viernes, 22 de marzo de 2013

Yacimientos Convencionales y No-Convencionales-Características


Figura- 1. Muestra una sección en forma diagramática de la ocurrencia de los yacimientos no-convencionales y su relación con los convencionales. Implica que existe migración de hidrocarburos ascendente hacia los reservorios convencionales. (Procedencia: Roberto Garcia-Solorzano).

Desde hace ya unos cuatro a cinco años que en USA se explotan los
yacimientos no-convencionales en gran escala. Sin embargo en el resto del mundo hasta ahora se comienza a tratar de comenzar su explotación comercial.

La principal razón por la cual se comenzó a explotar estos yacimientos en USA a gran escala fue debido al precio alto del gas en el año 2008 y la necesidad de producir gas y petróleo de ellos puesto que las áreas de exploración para los yacimientos convencionales ya estaban agotadas o limitadas en su acceso por razones ambientales.

Podríamos decir que el auge de la explotación de yacimientos no-convencionales ha producido una actividad enorme de perforación y explotación de estos yacimientos (más información), que en parte, hoy en día se justifican debido a que los precios de los crudos permanecen altos oscilando a más de los $90.00 dólares por barril.

En el resto del mundo se trata de usar el modelo de USA para comenzar con la explotación de este tipo de yacimientos. Sin embargo, debemos recordar que en la mayoría de los países que tienen reservas  gigantes de hidrocarburos en yacimientos convencionales no se ha acabado de explotar estos yacimientos y por consiguiente hay todavía mucho potencial para encontrar hidrocarburos comerciales en estos reservorios convencionales.

Los países de la OPEC, entre otros como: Arabia Saudita, Irán e Irak,  y NON-OPEC como Rusia, y México tienen todavía mucho potencial para yacimientos convencionales. En estos países la exploración y explotación la hace básicamente la empresa del estado y por consiguiente el número de pozos perforados es insuficiente para desarrollar grandes recursos hidrocarburíferos adicionales.     
   
Si hacemos una comparación básica de las diferencias y similitudes de estos dos tipos de yacimientos podríamos describir unos puntos muy básicos. Estos no son los únicos o todos los que se pueden considerar pero nos ayuda a entender sus diferencias. Algunas de estas características ya se han mencionado en publicaciones anteriores del blog.

ROCA FUENTE/MADRE
Todos los yacimientos ya sean convencionales o no-convencionales, necesitan roca fuente para que puedan acumular hidrocarburos. En los yacimientos no-convencionales la roca fuente y el reservorio son el mismo horizonte estratigráfico.

Trampas en yacimientos convencionales, pueden existir dentro de toda la extensión de la roca fuente de la cuenca y aún fuera de ella, sin embargo, en yacimientos no-convencionales estaremos completamente limitados a donde se encuentra la distribución de la roca fuente y sobretodo supeditados mayormente a la calidad de la misma. 

RESERVORIO
Convencionales: Obviamente el tipo de reservorio en estos yacimientos son las areniscas y carbonatos porosos ya sean con porosidad primaria o secundaria.

No-convencionales.  Podemos incluir las lutitas, margas, mantos de carbón (Figura – 1) y las areniscas y calizas que debido a su baja porosidad y permeabilidad entrarían en esta categoría.

Porosidad. Se acostumbraba a tomar la porosidad de 10% como límite de yacimientos que podrían ser explotables por medios convencionales de producción. Es decir, siempre con más de 10% se considera convencional. Esta cifra es una guía y no un valor absoluto. Sin embargo, si podemos decir que la gran mayoría de yacimientos no-convencionales tienen mucho menos del 10% de porosidad.  

Permeabilidad.  Las lutitas por naturaleza son rocas porosas pero sus poros no están intercomunicados, a no ser que estén fracturadas o se fracturen artificialmente. Por lo tanto, son de muy baja permeabilidad. En reservorios convencionales la permeabilidad se puede encontrar arriba de los 100 mD (Mili Darcy) pero en los no-convencionales puede ser menor de 0.1 mD. Frecuentemente el rango puede ser en nanodarys. 

TRAMPA
Las trampas en reservorios convencionales son críticas para su éxito, necesitamos una trampa estructural (anticlinal, bloque fallado, etc.), estratigráfica (truncación o acuñamiento) o combinada para poder almacenar los hidrocarburos (Figura – 1). Por el contrario, en los no-convencionales el gas esta embebido en los poros y en la matriz y por consiguiente, la trampa en el sentido clásico no aplica. Naturalmente, dentro del área prospectiva de los yacimientos no-convencionales hay que identificar los trenes o áreas más apropiados (“sweet spots”) para su explotación. 

Extensión de la trampa. La extensión física de la trampa es por supuesto más grande en los no-convencionales que en los convencionales. Una de las trampas convencionales más grandes del mundo en cuanto a extensión es el yacimiento de Ghawar en Arabia Saudita que tiene una extensión aproximada de 174 millas de largo por 16 millas de ancho, o sea que cubre una extensión de 1.3 millones de acres.

En el sentido amplio se puede considerar que los yacimientos no-convencionales cubren la totalidad de las cuencas hidrocarburíferas donde se encuentre la roca fuente en el subsuelo.    
  
SELLO
En yacimientos convencionales necesitamos una roca sello para impedir el escape de los hidrocarburos (figura – 1). En los no-convencionales la roca reservorio de hecho es un sello pero con hidrocarburos embebidos que no podrán salir al menos que los estimulemos de alguna forma como produciendo fracturamientos hidráulicos (Fracking).

MIGRACIÓN
La migración y el tiempo de ella pueden ser claves en yacimientos convencionales para su comercialidad. Muchas veces se encuentran yacimientos comerciales a mucha distancia de la roca fuente debido a migración de los hidrocarburos (Figura – 1).

En yacimientos no-convencionales la migración ya no es tan importante o no se considera. Estos yacimientos los encontramos directamente en la roca fuente, es decir, no consideramos migración a distancia para los yacimientos no-convencionales.  

PRESIÓN DE PORO
Muchos de los yacimientos más grandes del mundo localizados en rocas convencionales se encuentran en ambientes de presiones poro normales (Prudhoe Bay, Cantarell, Ghawar, etc.). Sin embargo cuando se trata de yacimientos no-convencionales ellos muchas veces los relacionamos con la presencia de espesas secciones de arcillas/lutitas, bajo presiones anormales, en las partes más profundas de las cuencas hidrocarburíferas (figura – 1).

GEOQUÍMICA
Muchos de los valores y datos geoquímicos aplican para ambos tipos de yacimientos. Sin embargo, en yacimientos convencionales podemos tener campos de hidrocarburos comerciales en rocas inmaduras debido a la migración de los mismos. En yacimientos no-convencionales la sección que produce debe tener la madurez y contenido de materia orgánica apropiada para el tipo de gas o gas húmedo si fuera el caso. 

EXPLOTACIÓN
Yacimientos convencionales generalmente pueden presentar varios niveles de contactos de agua ya sean de petróleo-agua o de gas-agua. Estos yacimientos también pueden producir algo de agua y con el tiempo a medida que tienen más madurez, la producción el agua aumenta y en muchos casos significativamente. En yacimientos no-convencionales, generalmente, hay una muy reducida producción de agua o ninguna.

En yacimientos convencionales tenemos varios estados de recobro, primario, secundario y aun terciario. En yacimientos no-convencionales no hay fases de recobro ellos no producen al menos que se los estimule y fracturen hidráulicamente (Fracking) para que desarrollen permeabilidad. En yacimientos convencionales la producción diaria puede ser muy superior a los no-convencionales. 

POZOS
En los yacimientos convencionales se perforan pozos mayormente verticales y muchos desviados para utilizar el mismo sitio de perforación lo cual da muchas ventajas. Se han perforado pozos horizontales en convencionales. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales la mayoría de los pozos son horizontales dentro del objetivo.

DECLINACIÓN
La declinación o agotamiento de los yacimientos no-convencionales puede ser muy precipitada con relación a los convencionales. Los pozos de gas de yacimientos convencionales declinan cerca del 20% por año. Sin embargo, los pozos de gas de yacimientos no-convencionales declinan muchas veces alrededor de 35% anualmente. Por este motivo hay que perforar en proporción más pozos que en los yacimientos convencionales. Lógicamente el área de drenaje de los no-convencionales es mucho menor.  

RESERVAS/RECURSOS
En cálculo de reservas en yacimientos convencionales, aunque no es una ciencia exacta, ya tenemos mucha información histórica del comportamiento de estos yacimientos y por consiguiente, conocemos los factores de recobro/riqueza de muchos tipos de reservorios. Hay yacimientos convencionales que han producido por más de 30-40 años y esto nos da un gran conocimiento de su comportamiento para aplicarlo a nuevos yacimientos.

En el caso de yacimientos no-convencionales nuestra experiencia se remonta a un poco más de cuatro años produciendo en forma masiva. Muchos de los cálculos se hacen usando extrapolaciones hiperbólicas y se asumen recursos como reservas e indiscriminadamente se habla de los dos términos como sinónimos lo cual dista mucho de la realidad. En yacimientos no-convencionales si no se continúa con un plan agresivo de perforación de pozos para mantener la producción esta bajará inexorablemente a corto tiempo.

PRODUCTIVIDAD
Los yacimientos no-convencionales, en general, distan mucho en productividad diaria de los convencionales. En el caso de uno de los yacimientos que actualmente se compara o se usa como base, el Bakken, localizado en el Estado de Dakota del Norte en USA, tiene una productividad promedio por pozo de 140 BOPD. Para mantener este promedio se han perforado alrededor de 5000 pozos (más información).

En el caso de los yacimientos del Eagle Fort en Texas, hay pozos que tienen una producción de gas que llega a los 15MMCFGD (quince millones de pies cúbicos por día). Ya para finales del 2012 el Eagle Fort producía alrededor de 300,000 BOPD y se han perforado unos 3,000 pozos. Este yacimiento solo producía unos 12,000 BOPD en el 2010 (más información).

En yacimientos convencionales de buena permeabilidad y espesor las producciones llegan fácilmente a 80 a 100MMCFGD y por tanto la producción y explotación se hace con mucho menos pozos.

En cuencas muy maduras en la explotación de yacimientos convencionales los campos que se descubren actualmente son muchas veces de producciones bajas debido a que las trampas son pequeñas y los espesores del reservorio no son considerables. Pozos en estas pequeñas  trampas se asemejan a la producción de los no-convencionales.  

COSTOS
Los costos de perforación asumiendo que se perfore solamente en tierra son más o menos iguales en ambos tipos de reservorios. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales los costos aumentan bastante debido a las fracturaciones hidráulicas. En un pozo de $9MM de dólares del Eagle Fort, el completamiento del pozo es el 60% del costo lo cual incluye la fracturación, la cual es aproximadamente un 45% (más información).

No consideramos yacimientos no-convencionales en el mar. En yacimientos convencionales los costos de las operaciones de perforación, explotación y producción son supremamente altos en el ambiente de aguas profundas. Este es el caso de las aguas profundas del Golfo de México o de Brasil, donde Petrobras tiene que invertir cerca de 237 billones de dólares para el desarrollo de los campos de aguas profundas (más información).

RIESGO GEOLÓGICO
Si nos referimos al riesgo geológico de encontrar hidrocarburos en donde al menos se haga una prueba y fluya algo de hidrocarburos, podríamos decir que es muy bajo en los yacimientos no-convencionales, puesto que la roca fuente generalmente tiene hidrocarburos embebidos en los poros. En algunas ocasiones en yacimientos convencionales podemos encontrar las rocas del reservorio completamente lavadas, lo que llamamos pozos secos.

Una de las características de las cuencas que hace muchos años las llamábamos “tight gas basins” (cuencas gasíferas sin permeabilidad) era la de que prácticamente la totalidad de los pozos perforados presentaban muestras de gas o probaban algo de gas.

Hoy en día estas cuencas (“tight gas basins”) no son más que las cuencas potenciales para yacimientos no-convencionales. Su comercialidad está supeditada a efectuar fracturamientos hidráulicos masivos en los pozos.  

En áreas de frontera e inexploradas, sin infraestructura va a ser muy prematuro pensar en la explotación de yacimientos no-convencionales, debido a los costos de desarrollar la infraestructura adecuada.

ESTRATEGIA Y HERRAMIENTAS
Siempre hemos usado herramientas de baja resolución para determinar extensión de cuencas tales como gravimetría y magnetometría. Sin embargo cuando tratamos de buscar áreas para perforar de yacimientos convencionales la sísmica es nuestra más confiable herramienta.

A pesar de que esencialmente la sísmica nos da la forma estructural también hemos avanzado en otros campos de su interpretación tales como la aplicación de anomalías de AVO o tratando de establecer detalles estratigráficos.

Por décadas hemos tratado de tener resolución en reservorios muy delgados pero sin mucho éxito. Para los reservorios no-convencionales tendremos que pensar en esquemas de como adquirir información que nos dé resolución adicional para el estudio de las lutitas.

Por primera vez después de explorar por décadas, la sísmica no nos indica donde perforar la trampa, cuando exploramos yacimientos no-convencionales. En muchos casos, la usamos para lo contrario o sea donde no perforar. Esencialmente muchas veces no queremos cruzar fallas cuando perforamos pozos horizontales.

Inicialmente la estrategia en una cuenca de yacimientos convencionales la sísmica nos localiza en áreas donde podríamos encontrar la trampa pero en yacimientos no-convencionales debido a que la configuración estructural no es la más crítica debemos tener acceso a áreas mucho más grandes.

Más que la sísmica el estudio geológico regional de la cuenca y las características físicas de la roca fuente como su composición y detalles geo-mecánicos como tipo de friabilidad y los parámetros de ingeniería son supremamente críticos para determinar las áreas mejores dentro del “play” del yacimiento no-convencional.

Algunas veces se usa micro-sísmica, esta es otra forma de adquisición de datos pasiva. Mayormente se usa cuando se están haciendo las fracturaciones hidráulicas, para tratar de detectar trenes de fracturación durante la inyección de fluidos.  

Los yacimientos no-convencionales son como una trampa estratigráfica gigantesca con saturación de hidrocarburos a varios niveles, donde hay que encontrar los puntos o áreas más propensos para lograr producción de hidrocarburos a partir de permeabilidad inducida por las fracturaciones hidráulicas.