y más rápidas.

Utilizando esta combinación de hardware ymejores prácticas, los ingenieros de Schlumbergerrealizaron pruebas DST en más de 20 pozos deexploración de petróleo pesado, en las áreasmarinas de Brasil, registrando éxitos en petró-leos extrapesados de 9°API y una viscosidad dehasta 4,000 cP [4 Pa.s].

En un caso, Devon Energy deseaba caracteri-zar un yacimiento de petróleo pesado de laFormación Macaé, una roca carbonatada pobre-mente consolidada de la Cuenca de Campos, enel área marina de Brasil. La Formación Macaéhabía sido seleccionada como candidata poten-cial para la implementación de un tratamientode estimulación ácida, pero el análisis denúcleos indicó que la desconsolidación posteriora la estimulación ácida podría ocasionar la ines-tabilidad del pozo.34 La permeabilidad variable,con valores más altos en la porción superior delintervalo de terminación—que en ciertas zonasexcedía 1 Darcy—podía dificultar la divergenciacorrecta del ácido a través del intervalo de ter-minación entero. El petróleo crudo pesado de 17a 21°API, con una viscosidad oscilante entre 50 y90 cP [0.05 y 0.09 Pa.s], también planteabainquietudes respecto de la compatibilidad conlos fluidos de estimulación. El pozo fue dispa-rado, y luego, para asegurar el emplazamientoóptimo de los fluidos, se estimuló con ÁcidoDivergente Viscoelástico VDA.35 Los resultadosde la acidificación fueron positivos y el pozomostró buenas condiciones de divergencia y lim-pieza luego de finalizado el tratamiento.

Después del tratamiento ácido, el pozo fueprobado utilizando las mejores prácticas de Schlumberger en términos de pruebas DST conpetróleos pesados. Esto incluyó el monitoreo entiempo real y el equipo portátil de pruebasperiódicas de pozos multifásicos PhaseTester(arriba, a la izquierda). El sistema compactoPhaseTester combina una medición del flujomásico por medio de un dispositivo venturi con

54 Oilfield Review

> Mediciones de las tasas de flujo del petróleo PhaseTester (azul) para Devon Energy en Brasil, quemuestran más estabilidad que las mediciones de las tasas de flujo obtenidas con los separadores defases tradicionales (rojo). Las tasas de flujo se indican en barriles por día, en condiciones de refe ren -cia del petróleo en tanque.

> Equipo de superficie para probar un pozo de petróleo pesado en Brasil. Mediante la inclusión de latecnología de pruebas de pozos multifásicos (multifásicos) PhaseTester Vx, es posible obtener medi -ciones de flujo trifásico precisas. En los sistemas convencionales, el flujo se mide sólo luego de habersido separado por el separador. La línea naranja representa el flujo trifásico, con petróleo, agua y gas.El separador da como salida tres fases individuales.

Colector deestrangulación Intercambiador de vapor PhaseTester Vx 29 Separador 1440

Quemador y antorcha Tanque

compensador

2,900

2,500

2,100

1,700

Pres

ión,

lpca

3/12/2005 3/13/2005 3/14/2005 3/15/2005 3/16/2005 3/17/2005

Fecha

Incremento 1 Incremento 2

1,000

100

10

10.001 0.01 0.1 1.0 10

Tiempo, h

Pres

ión

dife

renc

ial y

der

ivad

a de

lapr

esió

n di

fere

ncia

l, lp

c

Presiones diferenciales observadasDerivadas de presiones diferenciales observadasPresiones diferenciales modeladasDerivadas de presiones diferenciales modeladas

Otoño de 2006 55

mediciones de la atenuación de rayos gamma deenergía dual y de la presión y temperatura delfluido para calcular las fracciones de gas, petró-leo y agua.36 Los resultados de la tasa de flujo delpetróleo obtenidos con la herramienta Phase-Tester demostraron ser más precisos y másestables que las mediciones de la tasa de flujoobtenidas con los separadores de fases tradicio-nales (página anterior, abajo).

El incremento de la precisión y de la estabili-dad se traduce en una interpretación más segurade los datos DST. En este pozo de Devon, la inter-pretación de los datos de presiones transitorias

obtenidos con el separador de prueba muestrauna discrepancia entre las presiones y sus deriva-das, modeladas y observadas (izquierda). Noobstante, la interpretación de los datos de pre-siones transitorias PhaseTester exhibe un buenajuste entre las presiones y sus derivadas, obser-vadas y modeladas (abajo). Los modelos quesubyacen las dos interpretaciones poseen per-meabilidades que difieren en un 16%. Lapermeabilidad inferida a partir de los datos PhaseTester también concuerda bien con losvalores de permeabilidad obtenidos de las medi-ciones de núcleos escaladas.

Construcción y terminación de pozos de petróleo pesadoLos pozos emplazados en yacimientos de petróleopesado plantean una diversidad de complejidadesrelacionadas con su construcción y terminación.Tales complejidades incluyen la perforación depozos estables en formaciones débiles, el empla-zamiento preciso de pozos horizontales, el diseñode sistemas tubulares y cementaciones duraderaspara pozos que experimentan temperaturasextremas y la instalación de equipos de control dela producción de arena, terminación de pozos ylevantamiento artificial que deben operar enforma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

> Interpretación de datos de presiones transitorias, utilizando regímenes deproducción obtenidos del separador. La gráfica correspondiente a la historiade pruebas de pozos (extremo superior) muestra discrepancias entre las pre -siones observadas (verde) y la curva modelada (rojo). En la gráfica logarítmicade diagnóstico (extremo inferior) de la presión y su derivada para el segun doperíodo de incremento (azul) y el tercer período de incremento (rojo), lascurvas modeladas para la presión (curvas sólidas) y la derivada (curvas deguiones) muestran grandes diferencias con respecto a los datos observados.

Incremento 1 Incremento 22,900

2,500

2,100

1,700

Pres

ión,

lpca

3/12/2005 3/13/2005 3/14/2005 3/15/2005 3/16/2005 3/17/2005Fecha

Pres

ión

dife

renc

ial y

der

ivad

a de

lapr

esió

n di

fere

ncia

l, lp

c

1,000

100

10

10.001 0.01 0.1 1.0 10

Tiempo, h

Presiones diferenciales observadasDerivadas de presiones diferenciales observadasPresiones diferenciales modeladasDerivadas de presiones diferenciales modeladas

> Interpretación de datos de presiones transitorias, utilizando regímenes deproducción obtenidos con el sistema PhaseTester. La gráfica correspon dien tea la historia de pruebas de pozos (extremo superior) muestra un buen ajusteentre las presiones observadas (verde) y la curva modelada (rojo). En la grá -fica logarítmica de diagnóstico (extremo inferior) de la presión y su derivadapara el segundo período de incremento (azul) y el tercer período de incre men -to (rojo), las curvas modeladas para la presión (curvas sólidas) y la derivada(curvas de guiones) muestran buenos ajustes con los datos observados.

34. Lungwitz BR, Hathcock RL, Koerner KR, Byrd DM, GreskoMJ, Skopec RA, Martin JW, Fredd CN y Cavazzoli GD: “Optimization of Acid Stimulation for aLoosely Consolidated Brazilian Carbonate Formation—Multidisciplinary Laboratory Assessment and FieldImplementation,” artículo de la SPE 98357, presentadoen el Simposio y Exhibición Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 15 al 17 de febrero de 2006.

35. Al-Anzi E, Al-Mutwa M, Al-Habib N, Al-Mumen, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D,Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel My Sandhu D: “Reacciones positivas en la estimulación deyacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4(Primavera de 2004): 28–45.Lungwitz et al, referencia 34.

36. Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Lowe T,McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G yWilliamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones deflujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

Relación vapor-petróleoRégimen de producción

Prod

ucci

ón, 1

,000

bbl

/d

40

30

0

20

10

Rela

ción

vap

or-p

etró

leo

(SOR

)

4

3

0

2

1

1° de oct. 2 de abr. 2 de oct. 3 de abr. 3 de oct. 4 de abr. 4 de oct. 5 de abr. 5 de oct.

Fecha

Todas estas operaciones se ven beneficiadas conla adopción de un enfoque de ingeniería inte-grado que puede basarse en la experiencia globalpara proveer soluciones a los nuevos problemasasociados con el petróleo pesado.

Los pozos que experimentan variaciones detemperatura extremas, tales como en losproyectos CSS y SAGD, requieren equipos de ter-minación especiales de alto desempeño. Lastemperaturas elevadas y la variación de la tempe-ratura pueden hacer que los elastómeros comunesfallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejanescapar la presión y los fluidos por la tubería derevestimiento, incrementando la posibilidad de

corrosión de la misma y reduciendo la eficienciade las operaciones de inyección de vapor.

Recientemente, los ingenieros de Schlumbergerdesarrollaron sistemas no elastoméricos capacesde operar con temperaturas cicladas de hasta343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa[3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integri-dad de la presión, permitiendo al mismo tiempoel despliegue de equipos de monitoreo y controlde yacimientos (arriba).

Los colgadores termales para tuberías derevestimiento cortas, de alta temperatura, deSchlumberger han sido utilizados en el CampoCold Lake, donde un operador importante de

Canadá ha estado dirigiendo un programa CSSconsistente en un pozo horizontal.37 Con tuberíasde revestimiento cortas diseñadas a medida ysellos estancos a la presión, en el extremo supe-rior de la tubería de revestimiento corta, eloperador logró una buena adaptación del vapor—admisión de vapor distribuida en forma uniformea lo largo del pozo horizontal—verificadamediante levantamientos sísmicos adquiridos conla técnica de repetición en el área piloto.

Los pozos SAGD también necesitan equiposde fondo con márgenes de temperatura eleva-dos. Estos pozos requieren altas tasas deincremento, control de la proximidad entre elinyector y el productor, cementación flexible,control de la producción de arena, y colgadorespara tuberías de revestimiento cortas, empaca-dores y equipos de levantamiento artificialcapaces de operar a temperaturas que puedensuperar los 280°C [536°F].

La generación de vapor representa aproxima-damente el 75% del costo de operación de un pozoSAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR),manteniendo al mismo tiempo el régimen de pro-ducción, es clave para mejorar la rentabilidad dela operación (izquierda, extremo inferior). Lareducción del consumo de solvente se traduce enun ahorro del costo energético, disminuye el volu-men de agua producida y los costos detratamiento, y reduce las emisiones de CO2.

Un componente importante del esfuerzo parareducir la relación SOR es el sistema de bombeoeléctrico sumergible de alta temperatura REDAHotline 550, regulado para operar en forma con-tinua a una temperatura de motor interna dehasta 288°C [550°F] o a una temperatura defondo de pozo de 216°C [420°F]. Su aislamientotermoplásico para el bobinado del motor, de altatemperatura, fue desarrollado inicialmente ypatentado para pozos geotermales y pozos bajoinyección de vapor. El sistema completo estádiseñado para compensar las tasas de expansióny contracción variables de los diferentes mate-riales utilizados en el diseño de la bomba.

La utilización de un sistema ESP permiteque el yacimiento sea explotado a una presiónque es independiente de la presión en boca depozo o la presión del separador, lo que mejora lacalidad del vapor que puede inyectarse. Estopermite reducir la relación SOR en un 10 a un25%, generando un ahorro de aproximadamenteUS$ 1.00 por barril de petróleo producido. Ade-más, el sistema ESP Hotline 550 poseeexcelentes estadísticas de confiabilidad; siendola instalación más larga en funcionamiento, ha

56 Oilfield Review

> Reducción de la relación vapor-petróleo (SOR), a la vez que se mantiene o se incrementa el régimende producción. La reducción de la relación SOR reduce la energía requerida para calentar el petróleopesado, disminuye el volumen de agua producida y además baja los costos de tratamiento del agua.[Datos tomados de Encana Investor Day, 7 de noviembre de 2005 http://events.onlinebroadcasting.com/encana/110705/pdfs/oilsands.pdf (Se accedió el 28 de julio de 2006)].

> Una terminación propuesta para un pozo CSS o SAGD horizontal. Los colgadores termales para tube -rías de revestimiento cortas proveen sellos estancos a la presión para aumentar la eficacia de la in -yección de vapor. El sistema de levantamiento artificial REDA Hotline 550 opera en forma continua, auna temperatura de motor interna de hasta 550°F. Los sistemas de medición de temperatura distri bui -da (DTS) monitorean los cambios de temperatura durante las operaciones de inyección de vapor yproducción de petróleo.

Levantamiento artificial

Equipo de terminación depozos, empacadores detubería de revestimientocorta y herramientas

Monitoreo y controldel yacimiento

Tubería deproducción

Otoño de 2006 57

estado operando durante 844 días. El sistemaESP Hotline 550 es utilizado por numerosos opera-dores canadienses, incluyendo Encana, Suncor,ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.

Monitoreo de la recuperación de petróleo pesadoLa comprensión del flujo de fluido en yacimien-tos de petróleo pesado es importante paraoptimizar los métodos de recuperación, especial-mente cuando se requiere calor para reducir laviscosidad y movilizar los fluidos. Se han desa-rrollado diversas técnicas entre las que seencuentran los sistemas de medición de la dis-tribución de la temperatura (DTS), losmedidores de presión permanentes, los levanta-mientos sísmicos y electromagnéticos entrepozos, las técnicas microsísmicas y el monitoreosísmico repetido.38

En el año 2004, Total E&P Canada instaló unsistema DTS de fibra óptica en un pozo de produc-ción piloto SAGD para monitorear la temperaturadurante el inicio de la producción del CampoJoslyn, situado en Alberta, Canadá.39 El yacimientoproduce de la Formación McMurray, que seexplota para producir bitumen por el método deminería en la porción oriental de la concesión. Enla porción occidental, el bitumen presente en elintervalo de 50 m se calienta mediante inyecciónde vapor y se bombea a la superficie.

La correlación del cambio de temperaturacon la viscosidad y la tasa de flujo, especial-mente cuando la región del inyector-productorse calienta por primera vez, ayuda a los ingenie-ros de yacimientos a modificar el proceso deinyección de vapor para asegurar que suficientecalor alcance toda la región correspondiente alinterior del pozo. Además del sistema de medi-ción de temperatura de fibra óptica instalado enel pozo productor, el proyecto piloto incluyó trespozos de observación que penetraron la regióndel inyector-productor a una distancia de aproxi-madamente 1 a 2 m [3 a 7 pies] de los pozos SAGD(derecha, extremo superior). Las mediciones detemperatura de los pozos de observación fueronregistradas mediante termocuplas (pares ter-moeléctricos), a lo largo del intervalo de 45 m[148 pies].

Para iniciar el proceso SAGD, se inyectóvapor en ambos pozos durante varios meses conel fin de reducir la viscosidad del bitumen. Enseptiembre de 2004, se emplazaron en el produc-tor un sistema de bombeo y una sarta deinstrumentos DTS, y se inició la producciónmientras se proseguía con la inyección de vapor

en el inyector, con un sesgo hacia la punta. Losdatos DTS adquiridos entre los meses de octubrey diciembre muestran un calentamiento general

de la región del inyector-productor, pero unazona cercana a la base del pozo se apartó de latendencia general (arriba).

> Proyecto piloto SAGD de Total E&P Canada, con un par de pozos horizontales productor-inyectorSAGD y tres pozos de observación para registrar las temperaturas en la región del inyector-productor.

Pozoproductor

Pozo inyectorde vapor

Pozo de observaciónOB1AA

Pozo de observación OB1B

Pozo de observaciónOB1C

Sarta guía Tubería deinyección

Tubería de revestimientocorta ranurada

ESP

Sarta guía

Tubería deproducción Colgador para

tubería de revestimientocorta

Tubería derevestimiento

corta

Sarta de instrumentos

Tubería derevestimiento corta

ranurada

> Datos DTS adquiridos durante tres meses a partir de octubre de 2004, donde se mues -tra el calentamiento de la región del inyector-productor. La profundidad aumenta dela base a la punta. Una zona cercana a la base del pozo no se calentó tanto como elresto de la región correspondiente al interior del pozo.

600

800

100

150

Tem

pera

tura

, °C

TiempoProfundidad, m

12/31/2004 11:14

12/14/2004 00:57

11/25/2004 15:15

11/07/2004 07:33

10/19/2004 22:52

10/01/2004 14:10Temperatura

37. Smith RJ y Perepelecta KR: “Steam Conformance AlongHorizontal Wells at Cold Lake,” artículo de lasSPE/PSCIM/CHOA 79009, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Operaciones Termales yPetróleo Pesado y en la Conferencia Internacional deTecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 4 al 7 denoviembre de 2002.

38. Curtis C, Kopper R, Decoster E, Guzmán-García A,Huggins C, Knauer L, Minner M, Kupsch N, Linares LM,

Rough H y Waite M: “Yacimientos de petróleo pesado,”Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.

39. Krawchuk P, Beshry MA, Brown GA y Brough B:“Predicting the Flow Distribution on Total E&P Canada’sJoslyn Project Horizontal SAGD Producing Wells UsingPermanently Installed Fiber Optic Monitoring,” artículode la SPE 102159, preparado para ser presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

En enero de 2005, el sistema de bombeo fuereemplazado por un sistema de bombeo ESP.Durante la reparación del pozo, se detuvo lainyección de vapor y la sarta DTS se removiótemporariamente. Además, se instaló una tube-ría de revestimiento corta y se reinsertó la sartaDTS. Luego, se reanudó la inyección de vapor,concentrándose en la base del inyector. Los nue-vos datos DTS indican el recalentamiento de laregión del inyector-productor (arriba).

La inspección más detallada de los datosDTS adquiridos después de la reparación mues-tra una oscilación inesperada de hasta 20C°[36F°] (derecha). Comparativamente, los datosDTS previos a la reparación muestran poca fluc-tuación. Se cree que la oscilación detemperatura observada en los datos posterioresa la reparación es causada por la flexión helicoi-dal de la sarta de tubería flexible que contieneel instrumental DTS. Antes de la reparación, lasarta DTS se encontraba emplazada probable-mente en la parte inferior de la tubería derevestimiento corta ranurada. No obstante,durante la reparación, la sarta se reinsertó y seflexionó dentro de la tubería de revestimientocorta ranurada.

La oscilación de temperatura observada,corresponde a los valores de temperatura vistosen el tope y el fondo del pozo productor. El bitu-

men calentado posee una temperatura hasta20C° más elevada en el tope del productor hori-zontal que en el fondo. Los datos de temperaturadel pozo de observación, adquiridos en el PozoOB1C antes y después de la operación de repara-ción, indican además que puede existir ungradiente de temperatura significativo en la sec-ción transversal del pozo productor (próximapágina). Por lo tanto, la interpretación de losdatos de temperatura requiere el conocimientode la posición de los sensores de temperatura enel pozo. La serie de mediciones continuas provis-tas por el instrumental DTS ayudó a esclarecerel desempeño del pozo.

El futuro del petróleo pesadoDada la abundancia de las reservas de petróleopesado, las compañías que actualmente se con-centran en la producción de petróleosconvencionales están ingresando en el ámbito delpetróleo pesado, uniéndose a otras empresas queproducen petróleo pesado desde hace variasdécadas.40 Es probable que estas compañíasrecién llegadas aporten nuevas tecnologías, ayu-dando a suplir las deficiencias tecnológicasidentificadas por los productores en el largo plazoy por otras organizaciones. Por ejemplo, la

58 Oilfield Review

> Vista en primer plano de los datos DTS, adquiridos después de la opera ciónde reparación, donde se muestra una oscilación de alta frecuencia de hasta20C° (curva roja). Comparativamente, los datos DTS previos a la repa raciónson mucho más suaves (curva azul). La oscilación de la temperatura en losdatos adquiridos después de la reparación es causada por la flexión helicoidaldel instrumental DTS. La oscilación de la temperatura representa la diferenciade temperatura entre el tope y el fondo del pozo.

Tubería derevestimiento

cortainstaladaen enerode 2005

Efecto de latubería espiral,febrero de 2005

Temperaturade flujo deltope del pozo,febrero de 2005

Temperaturadel fondo delpozo, octubrede 2004

80 100 120 140 160 180 200Temperatura, °C

100

0

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Prof

undi

dad,

m

> Datos DTS adquiridos después de la operación de reparación, donde se muestrael recalentamiento de la región del inyector-productor.

03/31/2005 18:39

03/25/2005 12:17

03/18/2005 17:48

03/11/2005 23:19

03/05/2005 04:50

02/26/2005 10:21

100

120

140

160

600 800Profundidad, m

Tem

pera

tura

, °C

Tiem

po

Temperatura

Tubería derevestimiento corta

Otoño de 2006 59

Cámara de Recursos de Alberta ha compilado unlistado de los avances necesarios para permitirque la producción de las arenas petrolíferasalcance 5 millones de bbl/d [800,000 m3/d], o un16% de la demanda norteamericana para el año2030.41 La materialización de esta visión exigiráinversiones para introducir mejoras tecnológicasen los métodos de minería y recuperación en sitioy en métodos de mejoramiento.

Por cada avance que se realiza hacia el mejo-ramiento de los métodos de recuperación depetróleo pesado, se presentan muchos caminosnuevos que señalan direcciones que necesitanmás trabajo. En el área de caracterización defluidos, los científicos están tratando de extraermás información acerca de la química del petró-leo y la estructura de sus componentes a partirde la adquisición de registros y de mediciones delaboratorio. Por ejemplo, se están registrandoavances en lo que respecta a vincular las distri-buciones de la difusión por NMR con las

longitudes de las cadenas moleculares de lospetróleos crudos.42 Los investigadores están tra-bajando para agregar mediciones de lafluorescencia a las prácticas actuales de análisisde fluidos de fondo de pozos basadas en laespectrometría, permitiendo una caracteriza-ción de fluidos más precisa y la adquisición deregistros de fluidos de fondo de pozo continuos.Se están realizando esfuerzos para estandarizarlas técnicas de laboratorio, tales como el análisisSARA, de manera de poder comparar los resulta-dos de diferentes laboratorios. Los avances entérminos de comprensión de los componentesmás pesados del petróleo crudo—los asfalte-nos—poseen el potencial de mejorar larecuperación de petróleo pesado y además ayu-dar a resolver los problemas de aseguramientodel flujo en petróleos más livianos.43

Los especialistas en petróleo pesado coinci-den en que no existe ninguna solución universalpara la evaluación y recuperación del petróleo

pesado. Algunas mejoras, tales como las registra-das en la interpretación de registros, quizásnecesiten ajustarse a las necesidades de unaregión en particular. En otros casos—por ejem-plo, el desarrollo de nuevos materiales queelevan las temperaturas de operación de losequipos de terminación de pozos de fondo—loséxitos logrados pueden tener amplia aplicación.Incluso pueden producirse otros desarrollos,incluyendo avances en el monitoreo en tiemporeal, a partir de la combinación de métodos cuyaeficacia por separado ya ha sido comprobada.

Otro punto de coincidencia es la necesidadde seguir considerando las cuestiones ambienta-les en el desarrollo de los recursos de petróleopesado. En la producción de bitumen por elmétodo de minería y en los proyectos actualesde recuperación en sitio, las consideracionesambientales y culturales constituyen una parteimportante del modelo de negocios, incluyendoel saneamiento de las áreas explotadas, la recu-peración de minerales para hacer uso de losmateriales de desecho, la minimización del con-sumo de agua, los asuntos relacionados con laspoblaciones nativas y la reducción de las emisio-nes de gas de efecto invernadero. Los nuevosproyectos tendrán que ser sensibles a éstos yotros factores, incluyendo las emisiones de CO2,la preservación del permafrost y de otros ecosis-temas frágiles, y la reducción de la energíaconsumida para calentar el petróleo pesado.

Si los yacimientos de petróleo pesado poseenuna ventaja con respecto a sus contrapartes máslivianas, ésta es su longevidad. Los campos depetróleo pesado pueden permanecer en produc-ción durante 100 o más años, tal es el caso de loscampos descubiertos en California a fines de ladécada de 1800. Según ciertas estimaciones, lasarenas petrolíferas de Canadá pueden producirdurante varios cientos de años. Las inversionesque se realicen ahora van a redituar mucho en elfuturo. —LS

> Datos de temperatura registrados en un pozo de observación, que muestrala alta temperatura registrada en el nivel del inyector y el gran gradiente detemperatura en el nivel del productor.

Elev

ació

n, m

235

240

245

250

255

260

265

Temperatura, °C

0 50 100 150 200 250

Profundidad del inyector

Profundidad del productor

Gradiente de temperatura en el productor

29 de diciembre de 200420 de marzo de 2005

40. Belani A: “It’s Time for an Industry Initiative on HeavyOil,” Journal of Petroleum Technology 58, no. 6 (Junio de2006): 40, 42.

41. Cámara de Recursos de Alberta, referencia 4.

42. Freed DE, Burcaw L y Song Y-Q: “Scaling Laws forDiffusion Coefficients in Mixtures of Alkanes,” PhysicalReview Letters 94, no. 6 (17 de febrero de 2005): 067602.Freed DE, Lisitza NV, Sen P y Song Y-Q: “MolecularComposition and Dynamics of Diffusion Measurements,”en Mullins OC, Sheu EY, Hammami A y Marshall AG(eds): Asphaltenes, Heavy Oils and Petroleomics. Ciudadde Nueva York: Springer (en imprenta).

43. Mullins OC: “Petroleomics and Structure-FunctionRelations of Crude Oils and Asphaltenes,” en Mullins OC,Sheu EY, Hammami A y Marshall AG (eds): Asphaltenes,Heavy Oils and Petroleomics. Ciudad de Nueva York:Springer (en imprenta).

60 Oilfield Review

Nuevos adelantos en los centros nacionales de datos

Anatoly BrekhuntsovCentro Analítico Científico Siberiano (SibSAC),Sociedad por Acciones (JSC)Tyumen, Rusia

Knut BulowRick JohnstonSteve ScillitaniHouston, Texas, EUA

Sergey GmizinSergey KekuchAdministración de Yamalo-NenetskyDistrito AutónomoSalekhard, Rusia

Amparo MenaCarlos Alberto Moreno GómezQuito, Ecuador

Gina Isabel RodríguezBogotá, Colombia

Igor SedymovMoscú, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Carmen Alcovedes y Jesús Díaz, Caracas,Venezuela; Javier Cardona Pinilla, Agencia Nacional deHidrocarburos, Bogotá, Colombia; Nnaemeka Ezeani,Nueva Delhi, India; Leonardo Giménez Saldivia, Dubai,Emiratos Árabes Unidos; Louis Desroches, Janice Gregory-Sloan y Cyril Py, Houston; Hammad Hussein, AbuDhabi, Emiratos Árabes Unidos; Kapil Joneja, Bangkok,Tailandia; Sujit Kumar, Bogotá, Colombia; Yusuf Tuvi, Izmir,Turquía; Peter Webb, Moscú; y Lawrence Wood, Londres.DecisionPoint, Enterprise, Finder, GeoFrame, Ocean, Petrel,ProSource y Seabed son marcas de Schlumberger. NExT es una marca de NExT (Schlumberger, Universidad A&M deTexas, Universidad de Oklahoma y Universidad Heriot-Watt).Q-Land y Q-Marine son marcas de WesternGeco. Livelinkes una marca registrada de Open Text Corporation. OpenWorks es una marca registrada de Landmark Graphics Corporation. SharePoint es una marca registradade Microsoft Corporation. eSearch es una marca registrada de Iron Mountain.

La importancia de la recolección y preservación de documentos se remonta a tiempos

inmemoriales, como lo atestigua la antigua biblioteca de Celsio, construida en Turquía

en el año 135 de la Era Cristiana. En los tiempos modernos, la preservación y almace -

namiento de datos de recursos naturales en los repositorios nacionales de datos se

están expandiendo a los centros nacionales de datos, que son centros de distribución

de datos dinámicos que sirven como catalizadores para estimular el crecimiento

comercial.

En su mayoría, los datos tienen poco valor por símismos. El valor se incorpora cuando los datos yla información se utilizan para lograr una finali-dad, trátese de optimizar la producción, seguirel avance de una empresa comercial o adminis-trar los recursos de un país en beneficio de susciudadanos. La mayor presión que hoy en día seejerce para maximizar el rendimiento de loscampos existentes y hallar nuevas reservas creala necesidad de contar con sistemas de datos deExploración y Producción (E&P) automatizadosy manejados con eficiencia.

Los titulares de los recursos que están acargo del control de estos activos pueden serlocales o nacionales, o inclusive miembros decooperativas regionales. De fácil acceso y trans-parentes, los centros de datos brindan a estosorganismos gubernamentales una ventaja com-petitiva para atraer un espectro completo decompañías inversionistas. El mayor grado detransparencia garantiza la equidad en todas lastransacciones. Un centro de recursos que fun-ciona con más eficiencia y mayor aperturaresulta atractivo para los inversionistas y sirvecomo catalizador para el crecimiento comercial.

En un centro de datos activo, las actividadescomerciales clave emprendidas entre el gobierno,la industria y las instituciones de investigación sellevan a cabo para alentar el crecimiento empre-sarial. Otro adelanto está representado por elhecho de que en estos momentos los centros dedatos tradicionales, que se limitaban a los datosde E&P, se están expandiendo para incluir otros

datos sobre recursos, tales como datos geotécni-cos, hídricos, mineros, culturales, agrícolas,industriales y de transporte.

El manejo de datos en el sector de E&P haevolucionado sin cesar a lo largo de las últimasdécadas, impulsado por los adelantos logrados enmateria de tecnología de la información y por laaplicación de las mejores prácticas. No obstante,la misma tecnología también ha promovido uncrecimiento exponencial de tipos y complejidadde los datos. La tecnología computacional, eficazdesde el punto de vista de sus costos, ha permi-tido implementar modernos procesos y nuevastécnicas para el tratamiento de los datos, comola migración en profundidad antes del apila-miento, la interpretación y el análisis de datossísmicos antes del apilamiento, y los procesos sís-micos que utilizan la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo) o de cuatro dimen-siones (4D). Además existen técnicas deadquisición sísmica como los sistemas de senso-res unitarios Q-Marine o Q-Land, que permitenque los datos antes del apilamiento sean refor-mados con el fin de crear volúmenes de datosmúltiples con atributos específicos para satisfa-cer las necesidades actuales y futuras de losgeocientíficos.1

Las operaciones de perforación en tiemporeal, el monitoreo continuo de la producción, latemperatura y la presión, así como el incrementode la cantidad de imágenes captadas, tambiénhan contribuido a aumentar el volumen de datos.La diversidad de datos y sus interrelaciones agre-

.

Otoño de 2006 61

gan otra serie de complejidades. Entre otrasfuentes importantes de datos se encuentran lossensores remotos, la paleontología, la geoquí-mica, los núcleos y los cortes delgados, ademásde los sistemas de supervisión, control y adquisi-ción de datos (SCADA).2 Esta lista no constituyeen absoluto una enumeración exhaustiva de lasfuentes de datos.

En el sector petrolero de la industrializacióny comercialización (downstream), las refineríaspueden generar más de un terabitio de datos pordía. Si bien gran parte de esta información estransitoria, el mayor control regulatorio y la pre-sión ejercida para optimizar la utilización deestas instalaciones clave permiten captar nive-les de datos cada vez mayores.

Este artículo describe cómo los administra-dores de recursos utilizan los datos para regir laindustria energética y la evolución del manejode datos, desde un repositorio nacional de datos(NDR)—un sistema cerrado y estático en el quese recopilan y archivan los datos—hasta un cen-

tro nacional de datos (NDC) abierto y dinámico.Algunos ejemplos presentan los NDC con datosde E&P tradicionales y aquellos que ademásincluyen otros recursos tales como informaciónfluvial, forestal y pesquera, aparte de datos eco-nómicos. También se presentan diferentesmodelos de negocios de NDC.

Perspectiva históricaLas compañías han adquirido durante variasdécadas datos de recursos cuyo valor suele supe-rar los miles de millones de dólares. A menos quese implementen procesos de manejo de datosefectivos, se puede perder por año entre el 5% yel 10% de los datos almacenados o captados. Paracolmo, como la tecnología evoluciona continua-mente, los sistemas de almacenamiento sevuelven obsoletos. Por ejemplo, las cintas viejasno pueden ser leídas por las tecnologías actua-les, y los medios de soporte se pueden degradarcon el paso del tiempo. Gran parte de la informa-ción es única y representa una brecha de tiempo

que no puede readquirirse si esa información sepierde o degrada. En la década de 1990, losgobiernos y las compañías petroleras nacionalesse dieron cuenta de cuán valioso era establecerprocesos para manejar y preservar los datosgenerados por las actividades de E&P. Un 80% delconocimiento de la mayoría de las compañías está constituido por datos no estructurados, talescomo planillas de cálculo, archivos de texto,documentos impresos y otros medios físicos.

1. Ait-Messaoud M, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R,Touami M, Anderson B, Van Baaren P, El-Emam A,Rached G, Laake A, Pickering S, Moldoveanu N y ÖzbekA: “Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005:2006): 48–59.Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, StrudleyA, Davis R y Svendsen M: “Elevación de los estándaresde calidad de los datos sísmicos,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 16–31.

2. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J,Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P,Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E,O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P DataManagement,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de1997):21–33.

> La antigua biblioteca de Celsio en Turquía.

Esta gran variedad de datos no estructurados esdifícil de manejar. Cuando participan los socios,la situación se vuelve aún más compleja. Porejemplo, en Noruega, antes del establecimientode un sistema NDC denominado DISKOS, en lascompañías asociadas se producían copias múlti-ples de los mismos datos, aproximadamente 20veces, lo que acrecentaba los costos y la inefi-ciencia.3

La mayoría de los NDR surgieron en formaindependiente en diferentes partes del mundo,en respuesta a la necesidad de eficiencia y con-trol de costos, y para proteger y preservar elpatrimonio nacional. Estas operaciones se con-centraron específicamente en la preservación delos datos internos más que en actividades exter-nas; tales como el soporte global suministrado alos poseedores de licencias. La habilitación, lapropiedad y el control de los datos eran maneja-dos por gente y procesos que empleaban la mássimple de las tecnologías: lápiz y papel. Muchosde estos centros han adoptado ahora sistemassimples de manejo de activos basados en la tec-nología para aumentar su eficacia.

El concepto de NDR pasó de este modelo pri-mitivo a representar un repositorio central deconocimiento para la comunidad geotécnica engeneral, inclusive para las compañías petroleras,los gobiernos y las universidades; además fue

aprovechado como recurso central para el mer-cadeo de datos especulativos. Con el fin deapoyar ese cambio, los sistemas y procesos quese utilizaban para manejar los activos evolucio-naron para apoyar el acceso en línea a estosrepositorios. Comenzó a utilizarse el software deintegración de bases de datos Enterprise Finder,y se desarrollaron interfaces con el usuario mássofisticadas, basadas en mapas.4 A medida queestos sitios comenzaron a expandir sus operacio-nes al ámbito externo, el tema de la seguridad yla habilitación pasaron a manejarse a través dela tecnología en lugar de utilizar procesosmanuales (arriba).

Con la creciente demanda actual de petróleoy gas, y con la disponibilidad de tecnología eficazdesde el punto de vista de sus costos, cada vezmás países transformarán sus actuales reposito-rios de datos cerrados y estáticos en NDCs;centros de datos abiertos y dinámicos.

Maximizando del valor a partir de datos e informaciónExiste una diferencia significativa entre un NDRy un NDC; entre un repositorio pasivo y un cen-tro dinámico. Habitualmente, la tecnología y losprocesos de un NDR tienen por objeto reunir,organizar y controlar la calidad de los datos,además de almacenarlos; y, en general, carecen

de tecnologías avanzadas para el aprovecha-miento interno o externo de los datos. Por elcontrario, un NDC es un centro de actividades.No sólo se recopilan y organizan los datos derecursos, se controla su calidad y se almacenan,sino que se provee una amplia gama de serviciospara ayudar a estimular la inversión externa enlos recursos naturales del país.

Estos servicios de un NDC posibilitan quemúltiples organizaciones y diferentes aplicacio-nes de software accedan a los datos directamentey los transfieran, lo que permite la visualización,el análisis económico, la previsión y la capacita-ción del personal. Al aumentar la eficiencia, laaccesibilidad y el uso, se permite que un orga-nismo gubernamental cree y extraiga más valorde los datos. Estas actividades tienen lugar entreel gobierno y la industria, entre socios, y entre elgobierno y las organizaciones de investigación. UnNDC permite que el gobierno racionalice el moni-toreo de las actividades del operador.

Ciertas tecnologías nuevas pueden ser apli-cadas a datos más antiguos para extraer mayorvalor, lo que es posible si se utiliza una arquitec-tura de NDC de tres niveles (próxima página).Esta arquitectura de NDC comprende herra-mientas de escritorio en el nivel superior, elmotor de integración de Schlumberger (SIE)como middleware (nivel intermedio entre elusuario y el sistema operativo) y, en el nivel infe-rior, los repositorios de datos múltiples queincluyen el sistema avanzado de almacena-miento de datos de E&P Seabed.5

El modelo relacional de datos Seabed consti-tuye un enfoque nuevo, que incorpora tecnologíade base de datos en existencia proveniente de losprogramas Oracle, Microsoft, Java y ESRI.6 Elmodelo de datos Seabed ha sido publicado parafomentar la integración en toda la industria.7

Incorpora las mejores características de la Corpo-ración Petrotécnica de Software Abierto (POSC)y del Modelo Público de Datos de Petróleo(PPDM) con el fin de proveer la flexibilidad y efi-ciencia necesarias para las diversas demandascomerciales y prácticas de flujos de trabajo delsector de la industria del petróleo y el gas corres-pondiente al sector de upstream. El modelo dedatos Seabed cubre todo el espectro de los domi-nios de E&P, lo que permite que los centros dedatos diseñen soluciones a medida de las necesi-dades. Además de almacenar y archivar los datosde exploración, los gobiernos pueden monitorearlas actividades operativas. El sistema Seabed esmodular por dominio, por funcionalidad y pornivel de detalle; y proporciona plena capacidadde configuración, esencial para los centros dedatos adecuados con fines específicos. Por ejem-

62 Oilfield Review

> Información y servicios provistos en un centro nacional de datos (NDC). Los ele -mentos de un NDC son protegidos por la seguridad, a la vez que proveen conec ti -vidad para los usuarios autorizados.

SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEGURIDAD SEG

URID

AD

SEGU

RIDA

D S

EGUR

IDAD

SEG

URIDAD

CentroNacionalde Datos

Visualización,acceso y

colaboraciones

Bases dedatos externas

Contratistas ycompañías deoperaciones

Operacionesde campo

Otorgamientode licencias

Pasarela

Procesamientode datos

Sedes y oficinas

Capacitación

Gobierno

CO

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TIVI

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CON

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ONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CON

ECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CONEC

TIVI

DAD

CON

ECTI

VIDA

D

Otoño de 2006 63

plo, un centro de datos puede comenzar siendopequeño, con funcionalidades mínimas, y pese aello tener la capacidad de expandirse en formaprogresiva a lo largo del tiempo.

Con la incorporación de conceptos no utili -zados previamente en el manejo de datos, elmodelo de datos Seabed extiende la funcionali-dad del modelo relacional de base de datos, yprovee flujos de trabajo mejorados y más efi cien -cia en el mantenimiento y la administración dela base de datos. Asegura la calidad de los datos,mediante reglas comerciales y res tricciones encuanto a integridad y valores de referencia están -dar para los datos.

Como parte de esta nueva arquitectura, laaplicación de manejo de fuentes de datosmúltiples ProSource fue desarrollada para pro-porcionar a los usuarios una interfaz única parala navegación e integración de datos que provie-nen de repositorios múltiples. Esta aplicaciónpermite que los usuarios visualicen tipos de datosclave—gráfico, pozo, tabla, formulario, árbol ydatos orientados espacialmente en un formatode sistema de información geográfica (GIS)—enflujos de trabajo diseñados a medida. Además, laherramienta ProSource apalanca las capacida-des del sistema de almacenamiento de datos

Seabed y del SIE, lo que hace que un proceso demanejo de información resulte más eficaz.

La habilitación es un requisito clave para elacceso a los datos, que permite que un NDCinteractúe con entidades externas. La habilita-ción permite que un gobierno, una compañía, unpropietario de datos u otro organismo definidootorgue o restrinja el acceso a su informaciónconforme a un conjunto definido de reglas. Estasreglas pueden establecerse para otorgar habili-taciones a objetos de datos en cualquier nivel deuna estructura de datos y bajar luego al objetode archivo, polígono o segmento de línea sís-mico, área geográfica, pozo, registro de pozo,curva de registro o registro de datos. El sistemade Schlumberger también soporta jerarquías dehabilitaciones para los objetos. Las habilitacio-

nes se tornan mucho más importantes en losrepositorios, en los que muchos usuarios acce-den a datos públicos y privados a través de lamisma interfaz.

Un ejemplo de habilitación geográfica seríael otorgamiento de una licencia a una compañíasólo para una porción de un levantamiento sís-mico dentro de los límites de una concesión deexploración en particular. Luego la habilitaciónotorgada podría restringirse aún más a ciertosdatos asociados con ese levantamiento sísmico.Por ejemplo, se le podría conceder a un usuarioacceso a un volumen de datos 3D de migraciónen tiempo después del apilamiento, pero noautorizarlo a visualizar o acceder a una opera-ción de migración en profundidad 3D específica.La habilitación podría extenderse aún más, pararestringir las funciones que pueden aplicarse auno o más ítems de datos en particular, talescomo la funcionalidad que permite sólo la lec-tura y exportación de los datos. La seguridadamplía la habilitación para luego autorizar a unusuario u organismo para otorgar acceso a otros,respetando las prácticas de seguridad aceptadas.

Una nueva tendencia en el proceso de habi -litación es el manejo del autoservicio para lahabilitación. Este proceso pone la capacidad dehabilitación en manos del organismo que pre-senta los datos al centro de datos, en lugar deque una organización de refuerzo lo maneje enforma manual. Este proceso ahorra tiempo y tam-bién reduce el potencial de errores en el flujo detrabajo de habilitación. Según este escenario, losadministradores de datos de compañías puedenotorgar automáticamente habilitaciones a socios,consultores o a cualquier otro usuario de datosque haya sido autorizado. Esta metodología tam-bién ayuda a soportar las potenciales actividadescomerciales de arrendamiento o de desinversión,mediante la provisión de un mecanismo fácilpara otorgar acceso a los datos.

El proceso de habilitación es implementadoen el SIE. El SIE posee un robusto motor dehabilitación que puede habilitar ciertos ítems enmuchos centros de datos, sin importar la fuentede los datos. Este proceso gestiona y protege lashabilitaciones, cualquiera sea la aplicación orepositorio en donde el usuario acceda a la infor-

3. El sistema DISKOS es un repositorio nacional de datosque lanzó el gobierno noruego en 1994 y que comenzó afuncionar en 1995. Tonstad K: “The Value of Informationand Success Factors for a NDR,” presentado en la QuintaReunión Internacional de Repositorios Nacionales deDatos de Geociencias (NDR 5), Reston, Virginia, EUA, 21 al23 de septiembre de 2004. Véase http://www.agiweb.org/ngdrs/ndr5/postconference/presentations/Tonstad.ppt.(Se accedió el 9 de mayo de 2006).

4. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Una mejor manerade trabajar,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de2000): 34–55.

5. El motor de integración de Schlumberger permite elacceso a varios repositorios de datos sin importar losmodelos de datos y provee la capacidad de ver un objetode negocios común, que posee información en variosrepositorios independientes.

6. Webb P y Quigley D: “Seabed Marks ContinuingEvolution of the E&P Database,” First Break 23, no. 1 (Enero de 2006): 25–28.

7. http://www.slb.com/media/services/software/opensystems/seabed/index.html (Se accedió el 5 deagosto de 2006).

> Arquitectura de un NDC. El nivel superior es la interfaz de escritorio con la comu -nidad de usuarios. El segundo nivel de middleware maneja la integración de losdatos y provee servicios de soporte a los usuarios y administradores de sistemas.Las funciones incluyen: seguridad, habilitación, manejo de usuarios, servicios de laRed, y ejecución remota de código sobre objetos distribuidos a lo largo de toda lared. El tercer nivel comprende diversas fuentes de datos. El motor de integraciónde Schlumberger corresponde al middleware que provee acceso dinámico enlínea al tercer nivel y una serie de herramientas que permiten que los usuariosrelacionen los datos a través de los depósitos de datos de ese nivel.

Manejode usuariosHabilitación Servicios

WebSeguridad

Sistema Seabed.Modelo de datos lógicos(públicos).Activos físicos de basesde datos (bajo licencia)

Aplicaciones.Aplicaciones Ocean.Petrel.OpenWorks.ProSource.Otras aplicaciones

Finder OpenWorks

Petrel

Repositorios de datos múltiples

Motor de Integración de Schlumberger (SIE)

Herramientas de escritorio

GeoFrameProprietary andlegacy-based

systems

Web-based tools.DecisionPoint.Livelink.Microsoft SharePoint.Replicated data

Remoteexecutionof code

mación. Los metadatos de la habilitación estáncontenidos dentro del modelo de datos Seabedpara permitir que se implementen las funcionesde auditoría y presentación de informes paraeste proceso crítico.8

Con acceso seguro, los centros de datos acti-vos proveen un canal para las instituciones deinvestigación, con el propósito de aplicar nuevastécnicas de análisis, procesamiento e interpreta-ción de datos (arriba). La investigación devanguardia podría llegar a generar ideas paramejorar la recuperación de hidrocarburos eidentificar nuevas reservas. Estos adelantos esti-mularían a su vez nuevas inversiones en eldesarrollo de la base de recursos.

Si bien la meta de muchos gobiernos esatraer a los inversionistas o socios para quedesarrollen sus recursos, la mayor competitivi-dad de la economía global exige apertura ytransparencia para atraer a los inversores clave.El establecimiento de un NDC puede ayudar alograr esta meta. El acceso eficiente a los datos,así como los procesos avanzados, hacen que losactivos resulten más atractivos para las partesinteresadas. El gobierno puede otorgarles per-

miso a estas partes interesadas, o habilitarlaspara que accedan a ciertos niveles de datos.Luego el NDC hace que el activo trabaje enbeneficio del gobierno al permitir un acceso másamplio a los grupos de interés y a los clienteshabilitados con el objeto de atraer la inversión.Este proceso evita la redundancia de construir ymantener bases de datos separadas y de dupli-car datos, lo que contribuye a controlar el costoque implica manejar la información.

Un NDC alienta a que se comprendan losrecursos naturales y la optimización de losrecursos y, por lo tanto, ayuda a que un paísadministre sus recursos naturales en forma efi-ciente y óptima. El cumplimiento de las normas yla eficiencia relacionadas con la presentación deinformes al ente regulador son obligatorios. Laspresentaciones son controladas y validadas en unplazo de tiempo breve y se posibilita la entregadirecta de datos entre el campo y el NDC.

Un NDC ofrece muchos beneficios a las com-pañías de petróleo y gas y a los contratistas deservicios. No sólo es posible agilizar el proceso deaprobación de los programas sísmicos, de adqui-sición de registros y de perforación, sino que

además los datos pueden ser confrontados y vali-dados cuando existen múltiples interpretacionesy múltiples fuentes o versiones. Los operadorespueden acceder a conjuntos completos de datos,con datos almacenados en un formato que per-mite una carga rápida y fácil en un proyectodentro de una estación de trabajo. Por último,una infraestructura compartida con los sociosimplica menos hardware, menos software ymenos espacio destinado a oficinas, lo que se tra-duce en ahorros de costos para el operador.

Debido a las numerosas ventajas de los NDC,muchos repositorios de datos evolucionan gra-dualmente hasta transformarse en centrosnacionales de datos. Esta tendencia se observaclaramente en un ejemplo tomado de Colombia.

Evolución de NDR a NDC en ColombiaLa existencia de petróleo en Colombia se remontaal siglo XVI; cuando los españoles conquistaron lavilla de La Tora, hoy conocida como Barrancaber-meja. En ese entonces, el petróleo que brotabaen forma natural era utilizado por los indígenascomo medicamento relajante, entre muchosotros usos. Los conquistadores empleaban estasustancia mágica para impermeabilizar los bar-cos. Siglos después, esta extraña sustancia negrapasaría a ser el principal recurso energético y asostener gran parte de la economía de Colombia.

Existen ciertas evidencias de que el primerpozo exploratorio de Colombia fue perforado en elaño 1883, con una capacidad de producción de 50barriles por día [7.9 m3/d].9 Actualmente, elpetróleo y el gas natural de Colombia comprendenmás de 37,000 millones de barriles [5,000 millo-nes de m3] de petróleo equivalente, distribuidosen 18 cuencas sedimentarias que cubren unasuperficie de 1,036,400 km2 [400,170 mi2].

La industria petrolera constituye el combus-tible para la economía del país: el 55.4% de losingresos de exportación proviene del petróleo.En 1999, el descubrimiento de nuevas reservaspasó a ser prioridad nacional para mantener laautonomía y el crecimiento de los ingresos. Estocondujo a una serie de reformas en materia depolíticas petroleras—contractuales y fiscales—para reactivar la exploración. Se otorgaron másde 60 concesiones. Se han desplegado nuevastecnologías para reducir el índice de declinacióndel petróleo, de 12% en el año 2001 a 1% en el

64 Oilfield Review

8. Los metadatos son datos que describen otros datos; porejemplo, fuente, fecha de creación, palabras clave einformación sobre formatos.

9. Consulte la página de Ecopetrol en la Red:http://www.ecopetrol.com.co. (Se accedió el 4 de agosto de 2006).

10. El servicio EPIS recibió el Certificado de Calidad ISO9000 en diciembre de 2004, lo que lo convirtió en elprimer centro nacional de datos del mundo conprocesos y procedimientos certificados.

> Acceso seguro a datos con habilitación a través de la Red. Una vez queun usuario solicita datos, los protocolos de seguridad rigen las interaccio -nes a través de la Red, cuando se controla el directorio de usuarios acti vospara determinar el nivel de habilitación permitido a ese usuario, cuando seaccede a los diversos depósitos de datos y cuando se vuelven a transmitirlos resultados al usuario a través de la Red.

DATOS DATOS DATOS DATOS DATOS DATOS DATOS DATOS DATOS

DAT

OS D

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OS DATOS

Sísmicos

Seguridad

Habilitación

Serviciosde la Red

Datos de solicitudes de usuarios

Seguridad Seguridad

Seguridad

Directorio deusuariosactivos

Registros Núcleos

Financieros

INFORMACION DE LINEAS

LINEA PROGRAMA AREA

11BR-1986-01 SOGAMOSO-86

11BR-1986-03 SOGAMOSO-86

11BR-1986-05 SOGAMOSO-86

11BR-1986-06 SOGAMOSO-86

11BR-1986-07 SOGAMOSO-86

11BR-1986-09 SOGAMOSO-86

11BR-1986-10N SOGAMOSO-86

SANTANDER

SANTANDER

SANTANDER

SANTANDER

SANTANDER

SANTANDER

SANTANDER

Adicionar

AMÉRICADEL SUR

COLOMBIA

Otoño de 2006 65

año 2005. No obstante, está previsto que el con-sumo supere la producción entre 2007 y 2008.Colombia tendrá que empezar a importar petró-leo para satisfacer la demanda interna de esecombustible. Esta nueva realidad exigió la adop-ción de políticas nuevas destinadas a facilitar ypromover la actividad de E&P.

Ecopetrol, la Compañía Petrolera Estatal deColombia, diseñó planes para manejar los datosde E&P a fines de la década de 1990 y esos pla-

nes pasaron a ser una estrategia corporativa en1998. En el año 2000, Ecopetrol lanzó el Bancode Información Petrolera, o BIP, organizaciónque surgió como el repositorio oficial de datospara la industria petrolera de Colombia. En 2003,como parte de una reorganización estatal, elNDR del BIP pasó a ser el NDC de los Serviciosde Información de Exploración y Producción(EPIS), proyecto de la Agencia Nacional deHidrocarburos (ANH), y la nueva organización

> Portal de la Red mejorado para los datos de Colombia. El primer portal de la Red de EPIS en 2003 era una interfaz para ítems de líneas (extremo superior).El portal actual posee una interfaz gráfica (extremo inferior), disponible tanto en inglés como en castellano, con enlaces rápidos a diversas característicasen una barra de menú. Algunos ejemplos son (de izquierda a derecha) la página principal, conjuntos de datos sísmicos, datos de líneas sísmicas individua -les y estadísticas de producción actuales.

nacional para manejar las políticas de hidrocar-buros del país (abajo).

Los objetivos principales de esta nueva orga-nización consisten en aumentar las reservas dehidrocarburos mediante la promoción de inversio-nes en nuevos proyectos de exploración a travésde la transparencia y la competitividad, e incre-mentar la confianza de los inversores en losproyectos de E&P al ofrecerles una informaciónprecisa, de alta calidad, que reduzca el riesgoinherente a la exploración. Entre los desafíos seencuentran el mejoramiento del tiempo deentrega, la provisión de información global dealta calidad, y el manejo de grandes volúmenes dedatos conforme se introducen nuevas tecnologías.

Implementación de los servicios EPISPara facilitar la transición del NDR al NDC, laANH evaluó los diversos factores necesarios paraun NDC eficiente. Estos factores incluyen las tec-nologías de hardware y software que permitenacelerar las operaciones y garantizar la seguridadde la información, además de integrar los datosprovenientes de diferentes bases de datos. Ade-más es esencial la implementación de procesos yprocedimientos que posibiliten la capacidad dereproducir las normas, el monitoreo y el rastreo.10

El manejo y la capacitación del personal tambiénson importantes.

Las cinco funciones principales de los servi-cios EPIS son la recepción y verificación de losdatos físicos; la verificación de los datos técni-cos, la catalogación, carga e integración de losdatos; la entrega de datos técnicos; la función denavegación integrada; y el servicio de ayuda enlínea y tecnología de medios físicos.

La recepción y la verificación de los datos físi-cos implican la validación de los datos decompañías petroleras, compañías de servicios yotras partes, en función del manual de entrega de

datos oficiales; para confirmar cantidades, for -matos, marcos de tiempo y localización de lasentregas. La verificación de los datos técnicospermite que los datos sean revisados por un grupode profesionales de cada área con el fin de asegu-rar que cumplan con las normas de la industriadel petróleo. Una vez completado este proceso,los datos son catalogados, verificados y cargadosen bases de datos accesibles para los usuarios. Laintegración es una actividad clave de esta etapa, ytiene el objeto de conservar la integridad de losdatos entre todas las bases de datos técnicos.

El servicio de entrega de datos técnicosabarca la búsqueda, selección y entrega—enmedios digitales o analógicos—de los datos téc-nicos almacenados, relacionados con adquisiciónsísmica, pozos, mapas o documentos, a la ANH oa cualquier otra compañía, o particular, debida-mente autorizado por la ANH.

Un usuario puede localizar, seleccionar, visua-lizar y luego extraer los datos relevantes que

están almacenados en diferentes repositoriosfísicos a través de un portal Web integrado deno-minado "My EPIS." El portal My EPIS posee unainterfaz de búsqueda orientada a los textos, eninglés y castellano; los datos también pueden sercargados rápida y fácilmente mediante una inter-faz gráfica que utiliza mapas de localización.

Los numerosos y variados activos físicos(más de 1,450,000), que cubren 50 años de histo-ria de la industria petrolera, están catalogados ycodificados con barras en 10 categorías. Inclu-yen datos almacenados en una amplia gama desoportes y formatos tales como papel, cintas, CD,videos, informes sísmicos, geológicos o geofísicosanálogos, mapas, secciones sísmicas, registrosde pozos, imágenes satelitales y películas. Másde 30 terabitios de datos están almacenados enlos repositorios EPIS. Los servicios de centros dellamadas y escritorios de ayuda aseguran elapoyo al usuario en cualquier aspecto relacio-nado con la navegación, descarga y solicitudes

administrativas de datos técnicos. Un servicioimportante que se provee a los inversores es una“Sala de Datos” que permite que un usuarioautorizado o un posible inversor visualice losdatos y tome decisiones sobre la base de toda lainformación disponible.

Los beneficios del servicio EPIS para la ANHson de dos tipos: tangibles e intangibles. Tantoel número de contratos firmados como los ingre-sos económicos asociados con los paquetes deentregas de datos se han incrementado desdeque el servicio EPIS reemplazó al BIP (iz quier da).Otros beneficios más indirectos son menos fáci-les de medir, pero resultan inequívocos. La tomade decisiones en el momento correcto, con lainformación adecuada, tiene un impacto asom-broso sobre el éxito de los proyectos, el usoeficaz de los recursos y la planeación presupues-taria efectiva.

Actualmente, el servicio EPIS es un NDC queincluye sólo datos de E&P. En el futuro, incluirádatos de producción con sus servicios asociadosy soporte técnico. El método de soporte finan-ciero se convertirá lentamente en un programaautofinanciado, con recursos tecnológicos deúltima generación, que permiten a todos losusuarios de todo el mundo descargar sus datoshabilitados en tiempo real. Otra posibilidad parael futuro es la inclusión de otros tipos de infor-mación sobre recursos.

Los avances registrados en los procedimientosde tratamiento de los datos y ciertas tecnologíashabilitantes han permitido que los NDC progre-sen para incluir datos del sector petrolero dedownstream, tales como recursos petroquímicosy otros recursos ajenos al ámbito de E&P, comodatos fluviales, forestales y pesqueros, además dedatos de tipo socioeconómico y de transporte.11

Algunos países utilizaron este sistema para mane-jar sus industrias mineras—diamantes, oro ymetales—mientras que otros lo están utilizandopara manejar otros recursos como el agua subte-rránea (próxima página). Un ejemplo de un NDCde alcance más amplio es el del Distrito Autó-nomo de la Federación Rusa Yamalo-Nenetsky(Yamal), en el oeste de Siberia.

Yamal: Extensión del dominio del NDCYamal es una de las regiones más extensas de laFederación Rusa y posee más del 50% de suterritorio en la región polar. La región de Yamalproduce aproximadamente un 90% del gas deRusia y alrededor de un 15% de su petróleo, y

66 Oilfield Review

> Beneficios tangibles de los servicios EPIS. El número de contratos de E&Pfirmados por la ANH, que fueron soportados por los servicios BIP (2002 y 2003)y EPIS (2004 en adelante), indican el éxito del sistema (extremo superior). Losingresos mensuales (en pesos colombianos, COP), obtenidos a partir de lospaquetes de entrega de datos, poseen un comportamiento estacional peroademás experimentaron un aumento significativo, de un año a otro, entre2005 y 2006 (extremo inferior).

70

Núm

ero

de c

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tos

de E

&P

60

50

40

30

20

10

02002 2003 2004

Año2005 Q1 2006

450

Gana

ncia

s, m

illon

es d

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sos

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mbi

anos 400

350

250

200

150

300

50

100

0Ene. Feb. Mar. Abr. Mayo Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Mes

2005 2006

11. Gmyzin SG y Bouffard B: “Why the Future Lies inNational Data Centres,” First Break 22, no. 1 (Enero de2004): 67–69.

Otoño de 2006 67

Utrecht

Salekhard

Tokio

Copenhague

Astana

StavangerAberdeen

Yaounde

Pointe-NoireLuanda

Sanaa

Abu Dhabi

Ciudadde Kuwait

PretoriaPerth

Lagos

Argelia

CairoBagdad

DohaNueva Delhi

Yakarta

Wellington

Bangkok

Islamabad

Río de Janeiro

Lima

Santa Cruz

Bogotá Caracas

Calgary

EUA

Ciudad de México

Nueva Orleáns

CongoPointe-Noire,

Pozos y registros Sísmica con

SocietéNationale

des Pétrolesdu Congo

Santa Cruz,Bolivia

Sísmica, GIS,pozos, registrosy datos físicos

Nueva Delhi,India

Datos de E&P

ArgeliaArgel,

Sísmica, GIS,pozos, registros

y producción

Países BajosUtrecht,

Datos deprofundidades

múltiples, amplios

conjuntos de datos para rasgos

de superficie,profundidadintermedia y

profundos

Tokyo

Salekhard, Rusia Yamal,

E&P, datos deminerales, agua,bosques y pesca

Lima, Perú

Sísmica, algunospozos, registros

y producción

Copenhague,Dinamarca

E&P ygeociencia

Aberdeen

Pozos, registros,GIS y

administración electrónica (e-gobierno)

Stavanger

Sísmica, GIS,algunos pozos,

registros yproducción

Datos de E&P,registros,

geociencia,terminación de pozos y producción

Abu Dhabi,EmiratosÁrabesUnidos

EUA

Caracas

Sísmica, GIS,algunos pozos,

registros yproducción

Localizacionesmúltiples

Catálogosdistribuidos

de datos físicos

Bangkok,Tailandia

Sísmica, GIS,algunos pozos,

registros

Perth,Australia

E&P, minerales,geociencia ydatos físicos

Sísmica, GIS,pozos y registros

Río de Janeiro

Datos de E&P

El Cairo

Calgary

Pozos, registros,producción y

administraciónelectrónica

Bogotá,Colombia

Sísmica, GIS,algunos pozos,

registros ydocumentos

de producción

Lagos,Nigeria

Sísmica, GIS,algunos pozos,

registros yproducción

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

KazakhstanAstana,

Sísmica

SudáfricaPretoria,

E&P y ampliocatálogo de

datos físicos.Sísmica conCompagnieGénerale deGéophysique

CamerúnYaounde,

Pozos, registros,sísmica y activos

físicos

Bagdad, Irak

Sísmica

Ciudad deMéxico

Pozos, registros, GIS, perforación,

producción,datos físicos

y sísmicaYakarta

Datos de E&P

Ciudad deKuwait, Kuwait

Producción de pozos,

instalaciones,datos culturales

y geológicos,activos físicos,

datos de registros,navegación

sísmica y GIS

NuevaOrleáns

Sísmica, GIS,pozos, registros,

documentos,portal y

administraciónelectrónica

Doha, Qatar

Sísmica, registros,geociencia,perforación,

activos físicosy producción Angola

Luanda,

Sísmica, GIS,pozos y registros

PakistánIslamabad,

Sísmica

YemenSanaa,

E&P, sísmica,registros,

perforación,producción,geociencia ydocumentos

Wellington,Nueva Zelanda

Datos E&P

GobiernoCompañía petrolera nacional

Formas de las legendas:

Colores de las leyendas:GobiernoSchlumbergerHalliburtonOtros

Datos de E&Psobre países de los que depende

Japón para el abastecimiento de petróleo y gas

> Algunos NDR y NDC mundiales. Los repositorios de datos y los centros nacionales de datos de todo el mundo son propiedad de las compañías petrolerasnacionales (círculos) o de los gobiernos nacionales, regionales o locales (triángulos). La operación y tecnología utilizada se indican en diferentes colores:gubernamental (marrón), de Schlumberger (azul), de Halliburton (rojo) y de otros (gris). Existen localizaciones múltiples en EUA a nivel estatal.

representa un 22.5% de la producción mundialde gas. Existen más de 53 compañías operativasen Yamal, y se han otorgado 157 concesionespara 42 proyectos de exploración y 115 proyectosde desarrollo de campos petroleros.12

Desde el comienzo de las operaciones deexploración hace aproximadamente 40 años, sehan generado enormes volúmenes de datos deE&P, derivados de una cobertura sísmica de600,000 km [372,833 mi] y de datos de 6,500pozos de exploración y 20,000 pozos de desarro-llo. A raíz de los grandes cambios políticos yeconómicos que se extendieron por todo el terri-torio ruso en la década de 1990, las tresempresas de E&P estatales de la región fueronreorganizadas y divididas en más de 30 compa-ñías independientes, y la información sobrerecursos de hidrocarburos de la región se distri-buyó entre las mismas. Entre un 60% y un 80%del tiempo de usuario se invirtió buscando, vali-dando y reformateando los datos. El deterioro delos medios de grabación, las instalaciones dealmacenamiento pobres y otros factores contri-buyeron a generar un nivel de pérdida de datosanual estimado en un 5% a un 10%.

En 1997, para preservar los recursos de infor-mación de la región e introducir normas demanejo de datos modernas, la administración deYamal decidió crear un solo repositorio deúltima generación de datos de E&P antiguos yrecién obtenidos. Schlumberger recibió un con-trato para proveer tecnología de avanzada yconocimientos técnicos especiales en términosde manejo de la información para el proyecto delBanco de Datos Territoriales (TDB) de Yamal, ylas operaciones del TDB fueron manejadas porel Centro Analítico Científico de Siberia (SibSAC), situado en Tyumen, Rusia. La asocia-ción Schlumberger-SibSAC proporcionó la mejor

combinación disponible de tecnología, experien-cia y competencia regional.

La primera fase se inició en 1998, con lacarga de datos geológicos, geofísicos y de produc-ción en el TDB. La mayor parte de las actividadesde exploración incluyeron levantamientos sísmi-cos y pozos, que se ejecutaron originalmente através de la financiación gubernamental, por loque el gobierno era el propietario de la informa-ción. La mayoría de los datos se encontrabanimpresos, por lo que fueron escaneados paraintroducirlos en el TDB o se digitalizaron. Secargó un total de aproximadamente 1 millón deimágenes escaneadas para unos 5,200 pozos deexploración. Los pozos de producción incluyerondatos de construcción de pozos y de producción.

El TDB de Salekhard, en Rusia, contiene elrepositorio central de datos y provee a los usua-rios acceso único seguro en el punto de entrada(arriba). Los datos se transmiten a un centro depreparación, control de calidad y carga, situadoen Tyumen, antes de ser duplicados y enviados aun repositorio central. Existen además numero-sos centros móviles que actúan como puntos derecolección y preparación de datos.

La primera fase del proceso de carga dedatos presentó numerosos desafíos. Más del 50%de los datos recolectados existían en forma ana-lógica. Otros problemas fueron el cambio de lasdistintas generaciones de hardware y software,el deterioro físico de los medios y la pérdida deoriginales. La colaboración estrecha con el cen-tro SibSAC, la implementación rápida y elesfuerzo centralizado, además del empleo deuna serie integral de tecnologías de software deSchlumberger, permitieron la recolección y elalmacenamiento en el TDB del 95% de los datosdisponibles; unos 10 terabitios hacia fines de2002. El centro SibSAC se hizo cargo de la reco-

lección, verificación, transcripción y carga de losdatos, mientras que Schlumberger aportó lassoluciones técnicas, la capacitación, la docu-mentación y las consultas del proceso.

Los datos incluyeron 854 levantamientos sísmi-cos correspondientes a 450,000 km [279,625 mi]de líneas sísmicas, que fueron previamentealmacenados en 70,000 cintas; 720,000 docu -mentos para 6,000 pozos; registros digitales eimpresos de casi 8,000 pozos; e información deproducción para aproximadamente 20,000 pozosde producción.

En general, el enfoque del NDC de Yamalresultó exitoso. La operación del NDC se encuen-tra adecuadamente financiada y los miembrosahorran costos ya que comparten el costo y losbeneficios entre varias compañías. Las ventas dedatos proporcionan aproximadamente la mitaddel costo operacional. Más importante aún, elmodelo de negocios sustenta una visión a largoplazo que promueve y soporta la implementaciónde prácticas de mejoramiento continuo e innova-ción dentro del centro de datos.

Debido a este éxito, la administración deYamal decidió extender la cobertura de los datosmás allá de los hidrocarburos, para ingresar enel dominio de los recursos naturales (próximapágina). La segunda fase del proceso de manejode datos incluye información sobre el suelo, losríos, el agua, la pesca, la vida silvestre y los bos-ques. La inclusión de datos culturales, talescomo las divisiones administrativas y la pobla-ción, ayudó a asegurar un nivel de eficienciamáxima en la utilización de los recursos huma-nos en el mercado laboral regional.

Yamal poseía información limitada sobre eluso de la tierra hace unos 15 años. Era necesariosu monitoreo para evaluar los valores de la tierra,controlar el medio ambiente y la contaminación,y regular las actividades de los operadores.Además se requería la verificación de las regula-ciones sobre uso de la tierra, la prevención deactividades ilegales y la investigación de respon-sabilidades.

El TDB de Yamal posee el potencial para apli-car esta nueva estructura de manejo de lainformación al manejo de la infraestructura de laregión a los ferrocarriles y rutas, ríos y puertosmarítimos, líneas eléctricas y telefónicas, y líneasde conducción. Esta base de datos de infraestruc-tura e instalaciones está siendo creada en el marcode un sistema de información integrado, para eldesarrollo económico general del territorio.

Se ha comenzado a trabajar recientementeen el establecimiento de una base de datos deparámetros socioeconómicos para mejorar aúnmás el sistema de información integrado. Esto

68 Oilfield Review

> La instalación que aloja el TDB de Yamal. Construido en 1999 por la Administración Yamal para elDepartamento de Manejo de Recursos Naturales y Desarrollo de Complejos de Petróleo y Gas. Dospisos de este edificio fueron diseñados especialmente para el TDB de Yamal.

Toma dedecisiones

por los nivelesdirectivos

Marco regulatorioy jurídico

Base de datos de infraestructura

Otra información culturaly de recursos naturales

Información geológica, geofísica y de producción

Base de datos deparámetros socioeconómicos

Yamalo-Nenetsky

> Proyecto de Banco de Datos Territoriales (TDB)en el distrito de Yamalo-Nenetsky. La informacióndel TDB de Yamal ha evolucionado a partir de suenfoque en E&P para incluir bases de datos cultu -rales, socioeconómicos y de infraestructura. Elmarco regulatorio y jurídico—la legislación delpaís y las leyes y decretos locales regionales—abarca todo el sistema de información y proveea los usuarios un conocimiento de los requisitoslegales. El TDB asiste en la toma de decisionesgubernamentales relacionadas con los recursos.

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asistiría en la preparación de presupuestosregionales, el establecimiento de políticas deinversión, la facilitación de los pronósticos eco-nómicos y la evaluación de las condiciones devida de la población.

El marco regulador y jurídico abarca el sis-tema de información integrado y provee a losusuarios acceso a la legislación de la FederaciónRusa y a los requisitos legales regionales—anivel federal y a nivel local—que son específicosde cada región en particular.

Esta estructura del TDB hace posible que losniveles directivos tomen decisiones dirigidas a undesarrollo estable de la región en el largo plazo.Yamal puede haber establecido las bases para unfuturo sistema integral de manejo de la informa-ción que abarque toda la Federación Rusa.

La transición del manejo de datos de E&Psolamente al manejo de otros recursos es más unasunto político o institucional que un problematécnico. En la Sexta Reunión Internacional deRepositorios Nacionales de Datos de Geociencias(NDR6), celebrada en los Países Bajos, los parti-cipantes observaron que el 80% de las dificultadesque implica el establecimiento de un NDC estánrelacionadas con los cuatro puntos siguientes: losasuntos legales, el financiamiento, la aceptacióndel gobierno y la aceptación de la industria.13

No obstante, el financiamiento de un NDCsigue siendo uno de los desafíos importantes. Elgasto global en NDR y NDC se estima en el rangode US$ 60 a 90 millones por año. El costo habi-tual que implica sustentar un NDC significativooscila entre US$ 2 y 5 por año, asociándose elcosto principal con el almacenamiento y el ma -ne jo de los datos de trazas sísmicas.

Consideraciones de negociosLos datos petrotécnicos adquiridos en el procesode descubrimiento, desarrollo y producción depetróleo y gas son complejos, voluminosos y úni-cos para la industria. Los administradores dedatos de esta industria son especialistas alta-mente calificados, que normalmente poseenantecedentes en geociencias y tecnología de lainformación. Estos profesionales deben enfren-tarse al desafío de conocer a fondo tecnologías deavanzada, formatos complejos y datos de calidadpobre e inconsistentes. El origen de los datos

debe ser localizado geoespacialmente, con un altogrado de exactitud tanto horizontal como vertical-mente. Como resultado, el manejo profesional delos datos de E&P posee un costo significativo, amenudo ignorado por muchas organizaciones.

La justificación coyuntural original para losprimeros NDR fue muy simple: centralizar elalmacenamiento y manejo de los datos petrotéc-nicos en una localización común y luegodistribuir el costo entre varias organizacionesque utilicen o necesiten esos datos. Un NDRprovee un valor mayor al gobierno si sus capaci-dades se expanden para que se convierta en uncentro nacional de datos. Esto se debe a que unNDC es un generador de ahorros efectivo y unproductor de ganancias, que beneficia tanto algobierno como a los usuarios.

Los modelos de negocios para los NDC sonvariados. Pueden ser auspiciados por el go bier no,auspiciados por la industria, o incluso tratarsede emprendimientos comerciales. Los modelosde negocios pueden clasificarse en general encuatro tipos: modelos de tercerización por partedel gobierno, consorcios liderados por la indus-tria, y modelos financiados por un organismo yfinanciados por un organismo con recuperaciónde costos.

Otorgamiento de licencias o tercerizaciónpor parte del gobierno—El modelo de negociosque implica el otorgamiento de licencias o la ter-cerización por parte del gobierno permite queuno o más proveedores sean propietarios y operenun NDC como un emprendimiento comercial confines de lucro. Los usuarios de la industria com-pran el acceso a los datos, descargas y productosde información del proveedor, en base a los tiposde mercado que compensan al proveedor suinversión en infraestructura, software y dotaciónde personal. Para el organismo gubernamentalque actúa como auspiciante, esta opción pro -porciona los beneficios básicos de un NDC sinninguna inversión gubernamental importante.

Si bien este enfoque es atractivo para losorganismos gubernamentales desde el punto devista de los costos, no ha demostrado ser exitosocon respecto a la financiación completa de unNDC efectivo, y en consecuencia su implemen -tación ha sido limitada. Entre las barrerasplanteadas se encuentran el costo de almacena-miento en depósitos para los datos físicos, elcosto de recolección y manejo para los datos pri-vados, los costos de acceso para el gobierno y lasuniversidades, una esperanza no concretada deque la demanda del acceso a los datos financiarála operación en su totalidad, y la esperanza,albergada por muchos en el gobierno, de que losdatos públicos sean de libre acceso.

Una variante de este concepto resultó exitosa.La idea en EUA y en algunos otros países es quecualquier información pública manejada por elgobierno está a disposición de cualquier ciu -dadano que la solicite al costo de distribución.Como resultado, existe una industria que abarcanumerosos proveedores de datos que comprandatos de E&P a diversas agencias estatales y fede-rales y luego proveen un cierto procesamientoque implica un valor agregado.

El modelo del proveedor de datos es particu-larmente común en América del Norte, dondeexisten numerosas compañías de E&P y millonesde pozos que manejar. Los datos se venden a laindustria sobre una base comercial. Las bases dedatos de los proveedores, en ciertas regiones,satisfacen la necesidad de proporcionar a laindustria acceso a los datos, que de lo contrariose obtendría a través de un NDC. De esta ma ne ra,la base de datos de un proveedor puede ser con-siderada una forma de seudo NDC que provee lasfunciones de distribución de datos. No obstante,este servicio es incompleto y resulta deficientesi se compara con los beneficios de un NDCgubernamental.

12. Mason A: “Arctic Gas: Reserves and Production,” enNuttall M (ed): Enciclopedia del Ártico. New York City:Routledge Press (2004): 698–706.

13. Bulow K y Peersmann M: “Feedback on NDR6Questionnaires, Summary of the Analysis,” presentadoen la Sexta Reunión Internacional de RepositoriosNacionales de Datos de Geociencias (NDR6), Utrecht,Países Bajos, 19 al 22 de septiembre de 2005. Véasehttp://www.posc.org/technical/ndr/ndr6/ndr6_presentation/NDR7_RoadMap_Nov05.ppt#11 (Se accedió el 9 de mayo de 2006).

Consorcio liderado por la industria—En unconsorcio liderado por la industria, varios opera-dores y participantes de una región dada formanun grupo que financiará un NDC. Las compañíaspagan un arancel para integrar el consorcio. Elorganismo gubernamental es incluido como unmiembro especial, con una inversión mínima. Elgrupo es dirigido por una junta en la que estánrepresentados todos los miembros. Dos ejemplosdel modelo de consorcio son el sistema DISKOSde Noruega y la subsidiaria Common Data Access(CDA) del Reino Unido.14

El grupo DISKOS consta de 17 miembros,incluyendo a Statoil, la compañía concesionariamás grande de Noruega, y a un organismo guber-namental, la Dirección del Petróleo de Noruega.El modelo de financiación considera tanto loscostos fijos como los costos variables. La opera-ción es financiada con los aranceles de losmiembros, incluyendo un arancel fijo más unaporción sustentada en el volumen de datos quese maneja para cada miembro. Los serviciosbasados en actividades, tales como la carga denuevos conjuntos de datos, se establecen comoun costo variable y poseen un arancel asociadoque se basa en el volumen de datos cargados.Este enfoque permite que el NDC agregue recur-sos para afrontar los picos de demanda.15

Un tercer componente de la financiación deun NDC son los costos comerciales por los servi-cios de valor agregado. Habitualmente, un NDCpermite que los proveedores provean serviciossobre una base comercial. Se dispone de un aba-nico de actividades que apalancan la capacidaddel centro de datos en lo que respecta a almace-namiento, servicios profesionales de manejo dedatos y conectividad. Tales actividades incluyen,entre otras cosas, correcciones de datos que nosatisfacen los estándares establecidos por elgobierno, manejo de los datos de un miembroque tienen su origen fuera del país, y manejo yentrega de conjuntos de datos sísmicos antes delapilamiento para su procesamiento.

El sistema DISKOS ha establecido las mejo-res prácticas con respecto al prorrateo de loscostos de los miembros, con un elemento decosto fijo para los costos predecibles y variablespor servicios basados en actividades. Además, elprocedimiento de tercerización incentiva la efi-ciencia en las licitaciones públicas y en losacuerdos de nivel de servicios. Los miembros hangenerado ahorros importantes a través de la agru-pación de los recursos con un servicio central. Elsistema DISKOS representa para los operadoresun ahorro estimado de US$ 60 millones por año.

Habitualmente, en unos 4 a 5 años los beneficiostangibles exceden el costo de operación del NDC(arriba).16

Financiados por un organismo—En estemodelo, el organismo de gobierno responsablede la industria energética financia el NDC. Elorganismo es el custodio de los activos de infor-mación y fomenta y maneja los recursos depetróleo y gas. Habitualmente, estos gobiernosconsideran que la recepción y manejo de lainformación petrotécnica de los operadores esresponsabilidad legal del gobierno y, en conse-cuencia, preparan el presupuesto para elprograma NDC. La premisa comercial es que elgobierno debería desempeñar un rol activo en lasalud y la resonancia de la industria que dirige,mediante la provisión de datos de calidad a la

industria. El NDC sirve como forma de atraerinversiones extranjeras y nuevos integrantes.Este tipo de NDC es habitualmente operado porel Estado y pertenece a éste.

Entre otros ejemplos de entidades queemplean modelos financiados por organismos seencuentran el Servicio de Manejo de Mineralesde los Estados Unidos y el Departamento deIndustria y Recursos de Australia Occidental.17

Un NDC puede atraer inversiones internacio-nales como subsidios o préstamos para los paísesque poseen hidrocarburos pero que no seencuentran entre los líderes mundiales en pro-ducción. Por ejemplo, el Banco Mundial aprobóun préstamo de US$ 15 millones en el año 2005para sustentar las gestiones del gobierno deGabón, destinadas al manejo mejorado de la bio-

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14. La asociación CDA es una subsidiaria sin fines de lucrode United Kingdom Offshore Operators Association, quese estableció en 1994 para proveer servicios de manejode datos a sus miembros y a la industria petrolera delReino Unido. La asociación CDA facilita la colaboraciónefectiva entre las compañías petroleras, las compañíasde servicios, y los organismos reguladores del ReinoUnido. Para obtener más información sobre CDA,consulte: http://www.cdal.com/HOME/page33866.asp.(Se accedió el 20 de abril de 2006).

15. El modelo comercial de consorcio ha demostrado ser unéxito para el sistema DISKOS en los últimos 12 años. Laorganización DISKOS es autofinanciada y todos susmiembros utilizan activamente el servicio. Aproxima da -mente 60 terabitios de datos han sido cargados en elsistema DISKOS, incluyendo 500 levantamientossísmicos 3D, 1,500 levantamientos sísmicos 2D y 18,000registros de pozos. Entre sus beneficios se encuentranel acceso eficaz a datos de alta calidad, que se traduceen un tiempo de ciclo de proyectos más rápido y en lamitigación de los riesgos existentes. Los procesos depresentación de datos de tipo administración públicapara el mundo de los negocios (G2B) se hanracionalizado para mejorar la calidad y el servicio.

16. Tonstad, referencia 3.17. El proyecto OCS Connect es una transformación del

segmento de Manejo de Minerales Marinos (OMM), unadivisión del Servicio de Manejo de Minerales (MMS) delDepartamento de Interior de Estados Unidos de América,en un esquema de administración electrónica por etapasy en múltiples años. El proyecto apunta a mejorar losprocesos operacionales centrales del programa OMM, lo

que incluye el reemplazo de las herramientas de manejode la información de legado por productos comercialesde última generación. Éstos ayudarán a satisfacer lasnecesidades de los grupos interesados y de lascomunidades de usuarios, tales como el gobierno federal,estatal y local, la industria privada, la comunidadcientífica, las agencias internacionales y el público engeneral. El programa OMM utilizará el sistema dealmacenamiento de datos de E&P de avanzada Seabedcomo parte del proyecto OCS Connect.El Departamento de Industria y Recursos de AustraliaOccidental ha establecido el Sistema de Manejo deInformación Petrolera de Australia Occidental (WAPIMS),una base de datos de exploración petrolera que contienedatos sobre títulos, pozos, levantamientos geofísicos yotros datos de E&P presentados por la industria petrolera.Hoy en día, la base de datos contiene más de 560,000ítems recibidos por el departamento, incluyendo regis -tros de pozos, secciones sísmicas, mapas, informes,muestras de pozos, y datos de campo y procesados.Además contiene datos sobre producción de pozosdesde 1964, y análisis, topes de formaciones y demásinformación de pozos. El sistema está construido entorno al software eSearch del sistema de manejo dedatos Finder de Schlumberger, incluyendo una soluciónpersonalizada de flujos de trabajo de E&P en la Red,DecisionPoint, con una interfaz mapa-navegador que loconvierte en un sistema multicliente. Posee accesopúblico en línea, disponible en http://dp.doir.wa.gov.au/dp/index.jsp (Se accedió el 21 de agosto de 2006).

18. www.nitg.tno.nl/eng/pubrels/jaarv2003/jv2003eng11.pdf(Se accedió el 28 de julio de 2006).

> Relación costo-beneficio para un NDC típico. En promedio, los beneficiosexceden los costos en aproximadamente cuatro a cinco años.

8

Costo

, unid

ades

arbit

raria

s

Cantidad de años

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6

5

4

3

2

1

0 1 2 3 4 5 60

CostoBeneficios

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30

25

20

Núm

ero

acum

ulad

o de

NDR

y N

DC

1993 1995 1997 1999Año

2001 2003 2005

15

10

5

0

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diversidad, el medio ambiente y los recursosnaturales. Esto se tradujo posteriormente en elestablecimiento de un NDC por parte delgobierno de Gabón. En otros ejemplos, la finan-ciación del Banco Mundial se utilizó inicial mentepara inaugurar varios NDC en Bolivia y Camerún.

Financiado por un organismo con recupe-ración de costos—En este modelo de negocios,un gobierno financia un proyecto NDC y las ope-raciones en curso y luego asigna los costos a losoperadores de su jurisdicción. A diferencia delconsorcio liderado por la industria, la direccióndel NDC está a cargo del organismo con el aportede los miembros de la industria. La financiaciónposee los mismos componentes descriptos en elmodelo de consorcio liderado por la industria.Este modelo incluye generalmente un arancel deafiliación por única vez, un arancel anual basadoen la envergadura de la compañía y aranceles deuso vinculados a los costos variables.

El TDB de Yamal es un ejemplo de un modelofinanciado por un organismo, con recuperaciónde costos. La administración regional maneja laoperación del NDC centralizándose en la entregade datos a los usuarios, manejando el SibSAC losdatos y proporcionando Schlumberger la tecnolo-gía de manejo de la información y los servicios deintegración de sistemas. La administración regio-nal financia totalmente el NDC, si bien recuperalos costos a través de la venta del acceso a losdatos, las descargas y los productos informáticos,a todas las compañías de E&P de la provincia. ElNDC de Yamal comenzó a operar en 1998 y adoptóun modelo de autofinanciación en el año 2000.

En el futuro, será posible el desarrollo demodelos de negocios híbridos en los que losorganismos gubernamentales para la energía,impulsados por las iniciativas de tipo administra-ción electrónica—transacciones electrónicas—proveerán capacidades fundamentales de comu-nicación e información abiertas al público. Esto

generará una nueva industria de servicios devalor agregado que trascenderá la modalidad dedistribución de datos actual. La clave es que laindustria de E&P implante los servicios de admi-nistración electrónica y permanezca adherida auna visión de apertura.

Condiciones para el éxito de un NDCLos criterios para el establecimiento de un NDCexitoso se basan en la transparencia, el grado deindependencia económica, la existencia de unenfoque industrial o gubernamental, el ahorro decostos, la creación de valor, y la imparcialidad enrelación con todas las partes.

Una consideración importante es el grado deeficiencia con que el modelo de negocios facilitala ejecución de transacciones financieras transpa-rentes. La apertura aporta transparencia y, enúltima instancia, reduce la corrupción coyunturalque es posible en el proceso manual tradicional.Esto sirve como catalizador para atraer más inver-siones.

La capacidad de un modelo de negocios paraautofinanciar la implementación, las operacio-nes y la evolución de un NDC en el largo plazo esesencial. Las necesidades de la industria y lasnecesidades del gobierno habitualmente se con-traponen entre sí. Existe una tensión saludableentre estos grupos, que naturalmente trata delograr un equilibrio en una industria bien admi-nistrada.

Está previsto que los NDC ahorren costos através de la centralización del manejo de lainformación. Estos ahorros se generan solamentesi el NDC entrega la información con un grado deeficiencia suficiente como para que los produc-tos y servicios compartidos no se dupliquendentro de las propias compañías miembro. Esteindicador refleja la probabilidad de que elmodelo de negocios incentive la generación deahorros reales.

Finalmente, los modelos de negocios debenser equitativos para todos los integrantes delmercado, incluyendo las compañías de E&P, lasuniversidades y las compañías de servicios,desde las pequeñas hasta las grandes, sin impor-tar el lapso de tiempo involucrado en cada paísen particular.

No existe ningún modelo de negocioscorrecto u óptimo. Cada entidad geopolíticaadopta un modelo de negocios que se adecua asus condiciones socioeconómicas. Cada tipo demodelo de negocios puede perfeccionarse conlos términos y las condiciones contractuales, losprocedimientos de dirección y la legislación,para lograr cumplimentar los aspectos de rendi-miento clave del NDC.

¿Qué viene ahora? ¿Una proliferación de NDC?Los gobiernos de todo el mundo están im -plantando transacciones fluidas entre laadministración pública y el mundo de los nego-cios, entre la administración pública y laspersonas, y en diversos organismos gubernamen-tales. Mientras los controladores del mercadosiguen estimulando la tendencia hacia un accesomás abierto, la tecnología—más importanteaún, la tecnología eficaz desde el punto de vistade sus costos—continúa ejerciendo presión paraacelerar la promulgación de legislaciones queincentiven la inversión externa.

Los NDC del futuro incorporarán una ampliavariedad de tipos de datos, además de los datosde E&P, geociencias, minería y agua subterrá-nea. De acuerdo con un estudio económicorealizado por el Instituto de Geociencia Apli-cada de los Países Bajos, una inversión anual de15 millones de Euros, en el manejo del petróleoy el gas, de materiales industriales y de recursosde agua subterránea, conduce a un valor esti-mado de aproximadamente 10,000 millones deEuros por año.18

Conforme se difunda el valor de estos NDC,continuará el rápido crecimiento de su implanta-ción (izquierda). La integración será impulsadahasta el nivel siguiente, en el que los NDC se con-vertirán en distribuidores de actividades en unagran red global. Esta red más amplia incremen-tará la disponibilidad de inversiones e incentivaráa que más países mejoren y transformen sus NDR,abandonando su posición pasiva de mera preser-vación y almacenamiento de datos y adoptandouna posición dinámica de generación de nuevasinversiones. —RG/MAA

> Crecimiento rápido de los NDR y NDC.

Hussein Alboudwarej es gerente de proyectos deinvestigación del Centro de Fluidos de Yacimientos deSchlumberger (SRFC) en Edmonton, Alberta, Canadá,y se dedica a temas relacionados con el aseguramientodel flujo y la reología de los petróleos crudos pesados yparafínicos. Antes de ingresar en la compañía en elaño 2003, obtuvo una licenciatura del Instituto deTecnología de Abadán, en Irán, y una maestría y undoctorado de la Universidad de Calgary, todos en inge-niería química. Entre 1990 y 1995, Hussein supervisólas operaciones marinas para la Compañía PetroleraNacional de Irán en el Golfo Pérsico.

Rob Badry se desempeña como campeón de dominiopetrofísico para Schlumberger en Calgary. Ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo en 1978, des-pués de obtener su licenciatura en ingeniería eléctricade la Universidad de Calgary. Rob ocupó diversas posi-ciones de campo y ventas antes de desempeñarsecomo analista de registros senior en el Centro deInterpretación de Registros de Calgary. En 1988, seincorporó en el grupo de Desarrollo de Metodologíasde Interpretación y ha participado activamente en laintroducción, entrenamiento y soporte de interpreta-ción de nuevos servicios con herramientas operadascon cable. Ha influido en la aplicación de medicionesde resonancia magnética nuclear en yacimientos depetróleo pesado de alta viscosidad.

Andy Baker comenzó su carrera en el campo petrolerocomo ingeniero de perforación en Exxon, en Midland,Texas, EUA. Después de un período en el servicio activoy durante su misión en la Guardia Nacional del Ejércitode Texas como oficial de infantería del ejército de EUA,regresó a Exxon como ingeniero de yacimientos. En elaño 1997, ingresó en Schlumberger como gerente deproyectos de capacitación en Venezuela. Desde enton-ces, ocupó diversas posiciones relacionadas con opera-ciones de campo y manejo de ingeniería en Texas,Venezuela y Ecuador. Actualmente, Andy es gerente deoperaciones del segmento de Datos y Servicios deConsultoría de Schlumberger (DCS) en Anchorage.Posee una licenciatura en ingeniería mecánica de laEscuela de Minas de Colorado en Golden, EUA, y ade-más se entrenó en las US Army Ranger and AirborneSchools de Fort Benning en Georgia, EUA.

Mohamed Beshry se desempeña en Total E&PCanada, en Calgary, como ingeniero de yacimientossenior para el proyecto de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Antes de ingresar en Total E&P Canada, pasó cuatro años en Devon CanadaCorporation. Con más de 10 años de experiencia eningeniería de yacimientos, es ingeniero profesionalregistrado en Alberta y miembro de la Asociación deIngenieros, Geólogos y Geofísicos Profesionales deAlberta. Mohamed posee una licenciatura en ingenie-ría química de la Universidad de Calgary.

Tom Bratton es asesor científico para el centro DCSde Schlumberger en Denver, desarrolla productos derespuesta para la plataforma de barrido acústico SonicScanner* y es líder del grupo de AnisotropíaGeomecánica Eureka de Schlumberger. Después deingresar en Schlumberger en 1977 como ingeniero decampo especialista en operaciones con cable para ladivisión de las Montañas Rocallosas, ocupó diversasposiciones durante las dos décadas siguientes. Antesde ocupar su posición actual en el año 2002, se desem-peñó como petrofísico principal, involucrado en eldesarrollo de los servicios de optimización de pozosPowerSTIM* y Perforación sin Sorpresas, y en muchosproductos de interpretación geomecánicos y LWD. Tomposee una licenciatura en física de la Universidad deWesleyan en Lincoln, Nebraska, EUA, y una maestríaen física de la Universidad Estatal de Kansas enManhattan, EUA. Autor de muchas publicaciones yganador de numerosos premios, fue ConferencianteIlustre de la SPWLA en 1999.

Anatoly Brekhuntsov es director general del CentroAnalítico Científico de Siberia (SibSAC), Sociedad porAcciones (JSC), situado en Tyumen, Rusia. Se incor-poró en la industria como geólogo en el año 1963, con-virtiéndose con el tiempo en geólogo principal de lacompañía de exploración Glav Tyumen Geologiya.Participó en el descubrimiento de diversos campos depetróleo y gas de Rusia, incluyendo los camposMamontovskoe, Ust-Balikskoe, Russkoe, Yamburgskoe,Urengoiskoe y Zapoliarnoe. En 1984, obtuvo el premioestatal de la USSR en ingeniería y ciencia, por el des-cubrimiento y la preparación rápida para el desarrolloindustrial del campo gigante de gas condensadoYamburgskoe. En 1997, creó el centro SibSAC, supervi-sando a más de 50 científicos. Su enfoque es la geolo-gía regional del oeste de Siberia. Autor de más de 60publicaciones científicas, recibió el título de “GeólogoDistinguido de la Federación Rusa” en 2002. Anatoly esgraduado del Instituto Politécnico Tomsk de Rusia yposee una licenciatura en geología y prospección decampos de petróleo y gas.

Chad Bremner maneja las operaciones de levanta-miento artificial para Schlumberger en Nisku, Alberta,especializándose en el diseño de sistemas de levanta-miento artificial termal para los proyectos SAGD entodo el territorio de Canadá. En el año 2002, despuésde obtener una licenciatura en ingeniería en petróleode la Universidad de Regina en Saskatchewan, Canadá,Chad ayudó a crear Longview Energy, una compañíapetrolera que opera en el sudeste de Saskatchewan.Allí, también participó en la evaluación de yacimientosy en la economía política para la compra de propieda-des para la exploración y la optimización de la produc-ción. Dejó Longview para aceptar una carrera enSchlumberger.

Brent Brough quien está a cargo del desarrollo denegocios para el segmento de Monitoreo y Control deYacimientos de Schlumberger en Calgary, se dedica ala implementación de sistemas de fibra óptica para elmonitoreo de proyectos termales y de petróleo pesado.Antes de ingresar en Schlumberger en 2003, ocupódiversas posiciones en ingeniería de fracturamiento,ventas técnicas y desarrollo de negocios, en otras com-pañías de servicios de Alberta. Brent posee un diplomade Asociados en ingeniería química del Instituto deTecnología del Sur de Alberta, en Calgary, y una maes-tría en administración de la Escuela de NegociosSchulich de la Universidad de York en Toronto, Ontario.

George Brown ingresó en el segmento de medidoresde fibra óptica Sensa* en Chilworth, Southampton,Inglaterra, en 1999, como gerente de desarrollo demetodologías de interpretación. Está a cargo del desa-rrollo de la metodología de interpretación y del análi-sis de los sistemas Sensa. Comenzó su carrera enSchlumberger Wireline, trabajando 12 años en MedioOriente y el Mar del Norte, en diversas posiciones ope-racionales y directivas. Durante los 15 años siguientes,ocupó varios cargos en BP Exploration, incluyendo el de jefe de petrofísica del Centro de InvestigacionesSunbury, en Inglaterra, y además se desempeñó comoconsultor senior en evaluación de formaciones, traba-jando con el equipo de Pozos Inteligentes para desarro-llar nuevos sistemas de monitoreo permanente parapozos horizontales y submarinos. George posee undiploma (con mención honorífica) en ingeniería mecá-nica del Politécnico Lanchester en Coventry, Inglaterra.

Knut Bulow es gerente de prácticas de Schlumbergerpara los centros nacionales de datos (NDC) y actúacomo centro de enlace con los gobiernos, las institu-ciones financieras internacionales y las asociacionesde energía internacionales para implementar los NDC.Antes de ingresar en Schlumberger en 2005, fuegerente de desarrollo de negocios para LandmarkGraphics Corp. en Houston. Comenzó su carrera en1983 como líder de proyecto para Tennessee GasTransmission Co. Además trabajó para SofTech,Synercom y Raytheon Service Co., todas en Houston.Knut obtuvo respectivas maestrías en matemática,física y astronomía de la Universidad de Oslo, enNoruega. Además posee un diploma de postgrado enastrofísica y matemática aplicada, y una licenciaturaen administración de empresas de la Universidad deMaryland en College Park, EUA.

Dao Viet Canh se desempeña como geólogo senior enCuu Long Joint Operating Company (JOC), donde hasupervisado diversos proyectos que implican la ejecu-ción de análisis tectónicos y operaciones de modelado3D, y además está involucrado en la evaluación de ya ci -mientos y el diseño de pozos. En 1996, luego de obtener

Colaboradores

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una licenciatura en geociencias de la Universidad deMinería y Geología de Hanoi, en Vietnam, ingresó enSchlumberger como geocientífico. Tres años después,se convirtió en geólogo de pozo para Japan VietnamPetroleum Company (JVPC). Antes de ocupar su posi-ción actual en 2004, trabajó para ConocoPhillipsVietnam como geólogo y geólogo senior, estudiando lascaracterísticas de las fallas y la evolución tectónica yevaluando áreas prospectivas en todos los bloques.

Rodrigo Calvo se desempeña como ingeniero de yaci-mientos senior para Schlumberger en Macaé, Brasil.Comenzó su carrera en el campo petrolero en 1993, enComodoro Rivadavia, Chubut, República Argentina,diseñando proyectos de inyección de agua y programasde levantamiento artificial para Amoco Argentina OilCompany. Además, ocupó posiciones de supervisión eingeniería de yacimientos en YPF, Schlumberger, Shelly Petrobras, en la República Argentina, antes de regre-sar a Schlumberger en el año 2004. Rodrigo obtuvo unalicenciatura en ingeniería en petróleo del InstitutoTecnológico de Buenos Aires.

Jesús Alberto Cañas Triana se desempeña comocampeón de dominio de yacimientos y producción paraSchlumberger, en Macaé, desde el año 2002. En esterol, coordina los estudios de productividad y yacimien-tos para América Latina y América del Sur. Desde1997, ocupó diversas posiciones de ingeniería de yaci-mientos en Schlumberger, en Bolivia, Venezuela yArgentina. Previamente, estuvo a cargo de la coordina-ción de estudios de yacimientos integrados y proyectosde recuperación mejorada de petróleo para Ecopetrolen Colombia. Además, fue profesor de ingeniería enpetróleo de la Universidad de América en Bogotá,Colombia. Jesús posee un diploma nacional superiorde la Universidad de América y una maestría de laUniversidad A&M de Texas, en College Station, ambasen ingeniería en petróleo.

Richard Coates es líder de programa para el segmentode Generación de Imágenes Acústicas Profundas delCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger enConnecticut, EUA, y jefe del equipo que trabaja engeneración de imágenes sónicas, sísmicas y electro-magnéticas de un solo pozo. Entre 1992 y 1996, sedesempeñó como científico de investigación en eldepartamento de Sísmica del Centro de Investigacionesde Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Allí, tra-bajó en atenuación de múltiples y modelado numéricode la propagación de ondas, incluyendo los efectos dela anisotropía, de la atenuación y de pozo. Richardposee un diploma BA en física y un doctorado en geofí-sica de la Universidad de Cambridge, en Inglaterra, yademás desarrolló actividades de investigación post-doctorales en el Laboratorio de Recursos de la Tierra,en el Instituto de Tecnología de Massachusetts enCambridge, EUA.

Nguyen V. Duc maneja las actividades de investigaciónen exploración y geología de yacimientos del Centro deInvestigaciones de Laboratorio VietSovPetro, en laCiudad de Vung Tau, Vietnam. En 2005, fue designadoSubdirector de Geología del Instituto de Investigacióne Ingeniería, VietSovPetro JV. Comenzó su carrera enel año 1977, en PetroVietnam, como líder de equipo,estudiando los rasgos geológicos y el potencial petro-lero de la plataforma continental de Vietnam del Sur.Desde su ingreso en VietSovPetro en 1981, ocupódiversas posiciones, incluyendo la de especialistasenior, subgerente y gerente del Departamento deGeología y Desarrollo de Campos Petroleros. Poseeuna maestría en geología de la Academia Estatal delPetróleo de Azerbaiján, en Bakú.

Maurice Dusseault dicta la cátedra de ingeniería geológica en la Universidad de Waterloo, en Ontario,Canadá. Es autor de unas 400 publicaciones sobreestabilidad de pozos, inyección profunda de desechos,producción de arena, monitoreo, comportamiento delos materiales, almacenamiento en cavernas salinas yotros temas de geomecánica. Maurice es asesor deempresas en temas relacionados con tecnologías dedesarrollo y producción de petróleo pesado, y fueConferenciante Ilustre para la Sociedad de Ingenierosde Petróleo en 2002 y 2003, visitando 28 Secciones dela SPE en 19 países. Obtuvo un doctorado en ingenieríacivil de la Universidad de Alberta, en Edmonton.

Joao (John) Felix se desempeña como director téc-nico temático del segmento de Fluidos, para el grupode Caracterización de Yacimientos de Schlumberger,con base en Edmonton, en el centro SRFC. Desde suingreso en Schlumberger en 1991, ocupó diversas posi-ciones en investigación, ingeniería, manufactura, mer-cadeo y manejo de operaciones de campo. John obtuvouna licenciatura y una maestría en ingeniería aeronáu-tica, y un doctorado en dinámica computacional defluidos; todos del Colegio Imperial de Ciencia,Tecnología y Medicina de la Universidad de Londres.

Paul Gillespie es geólogo principal del Centro deInvestigaciones de Hydro, en Bergen, Noruega. Comogeólogo estructural, se especializa en la caracteriza-ción y el modelado de yacimientos naturalmente frac-turados. Antes de ingresar en Hydro en 2001, ocupó uncargo de investigación postdoctoral en el Grupo deAnálisis de Fallas de Liverpool, Inglaterra. Paul posee undoctorado de la Universidad de Gales, en Aberystwyth,y una maestría del Colegio Imperial de Londres, engeología estructural y mecánica de las rocas.

Sergey Gmizin es director del Departamento deDesarrollo Estratégico y Manejo de Recursos deInformación para el Distrito Autónomo de Yamalo-Nenetsky, en Salekhard, Rusia. Se graduó en elInstituto Industrial de Tyumen, con una licenciatura

en tecnología química de procesamiento de petróleo ygas. La mayor parte de su carrera se centró en la admi-nistración civil, convirtiéndose en segundo jefe delgabinete de distrito y presidente del comité para lacoordinación de los programas de petróleo y gas ysocioeconómicos de Salekhard, en 1994.

Jakob B.U. Haldorsen obtuvo un diploma Cand. Real.en física de la Universidad de Oslo, en Noruega, en elaño 1971, y pasó seis años dedicado a la investigación yla enseñanza, en la Universidad de Oslo y en laOrganización Europea para la Investigación Nuclear,en Ginebra, Suiza. Después de ingresar en Geco en1981, ocupó diversos cargos, incluyendo el de gerentede proyectos de R&E, primero en Oslo y luego enHouston. Después de que Geco pasara a formar partede Schlumberger en 1987, fue transferido al Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger (SDR) enConnecticut, donde se convirtió en miembro deldepartamento de Geoacústica. Tres años después, pasóal departamento de Sísmica del Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra. En el año 1992, fue trasladado a Geco-Praklaen Hannover, Alemania, para trabajar en problemasrelacionados con datos adquiridos en ambientes conun alto nivel de ruido. Jakob retornó a SDR en 1995como líder de programa, para el programa Radar deSuperficie, y ahora es asesor científico con responsabi-lidades en generación de imágenes profundas, inclu-yendo la generación de imágenes más allá de labarrena durante la perforación.

Roy Hathcock es el ingeniero principal de terminaciónde pozos para el grupo Internacional de Ingeniería dePozos de Devon Energy en Houston. Durante los tresúltimos años se desempeñó como ingeniero de termina-ción de pozos en operaciones de aguas profundas einternacionales. Previamente, trabajó siete años comoingeniero de terminación de pozos en el Golfo deMéxico. Roy ocupó diversos cargos en Pennzoil (adqui-rida por Devon en 1999), entre 1983 y 1996, en el Estede Texas y en Luisiana. Es graduado de la UniversidadA&M de Texas, en College Station, con una licenciaturaen ingeniería en petróleo.

Trevor Hughes se desempeña como científico deinvestigación principal del Departamento de Químicadel Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge (SCR), Inglaterra, donde trabaja en el aná-lisis de petróleos pesados. Ingresó en Schlumberger en1985 con el fin de desarrollar técnicas para medir lacomposición de los fluidos de perforación durante laperforación y para interpretar las correlaciones exis-tentes entre la composición y las propiedades físicasde los fluidos de perforación. Además, estuvo involu-crado en las técnicas de control de calidad de las ope-raciones de cementación y en la predicción de laspropiedades de las operaciones de cementación.

Otoño de 2006 73

Posteriormente trabajó en el desarrollo de fluidosgelificantes retardados para el control de la produc-ción de agua y desarrolló un tratamiento con gel espu-mado para mejorar el control de cumplimiento de lasnormas, en yacimientos de areniscas naturalmentefracturados. Desde el año 2000 hasta el año 2005,manejó el programa de Estimulación y Tratamientosdel centro SCR, centrado en el desarrollo de surfac-tantes viscoelásticos de alto desempeño y sistemas depolímeros degradables para su aplicación en fluidosde fracturamiento hidráulico. Trevor obtuvo una licen-ciatura en geoquímica de la Universidad de Liverpool,y una maestría en química de los minerales de laUniversidad de Birmingham, ambas en Inglaterra.

David Hunt es líder del proyecto de Investigación deCarbonatos para Hydro en Bergen, Noruega, y super-visa las tareas de investigación global y entrenamientode la compañía en materia de yacimientos carbonata-dos. Después de obtener un doctorado en sedimentolo-gía de los carbonatos y estratigrafía secuencial de laUniversidad de Durham, en Inglaterra, David trabajócomo investigador postdoctoral y conferenciante en laUniversidad de Manchester, también en Inglaterra. Enel año 2002, ingresó en Hydro para trabajar en proyec-tos de carbonatos en EUA, Rusia, el Mar de Barents,Kazajstán e Irán.

Rick Johnston ingresó en Schlumberger en el año2000. Se desempeña como campeón de productos deSchlumberger para los centros nacionales de datos ycomo gerente de desarrollo de negocios de EUA, enmanejo de la información sísmica, con base enHouston. Comenzó su carrera en 1981 como procesadorde datos sísmicos en Western Geophysical y posterior-mente ocupó diversas posiciones en manejo de datos,incluyendo la de gerente de centros de procesamientoen diversas locaciones de China, Indonesia y la oficinaregional de Singapur. Se convirtió en director de servi-cios de manejo de datos y mercadeo de software en1999. Rick posee una licenciatura en ciencias de lacomputación de la Universidad de Michigan en AnnArbor, EUA.

Sergey Kekuch es director del Departamento deManejo de Recursos Naturales y Desarrollo deComplejos de Petróleo y Gas para el DistritoAutónomo de Yamalo-Nenetsky (Yamal). Comenzó sucarrera como perforador en 1973. Trabajó en explora-ción, con responsabilidades crecientes en Tyumen ySalekhard, en Rusia. Desde 1985, es gerente generalde la compañía de exploración Tambeyskay. Sergeyparticipó en el descubrimiento de numerosos camposde petróleo y gas de Yamal, incluyendo los deBovanenkovskoe, Charasoveyskoe y Tambeyskoe. Seincorporó en el Departamento de Manejo de RecursosNaturales en Yamal, en 1996. En el año 2002, recibióel título de “Geólogo Ilustre de la Federación Rusa.”Sergey obtuvo una licenciatura del InstitutoIndustrial de Tyumen después de estudiar el desarro-llo de campos de petróleo y gas.

Kyle Koerner es asesor senior de ingeniería de yaci-mientos de África Occidental de Devon Energy enHouston. Previamente, se desempeñó como ingenierode planeación evaluando proyectos de desarrollo paralas actividades internacionales de Devon. Comenzó sucarrera en 1989 como ingeniero de yacimientos enBechtel Petroleum Operations, en la Reserva Nacionalde Petróleo de Elk Hills, en Tupman, California, EUA.También trabajó para Bakersfield Energy Resources yTorch Energy Advisors, Inc., en Houston. Kyle poseeuna licenciatura de la Universidad de Texas en Austin,y una maestría de la Universidad del Sur de California,en Los Ángeles, ambas en ingeniería en petróleo.

Paul Krawchuk es ingeniero de producción senior deTotal E&P Canada y reside en Calgary. Está a cargo delas operaciones de producción termal e ingeniería determinaciones de pozos en la región de las areniscaspetrolíferas Athabasca, en el Campo Joslyn. Previa -mente, trabajó en Deer Creek Energy, antes de quefuera adquirida por Total. Paul obtuvo una licencia-tura en ingeniería en petróleo de la Universidad deAlberta en Edmonton.

Dibyatanu Kundu se desempeña como ingeniero deyacimientos en Schlumberger, en Bombay, donde estáa cargo del diseño, procesamiento e interpretación delas operaciones realizadas con el Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT*. Además, llevaa cabo estudios de modelado y simulación de yaci-mientos. Antes de ingresar en Schlumberger en 2001,se desempeñó como ingeniero de software en InfosysTechnologies Ltd., en Bangalore, India. Dibyatanuposee una licenciatura en ingeniería en petróleo de laEscuela de Minas de la India en Dhanbad, Jharkhand,India.

Bingjian Li es campeón de dominio geológico para elsegmento de Servicios de Campos Petroleros deSchlumberger y reside en Ahmadi, Kuwait. Sus respon-sabilidades principales incluyen la interpretación geo-lógica, el soporte técnico para las operaciones deadquisición de datos con herramientas operadas concable, y el desarrollo de servicios de expertos locales yproductos de generación de imágenes. Antes de ingre-sar en Schlumberger en 1997, como geólogo senior enCalgary, adquirió experiencia en investigación a travésde un proyecto de yacimientos clásticos de Shell-Essoen el Mar del Norte, y experiencia geológica en la com-pañía China National Petroleum Corporation, enChina. Antes de ocupar su cargo actual en el año 2005,fue campeón de dominio geológico para la porcióncentral del Sudeste de Asia, en la Ciudad de Saigón, enVietnam. Bingjian obtuvo una licenciatura en geologíadel petróleo del Instituto del Petróleo de Daqing enChina, y un doctorado en geología de yacimientos ysedimentología de la Universidad de Aberdeen.

Jorge López de Cárdenas es director temático depetróleo pesado de Schlumberger y reside enHouston. Supervisa el desarrollo y la implementación,a nivel mundial, de la iniciativa de petróleo pesado de

Schlumberger y es además gerente de relaciones uni-versitarias para las Américas. Desde su ingreso enSchlumberger en 1981, como ingeniero de campoespecialista en operaciones con cable en México,ocupó diversas posiciones en operaciones de campo,investigación y desarrollo y dirección. Antes de ingre-sar en Schlumberger, fue profesor de física en laUniversidad Iberoamericana, en Ciudad de México.Titular de varias patentes sobre herramientas y técni-cas de disparos y terminación de pozos, Jorge poseeuna licenciatura en ingeniería mecánica y eléctricade la Universidad Iberoamericana, y una maestría eningeniería mecánica de la Universidad de Houston.

Peter Malin es profesor de ciencias de la tierra yciencias marinas, y de ingeniería civil y medioambien-tal de la Universidad de Duke, en Durham, Carolinadel Norte, EUA. Obtuvo su doctorado en geofísica dela Universidad de Princeton, en Nueva Jersey, EUA, en 1978. Sus principales áreas de conocimientosincluyen la propagación de las ondas sísmicas en lacorteza terrestre, la sismología de pozo y la geologíaenergética. Sus actividades de investigación actualesse centran en la sismología de los terremotos y volca-nes. Peter es miembro reciente del Panel deInstrumentos e Instalaciones para las Geociencias de la Fundación Nacional de Ciencias.

Richard Marcinew es gerente de ingeniería deSchlumberger Canada GeoMarket* para el segmentode Servicios de Producción de Pozos. Con base enCalgary, supervisa el desarrollo de tecnologías y nego-cios de los servicios de estimulación de pozos, controlde la producción de arena y adecuación de la produc-ción. Con una participación activa en la industria delpetróleo desde 1973, ocupó posiciones de campo, ven-tas, y manejo de operaciones e ingeniería en Canadá,Estados Unidos y Arabia Saudita. Richard posee undiploma en ingeniería mecánica de la Universidad deAlberta en Edmonton. Autor de muchos artículos téc-nicos sobre cementación, estimulación, metano encapas de carbón y fluidos de terminación de pozos, haparticipado activamente durante más de 25 años en laSPE y en la Sociedad Petrolera de CIM, como director,miembro o presidente de numerosos comités y confe-rencias.

Amparo Mena está a cargo del negocio del manejo dela información de Schlumberger para Perú, Colombia yEcuador, y reside en Quito, Ecuador. Antes de ocupareste cargo, fue gerente de servicios de infraestructura,a cargo del negocio en Ecuador, supervisando laentrega de servicios y el manejo de proyectos paraOmnes Ecuador. Amparo posee un diploma en ingenie-ría electrónica y eléctrica de la Escuela PolitécnicaNacional de Quito.

Douglas Miller es asesor científico del departamentode Matemática y Modelado del Centro de Investiga -ciones Doll de Schlumberger. Obtuvo un diploma BAde la Universidad de Princeton en Nueva Jersey y undoctorado en matemática de la Universidad de

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California, en Berkeley. Antes de incorporarse al per-sonal del centro SDR en 1981, enseñó matemática enla Universidad de Yale en New Haven, Connecticut, yen la Universidad de Illinois en Chicago, EUA. EnSchlumberger, trabajó fundamentalmente en proble-mas de inversión en materia de propagación de ondas.Miembro del grupo de investigación que encabezó laactividad de Schlumberger relacionada con la genera-ción de imágenes sísmicas a comienzos de la décadade 1980, Douglas fue co-inventor de la teoría de gene-ración de imágenes sísmicas por transformada deradón generalizada. Sus áreas de interés incluyen elradar de penetración terrestre, sismología de explora-ción, modelado y generación de imágenes sísmicas yultrasónicas, teoría matemática de modelos, tomogra-fía computada, procesamiento de señales y anisotropíasísmica.

Bernard Montaron es gerente temático de carbonatosy yacimientos naturalmente fracturados de Schlumberger.Desde su ingreso en la compañía en 1985, trabajó enEuropa, EUA y Medio Oriente. Sus posiciones másrecientes fueron la de director de ingeniería y gerentegeneral del Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia, y la de gerente demercadeo del segmento de Servicios de CamposPetroleros (OFS) para Europa, la ex-Unión Soviética(CIS) y África. Además se desempeñó como gerente demercadeo del segmento OFS para Medio Oriente enDubai, Emiratos Árabes Unidos. Bernard posee undiploma en física de la École Supérieure de Physiqueet de Chimie Industrielles de París, y un doctorado enmatemática de la Universidad de París en Francia.

Carlos Alberto Moreno Gómez es gerente de opera-ciones del segmento de Sistemas de Información deSchlumberger y reside en Quito, Ecuador. Ingresó enSchlumberger en 1997, trabajando en proyectos demanejo de datos en Colombia, incluyendo el BancoNacional de Datos de Colombia (BIP). En el año 2003,se convirtió en gerente de proyectos para el proyectoBIP, que almacena datos de E&P de alta calidad a losque acceden las compañías interesadas en invertir enla industria petrolera colombiana. Antes de ingresaren Schlumberger, trabajó como contratista en diversosproyectos en la División de Yacimientos de Ecopetrol.Carlos posee una licenciatura en ingeniería en petró-leo de la Universidad de América, y un diploma de aso-ciado en economía de la Universidad de Los Andes,ambas en Bogotá, Colombia. Actualmente está porobtener un diploma MBA de la Universidad de Erasmoen Rótterdam, Países Bajos.

Ron Nelson es presidente e investigador principal deBroken N Consulting, Inc., en Cat Spring, Texas, y tra-bajó para Amoco Production Company y BPAmocodurante 27 años, antes de crear Broken N Consultingen 2001. Ha dado diversas conferencias sobre geologíaestructural y yacimientos fracturados para sociedadesgeológicas, universidades y compañías petrolerasnacionales, en 20 países, y fue Conferenciante Ilustre

de la AAPG y Autor Ilustre de la SPE. Sus numerosaspublicaciones sobre yacimientos fracturados incluyenlas ediciones 1985 y 2001 del Análisis Geológico deYacimientos Naturalmente Fracturados. Ha trabajadoen más de 85 estudios de yacimientos fracturados enproducción e igual número de plays de exploración enyacimientos fracturados. Además, fue presidente de laSociedad Geológica de Houston y vicepresidente de laAAPG. Los diplomas de Ron en geología incluyen unalicenciatura de la Universidad de Northern Illinois enDekalb, y una maestría y un doctorado de laUniversidad A&M de Texas en College Station.

Daniel Palmer es gerente de mercadeo paraSchlumberger en Anchorage y trabaja en tecnologíapara la producción de petróleo viscoso y petróleopesado en Alaska. Previamente, manejó el desarrollode negocios de pozos entubados en la sede deSchlumberger Wireline. Además, ocupó una diversidadde posiciones en Egipto, Bahrain, Arabia Saudita,Argentina y Alaska. Daniel posee una licenciatura eningeniería eléctrica de la Universidad de Cambridge,en Inglaterra, y estudió ingeniería en petróleo en laUniversidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia.

Katherine Pattison es gerente de proyecto para elproyecto conjunto de Tecnología de Petróleo PesadoSustentable de Schlumberger-BP; un estudio tecnoló-gico cuyo objetivo es alinear la exploración de petróleopesado con la agenda verde de BP. Katherine ingresóen Schlumberger en 2002 después de obtener un doc-torado en geoquímica de la Universidad de Newcastle-upon-Tyne, en Inglaterra. Además posee unalicenciatura en geología de la Universidad de Leeds, en Inglaterra, y una maestría en geoquímica de laUniversidad de Newcastle-upon-Tyne. Antes de ocuparsu posición actual en Edmonton, realizó tareas decampo en Libia, Abu Dhabi y Qatar, y trabajó comoconsultora interna de fluidos en BP, en Anchorage.

Nguyen Van Que es el gerente de exploración de CuuLong Joint Operating Company (JOC) en la Ciudad deSaigón, en Vietnam. Antes de ingresar en Cuu LongJOC, trabajó para Japan Vietnam Petroleum CompanyLtd. (JVPC) entre 1995 y 2003, primero como geólogo yluego como geólogo principal y subgerente de explora-ción. Obtuvo una licenciatura en geología del Institutodel Petróleo de Bakú en Azerbaiján.

Satyaki Ray ingresó recientemente en ConocoPhillipscomo geólogo, integrando el grupo de AreniscasPetrolíferas en Calgary. Previamente, fue geólogosenior para Schlumberger DCS en Calgary, especiali-zándose en procesamiento de imágenes de pozo, inter-pretación y pruebas de campo. Antes de ingresar enConocoPhillips, lideró el equipo de Geología delMetano en Capas de Carbón de Schlumberger enCanadá. Comenzó su carrera en 1989 como geólogo depozo y analista de núcleos para Oil & Natural GasCorporation Ltd., en India, y subsiguientemente tra-bajó en el grupo de modelado de yacimientos de esacompañía. Ingresó en Schlumberger en 1997 como geó-

logo de desarrollo de metodologías de interpretaciónen Bombay y se convirtió en coordinador del DCS parael área terrestre y el este de India. Satyaki posee unamaestría en geología aplicada del Instituto Indio deTecnología en Roorkee, y una maestría en geoexplora-ción del Instituto Indio de Tecnología en Bombay.

Gina Isabel Rodríguez es gerente del proyecto deManejo de la Información para Schlumberger enBogotá, Colombia, e ingresó en SchlumbergerGeoQuest en el año 2000 como especialista en base dedatos. Comenzó a trabajar para el RepositorioNacional de Datos de Colombia en Bogotá, en 1992.Allí, su última posición fue la de coordinadora de ase-guramiento de la calidad. Gina posee un diploma eningeniería de sistemas de la Universidad Piloto deColombia en Bogotá, y una maestría en ingeniería encomputación de la Universidad de Los Andes enSantiago, Chile.

David Schoderbek es el líder del equipo deExploración de Metano en Capas de Carbón paraConocoPhillips en Calgary. Antes de la adquisición deBurlington Resources por ConocoPhillips, lideró elequipo de metano en capas de carbón en la oficina de Burlington en Calgary. Previamente, trabajó paraBurlington Resources y Meridian Oil en Nuevo Méxicoy Texas. Sus funciones incluyeron operaciones deexploración y desarrollo en Texas Oeste y en las cuen-cas de San Juan y Paradox. Además, trabajó como geo-físico en Texas Oeste y en la Costa del Golfo paraChevron USA y Gulf Oil. David posee una licenciaturaen geología del Instituto de Minería y Tecnología deNuevo México en Socorro, EUA, y una maestría en geo-logía de la Universidad de Houston.

Steve Scillitani está a cargo del desarrollo de negociosde manejo de la información para Schlumberger enEUA y en Canadá y reside en Houston. En sus 24 añosen la industria de E&P, en Schlumberger y BP, se hacentrado en la aplicación de tecnologías y metodolo-gías de bases de datos y mapeo en los campos de lageología del petróleo, la geofísica y la producción. Haestado involucrado en el diseño y la operación de soluciones de manejo de la información para CaltexIndonesia, Mobil, Total, Santos, ADNOC y Statoil. Stevese graduó en la Universidad Clarion en Pensilvania,EUA, con un diploma en ciencias de la tierra.

Igor Sedymov ingresó en el grupo de Soluciones deInformación de Schlumberger (SIS) en 1993, y ha tra-bajado en Tyumen y en Moscú. Desde el año 2001, estáa cargo del desarrollo de negocios de manejo de la infor-mación de SIS para el GeoMarket de Rusia, incluyendo eldesarrollo de estrategias, y el diseño y la implementaciónde grandes proyectos estratégicos con organismos guber-namentales y compañías petroleras nacionales. Previa -mente, trabajó en proyectos de modelado geológico parala compañía de exploración GlavTyumenGeologiya. Segraduó en el Instituto Industrial de Tyumen en 1985,con una licenciatura en geología de exploración comoingeniero sísmico-geofísico.

Otoño de 2006 75

Eylon Shalev es científico de investigación de laDivisión de Ciencias de la Tierra y Ciencias Marinasde la Universidad de Duke. Sus principales campos deespecialización son la energía geotermal, la sismici-dad volcánica y tectónica, y la inversión 3D para elestudio de los procesos energéticos y de la tierrasólida. Sus intereses en materia de investigaciónincluyen la instalación de instrumentos de pozos enprofundidad y el desarrollo de arreglos sísmicos den-sos de superficie. Eylon obtuvo un doctorado en geofí-sica de la Universidad de Yale en 1993.

Craig Skeates supervisa el equipo RapidResponse* deSchlumberger en Calgary, diseñando nuevos sistemasde terminación de pozos termales para la técnicaSAGD y otras técnicas de producción en sitio, queinvolucran la utilización de vapor en petróleo pesadoo en bitumen. Entre 1998 y 2002, se desempeñó comoingeniero de campo especialista en operaciones concable en Brooks, Alberta, donde estuvo a cargo delmanejo de operaciones de disparos, adquisición deregistros de producción, evaluaciones de cementacio-nes y otras operaciones en pozos entubados. Craigposee una licenciatura en ingeniería química de laUniversidad de Saskatchewan en Saskatoon.

Lars Sonneland es director de investigación delCentro de Investigaciones de Schlumberger enStavanger, Noruega, donde el enfoque es el monitoreo yla caracterización geofísica de yacimientos. Después deobtener sus respectivos diplomas en matemática, cien-cia de la computación y física, y un doctorado en mate-mática aplicada de la Universidad de Bergen, ingresóen Geco en 1974. Realizó diversas tareas relacionadascon aplicaciones geofísicas, antes de ser transferido alCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger en1989. Después de ocupar varias posiciones de manejotécnico, fue trasladado al Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge. Al mismo tiempo, ayudó alanzar el Centro de Investigaciones de Schlumbergeren Stavanger. Lars ha publicado más de 70 artículoscientíficos y es titular de muchas patentes. Ganador devarios premios, desempeñó un rol muy importante en eldesarrollo de operaciones de interpretación sísmica3D, el sistema de software de interpretación sísmicaCharisma* y en el monitoreo y la caracterización sís-mica de yacimientos.

Christian Stolte es gerente de desarrollo de negociospara productos de yacimientos de WesternGeco enHouston, desde el año 2005. Ingresó en Geco-Praklaen 1996 en Gatwick, Inglaterra, para desarrollar algo-ritmos y software para procesamiento sísmico desuperficie. En 1999, fue trasladado a la divisiónWireline para trabajar en algoritmos VSP, en Tokio.Posteriormente, como campeón de productos para elsistema Drill-Bit Seismic* VSP, con la barrena comofuente sísmica, supervisó las operaciones de campo detodo el mundo. Christian posee una maestría en cien-cias de la tierra de la Universidad de California, enSanta Cruz, y un doctorado en geofísica de laUniversidad Christian-Albrechts, en Kiel, Alemania.

Shawn Taylor está a cargo de la dirección de las acti-vidades de investigación de petróleo pesado y deldesarrollo de productos en el centro SRFC de

Edmonton. Además, lleva a cabo estudios especialesde propiedades de fluidos para clientes y proveeentrenamiento interno y externo. En el año 2001,Shawn se incorporó al servicio de muestreo y análisisde fluidos DBR*, que ahora forma parte deSchlumberger, como gerente de proyectos de investi-gación. Obtuvo una licenciatura y una maestría eningeniería química de la Universidad McMaster enHamilton, Ontario, y un doctorado en ingeniería quí-mica de la Universidad de Alberta en Edmonton.

Stewart T. Taylor es estudiante de doctorado en laUniversidad de Duke, especializándose en sismología.Antes de asistir a Duke, trabajó como geofísico paraShell y Amoco. Como miembro del grupo deGeneración de Imágenes Sísmicas de Shell, estuvoinvolucrado en la construcción de modelos de veloci-dad y en operaciones de migración en profundidadantes y después del apilamiento, y en técnicas de aná-lisis y derivación para definir las ondículas residualescomo parte de un procedimiento de procesamiento deseñales de amplitud verdadera. Antes de terminar sumaestría, trabajó en Amoco en el procesamiento dedatos sísmicos y en la interpretación de datos de regis-tros de pozos y de estratigrafía sísmica. Stewart obtuvouna licenciatura en geología de la Universidad del Estede Washington en Cheney, EUA, y una maestría en geo-física de la Universidad de Virginia Oeste enMorgantown, EUA. Posee matrícula como profesionalen las áreas de hidrogeología, geofísica y geología.

Chris West es líder del equipo de Tecnología dePetróleo Viscoso para BP Exploration en Alaska.Residente de Anchorage, está a cargo de las operacio-nes de desarrollo de petróleo pesado mediante la apli-cación de tecnologías previamente no empleadas enlos desarrollos de Alaska. Estuvo en BP durante 24años, trabajando en el Golfo de México y Alaska.Previamente, trabajó en Shell UK, en Aberdeen. Chrisobtuvo una licenciatura (mención honorífica) en geo-logía de la Universidad de Londres y es Geólogo dePetróleo Certificado de la AAPG.

Michel Verliac es campeón de dominio geofísico paraSchlumberger Wireline Services, y reside en Clamart,Francia. Allí, está involucrado en el desarrollo de pro-ductos, entrenamiento en sísmica de pozo y nuevas tec-nologías. Desde su ingreso en Schlumberger Wirelineen 1991 como geofísico sísmico de pozo en ÁfricaOccidental y Sudáfrica, ocupó varias posiciones enRusia y América Latina. Antes de ocupar su posiciónactual en el año 2002, pasó tres años en México yAmérica Central desarrollando servicios sísmicos depozos. Michel posee una maestría en geofísica y geoquí-mica de la Universidad de Ciencias Louis Pasteur enEstrasburgo; un diploma de ingeniería, también en geo-física y geoquímica, del Instituto de Física de la Tierraen Estrasburgo; y un diploma de ingeniería en geofísicade exploración de la École Nationale Supérieure duPétrole et des Moteurs en Rueil-Malmaison, Francia.

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Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Entrega de servicios eficiente. El mejoramiento dela eficiencia de las operaciones de campos petrolerospermite que las compañías exploten económica-mente los campos en declinación y los campos nue-vos situados en locaciones remotas. Los avancesproducidos en materia de eficiencia en dos áreas—fracturamiento hidráulico y adquisición de registrosde resistividad—están reduciendo los costos y eltiempo de equipo de perforación, mejorando la segu-ridad y la producción en una variedad de ambientes.Algunos ejemplos de Rusia y América del Nortemuestran los beneficios de estas tecnologías de altaeficiencia.

Lutitas gasíferas. Siendo la más abundante de lasrocas sedimentarias, la lutita se caracteriza por supermeabilidad extremadamente baja y normalmentese considera un sello más que un yacimiento. Noobstante, dada la combinación adecuada de geología,economía, infraestructura y tecnología, las lutitasricas en materia orgánica pueden ser desarrolladaspara constituir plays gasíferos exitosos. El éxito delplay gasífero Barnett Shale, en Texas central-norte,está incentivando a los operadores a buscar otrascuencas de similar potencial. Este artículo analiza las condiciones necesarias para que la lutita generehidrocarburos y la tecnología requerida para explotary producir esos yacimientos.

Subsidencia y compactación. La subsidencia acaecida por encima de los yacimientos puede tenerconsecuencias económicas enormes, que quizás nose limiten al daño de la infraestructura de los campospetroleros. Una cubeta de subsidencia grande puedeproducir daños extensivos a las estructuras de super-ficie, especialmente en zonas bajas. La compactaciónresulta de las formaciones en proceso de agota-miento que son mecánicamente débiles; es la causade la subsidencia relacionada con la industria. Esteartículo describe los fundamentos de la compacta-ción y de la subsidencia e incluye algunos ejemplosde diversos campos activos.

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• Motores que utilizan la energíatérmica de los océanos

• Índice

[El libro] constituye un excelentetratamiento de los antecedentestécnicos de las fuentes de energíarenovables. Da Rosa...es una autoridaden esta área y posee el don de poderdefinir con precisión cada segmento decada tópico. El tono es ameno para ellector....

El material es muy actualizado....Altamente recomendado.

Comer JC: Choice 43, no. 5 (Enero de 2006): 884.

NUEVAS PUBLICACIONES

Los fundamentos de los procesosenergéticos renovablesAldo Vieira da RosaElsevier Academic Press30 Corporate Drive, Suite 400Burlington, Massachusetts 01803 EUA2005. 712 páginas. $89.95ISBN 0-12-088510-7

El libro se refiere a los mecanismos yprocesos fundamentales del manejo dela energía. Entre los temas tratados seencuentran los motores térmicos, laenergía del hidrógeno, la energía solar,las celdas de combustible, y la energíaproveniente del viento y del agua. Cadasección incluye una serie de problemas.

Contenido:

• Generalidades

• Un mínimo de termodinámica y de lateoría cinética de los gases

• Motores térmicos mecánicos

• Conversores de la energía térmica delos océanos

• Termoelectricidad

• Termiónica

• AMTEC

• Generadores de radio-ruido

• Celdas de combustible

• Producción de hidrógeno

• Almacenamiento de hidrógeno

• Radiación solar

• Biomasa

• Conversores fotovoltaicos

• Energía eólica

Contenido:

• Naturalistas, filósofos y otros

• Las ciencias de la Tierra

• La teoría de la Tierra

• Transposición de la historia a la Tierra

• Problemas con los fósiles

• ¿Una nueva ciencia de la “Geología”?

• Habitantes de un mundo anterior

• Geognosia enriquecida en geohistoria

• La entrada al pasado profundo

• La última revolución de la Tierra

• Fuentes, Índice

...sencillamente, una obra maestrade la historia de la ciencia....El texto deRudwick está bellamente escrito yatrapa la atención en todo momento.

Los diez capítulos se encuentranbellamente ilustrados con 179impresiones contemporáneas en blancoy negro, entrelazadas con el texto.Existen numerosas notas de pie depágina, cada dos páginas, además defuentes y referencias completas.

El libro debería estar presenteobligatoriamente en todas lasbibliotecas de geología e historia dela ciencia y es un compañeroaltamente recomendado paracualquier geólogo civilizado quepueda transportar 2.4 kg extra en sumochila.

...tiende a ser un poco repetitivo,porque el autor describe todos losmatices de cada una de las ideas....Pero un texto mucho más corto podríahaber cubierto el mismo tema,abarcando incluso un rango de tiempomás amplio, para acceder de este modoa un público más vasto.

Moorbath S: Nature 440, no. 7085

(6 de abril de 2006): 743.

Una fisura en el margen delmundo: América y el granterremoto de California de 1906Simon WinchesterHarper Collins10 East 53rd StreetNueva York, Nueva York 10022 EUA2005. 480 páginas. $27.95ISBN 0-06-057199-3

Winchester, un geólogo formado enOxford, analiza cómo el terremoto deSan Francisco en 1906 condujo a unestudio científico más amplio de losmovimientos de la Tierra. Explica lateoría de la tectónica de placas y laformación de la Falla de San Andrés,además de la exploración geológica delOeste Americano a fines del siglo XIX.El libro cubre también los cambiossociopolíticos causados por el desastre,tales como el movimiento pentecos ta -lista y el incremento de la poblaciónlocal de China.

Contenido:

• Crónica: Un año viviendo en peligro

• La ciudad temporaria

• Crónica: Esos tiempos casi modernos

• De la placa a la placa brillante

• Crónica: El Estado del Estado de Oro

• Cómo se formó Occidente

• El buscapleitos

• Crónica: La ciudad de la menta y elhumo

Irrumpiendo los límites deltiempo: La reconstrucción de la geohistoria en la era de la revoluciónMartin J.S. RudwickUniversity of Chicago Press5801 Ellis AvenueChicago, Illinois 60637 EUA2005. 708 páginas. $45.00ISBN 0-226-73111-1

Escrito por un respetado historiadorcientífico, el libro proporciona unacobertura detallada y erudita de loscomienzos de la geología moderna, desdemediados de la década de 1780 hastamediados de la década de 1820.

78 Oilfield Review

El libro contiene 16 capítulos escritospor especialistas en su campo y estáorganizado en cuatro partes: laevolución de un concepto, la búsquedade patrones, la búsqueda de indicios, ymodelado del registro.

Contenido:

• Estratigrafía: La evolución de unconcepto

• El tiempo sepultado: La cronoestra ti -gra fía como herramienta deinvestigación

• La base de la ecoestratigrafía.Utilización de ejemplos del Silúricoy del Devónico considerando lacomplicación biogeográfica

• Palinoestratigrafía devónica en eloeste de Gondwana

• Palinoestratigrafía carbonífera ypérmica

• Bioestratigrafía del Triásico nomarino. ¿Es posible una correlaciónglobal basada en faunas detetrápodos?

• El límite K-T

• Quimioestratigrafía

• Paleobotánica y paleoclimatología

• Primera Parte: Anillos de creci mien -to en bosques fósiles y paleoclimas

• Segunda Parte: Asociacionesfitolíticas (Tafonomía,Paleoclimatología y Paleogeografía)

• Análisis de palinofacies y suaplicación estratigráfica

• Bioestratigrafía secuencial conejemplos del Plio-Pleistoceno y delCuaternario

• Tafonomía-Revisión de losconceptos principales y aplicacionesal análisis estratigráfico secuencial

• Importancia de los icnofósiles para laestratigrafía aplicada

• Cicloestratigrafía

• El rol y el valor de la“bionavegación” en la explotación delos yacimientos de hidrocarburos

• Métodos cuantitativos para la bioes tra tigrafía aplicada de losmicrofósiles

• Referencias, Apéndice, Índice

El capítulo sobre el Límite K-T,escrito por Eduardo Koutsoukos, seencuentra particularmente bien redac-tado; la mayoría de los otros capítulossuperan el promedio y existe unabibliografía maravillosamente extensa(74 páginas)....Altamente recomendado.

Dimmick CW: Choice 43, no. 2 (Octubre de 2005):

• Overtura: La noche previa a laoscuridad

• La interrupción salvaje

• Olas pequeñas en la superficie del lago

• Perspectiva: El hielo y el fuego

• Apéndice: Acerca de cómo medir unterremoto; Con gratitud; Glosario detérminos y conceptos posiblementepoco conocidos; Sugerencias de lec -tura ulterior con advertencias; Índice

Los relatos de Winchester soncomo los caramelos Gobstoppers:anillos concéntricos de ideas, eventos,vidas de personas; todo, menos el temaque pretende describir a lo largo decientos de páginas y luego la melosaparte central, que puede resultar unpoco decepcionante. [El libro]comienza a ser un tanto tediosodespués de un cierto tiempo.

...si bien [el libro] podría seraburrido y frustrante por momentos, elrédito que aportan las descripcionesdel Gran Terremoto que proveeWinchester amerita tolerarlo.

Lubick N: Geotimes 50, no. 10

(Octubre de 2005): 53-54.

• La tostada que se ladea

• Las manchas de café

• Ilusiones de la vida

• El misterioso arte—y la ciencia—delaferramiento de los bebés

• Contando negretas

• Buscando al hombre poco atractivo

• Ecolocalización. ¿Nuestro sextosentido?

• Ya es hora—debes despertarte ahora

• La ilusión del turista

• El cajero automático para tu cerebro

• Acelerando para detenernos

• Es un mundo pequeño después de todo

• ¿Conoces 290 personas?

• ¿Me estás mirando fijo?

• La mirada...

• La mirada psíquica

• Un estudio en escarlata

• El vuelo económico final

• Papando moscas

• Rebotando piedras

• Jugando al curling†

• El tiempo pasa...más rápido

• Reconocimientos, Índice

Los 24 capítulos [del libro]constituyen meditaciones breves sobreinterrogantes...tales como porqué caela manteca de una tostada cuando seda vuelta y porqué el tiempo parecepasar más rápido cuando crecemos.Podría decirse que son crucigramaspara mentes científicas; ofrecen unejercicio de entrenamiento mental parabeneficio propio pero ademáscomplacen y divierten.

Pero la mayor atracción de “Lavelocidad de la miel” es lapersonalidad inteligente pero apacibley humilde de Ingram.

Lutz D: American Scientist 93, no. 6

Estratigrafía aplicadaEduardo A.M. Koutsoukos (ed)Springer Publishing101 Philip DriveNorwell, Massachusetts 02061 EUA2005. 488 páginas. $149.00ISBN 1-4020-2632-3

320-321.

La velocidad de la miel y másciencia de la vida cotidianaJay IngramThunder’s Mouth Press245 West 17th Street, Piso 11Nueva York, Nueva York 10011 EUA2005. 211 páginas. $25.00ISBN 1-56025-654-0

Entre los temas que sondea Ingram,anfitrión del programa Daily Planet deDiscovery Channel y autor de TheScience of Everyday Life (La ciencia dela vida cotidiana), se encuentran lafísica de los juegos tales comomalabares con monedas, rebote depiedras o estrujar papel; los talentosmatemáticos de los animales y de losniños; el mito de los seis grados deseparación; y la psicología cognitiva quesubyace un rango de capacidadeshumanas, desde capturar una pelotabateada hasta operar un cajeroautomático.

Contenido:

• La física misteriosa de loextremadamente ordinario

• La velocidad de la miel

†Curling es un juego escocés sobre hielo en elque se hace deslizar piedras hacia una meta.

79Otoño de 2006

(Noviembre-Diciembre de 2005): 566.

Arados, plagas y petróleo: Cómolos seres humanos consiguieron dominar el climaWilliam F. RuddimanPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2005. 202 páginas. $24.95ISBN 0-6911-2164-8

El autor plantea una hipótesispolémica: que la influencia de los sereshumanos sobre el clima puede haberseiniciado miles de años antes de laRevolución Industrial. Utilizando datoshistóricos, ilustraciones y tablas,sostiene que las actividades agrícolas yde desmonte llevadas a cabo por losseres humanos hace más de 8,000 añospueden haber incrementado lasconcentraciones de gas de efectoinvernadero.

Contenido:

• El clima y la historia de la humanidad

• A paso lento durante algunos millones de años

• Vinculación de la órbita de la Tierracon su clima

• Los cambios orbitales controlan losciclos de la era de hielo

• Los cambios orbitales controlan losciclos monzónicos

• Remordimientos de cambio

• Las primeras actividades agrícolas yla civilización

• Dominando el metano

• Dominando el CO2

• ¿Hemos retardado un episodio deglaciación?

El paisaje cósmico: La teoría decuerdas y la ilusión del diseñointeligenteLeonard SusskindLittle, Brown and Company1271 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10020 EUA2005. 416 páginas. $24.95ISBN 0-316-15579-9

Escrito por un fundador de la teoría decuerdas, el libro aborda los conceptosbásicos de la física de partículasmoderna. Gran parte del debate secentra en un concepto polémico, elprincipio antrópico, un principiohipotético que sostiene que el mundoestá sintonizado, de manera queexistimos para observarlo. Susskindsostiene que el universo es tan vasto,diverso y rico en posibilidades que elprincipio antrópico cobra sentido; sinnecesidad de un diseño inteligente.

Contenido:

• El mundo según Feynman

• La madre de todos los problemas dela física

• La configuración del terreno

• El mito de la unicidad y la elegancia

• Descarga de rayos desde el cielo

• Acerca del pescado congelado y elpescado hervido

• Un mundo motorizado por unabanda elástica

• La reencarnación

• ¿Por nuestra propia cuenta?

• Los cerebros que subyacen lamáquina más grande de RubeGoldberg

• Un universo en un baño de burbujas

• La guerra del agujero negro

• Resumen

• Epílogo

• Un mensaje sobre la diferencia entrepaisaje y megaverso

• Glosario, Notas, Índice

El [libro] está extremadamentebien redactado, provee una visión notécnica de la física relevante y abordainterrogantes importantes en formaentretenida.

...confunde el horizonte de eventos,en el universo en expansión, conhorizontes de partículas y horizontesvisuales. Además, como muchos textosmultiverso, utiliza el concepto deinfinito con gran desenfreno....El librointenta además justificar la idea demultiverso en términos de lainterpretación de los “numerososmundos” de la teoría cuántica; unpunto de vista no comprobado ytotalmente disoluto que a muchos lescuesta tomar en serio.

Este libro proporciona un pano-rama general amplio de este impor-tante terreno, según la visión de unentusiasta.

Ellis G: Nature 438, no. 7069 (8 de diciembre de

2005): 739-740.

• Desafíos y respuestas

• ¿Pero, qué sucede con esos wigglesdel CO2?

• Los jinetes del Apocalipsis. ¿QuéApocalipsis?

• Pandemias, el CO2 y el clima

• Calentamiento con efecto invernadero: La liebre y la tortuga

• El calentamiento futuro.¿Grande opequeño?

• Del pasado al futuro distante

• La ciencia y la política del cambioglobal

• El consumo de los dones de la Tierra

• Bibliografía, fuentes de las figuras,Índice

Este libro bien redactado lograresumir con éxito una serie de temascomplejos, a través de cálculos yejemplos simples, y provee el equilibriocorrecto entre el ambiente cultural ylos datos científicos.

Aunque la hipótesis finalmenteresulte incorrecta, en un todo o enparte, Ruddiman ha cumplido con sutrabajo de científico al haberincentivado nuevas direcciones deinvestigación y por el cuestionamientode los roles de los seres humanos en loque respecta al cambio climáticoglobal antes de la RevoluciónIndustrial.

Lachniet MS: Geotimes 51, no. 3

(Marzo de 2006): 49-50.

…su tesis no complacerá a nadie.Los que están alarmados ante lastendencias actuales objetarán la ideade que el calentamiento antropogé -nico evitó el avance de los glaciares yel deterioro climático asociado. Yquienes, a la hora de utilizar laenergía, anteponen el confort sobre lapreocupación, o quienes quierenproteger determinados intereses, seopondrán a la consideración de que elclima es realmente muy sensible a losagregados de dióxido de carbono ymetano a la atmósfera de los que sonresponsables los seres humanos.

Berger WH: American Scientist 94, no. 2

(Marzo-Abril de 2006): 186-187.

80 Oilfield Review

Las ecuaciones: Los íconos del conocimientoSander BaisHarvard University Press79 Garden StreetCambridge, Massachusetts 02138 EUA2005. 96 páginas. $18.95ISBN 0-674-01967-9

Bais, un físico teórico de la Universidadde Ámsterdam, presenta 17 de los con-juntos básicos de ecuaciones de la físicaque representan puntos de inflexión enla comprensión del mundo por parte dela humanidad. Luego de una breve intro-ducción a los conceptos matemáticosbásicos, explica ecuaciones clave encampos tales como la matemática, latermodinámica, la electrodinámica, lahidrodinámica, la relatividad y la mecá-nica cuántica.

Contenido:

• Introducción

• El equipo de herramientas tautológicas

• Ascenso y descenso: La ecuaciónlogística

• La mecánica y la gravedad: Lasecuaciones dinámicas de Newton yla ley de gravedad universal

• La fuerza electromagnética: La leyde la Fuerza de Lorentz

• Una ley de conservación local: Laecuación de la continuidad

• La electrodinámica: Las ecuacionesde Maxwell

• Ondas electromagnéticas: Las ecuaciones de ondas

• Ondas solitarias: La ecuación deKorteweg-De Vries

• La termodinámica: Las tres leyes dela termodinámica

• La teórica cinética: La ecuación deBoltzmann

• La hidrodinámica: Las ecuaciones deNavier-Stokes

• La relatividad especial: La cinemática relativista

• La relatividad general: Las ecuaciones de Einstein

• La mecánica cuántica: La ecuaciónde Schrödinger

• El electrón relativista: La ecuaciónde Dirac

• La fuerza intensa: La cromodinámicacuántica

• Interacciones débil y eletromagnética: El modelo de Glashow-Weinberg-Salam

• La teoría de cuerdas: La acción delas supercuerdas

• De vuelta al futuro: Una perspectivafinal

En un libro de tan solo 96 páginas,es un verdadero desafío hacer muchomás que indicar al lector la enormeriqueza de estas ecuaciones y lasformas imaginativas en las que puedenutilizarse para ampliar nuestroconocimiento de la forma en que operala naturaleza en todos los niveles.

¿Quién extraerá más provecho dela lectura de este libro? Debe seralguien que desee encontrar unaintroducción al poder de la matemáticaen lo que respecta a describir losfenómenos naturales sin tener queaplicar concretamente procesosmatemáticos.

…Además de su valor pedagógico,el libro de Bais presenta estos íconosde nuestro mundo físico en todo suesplendor. Es muy bueno que nos lorecuerden.

Longair M: Nature 440, no. 7083

(23 de marzo de 2006): 423-424.

La prolongada emergencia:Sobreviviendo a las catástrofesconvergentes del siglo veintiunoJames Howard KunstlerAtlantic Monthly Press841 BroadwayNueva York, Nueva York 10003 EUA2005. 307 páginas. $23.00, tapa dura;$14.00, edición económica.ISBN 0-87113-888-3

El autor sostiene que el petróleo baratosustenta todos nuestros estilos de vidasuburbanos caracterizados por grandesascensos, actividades mega-agrícolas,basados en el uso de los automóviles yque las fuentes de energía alternativasno podrán suplir la deficiencia energé-tica. Kunstler describe qué ha de espe-rarse una vez concluida la era de laenergía accesible, preparando a los lec-tores para el advenimiento de cambioseconómicos, políticos y sociales catas-tróficos.

Contenido:

• Ingresando al futuro como sonámbulos

• La modernidad y el dilema de loscombustibles fósiles

• La geopolítica y el pico de la producción global de petróleo

• Más allá del petróleo: Porqué no nos salvarán los combustibles alternativos

• La naturaleza contraataca: El cambioclimático, las enfermedades epidémicas, la escasez de agua, ladestrucción del hábitat y el ladooscuro de la era industrial

• Funcionamiento en base a gases: Laeconomía alucinada

• Viviendo en la prolongada emergencia

En general, el tapiz de destrucciónque muestra Kunstler asume un grupohumano de flexibilidad y creatividadmucho más limitadas de lo que lahistoria muestra con respecto a lahumanidad.

Urstadt B: Technology Review 108, no. 10

(Octubre de 2005): 72-74.

La acusación de la cultura de lossuburbios y el automóvil presentadapor el autor en “The Geography ofNowhere” se vuelve apocalíptica enesta enérgica, aunque sobrecargada,jeremiada. Kunstler muestra señalesque indican que la producción globalde petróleo ha alcanzado un pico ypronto decrecerá, y sostiene, en unanálisis esclarecedor aunque nototalmente convincente, que las fuentesde energía alternativa no pueden suplirla deficiencia, especialmente en lo querespecta al transporte. El resultadoserá una Era de Oscuridad en la que“el centro no se conserva” y “ya no sepuede apostar al futuro de lacivilización.” …La crítica de Kunstleracerca de la sociedad contemporáneaes cáustica y chispeante como decostumbre, pero sus pronósticosexceden la credibilidad.

http://reviews.publishersweekly.com/bd.aspx?isbn=

0871138883&pub=pw (Se accedió el 8 de junio de

2006).

Habiendo expuesto vigorosamenteque es demasiado tarde para evitartraumas serios, Kunstler especulaacerca de cómo será la vida durante elpenoso período de transición, con-forme disminuya el petróleo barato. Elinterrogante amerita una respuesta,aunque más no sea para estimular elpensamiento creativo acerca de lasposibles alternativas con respecto a unestilo de vida que implica un alto con-sumo de energía.

Ehrenfeld D: http://www.americanscientist.org/

template/BookReviewTypeDetail/assetid/

45924?&print=yes (Se accedió el 27 de junio

de 2006).