file - Schlumberger

Oilfield Review
Volumen 24, no.3
Muestreo y mediciones de presión en condiciones extremas
Propiedades térmicas de las rocas yacimiento
Tectónica de placas en exploración
12-OR-0004-S
Exploración hidrocarburífera de frontera: La importancia de los modelos tectónicos
Los avances registrados en la comprensión de la dinámica de los
procesos tectónicos modernos han transformado las interpretaciones
de los ambientes tectónicos antiguos y los regímenes de deformación
regionales, efectuadas por los científicos y han generado cambios
conceptuales radicales acerca de la evolución tectónica de las
cuencas en los ambientes continentales, marginales y oceánicos.
Estos nuevos conceptos están produciendo un impacto significativo
en las estrategias de exploración de los operadores y en el
descubrimiento de extensiones productivas (plays) de
hidrocarburos en regiones que previamente eran desconocidas,
pobremente exploradas, de difícil acceso o rápidamente descartadas.
Los conocimientos tectónicos indican que pueden existir muchos
más recursos hidrocarburíferos por descubrir en lugares que en
algún momento fueron considerados carentes de valor (véase “De
cuenca a cuenca: La tectónica de placas en exploración,” página 38).
Por ejemplo, las mesetas orogénicas elevadas, aunque en general
se localizan en medio de regiones montañosas, ahora se interpretan
como mosaicos de cuencas de drenaje interno en lugar de cadenas
de montañas coalescentes. Los procesos dinámicos de superficie, que
incluyen la erosión, el transporte y la depositación de sedimentos por
la acción de grandes ríos, interactuaron con los bordes montañosos
abruptos para conformar la morfología elevada, llana y suave de
estas mesetas. Estos procesos formaron las novedosas cuencas
“frías,” cuyos mejores exponentes se encuentran en el interior y al
norte de la meseta del Tíbet. Las cuencas se rellenaron rápidamente
con grandes espesores de sedimentos clásticos Terciarios provenientes
del drenaje interno. Es probable que estos sedimentos alberguen
yacimientos y sellos potenciales sobre las rocas generadoras, en las
calizas o las lutitas lacustres Terciarias y marinas Mesozoicas, que se
suman a los nuevos avances (leads) de las altiplanicies emplazadas
al sur de las cuencas productivas del oeste de China.
En la extensión del margen de la cuenca del Levante
correspondiente al Líbano, los levantamientos marinos batimétricos
y sísmicos ejecutados recientemente, sumados a los estudios tectónicos
terrestres, también aportaron nuevas perspectivas. Estos estudios
demuestran que este margen pasivo ha experimentado un proceso
de plegamiento invertido desde hace aproximadamente 13 millones
de años. Al oeste de Mount Lebanon, que se eleva 4 800 m [15 700 pies]
por sobre el piso de la cuenca del Levante, se encuentran una falla
de corrimiento activa de 150 km [93 mi] y una faja plegada y corrida
sumergida que deforma los carbonatos Tortonianos, las evaporitas
Messinianas y las turbiditas de edad Plioceno-Cuaternario.
Esta cuña de corrimiento submarina de piel fina, que migra hacia
el antepaís, amerita la ejecución de operaciones de exploración con
técnicas modernas. Muchas estructuras se encuentran selladas por
la sal messiniana que puede entrampar extensos yacimientos, así como
también podría hacerlo en otros lugares de la región Mediterránea.
Desde el año 2009, los descubrimientos de grandes acumulaciones
de gas en los estratos miocenos subsalinos de las áreas marinas de
Israel y Chipre han demostrado la importancia de la cuenca del
Levante en cuanto a recursos significativos de gas natural.
En las fases iniciales de apertura del Atlántico Sur durante el
Cretácico y del Mar Rojo durante el Mioceno, la depositación de
masas salinas de gran espesor fue controlada por un marco tectónico
peculiar en el que el ambiente marino se encontraba restringido
entre las “compuertas” fisurales formadas a través del vulcanismo
y las fallas de transformación. Es probable que gran parte de la
depositación evaporítica sea el resultado de la precipitación producida
en las depresiones profundas, por encima de la corteza oceánica,
durante la expansión de los fondos oceánicos, característica alguna
vez atribuida a la corteza continental hiper-extendida. La existencia
de la fosa central del Mar Rojo, la escarpa de Angola y la meseta de
San Pablo se explica mejor si se incorpora el fenómeno de extensión
de los fondos oceánicos en la evolución inicial de los márgenes.
Los modelos de compuertas pueden descartar la extrapolación simple
de la estratigrafía terrestre o litoral somera muy por debajo de la
sal profunda. Sin embargo, en el año 2007 se comprobó la existencia
de extensiones productivas marinas profundas de hidrocarburos en
un ambiente mayormente inexplorado a través del descubrimiento del
campo presalino Lula —conocido anteriormente como Tupi— en la
cuenca de Santos, en el área marina de Brasil, y en el año 2012 a través
de los descubrimientos presalinos de las acumulaciones de petróleo
Azul y Cameia en la cuenca del Kwanza, en el área marina de Angola.
Lo más probable es que existan vastas reservas de petróleo sobre
el fondo marino basáltico profundo. La masa salina de gran espesor
formada en un ambiente anóxico restringido, resultante de la actividad
tectónica, es la clave; la presencia de rocas generadoras previas a
los hundimientos (prerift) o contemporáneas con el hundimiento
(synrift) podría no ser necesaria. Los márgenes del Atlántico central
correspondientes a América del Norte y África Occidental también
pueden alojar tales extensiones productivas, selladas muy por debajo
de la masa salina de gran espesor. Los científicos comprenderán
mejor estos fenómenos si desarrollan modelos tectónicos con centros
de expansión traslapados que aíslen porciones continentales en lugar
de modelos basados sencillamente en la hiper-extensión cortical.
A través de la comprensión de la evolución tectónica de las cuencas,
los geólogos pueden modificar las perspectivas clásicas y desarrollar
nuevos paradigmas para la exploración de petróleo y gas. Las lecciones
más importantes aprendidas de los estudios tectónicos son que ningún ambiente trasciende los límites de la exploración y que los
modelos actuales deben ser revisados. Con seguridad, los modelos
tectónicos dinámicos y coherentes basados en la cinemática bien restringida de estructuras análogas activas serán esenciales para el
futuro de la exploración de hidrocarburos.
Paul Tapponnier
Profesor y líder del grupo de tectónica y sismos
de la Universidad Tecnológica de Nanyang en Singapur
Paul Tapponnier es profesor y líder del grupo de tectónica y sismos del
Observatorio Terrestre de Singapur, dependiente de la Universidad Tecnológica
de Nanyang en Singapur, donde trabaja desde el año 2009. Previamente, integró
el grupo de tectónica y mecánica de la litosfera en el Instituto de Física
Planetaria de París. Sus contribuciones a la geología, la tectónica y la geofísica
abarcan más de 40 años y sus intereses en materia de investigación incluyen
la dinámica continental y la tectónica, especialmente en Asia y en la región del
Mediterráneo; el fallamiento activo y la sismotectónica; la evaluación de los
riesgos sísmicos; la geomorfología cuantitativa; las tasas de los procesos de
deformación activos; la mecánica de las rocas y la física de la deformación de
las rocas. Es miembro de la Academia Nacional de Ciencias tanto de Francia
como de EUA y miembro de honor (fellow) de la Unión Geofísica Americana,
la Sociedad Geológica de América y la Sociedad Geológica de Londres.
Paul posee una licenciatura en ingeniería en minas de la Escuela Nacional
Superior de Minas de París y un doctorado de la Université Montpellier 2
Sciences et Techniques en Francia.
1
Schlumberger
Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Editor ejecutivo
Lisa Stewart
Editores senior
Matt Varhaug
Rick von Flatern
Editores
Richard Nolen-Hoeksema
Tony Smithson
Colaboradores
Ginger Oppenheimer
Michael Oristaglio
Rana Rottenberg
Diseño y producción
Herring Design
Mike Messinger
Ilustraciones Chris Lockwood
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
RR Donnelley—Wetmore Plant
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: info@linced.com;
http://www.linced.com
Traducción Adriana Real
Edición Antonio Jorge Torre
Subedición Nora Rosato
Diagramación Diego Sánchez
1
Exploración hidrocarburífera de frontera: La importancia de los modelos tectónicos
Artículo de fondo aportado por Paul Tapponnier, profesor y líder del grupo de tectónica y sismos
de la Universidad Tecnológica de Nanyang.
4
Comprobación de los límites
en condiciones de pozo extremas
Los pozos de alta temperatura plantean desafíos para los
ingenieros de diseño que desarrollan herramientas de
muestreo y mediciones de presión. Además de las herramientas
de muestreo y mediciones de presión, los medidores de
presión de fondo de pozo utilizados en las pruebas de larga
duración deben ser diseñados para operar durante períodos
prolongados con pocas opciones de protección de los
componentes electrónicos sensibles al calor. Los pozos de
alta presión plantean una serie diferente pero igualmente
desalentadora de retos. Algunos casos de estudio del Mar del
Norte, Tailandia e India demuestran cómo las innovaciones
recientes están satisfaciendo estos desafíos.
20 Cuando las rocas se calientan:
Las propiedades térmicas de las rocas yacimiento
Más de la mitad del petróleo producido en todo el mundo
mediante métodos de recuperación mejorada es el resultado
de la aplicación de tratamientos de estimulación térmica.
Las decisiones relacionadas con la rentabilidad de los
proyectos pueden depender de los pronósticos a largo plazo
de la cantidad de petróleo adicional que puede ser liberado
desde el yacimiento con el calor inyectado. Si bien los
pronósticos precisos requieren conocimientos precisos de las
propiedades térmicas de los fluidos y las rocas yacimiento,
estas propiedades de las rocas yacimiento rara vez se miden.
Este artículo analiza las mediciones de las propiedades
térmicas de las rocas y describe una técnica óptica nueva
y eficiente para su obtención.
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
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Houston, Texas 77077 EUA
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Oilfie
AUTU
HPHT
ORAU
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Fig3_1
Marzo de 2013
Volumen 24
Número 3
Consejo editorial
Gretchen M. Gillis
Aramco Services Company
Houston, Texas, EUA
38 De cuenca a cuenca: La tectónica
de placas en exploración
Roland Hamp
Woodside Energy Ltd.
Perth, Australia
Las compañías de exploración han realizado diversos
descubrimientos recientes de importancia en sistemas
de márgenes pasivos y transformantes. Las extensiones
productivas que comprobaron en un continente han sido
aplicadas a través del Océano Atlántico —desde América
del Sur hasta África— y de regreso. Este artículo explica
cómo los geocientíficos están utilizando la teoría de la
tectónica de placas para descubrir extensiones productivas
en sistemas de márgenes pasivos y transformantes.
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Alexander Zazovsky
Chevron
Houston, Texas, EUA
Fig3_2
59 Colaboradores
61 Próximamente en Oilfield Review
62 Nuevas publicaciones
65 Definición de la porosidad:
Cómo se mide la porosidad
Éste es el séptimo de una serie de artículos introductorios
que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.
En la portada:
Oilfield Review es una publicación
trimestral de Schlumberger destinada
a los profesionales de la industria
petrolera, cuyo objetivo consiste en
brindar información acerca de los
adelantos técnicos relacionados con la
búsqueda y producción de hidrocarburos.
Oilfield Review se distribuye entre los
empleados y clientes de Schlumberger
y se imprime en los Estados Unidos
de Norteamérica.
A menos que se indique lo contrario, las
siglas que aparecen en esta publicación
corresponden al idioma inglés.
Cuando se menciona sólo el lugar
de residencia de un colaborador,
significa que forma parte del personal
de Schlumberger.
© 2013 Schlumberger. Todos los
derechos reservados. Ninguna parte de
esta publicación puede ser reproducida,
archivada o transmitida en forma o
medio alguno, ya sea electrónico o
mecánico, fotocopiado o grabado,
sin la debida autorización escrita
de Schlumberger.
Los datos sísmicos, mostrados en el
fondo, son datos cruciales para los
flujos de trabajo de exploración.
Las técnicas sísmicas ayudan a
identificar las estructuras del subsuelo
que pueden entrampar y acumular
hidrocarburos. En este caso, la
interpretación de los datos sísmicos
del área marina de Angola revela la
presencia de paredes de sal de edad
Aptiano (púrpura y blanco), minicuencas
para la despositación de sedimentos
y extensiones laterales que pueden
actuar como trampas. La sal de edad
Aptiano constituye un sello regional
para los yacimientos presalinos.
(Datos de fondo, cortesía de TGS y
WesternGeco. Imagen, cortesía de
Sonangol EP y WesternGeco.)
3
Chris Avant
Saifon Daungkaew
Bangkok, Tailandia
Bijaya K. Behera
Pandit Deendayal Petroleum University
Gandhinagar, Gujarat, India
Supamittra Danpanich
Waranon Laprabang
PTT Exploration and Production
Public Company Limited
Bangkok, Tailandia
Ilaria De Santo
Aberdeen, Escocia
Greg Heath
Kamal Osman
Chevron Thailand Exploration and
Production Ltd
Bangkok, Tailandia
Zuber A. Khan
Gujarat State Petroleum Corporation Ltd
Gandhinagar, Gujarat, India
Jay Russell
Houston, Texas, EUA
Paul Sims
Dar es Salaam, Tanzania
Miroslav Slapal
Moscú, Rusia
Chris Tevis
Sugar Land, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Otoño de 2012: 24, no. 3.
Copyright © 2013 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Renato Barbedo, Ravenna, Italia; Larry Bernard,
Jean-Marc Follini, David Harrison y Steve Young, Houston;
Libby Covington, Simmons & Company International,
Houston; Alan Dick, Simmons & Company International,
Aberdeen; Eduardo Granados, Richmond, California, EUA;
Khedher Mellah, Chevron, Houston; y Sophie Salvadori Velu,
Clamart, Francia.
InSitu Density, MDT, MDT Forte, MDT Forte-HT,
PressureXpress, PressureXpress-HT, Quicksilver Probe,
Signature, SRFT y Xtreme son marcas de Schlumberger.
INCONEL es una marca registrada de Special Metals
Corporation.
Quartzdyne es una marca registrada de Dover Corporation.
4
Comprobación de los límites
en condiciones de pozo extremas
Las temperaturas y presiones elevadas de los pozos plantean desafíos de diseño
para los ingenieros que desarrollan herramientas de evaluación de formaciones.
Las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión que utilizan
motores y bombas requieren una alta potencia para operar y a menudo generan
considerablemente más calor que las herramientas utilizadas para las mediciones
petrofísicas básicas. Las soluciones tradicionales para luchar contra la temperatura
y la presión son insuficientes para estos tipos de herramientas. Las innovaciones
recientes posibilitan la obtención de muestras y mediciones de presión en el fondo
del pozo y la ejecución de pruebas extendidas de pozos en condiciones extremas.
A medida que exploran nuevas fuentes de petróleo
y gas, muchas compañías de E&P están perforando
pozos en ambientes que exceden los límites de los
equipos y servicios. Los operadores están concentrando su búsqueda en lugares en los que pocos se
han aventurado o que hasta no hace mucho tiempo
atrás eran considerados imposibles. Las profundidades que están explorando actualmente tienden
a alcanzar temperaturas y presiones más elevadas que antes y a menudo exhiben condiciones de
pozo extremas que ponen a prueba los límites de
las herramientas y equipos de fondo de pozo.
Las compañías de servicios continúan desarrollando soluciones para abordar dichas condiciones
de pozos extremas; no obstante, ciertas situaciones
presentan problemas particulares para los desarrolladores de herramientas de fondo de pozo.1
Por ejemplo, las aplicaciones tales como la obtención de muestras de fluidos, la adquisición de
presiones de formación y la ejecución de pruebas
extendidas de presión de fondo de pozo, requieren herramientas diseñadas para superar algo
más que el calor y la presión, lo que constituye
una verdadera hazaña. Estas herramientas también deben lidiar con el tiempo expuesto al calor
generado internamente y los desafíos que plantea una larga exposición a condiciones potencialmente destructivas.
Las herramientas de muestreo y adquisición de
datos de presión utilizan motores que requieren
una alta potencia; estos motores generan calor que
queda retenido en el interior de la herramienta.
Para recolectar muestras de fluidos de formación
y adquirir datos de presión, estas herramientas
pueden tener que permanecer fijas durante largos
períodos de exposición al calor y la presión, y están
provistas de medidores de presión y sensores que
deben mantener su estabilidad a altas temperaturas de operación y a la vez conservar la precisión de
sus mediciones. Otros usos de los medidores de presión pueden exigir que éstos permanezcan en el
fondo del pozo durante varias horas, incluso días,
expuestos constantemente a condiciones extremas.
Muchos métodos empleados tradicionalmente para
tolerar las altas temperaturas de pozos resultan
ineficaces en estas situaciones.
Este artículo analiza dos herramientas de
muestreo y adquisición de datos de presión que
requieren una alta potencia para operar y que
fueron diseñadas para tolerar ambientes operativos de alta presión y alta temperatura (HPHT).
Además, ha quedado demostrado que un medidor
de presión de fondo de pozo recién introducido
opera durante muchas horas a alta temperatura.
Algunos casos de estudio del Mar del Norte,
Tailandia e India demuestran la aplicación de
estas ventajas.
Oilfield Review
1. Para ver las soluciones disponibles en condiciones
operativas extremas, consulte: DeBruijn G, Skeates C,
Greenaway R, Harrison D, Parris M, James S, Mueller F,
Ray S, Riding M, Temple L y Wutherich K: “Tecnologías
para alta presión y alta temperatura,” Oilfield Review
20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 52–67.
Volumen 24, no.3
Chan KS, Choudhary S, Mohsen AHA, Samuel M,
Delabroy L, Flores JC, Fraser G, Fu D, Gurmen MN,
Kandle JR, Madsen SM, Mueller F, Mullen KT,
Nasr-El-Din HA, O’Leary J, Xiao Z y Yamilov RR:
“Química de los campos petroleros en condiciones
extremas,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de
2006/2007): 4–17.
Adamson K, Birch G, Gao E, Hand S, Macdonald C,
Mack D y Quadri A: “High-Pressure, High-Temperature
Well Construction,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano
de 1998): 36–49.
Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D, Langseth B,
Martin A y Silipigno L: “High-Pressure, High-Temperature
Well Logging, Perforating and Testing,” Oilfield Review
10, no. 2 (Verano de 1998): 50–67.
5
Pozos HPHT perforados en todo el mundo entre los años 2007 y 2010
650
Pozo
Alta temperatura
Temperatura de yacimiento, °F
550
Alta presión
450
350
250
150
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
Presión de yacimiento, lpc
> Temperatura o presión extrema. Los ingenieros de Schlumberger llevaron a cabo un estudio interno
de los datos de temperatura y presión de pozos de todo el mundo. Durante un período de cuatro años,
ningún pozo excedió los límites de alta temperatura (177°C [350°F]) y alta presión (20 000 lpc [138 MPa]),
que se utilizan normalmente para las herramientas de adquisición de registros operadas con cable.
Muchos pozos que exhiben una presión extremadamente alta no muestran alta temperatura
y viceversa. Por otra parte, hubo más pozos que excedieron la temperatura de 350°F que pozos
que excedieron los 20 000 lpc.
Un nicho de mercado que importa
Los ambientes hostiles se caracterizan por presentar condiciones de alta presión y alta temperatura
(HPHT). Los pozos HPHT en general atraviesan los
umbrales de temperatura o bien de presión, pero
muy pocos trascienden ambos. No obstante, el término HPHT se aplica a cualquier pozo que se considere caliente o altamente presionado. En la
industria del petróleo y el gas, se aplican diversos
criterios para definir el término “alta” y no existe
un estándar industrial ampliamente aceptado.
Cualquiera sea el criterio utilizado, la mayoría de
los pozos perforados en nuestros días no son
extremos; es decir, no exhiben ni alta presión ni
alta temperatura.
En el año 2012, se perforarán aproximadamente
107 000 pozos de petróleo y gas en todo el mundo.2
Un estudio llevado a cabo por ingenieros de
Schlumberger estima que unos 1 600 de estos pozos
serán clasificados como pozos HPHT, lo que representa alrededor del 1,5% del total a nivel mundial.
La mayoría de los pozos considerados HPHT exceden los límites de temperatura establecidos y sólo
algunos pozos exhiben presiones verdaderamente
Oilfield Review
AUTUMN 12
HPHT Fig. 1
ORAUT 12-HPHT 1
Actividad significativa en condiciones de alta temperatura
Actividad potencial en condiciones de alta temperatura
Actividad geotérmica
> Actividad de perforación en ambientes de alta temperatura. La actividad de perforación de exploración y desarrollo en ambientes de alta temperatura
se encuentra regionalmente aislada. La mayoría de los pozos extremos se localizan en tierra firme, aunque existe una actividad significativa en el Golfo
de México, el Mar del Norte y el área marina de la India y el sudeste asiático. El número de pozos geotérmicos, que representan el extremo absoluto de
las temperaturas extremas, no es significativo desde el punto de vista estadístico.
6
Oilfield Review
Pozos HPHT marinos
Sector noruego del Mar del Norte
14
16
118
Mar del Norte
13
23 3
Mar Caspio
Mar Mediterráneo
0
Golfo de México
17
4 10
97
133
0 26
90
Sudeste Asiático
África Occidental
0
0 16
18
52 10
Brasil
238
75
290
36
10 22
Australia
Pozos
415 Perforados hasta 2011 inclusive
433 Proyectados entre 2012 y 2015 inclusive
483 Proyectados entre 2016 y 2020 inclusive
> Actividad HPHT marina. Está previsto que la actividad de perforación de pozos HPHT se acelere en los años venideros, especialmente en las
áreas marinas. En los próximos cuatro años, se prevé que el número de pozos HPHT marinos (verde) pasarán a ser más del doble del total de los
pozos perforados en las tres últimas décadas (azul). Para el año 2020 (rosa), se prevé que el recuento de pozos se triplicará. (Adaptado de
Simmons & Company International Limited, referencia 4. Utilizado con autorización.)
extremas (página anterior, arriba). El estudio
indica además que el mercado HPHT es dominado principalmente por dos países: EUA (60%) y
Tailandia (20%) (página anterior, abajo).
Una advertencia importante con respecto a
este análisis es que los pozos geotérmicos no se
incluyen en las cifras totales. Debido a sus temperaturas de fondo extremadamente elevadas, los
pozos geotérmicos presentan complejidades operacionales que raramente se observan en la exploración de petróleo y gas.3 Además, el número de
pozos geotérmicos es pequeño en comparación
con sus contrapartes petroleras y gasíferas.
Si bien el mercado HPHT actual es relativamente pequeño, existe una aceleración reconocida
en toda la industria en cuanto al número de pozos
extremos que están siendo perforados y planificados.
Por ejemplo, según un informe que cubre los pozos
extremos perforados en áreas marinas, a lo largo
del período de 30 años comprendido entre 1982 y
2012, los operadores perforaron 415 pozos marinos HPHT en todo el mundo (arriba).4 El pronós-
Volumen 24, no.3
tico para el período de cuatro años que finaliza en
el año 2016 anticipa que la cifra total se duplicará
y que la región situada frente a la costa de Brasil
por sí sola incorporará más de 238 pozos profundos
para el año 2016. Según las proyecciones, para el
año 2020, el número total de pozos HPHT marinos
excederá los 1 200; triplicando la cifra total de
pozos marinos extremos en solo 10 años. El análisis destaca la necesidad de contar en la década
venidera con equipos para abordar estas condiciones operativas HPHT. No obstante, el problema
con este tipo de análisis es que los resultados
Oilfield Review
dependen deAUTUMN
la definición
12 de condiciones HPHT
de cada usuario.
HPHT Fig. 3
ORAUT 12-HPHT 3
Una cuestión de semántica
Los operadores y las compañías de servicios a
menudo utilizan criterios diferentes para la clasificación de los pozos HPHT. Los operadores luchan
contra los efectos que producen la presión y la temperatura en las actividades de perforación y construcción de pozos y en los equipos de superficie; las
compañías de servicios a menudo se centran en
cómo esas condiciones afectan sus productos, equipos y servicios. Si bien la distinción puede parecer
sutil, el procedimiento de diseño de ingeniería a
menudo difiere.
2. “Special Focus: 2012 Forecast—International Drilling and
Production. Global Drilling Remains Consistently Strong,”
World Oil 233, no. 2 (Febrero de 2012): 43–46.
“Special Focus: 2012 Forecast—U.S. Drilling. Growth
Amidst Economic and Regulatory Turbulence,”
World Oil 233, no. 2 (Febrero de 2012): 67–72.
3. Un estudio reciente estima que hasta el año 2011
inclusive, se habían perforado aproximadamente
4 000 pozos geotérmicos.
Sanyal SK y Morrow JW: “Success and the Learning
Curve Effect in Geothermal Well Drilling—A Worldwide
Survey,” artículo SGP-TR-194, presentado en el 37º
Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos,
Stanford, California, EUA, 30 de enero–1º de febrero
de 2012.
4. Estos resultados fueron registrados en el análisis
de Simmons & Company International Limited 2012
preparado para Quest Energy. Para el informe, las
condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT)
fueron definidas como aquellas condiciones superiores
a 10 000 lpc [69 MPa] y 150°C [300°F].
El número de pozos HPHT perforados en tierra firme
durante ese período fue muy superior al de los pozos
perforados en áreas marinas.
7
HPHT-hc
260°C
500
Ultra-HPHT
205°C
400
HPHT
150°C
300
0
0
5 000
10 000
15 000
20 000
241 MPa
100
138 MPa
200
69 MPa
Temperatura estática del yacimiento, ºF
600
25 000
30 000
35 000
40 000
Presión estática del yacimiento, lpc
> Sistema de clasificación HPHT. Este sistema de clasificación fue
propuesto por los ingenieros de Schlumberger y se basa en los límites
de presión y temperatura que representan los límites de estabilidad de
los componentes comunes utilizados por las compañías de servicios.
Éstos abarcan los dispositivos electrónicos y los elementos de sellado.
La clasificación HPHT-hc define los ambientes improbables en los pozos de
petróleo y gas, si bien existen pozos geotérmicos que exceden los 500°F.
tas pueden estar en riesgo, pero los componentes
electrónicos internos se encuentran protegidos,
salvo una falla del sello, lo que sería catastrófico
en caso de que realmente ocurriera (abajo).
No obstante, la protección de los componentes electrónicos sensibles de fondo de pozo contra las temperaturas extremas usualmente
implica el resguardo de dichos componentes sensibles contra los efectos acumulados de la exposición al calor. Esto se logra la mayor parte de las
veces utilizando barreras térmicas en forma de
receptáculos —alojamientos metálicos de doble
aislamiento— que protegen los componentes
electrónicos el tiempo suficiente para permitir la
adquisición de datos y otras operaciones (próxima
página, a la izquierda). Los receptáculos se construyen para que exhiban una extremadamente
baja conductividad y difusividad térmicas a fin de
asegurar que la temperatura en el interior del alojamiento se eleve muy lentamente.
Los receptáculos se han convertido en un
componente integral de las herramientas, tales
como el conjunto de herramientas Xtreme de
Schlumberger, diseñadas para ambientes HPHT.7
La plataforma Xtreme incluye las mediciones comunes para el análisis petrofísico. Lamentablemente,
la solución para la protección de los componentes electrónicos contra el calor del pozo implica
la retención del calor generado automáticamente
en el interior del alojamiento de la herramienta.
Este calor puede elevar las temperaturas internas mucho más allá de las tolerancias térmicas
de la herramienta. A la hora de utilizar receptáculos en ambientes HPHT, los ingenieros especialistas en adquisición de registros monitorean
tanto el tiempo como la temperatura para evitar
la falla potencialmente catastrófica de la herramienta relacionada con la temperatura.
En un esfuerzo para resolver parte de la confu- nológicas, Schlumberger desarrolló un sistema
sión, recientemente el API publicó algunas reco- de clasificación HPHT que representa los límites
mendaciones para los equipos utilizados en los de estabilidad de los componentes comunes,
pozos HPHT, que fueron definidos como pozos con tales como los sellos elastoméricos y los compouna presión de más de 15 000 lpc [103 MPa] y con nentes electrónicos (arriba).6 Otras compañías
una temperatura superior a 350°F.5 Las recomen- de servicios y operadores utilizan sus propias
daciones son aplicables principalmente a los definiciones, que son similares a las directrices
estándares de ingeniería relacionados con los de Schlumberger.
requerimientos de diseño de los equipos, los
materiales aceptados y las pruebas de los equipos Un nicho en materia de diseño
de control y el hardware de terminación de pozos. El tipo de pozo —HP o HT— impone el procediEl informe incluye la verificación y la valida- miento de diseño de ingeniería porque las técnición del diseño, la selección de materiales y los cas utilizadas para abordar la presión difieren de
controles del proceso de manufactura, destina- las aplicadas en relación con la temperatura.
dos a asegurar que los equipos utilizados
en la
Para la presión, la solución consiste a menudo en
Oilfield
Review
AUTUMN 12diseñar equipos con elementos de sello capaces
industria del petróleo y el gas sean adecuados
HPHT
para el servicio en ambientes HPHT. Los
tres Fig.
cri- 4 de tolerar fuerzas extremas. Las superficies expuesORAUT 12-HPHT 4
terios para la clasificación HPHT son:
•condiciones de superficie anticipadas que imponen equipos de control y terminación de pozos
diseñados para soportar más de 15 000 lpc
•presión estática de superficie anticipada de
más de 15 000 lpc
•temperatura de flujo en la superficie superior a
350°F.
Si se satisface cualquiera de estas condiciones,
el pozo se considera un pozo HPHT. El informe, si
bien establece directrices específicas para definir las condiciones HPHT y proporciona protocolos para la certificación de los equipos, no aborda
0 cm 2,5
específicamente los componentes electrónicos
de fondo de pozo o la certificación de las herra> Los resultados de la falla. Esta herramienta falló al ser expuesta a presiones
mientas de fondo de pozo.
levemente superiores a su rango operativo. La falla se inició en la conexión
En un intento para definir los valores de los
de tipo anillo roscado, donde el sello estanco era más vulnerable. El resultado
umbrales que reflejan limitaciones físicas y tecfue la pérdida catastrófica de las herramientas por encima y por debajo de
la falla causada por la irrupción repentina de lodo de perforación del pozo.
8
Oilfield Review
los componentes electrónicos. Por consiguiente,
es probable que el uso de receptáculos solamente
no proporcione suficiente tiempo de operación
para concluir la tarea requerida si se utilizan
estas herramientas de alta potencia, generadoras
de altas temperaturas.
Las herramientas que no generan exceso de
calor y poseen bajo consumo de energía, tales como
los medidores de presión de fondo de pozo, pueden
ser utilizadas para recolectar datos durante muchas
horas, incluso días, en condiciones extremas.
Para las mediciones de larga duración en los pozos
HPHT, los receptáculos no constituyen una solución para estos tipos de herramientas.
Para que las soluciones aborden el problema del
calor generado automáticamente o las operaciones extendidas en ambientes de alta temperatura,
los ingenieros de diseño a menudo se concentran
en los tableros de circuitos. Mediante la maximización de la eficiencia, el análisis del calor generado por los componentes electrónicos y, siempre
que sea posible, el empleo de componentes con
requerimientos de temperatura superiores al promedio, los ingenieros pueden prolongar el tiempo
disponible para que las herramientas operen y
registren datos en el fondo del pozo (abajo).
Aislantes térmicos
Componentes electrónicos
Capa al vacío
Receptáculo Dewar
> Receptáculos para las barreras térmicas. El método más común de
protección de los componentes electrónicos sensibles contra el calor
extremo implica la utilización de un receptáculo Dewar (extremo superior).
El receptáculo (extremo inferior) consiste en un revestimiento de vidrio
dentro de un alojamiento metálico que sirve como capa al vacío; el vidrio
y el aire son malos conductores del calor. Los aislantes térmicos
situados en cada extremo aíslan la sección correspondiente a los
componentes electrónicos. El calor generado internamente de los
componentes electrónicos queda retenido en el interior de la herramienta
y puede producir su sobrecalentamiento.
mucho más que la mayoría de las otras herramientas de evaluación. Las cargas térmicas generadas
por estas herramientas pueden elevar rápidamente la temperatura existente en el interior de
un receptáculo por encima del rango operativo de
Las herramientas que emplean motores y
bombas de fondo de pozo de alta potencia, tales
como las herramientas de muestreo y adquisición
de datos de presión, son algunos ejemplos de
herramientas que generan considerable calor;
Puntos calientes térmicos
5. API: “Protocol for Verification and Validation of HPHT
Equipment,” Washington, DC: API, Informe Técnico
PER15K-1, 1a ed., 2012.
6. DeBruijn et al, referencia 1.
7. Para obtener más información sobre las herramientas
de adquisición de registros Xtreme, consulte: DeBruijn
et al, referencia 1.
Carga desbalanceada
Oilfield Review
AUTUMN 12
HPHT Fig. 6
ORAUT 12-HPHT 6
24
26
28
30
32
34
36
38
40
42
44
46
48
Temperatura, °C
> Generación de imágenes térmicas. Las imágenes infrarrojas revelan puntos calientes localizados y componentes electrónicos sobrecargados (izquierda).
Es probable que los componentes idénticos de un tablero de circuito (derecha) no tengan la misma carga. Las diferencias de carga grandes pueden ser
identificadas utilizando el proceso de generación de imágenes térmicas y pueden requerir el rediseño del tablero de circuito. Las soluciones pertinentes
incluyen el cambio de la disposición para redistribuir la carga o la instalación de disipadores térmicos para alejar el calor de las áreas objetivo.
Volumen 24, no.3
9
× 65
> Diseño para los extremos. Para garantizar que las herramientas operen con temperaturas extremas, los ingenieros utilizan componentes que se basan en
el material cerámico y metálico subyacente (centro) sin la envoltura de plástico empleada normalmente en los componentes electrónicos para consumo.
Los componentes cerámicos pueden combinarse en módulos multichip (MCMs) (izquierda). La confiabilidad de los componentes también puede mejorarse
con técnicas de fabricación tales como el uso de conexiones de poca masa (derecha), algunas de las cuales son similares en espesor a un cabello humano.
La elaboración de componentes que toleran
altas temperaturas se ha vuelto cada vez más dificultosa. El motor de la industria electrónica son
los productos de consumo que utilizan componentes electrónicos plásticos no diseñados para
ser utilizados siquiera en condiciones de temperatura moderadamente alta; por ejemplo, de más
de 125°C [257°F]. Los componentes plásticos se
componen a menudo de plaquetas (chips), o pastillas, de silicio, envueltas en un sobreembalaje
de plástico. Estos componentes no toleran los
rigores de los ambientes extremos porque el
sobreembalaje falla primero debido a los efectos
de la temperatura, aunque el componente elec-
trónico que se encuentra debajo puede no haber
experimentado fallas. Por otra parte, los fabricantes tratan los componentes electrónicos plásticos con productos químicos incombustibles.
Estos productos químicos contienen compuestos
volátiles que se liberan cuando existen temperaturas elevadas. Además, estos productos químicos son altamente corrosivos.
Siete días a 150°C sin desecante
Cuña fisurada
× 1 000
Cuña
rota
× 200
Oilfield Review
AUTUMN 12
HPHT Fig. 7B
ORAUT 12-HPHT 7B
Siete días a 150°C con desecante
× 50
> Modo de falla de los componentes electrónicos. Cuando los componentes electrónicos fallan, el modo puede atribuirse a menudo a fallas mecánicas
ocasionadas por choques y vibraciones. Es posible que se formen fisuras en las conexiones (izquierda) que tarde o temprano se romperán bajo la acción
repetida de la carga. En los medios sellados de las herramientas de adquisición de registros, puede suceder que se liberen productos químicos corrosivos
desde los tableros de circuitos y otros componentes. A temperaturas elevadas, la corrosividad de estos productos químicos se acelera, lo que daña los
elementos electrónicos sensibles (extremo superior derecho). Si las herramientas se abren para efectuar reparaciones o tareas de mantenimiento, la
humedad presente en el aire también puede constituir un problema. Cuando se dispone de espacio, pueden utilizarse desecantes en el interior de los
alojamientos de las herramientas para proteger los componentes electrónicos contra la corrosión a través de la absorción de la humedad y de los
productos químicos volatilizados (extremo inferior derecho).
10
Oilfield Review
Diseño original
Rediseño
> Robustecimiento y mejoramiento de las herramientas. Los diseños de las herramientas más antiguas, como los de las herramientas MDT de primera
generación (izquierda), utilizaban componentes discretos y tableros de circuitos fijados en un mandril central. Estos diseños fueron reemplazados por
tableros montados en forma rígida en rieles sólidos, tales como los utilizados en la herramienta MDT Forte (derecha). Este procedimiento aísla los
componentes electrónicos sensibles de los choques y las vibraciones y además ayuda a disipar el calor. Muchos de los cambios de diseño fueron
introducidos a partir de las lecciones aprendidas con el desarrollo de las herramientas LWD; las herramientas de generación más nueva están
diseñadas para aprobar, cuando es posible, los estándares vigentes para las herramientas LWD en materia de choques y vibraciones.
Para los ambientes de alta temperatura, los ingenieros de diseño de Schlumberger han aprendido a
eliminar los sobreembalajes plásticos y a utilizar
solamente las plaquetas de silicio. Estas plaquetas y los otros componentes se fijan directamente
en tableros de circuitos multicapas tolerantes al
calor; los cables de conexión tienen el diámetro
de un cabello humano (página anterior, arriba).
En algunos casos, los ingenieros crearon pastillas
patentadas que se programan y se embalan para
aplicaciones específicas y se construyen para
requerimientos de alta temperatura, las cuales
exceden las disponibles en el mercado comercial.
El análisis extensivo de los componentes electrónicos con fallas condujo a otras innovaciones
de diseño. Los componentes electrónicos pueden
fallar a temperaturas elevadas; no obstante, el
modo de falla real a menudo se atribuye a desperfectos mecánicos (página anterior, abajo). Las dos
causas más comunes de las fallas mecánicas son
la corrosión y las vibraciones.
La corrosión puede ser problemática porque
las temperaturas altas aceleran la corrosividad
química, especialmente aquella que proviene de
la presencia de humedad y gases volatilizados a
partir de los productos utilizados en la fabricación
de los tableros de circuitos. Cuando el espacio lo
permite, se insertan desecantes en los alojamientos de las herramientas para absorber los productos químicos volatilizados y la humedad.
Las técnicas para extender el tiempo de operabilidad mitigan los efectos de la alta temperatura, pero sólo extienden el tiempo disponible
para que las herramientas operen a temperaturas elevadas. De un modo similar, los choques y
Volumen 24, no.3
las vibraciones no pueden eliminarse, pero con
herramientas de mejor diseño se puede incrementar la integridad mecánica de las conexiones
y los componentes. La fijación de tableros de circuitos en rieles de montaje y amortiguadores
especialmente diseñados mejora la confiabilidad.
Una vez finalizados los diseños, la ejecución de
pruebas exhaustivas y rigurosas, utilizando tanto
cargas térmicas como mecánicas, permite validar
la efectividad del diseño o identificar debilidades
que pueden ser rectificadas.
Diseñado para condiciones extremas
El probador modular de la dinámica de la formación MDT ha sido el estándar industrial para el
muestreo de fluidos desde su introducción en el
año 1989. A lo largo de las décadas, se ha agregado a la plataforma básica un arreglo extensivo
de herramientas de muestreo y análisis de fondo
Oilfield
de pozo. Junto
con lasReview
nuevas características y ser12 numerosas modificavicios, se hanAUTUMN
implementado
HPHT Fig. 9
ciones para mejorar la confiabilidad y el desempeño
ORAUT 12-HPHT 9
de la herramienta, pero el diseño básico y la disposición de los componentes electrónicos y el
hardware no han cambiado.
En los años transcurridos desde la introducción de la herramienta MDT, los ingenieros de
Schlumberger han diseñado herramientas para
tolerar altos niveles de choques y vibraciones; las
fuentes principales de la mayoría de las fallas de
los componentes electrónicos. El motor principal
para el establecimiento de estándares más elevados fueron los requerimientos de las herramientas
LWD, que operan en condiciones extremadamente
rigurosas. Los ingenieros especialistas en diseño
de herramientas han integrado las técnicas desarrolladas para las herramientas LWD en las herramientas operadas con cable, y los nuevos diseños
de las herramientas operadas con cable satisfacen
los estándares LWD siempre que es posible.
Para aprobar estos nuevos estándares de aptitud, la herramienta MDT no sólo podría ser mejorada sino que requeriría un rediseño completo.
Esta herramienta recién diseñada fue introducida como el probador modular reforzado de la
dinámica de la formación MDT Forte. Los sistemas electrónicos para la herramienta MDT Forte
fueron completamente reconfigurados y montados
en un chasis reforzado (arriba). Luego, los ingenieros sometieron el nuevo diseño a un riguroso
proceso de evaluación.
El proceso de evaluación asociado con la temperatura de la plataforma MDT Forte implicó el
envejecimiento térmico de los componentes, el
ciclado térmico de –40°C a 200°C [–40°F a
392°F], y el almacenamiento en frío a –55°C
[–67°F]. La evaluación relacionada con los choques y las vibraciones incluyó miles de choques
impartidos en tableros de circuitos individuales,
administrados en diferentes ejes mediante la
rotación de los tableros en el centro de prueba.
Las pruebas de vibraciones de los tableros consistieron en barridos oscilantes entre 10 y 450 Hz.
Además, los ingenieros efectuaron pruebas de
ciclos de presión, transmisibilidad de vibraciones
y transmisibilidad de choques transversales. Y después de evaluar los tableros, llevaron a cabo evaluaciones relacionadas con la temperatura y los
choques en arreglos de herramientas completos,
además de operaciones extendidas en condicio-
11
400°F
50 h
50 h
Factor de carga
del 75%
Temperatura
ambiente
50 h
45 h
5h
45 h
5h
Factor
de carga
del 75%
Factor
de carga
del 100%
Factor
de carga
del 75%
Factor
de carga
del 100%
Prueba de choque
> Prueba conceptual. La plataforma de la herramienta MDT Forte (extremo inferior) fue diseñada para
aprobar los estándares de choques y vibraciones, similares a los aplicables a las herramientas LWD.
El procedimiento de evaluación de la herramienta, en el que se utiliza el equipo de laboratorio
mostrado (extremo superior izquierdo), somete la herramienta a ciclos de variaciones de temperatura
y simultáneamente a choques mecánicos reiterados. El ciclo de prueba (extremo superior derecho),
que es sólo uno de varios, eleva la temperatura hasta el límite de la herramienta y la mantiene elevada
durante 50 h. A continuación, se deja que la herramienta vuelva a las condiciones ambiente y se la
somete a cincuenta choques de 250 gn en cuatro ejes. Luego, el ciclo se reitera. Estas pruebas ayudan
a identificar las debilidades del diseño y además a validar los conceptos de diseño.
Empacador inflable mejorado
> Agregados de la herramienta MDT Forte-HT.
Los ingenieros diseñaron los módulos y las
herramientas para complementar el nuevo
requerimiento de temperatura más alta de
la sarta de herramientas MDT Forte-HT.
Este empacador inflable de diámetro completo
tolera temperaturas de hasta 210°C.
12
nes de baja y alta temperatura, incluida una operación a 210°C [410°F] durante 100 h mientras
se impartían choques en el arreglo de herramientas (arriba).
Estas pruebas confirmaron que el nuevo
diseño podía tolerar choques mecánicos y vibraciones además de choques térmicos, por lo que
satisfacía los estándares de aptitud con los que no
cumplían las herramientas de generación previa.
Los rangos de temperatura y presión de operación de la herramienta MDT Forte son: 177°C
[350°F] y 172 MPa [25 000 lpc].
Los ingenieros especialistas en diseño se concentraron en el desarrollo de una herramienta
con la confiabilidad mejorada de la herramienta
MDT Forte, pero que además pudiera tolerar temOilfield
Review
peraturas
y presiones
más altas. El resultado es la
AUTUMN para
12 condiciones de alta temversión reforzada
HPHT Fig. 10
peraturaORAUT
MDT Forte-HT,
12-HPHTque
10 está diseñada para
soportar 204°C [400°F] y 207 Mpa [30 000 lpc].
Para satisfacer los requerimientos de presión
de 207 MPa de las herramientas MDT Forte-HT,
los ingenieros emplearon tecnología de sellado
innovadora con nanotubos de carbono incorporados en los anillos de sello de sección circular.
La estructura de estos elementos de sellado proporciona resistencia para tolerar los efectos de fondo
de pozo, tales como la degradación térmica y la descompresión rápida de gas durante las operaciones.
Prueba de choque
Prueba de choque
Los sellos, que proporcionan un aseguramiento de
las muestras no obtenible con los elastómeros convencionales, conservan la plena capacidad a alta presión, incluso con las bajas temperaturas submarinas
experimentadas rutinariamente durante la bajada
en el pozo en los ambientes de aguas profundas.
Los ingenieros también perfeccionaron el
medidor de presión utilizado para la herramienta
MDT a través del agregado de un medidor de
cuarzo de nueva generación apto para 207 MPa y
200°C durante 100 h. Para ello, se desarrolló y se
colocó en la línea de flujo un sensor InSitu Density
para condiciones de alta temperatura, que monitorea la densidad del fluido y ayuda a mejorar la
calidad de las muestras de fluidos. La medición de
la densidad del fluido proporciona la capacidad
para identificar el fenómeno de gradación composicional y los gradientes de fluidos en condiciones HPHT; la primera vez que se cuenta con estas
mediciones en estos ambientes.
A partir de la versión MDT Forte-HT, el
módulo de empacador dual también fue perfeccionado para tolerar 210°C. Este módulo utiliza
elementos de sellado por encima y por debajo de
la zona de interés a fin de aislar las formaciones
para el muestreo (izquierda). Los elementos del
empacador inflable aíslan un intervalo cuya longitud oscila entre 1 y 3,4 m [3,3 y 11,2 pies].
El módulo de bombeo planteó uno de los
aspectos más desafiantes del mejoramiento de
las herramientas MDT para los rangos de temperaturas y presiones más altos. El módulo de bombeo es importante para asegurar la obtención de
una muestra confiable de fluido de formación.
Este módulo utiliza una bomba de desplazamiento positivo para transferir al pozo los fluidos
de formación que pueden estar contaminados con
filtrado de lodo de perforación hasta que el flujo
de muestreo se libera de impurezas. Cuando la
calidad del flujo es aceptable, se toman y se recuperan las muestras para el análisis.
8. Para obtener más información sobre el dispositivo
Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M,
Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S,
O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S y
Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos en el
fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera
de 2007): 4–21.
Oilfield Review
Unidades de desplazamiento del módulo de bombeo
Herramienta
estándar
Herramienta de
alta presión
Herramienta de presión
extra alta
Herramienta de presión
extra extra alta
Volumen/embolada,
cm3 [pulgada3]
485 [30]
366 [22]
177 [11]
115 [7]
Presión diferencial
máxima, MPa [lpc]
32 [4 641]
42 [6 092]
58 [8 412]
81 [11 748]
Tasa de flujo de bombeo,
cm3/s [pulgada3/s]]
8,2 a 32,8
[0,5 a 2]
6,3 a 24,6
[0,4 a 1,5]
4,4 a 18,3
[0,3 a 1,1]
0,8 a 16
[0,05 a 1]
> Opciones del módulo de bombeo MDT.
La presencia de filtrado OBM afecta el análisis de laboratorio de los fluidos de yacimiento y es
posible que distorsione las mediciones del H2S
porque el filtrado puede barrer el H2S de los fluidos
de yacimiento. La calidad de las muestras y la con-
Composición del fluido
CO2
C1
C2
C3–5
Presión
C6+
lpc
GOR
XX 000
pie3/bbl
Movilidad
YY 000 0,2
mD/cP
2 000
Estación 1
Profundidad
Ahora, se dispone de cuatro unidades nuevas
de desplazamiento en el módulo de bombeo para
satisfacer una diversidad de requerimientos,
desde una versión estándar hasta una versión de
presión extra, extra alta (arriba). Los ingenieros
diseñaron una nueva bomba de operación más
eficiente: para generar menos calor, resistir la
obturación y manipular los sólidos del lodo de
perforación de manera más efectiva. El área de
flujo incrementada de la bomba nueva reduce la
erosión del anillo de sello de sección circular y
ofrece mejores capacidades de manejo de la producción de arena. Los módulos de bombeo son
compatibles con el dispositivo Quicksilver Probe.8
fiabilidad de las mediciones de las propiedades de
los fluidos se mejoran cuando los ingenieros, utilizando el módulo de bombeo, remueven primero los
fluidos contaminados con filtrado. El dispositivo
Quicksilver Probe, que utiliza una técnica de
muestreo guiado, acorta considerablemente el
tiempo requerido para remover los fluidos contaminados y alcanzar niveles de pureza aceptables,
reduciendo el tiempo de muestreo a la mitad respecto del tiempo de muestreo requerido con las
probetas convencionales.
Para el pozo en cuestión, el operador del Mar del
Norte recolectó varias muestras PVT de alta calidad
en un solo viaje (abajo). La contaminación con filtrado para todas las muestras fue del 2% o menor.
El análisis de fluidos en el fondo del pozo propor-
Estación 2
pie3/bbl
Composición del fluido, %
Frente al desafío del muestreo
El desafío de obtener muestras y presiones en conEstación 3
diciones HPHT se extiende más allá de la mera
capacidad para adquirir fluidos o datos de presión.
Estación 4
El tiempo de muestreo debe minimizarse para eviEstación 5
tar el daño de la herramienta con el calor generado internamente y la exposición al calor externo;
CO2
C1
C2
C3–5
C6+
no obstante, la muestra debe estar tan libre de
100
contaminación como sea posible para Oilfield
asegurarReview
que
80
AUTUMN
12
los fluidos recolectados por la herramienta
y anali60
HPHT Table
40
zados en el laboratorio sean representativos
de los 1
Tab201
fluidos de formación. En una pruebaORAUT
reciente,12-HPHT
un
0
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
operador del Mar del Norte corrió con éxito una
Tiempo transcurrido, s
sarta de herramientas MDT Forte-HT que incluyó
YY 000
dos herramientas de bombeo, un arreglo
GOR
Quicksilver Probe y los módulos de análisis de
fluidos de fondo de pozo.
El pozo fue perforado con lodo a base de aceite
XX 000
(OBM) en un yacimiento con presiones superio2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
res a 17 000 lpc [117 MPa]. Además de las altas
Tiempo transcurrido, s
presiones de fondo de pozo, el operador debió
> Muestreo de calidad en condiciones extremas. Utilizando una técnica de muestreo reverso de bajo
enfrentar temperaturas de fondo de pozo oscilan- impacto, un operador del Mar del Norte pudo identificar los contactos y la composición de los fluidos
tes entre 175°C y 188°C [347°F y 370°F]. La cali- en condiciones de pozo cercanas a los 370°F con la herramienta MDT Forte-HT. Las muestras fueron
dad de las muestras era crucial para caracterizar recolectadas con el arreglo Quicksilver Probe, y la contaminación con filtrado fue inferior al 2%.
con precisión los fluidos de yacimiento, aunque Al operador le interesaba el contenido de CO2 (Carril 1, púrpura, extremo superior), que podía
derivarse del análisis de la composición de los fluidos. El color azul del carril correspondiente a la
las altas temperaturas limitaban el tiempo dispo- composición en la Estación 5 identifica un contacto de agua. Durante el intervalo de tiempo mostrado
nible para el muestreo. Las muestras debían ser en la gráfica de muestreo (centro), el flujo consistió en hidrocarburos con vestigios de CO2. El cambio
tomadas con rapidez, pero era necesario que los producido en la relación gas-petróleo (GOR) (verde, extremo inferior) a 2 750 s se asoció con un
fluidos fluyeran suficiente tiempo para minimizar cambio de dirección del muestreo reverso de bajo impacto. El contenido preciso de H2S fue medido en
la corriente de flujo utilizando probetas especialmente diseñadas para tal aplicación. Los bajos niveles
la contaminación con filtrado OBM.
de filtrado OBM generaron muestras no alteradas por la contaminación con filtrado y el muestreo
reverso de bajo impacto minimizó el barrido de H2S por los componentes metálicos de la herramienta.
Volumen 24, no.3
13
Arreglo de sensores
Cristal de temperatura
cámaras a presión atmosférica. El muestreo
reverso de bajo impacto introduce el fluido directamente en las botellas para muestras sin pasarlo
por el módulo de bombeo, lo que reduce la posibilidad de que el hardware metálico barra el H2S, si
bien se toman precauciones adicionales para
minimizar el barrido, incluido el reemplazo de
las partes expuestas por aleaciones de INCONEL
y su revestimiento con compuestos que inhiben la
adsorción de H2S. En las líneas de flujo de la
herramienta, se incluyeron barras metálicas —
probetas— especialmente diseñadas, que detectan las concentraciones de H2S.
Las propiedades de los fluidos, medidas en el
fondo del pozo en condiciones de presión y temperatura extremas, fueron confirmadas por el análisis de laboratorio. Combinada con un arreglo
Quicksilver Probe, la herramienta MDT Forte-HT
alcanzó los objetivos de muestreo del operador:
obtención de un fluido de yacimiento no contaminado, determinación de la concentración de CO2 y
detección del H2S.
Arreglo de fuelle
Entrada
de presión
Cristal de presión
Cristal de referencia
0
cm
2,5
Fuelle
> Transductor de presión Quartzdyne. Tres resonadores de cristal de cuarzo
—un sensor de temperatura, un sensor de presión y uno de referencia—
componen el transductor Quartzdyne. Un incremento de la presión en la
entrada de presión del arreglo de fuelle produce un incremento de la
frecuencia de la señal proveniente del cristal de presión. Un incremento de
la temperatura produce la reducción de la frecuencia de la señal del cristal
de temperatura. La señal proveniente del sensor de temperatura se utiliza
para compensar los efectos de la temperatura. El cristal de referencia
simplifica la salida del conteo de frecuencias proveniente de los otros
dos cristales. Su salida se mezcla con la salida de los sensores de
temperatura y presión, reduciendo sus frecuencias del rango de MHz al
rango de kHz. El diseño se traduce en un medidor de consumo de baja
energía que es altamente estable y resistente a los choques, a la vez que
se proveen mediciones de alta resolución. Mediante la utilización de este
medidor se puede obtener una resolución de presión de 0,01 lpc [70 Pa] y
una resolución de temperatura de 0,001°C [0,002°F].
cionó la composición de los fluidos, el contenido de y con el filtrado OBM. La técnica de muestreo de
Oilfield Review
CO2, la relación gas-petróleo y la fluorescencia.
bajo impacto mantiene la presión de las cámaras
AUTUMN 12
de pistón del módulo de bombeo en valores cerDado que la presencia de H2S constituía
HPHTuna
Fig. 12
canos 12
al de la presión del pozo, minimizando la
preocupación para el operador, la herramienta
ORAUT 12-HPHT
MDT fue configurada para el muestreo reverso de caída de la presión durante el muestreo. Esta técbajo impacto. Esta técnica ayuda a minimizar el nica produce mejores resultados que las técnicas
barrido de H2S con el hardware de la herramienta que introducen el fluido de formación en las
Comparación de los datos de presión
3 393
3 391,99 lpc
Presión, psi
3 392
3 391
3 390,03 lpc
3 390
3 389
3 388
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
Tiempo, s
> Aislamiento térmico del medidor de presión de la herramienta PressureXpress. La herramienta
PressureXpress-HT aísla el medidor de presión y el resto de los componentes electrónicos en
receptáculos separados, lo que protege el medidor de las temperaturas de pozo externas y del calor
generado internamente en los componentes electrónicos. Una comparación entre las mediciones
obtenidas con un sensor alojado en un receptáculo (rojo) y un sensor sin receptáculo (azul) demuestra
la mayor precisión y estabilidad del primero. La salida del sensor sin receptáculo se estabiliza con la
presión de entrada (3 391,99 lpc) después de casi 150 s.
14
Presión de yacimiento solamente
Los operadores no siempre pueden recolectar
muestras de fluidos o efectuar análisis complejos de
fluidos de fondo de pozo, ni siempre lo necesitan.
Estas tareas son particularmente problemáticas
en las formaciones de baja permeabilidad en las
que puede resultar difícil obtener muestras de
fluidos o se requieren tiempos de muestreo largos.
No obstante, la obtención de datos precisos de
presión y movilidad de fluidos es importante para
la comprensión de estos yacimientos.9 Estos datos
resultan especialmente cruciales para el establecimiento de gradientes de fluidos y la identificación de contactos de fluidos. Los ingenieros de
Schlumberger desarrollaron el servicio de medición de la presión de yacimiento durante la
adquisición de registros PressureXpress, que
habitualmente mide la presión de fondo de pozo
y la movilidad en menos de un minuto, para abordar aquellas situaciones en las que los datos de
presión solos pueden resultar suficientes.
La velocidad con la que este servicio proporciona múltiples mediciones mejora considerablemente la probabilidad de éxito de las operaciones
a temperaturas elevadas, si bien la herramienta
original está diseñada solamente para tolerar
150°C [300°F]. Las menores temperaturas que
puede tolerar la herramienta y la falta de un receptáculo para proteger los componentes sensibles
limitaron considerablemente la utilización de la
herramienta en ambientes HPHT. Para abordar el
desafío de las operaciones en condiciones HPHT,
se desarrolló una versión más robusta.
Oilfield Review
A fin de mejorar el diseño de la herramienta
PressureXpress, los ingenieros se enfocaron en
los componentes electrónicos y en el medidor
de presión. Las mediciones de presión con los
medidores de cuarzo son altamente precisas, pero
los datos deben ser corregidos por la temperatura.
Esta corrección por la temperatura se refiere a la
electrónica de las mediciones, más que a la temperatura de yacimiento.
Para las mediciones de presión de fondo de
pozo, los servicios de medición de la presión de
yacimiento en condiciones de alta temperatura
PressureXpress y PressureXpress-HT utilizan un
medidor Quartzdyne, que difiere de los medidores
de cuarzo convencionales en que posee tres cristales independientes: uno mide la presión, otro mide
la temperatura y un tercero actúa como referencia
(página anterior, arriba).10 La medición es extremadamente precisa cuando los tres cristales se
encuentran a la misma temperatura, y el medidor
es confiable a temperaturas de hasta 225°C
[437°F], aunque resulta sensible a los cambios
abruptos de presión y temperatura. Si se expone a
cambios rápidos de alta temperatura y presión, que
pueden producirse cuando se baja la herramienta
en el pozo con cable, es preciso dejar estabilizar el
medidor antes de la adquisición de los datos.
La herramienta PressureXpress-HT está provista de dos receptáculos —uno para el medidor
de presión y otro para los componentes electrónicos— para aislar el sensor del medidor de presión
del pozo y aislar el resto de los componentes electrónicos de la herramienta del medidor. Se ha
demostrado que esta configuración provee mediciones más estables que las obtenidas con las
herramientas sin receptáculos o cuando los componentes electrónicos se alojan con el medidor
en el mismo receptáculo (página anterior, abajo).
Los componentes electrónicos para la herramienta PressureXpress-HT también fueron perfeccionados sobre la base de muchas de las lecciones
aprendidas a partir del diseño de la herramienta
MDT Forte-HT.
Las modificaciones de la herramienta
PressureXpress-HT extendieron el rango de operación de la herramienta a temperaturas de hasta
232°C [450°F] durante 14 h. Las mediciones de
presión y movilidad pueden obtenerse con presiones diferenciales de hasta 55 MPa [8 000 lpc] y es
posible detectar valores de movilidad en los
pre-ensayos de tan sólo 0,3 mD/cP. La herramienta conserva su diámetro reducido, incluso
con el agregado de los receptáculos. La sección
correspondiente a la probeta puede tener tan
sólo 10,3 cm [4,05 pulgadas], en tanto que el
cuerpo principal de la herramienta posee un diámetro de apenas 9,8 cm [3,9 pulgadas].
Volumen 24, no.3
MYANMAR
LAOS
180°F a
220°F
TAILANDIA
220°F a
320°F
CAMBODIA
landia
e Tai
fo d
Gol
VIETNAM
320°F a
350°F
Campo
Arthit
350°F a
500°F
Mar
de
Songkhla
And
am
án
0
0
km
200
mi
200
> Tendencia de temperatura en el Golfo de Tailandia. Las temperaturas de
yacimiento en el Golfo de Tailandia varían entre relativamente benignas en
el norte y temperaturas extremas de 260°C [500°F] en el sur. El desarrollo de
campos petroleros en los yacimientos de alta temperatura, tales como el
campo Arthit, presenta desafíos para los equipos utilizados en el fondo
del pozo. (Adaptado de Daungkaew et al, referencia 11.)
Los desafíos del Golfo de Tailandia
las herramientas que pueden operarse en la proDados los altos gradientes geotérmicos, las regio- fundidad final (TD). Debido al tamaño pequeño
nes meridionales del Golfo de Tailandia constituyen de los pozos, PTTEP históricamente adquirió
algunos de los ambientes más rigurosos del mundo datos de presión y muestreo con un probador de
para la producción de hidrocarburos (arriba). formación a repetición para pozos de diámetro
El campo Arthit del Golfo de Tailandia se encuen- reducido SRFT. Aunque diseñada sólo para toletra situado en el área marina a una distancia de rar una temperatura de hasta 177°C [350°F],
unos 230 km [143 mi] y fue descubierto por PTT esta herramienta era una de las pocas opciones
Exploration and Production Plc (PTTEP) en el disponibles para el tamaño de pozo perforado
año 1999. El campo se caracteriza por los yaci- generalmente en el campo. Las mediciones
mientos complejos e intensamente compartimen  9.La movilidad del fluido es una medición de la facilidad
talizados que poseen temperaturas de fondo de
con la que se desplazan los fluidos a través de las rocas.
Se trata de la relación entre la permeabilidad de las
pozo variables entre 160°C [320°F] y 260°C
rocas y la viscosidad dinámica del fluido.
[500°F].11
10.Para obtener más información sobre Quartzdyne
Oilfield de
Review Technologies, consulte: http://www.quartzdyne.com/
La producción proviene de formaciones
quartz.php (Se accedió el 7 de agosto de 2012).
AUTUMN
edad Eoceno Tardío a Oligoceno Temprano
que se 12
11.Daungkaew S, Yimyam N, Avant C, Hill J, Sintoovongse
HPHT
Fig.
14
caracterizan por su baja permeabilidad. Las forNguyen-Thuyet A, Slapal M, Ayan C, Osman K,
ORAUT 12-HPHTK,
14
Wanwises J, Heath G, Salilasiri S, Kongkanoi C,
maciones de baja permeabilidad pueden requerir
Prapasanobon N, Vattanapakanchai T, Sirimongkolkitti
un tiempo de muestreo prolongado, aunque sólo
A, Ngo H y Kuntawang K: “Extending Formation Tester
Performance to a Higher Temperature Limit,” artículo
se adquieran presiones y datos de movilidad.
IPTC 14263, presentado en la Conferencia Internacional
La mayor parte de los pozos son pequeños y norde Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de
febrero de 2012.
malmente se perforan con una barrena de 61/8 pulgadas, lo que limita el tamaño y la selección de
15
X 000
lpc
Y 000
lpc
Y 000
Rayos gamma
0
°API
200
Inducción de 90 pulgadas
Cruce
Datos de movilidad
PressureXpress
Datos de presión PressureXpress
X 000
Resistividad
Datos de
movilidad SRFT
Datos de presión SRFT
Prof.,
pies
Movilidad a partir de
la caída de presión
0,1
mD/cP
0,2
ohm.m
200
Porosidad-neutrón
Inducción de 30 pulgadas
%
ohm.m
45
–15 0,2
200
Densidad volumétrica Inducción de 10 pulgadas
10 000 1,95
g/cm3
2,95 0,2
ohm.m
200
X 100
0,319 lpc/pie (gas)
Contacto agua-gas
0,401 lpc/pie (agua)
X 150
> Mediciones de presión estables. Los ingenieros identifican los contactos de fluidos a partir de los
gradientes de presión de fluidos. Esta información mejora la evaluación de registros convencionales.
Por ejemplo, el incremento de la resistividad (carril 4) a alrededor de X 115 pies podría interpretarse
como un contacto agua-gas (GWC). Los datos de densidad-porosidad neutrón (carril 3) proveen poca
ayuda para la determinación del contacto de fluidos. No obstante, con los datos de presión a
alrededor de X 120 pies, obtenidos con la herramienta PressureXpress-HT (carril 1, círculos azules),
es posible identificar un GWC a partir del cambio de la pendiente de una línea trazada a través de
las mediciones de presión. Con los datos SRFT, no se puede establecer este tipo de tendencia
(círculos negros). Los ingenieros identificaron además zonas permeables utilizando las mediciones
de movilidad de los fluidos derivadas de los datos PressureXpress-HT (Carril 2). (Adaptado de
Daungkaew et al, referencia 11.)
Resultados de campo
Pozo A-1
Datos
PressureXpress-HT
Datos SRFT
Datos
PressureXpress-HT
Número de intentos
Válidos
Secos
Angostos Inestables Pérdidas de sello Sobrecarga
37
18 (49%)
2 (5%)
10 (27%)
Número de intentos
Válidos
Secos
Angostos Inestables Pérdidas de sello Sobrecarga
Oilfield
2 (20%)Review
2 (20%) 1 (10%)
AUTUMN
12A-2
Pozo
HPHT
Fig.
15
Número de intentos Válidos Secos Angostos
ORAUT 12-HPHT 15
10
29
22 (76%) 6 (21%)
1 (3%)
2 (5%)
1 (10%)
4 (11%)
4 (40%)
1 (3%)
0
Inestables Pérdidas de sello Sobrecarga
0
0
0
> Comparación entre los resultados de campo obtenidos con la herramienta PressureXpress-HT y
los datos SRFT. En la primera prueba de pozo (Pozo A-1), la herramienta PressureXpress-HT pudo
efectuar más intentos y obtuvo un índice de éxito más alto que la herramienta SRFT. En el pozo A-2,
sólo se corrió la herramienta PressureXpress-HT. Esta prueba mostró un índice de éxito del 76% para
los intentos relacionados con la presión, valor que los ingenieros consideraron excelente dadas las
condiciones de fondo de pozo y las propiedades de formación. (Adaptado de Daungkaew et al,
referencia 11.)
16
requeridas de la herramienta incluyeron la presión de formación, los gradientes de fluido y el
contenido de CO2. De éstas, sólo el contenido de
CO2 requería el muestreo de fluidos. Los datos de
presión fueron utilizados para determinar los
contactos de fluidos, la movilidad de los fluidos,
la correlación de presión entre una arena y otra,
la conectividad de los yacimientos, la compartimentalización y la estrategia de diseño de las
operaciones de disparos. Además, los datos fueron utilizados para identificar zonas agotadas.
En el año 2009, se introdujo en Tailandia una
herramienta PressureXpress alojada en un receptáculo, que podía satisfacer todos los objetivos de
PTTEP salvo uno: el contenido de CO2. No obstante, esta herramienta no incluía un receptáculo independiente para el medidor de presión,
lo que produjo problemas de estabilidad del
medidor ya que la temperatura interna se elevaba durante las operaciones. Posteriormente, se
añadió otra sección alojada en un receptáculo
que aislaba el medidor, lo que se tradujo en una
configuración similar a la de la herramienta
PressureXpress-HT.
El éxito de la herramienta PressureXpress
modificada condujo a los ingenieros de diseño de
Schlumberger a desarrollar una herramienta
PressureXpress-HT completamente mejorada, que
fue probada en el campo en el Golfo de Tailandia.
La herramienta, que tenía incorporados componentes electrónicos mejorados para operaciones
en condiciones de alta temperatura y receptáculos desarrollados específicamente para ella, es
combinable con otras herramientas de evaluación y puede ser incluida en el primer viaje de
entrada en el pozo. La herramienta SRFT no es
combinable y requiere un viaje adicional cuando
el operador necesita muestras.
PTTEP comparó el rendimiento operacional
y de adquisición de datos de la herramienta
PressureXpress-HT con el de la herramienta SRFT.
El tiempo de equipo de perforación se redujo
notablemente y se lograron ahorros de tiempo
por una mayor eficiencia y los reducidos tiempos
de fijación y retracción; de menos de un minuto
comparados con los dos o tres minutos insumidos
con la herramienta SRFT.
La herramienta PressureXpress-HT no sólo se
coloca y se retrae más rápidamente que la herramienta de generación previa, sino que además el
desempeño y la calidad de los datos mejoran.
Una comparación directa entre los datos obtenidos con la herramienta PressureXpress-HT y los
datos obtenidos con la herramienta SRFT demostró la estabilidad y la precisión de las mediciones.
Oilfield Review
En un pozo del Golfo de Tailandia, la nueva herramienta proporcionó datos de gradientes de fluidos que permitieron identificar claramente un
contacto gas-agua, en tanto que los datos obtenidos con la herramienta SRFT fueron dispersos y
no definitivos (página anterior, arriba).
Una comparación de los datos de los pre-ensayos, derivados de la primera aplicación de la herramienta, demostró la mayor eficiencia y el desempeño
mejorado de la herramienta PressureXpress-HT
(página anterior, abajo). El desempeño continuó
mejorando luego de las primeras operaciones; en
un pozo vecino, el 76% de las pruebas de presión
intentadas resultó exitoso y no se registraron
pruebas inestables ni pérdidas de sellos.
La herramienta es combinable con otras herramientas de adquisición de registros. Dado que se
coloca y se retrae rápidamente, y debido a que el
medidor de cuarzo requiere poco tiempo de estabilización, PTTEP experimentó ahorros de tiempo
promedio de entre 157 y 167 minutos por operación, lo cual se tradujo en ahorros de costos directos de tiempo de equipo de perforación. Los rápidos
ciclos de fijación y retracción también permitieron a PTTEP efectuar más pruebas antes de que
la herramienta se recalentara y debiera ser
extraída del pozo.
El éxito de la herramienta PressureXpress-HT
demuestra que el nuevo diseño satisface el desafío
que plantean las condiciones extremas mediante la
protección de los componentes electrónicos sensibles con barreras térmicas y la minimización de
la generación de calor. Dado que la herramienta
PressureXpress no posee la capacidad para muestrear o medir el CO2, PTTEP continúa utilizando la
herramienta SRFT para extraer muestras de fluidos. En los pozos de desarrollo, donde las propiedades de los fluidos son conocidas, el muestreo de
fluidos es a menudo innecesario y los datos de presión, obtenidos por ejemplo con la herramienta
PressureXpress-HT, pueden ser utilizados para el
manejo y el modelado de yacimientos. La información de presión ayuda a los ingenieros a comprender las propiedades dinámicas existentes en el
pozo y en un yacimiento.
El tiempo y la temperatura
Para conocer los límites de un yacimiento y definir el potencial de un campo, a menudo los ingenieros efectúan pruebas de presiones transitorias
de larga duración. Las pruebas de cierre y de restauración de presión ayudan a definir con precisión el potencial de un yacimiento y proporcionan
datos sobre su volumen, permeabilidad, espesor y
límites, además del efecto de daño mecánico en
el pozo sometido a prueba.
Volumen 24, no.3
> Medidor Signature. El diámetro externo del medidor Signature es de sólo
25 mm [1 pulgada] y la herramienta pesa 1,7 kg [3,8 lbm]. Diseñado para
207 MPa y 210°C, el medidor posee una precisión de 0,015% a escala
completa y una resolución de 7 Pa [0,001 lpc].
Las decisiones cruciales que afectan los pla- nara la exactitud y la precisión requeridas, y que
nes de producción a largo plazo requieren datos pudiera tolerar las condiciones rigurosas de los
derivados de pruebas de larga duración. Si bien ambientes HPHT (arriba). El instrumento no sólo
algunas mediciones que reflejan la producción de subsiste en los ambientes HPHT —tarea nada
los pozos pueden obtenerse en la superficie, para sencilla— sino que además los datos adquiridos
lograr resultados óptimos, los datos se adquieren satisfacen los criterios de precisión y estabilidad
con los medidores posicionados en el fondo del necesarios. Para el desarrollo del medidor
pozo, lo más cerca posible de la zona productiva. Signature, los ingenieros se concentraron en dos
Los medidores de cuarzo constituyen el están- ámbitos de interés principales: los componentes
dar de la industria para la exactitud y la precisión electrónicos y las baterías.
Para las aplicaciones en condiciones de alta
de las mediciones en el fondo del pozo. Estos medidores utilizan cuarzo como elemento sensor activo temperatura, los ingenieros optaron por los compodebido a su elasticidad bien definida. Cuando se nentes electrónicos de cerámica; los componentes
Oilfieldo se
Review
plásticos nunca resistirían las temperaturas extreexpone a un esfuerzo, el cuarzo se distorsiona,
AUTUMN 12
deforma, con una respuesta repetible precisa mas en las pruebas de larga duración. Gran parte
HPHT Fig. 16
de la
como reacción a la carga aplicada. LaORAUT
medición
12-HPHT
16 funcionalidad electrónica del medidor
debe ser calibrada para compensar los efectos de Signature se encuentra incorporada en un circuito
la temperatura en el elemento sensor y los compo- integrado de aplicación específica (ASIC), que
nentes electrónicos asociados. No obstante, en los minimiza el tamaño de los componentes y el conambientes HPHT, los operadores han tenido que sumo de energía. La limitación del consumo de
renunciar a las pruebas de pozos prolongadas por- energía constituye un desafío porque el consumo
que las condiciones de fondo de pozo impiden la se incrementa significativamente a altas temperautilización de los medidores necesarios para obte- turas, excediendo a menudo la capacidad de la
batería para suministrar corriente suficiente para
ner las mediciones.
Los ingenieros de Schlumberger desarrolla- la operación de la herramienta.
La condensación de los componentes electróron el medidor de cuarzo Signature al reconocer
la necesidad de la industria de contar con un dis- nicos en un ASIC reduce el número de componenpositivo robusto de fondo de pozo, que proporcio- tes, conexiones y mecanismos potenciales de falla.
17
0
cm
1
> Diseñados para condiciones extremas. Los componentes electrónicos
(dorado) utilizados en el medidor Signature se aplican directamente en un
sustrato de cerámica (marrón). Las herramientas convencionales pueden
utilizar componentes plásticos instalados en tableros de circuitos. El medidor
Signature está diseñado para un menor consumo de energía a fin de
maximizar la duración de la batería, que constituye uno de los principales
factores limitantes para las operaciones en condiciones de alta temperatura
en las que se utilizan baterías de fondo de pozo.
Dado que el modo de falla predominante de los
componentes electrónicos es mecánico, este
diseño fue desarrollado teniendo en cuenta la
confiabilidad y la robustez.
El circuito electrónico se encuentra integrado en un módulo multichip (MCM). Existen
muchos tipos de MCMs pero el medidor Signature
utiliza componentes electrónicos rigurosamente
Cuenca de
Pranhita-Godavari
I N D I A
Cuenca de
Krishna-Godavari
Cuenca de
Cuddapah
Oilfield Review
Chennai
Cuenca deAUTUMN 12
Palar-Pennar
HPHT Fig. 17
ORAUT 12-HPHT 17
Concesión
de GSPC
Cuenca de
Cauvery
e
ía d
Bah
SRI
LANKA
0
0
Objetivos exploratorios
profundos
ala
Beng
km
0
0
km
20
mi
200
mi
200
> Cuencas de la Bahía de Bengala. En el año 2005, Gujarat State Petroleum Corporation realizó un
enorme descubrimiento de gas natural en el área marina de la India, en la cuenca de Godavari.
Allí, las profundidades de pozo son de aproximadamente 5 500 m [18 050 pies], con temperaturas
de fondo de pozo de más de 200°C. (Adaptado de Khan et al, referencia 14.)
18
20
probados para altas temperaturas, dispuestos en
un substrato cerámico simple sinterizado
(izquierda).12 Esta tecnología provee rigidez
mecánica y hermeticidad.
Hasta los componentes electrónicos que sobreviven a la exposición a largo plazo, a altas temperaturas, necesitan energía para operar. Dado que el
punto de fusión del litio es de 181°C [358°F], las
baterías de litio convencionales —el estándar
industrial— no pueden ser utilizadas en pozos
de alta temperatura por períodos prolongados.
Los especialistas en baterías de Schlumberger
desarrollaron baterías de litio que poseen magnesio incorporado para fortalecer la estructura de
las celdas de la batería, lo que permite su operación hasta una temperatura de 210°C. Si bien la
vida útil de las baterías sigue siendo el principal
factor limitante en las operaciones a alta temperatura, las baterías con este diseño pueden suministrar energía a la herramienta durante 12 días
a 210°C y durante 37 días a 205°C [400°F].
Para maximizar la duración de las pruebas y
prolongar la vida útil de las baterías, los componentes electrónicos están diseñados para consumir un mínimo de energía durante las operaciones.
Aunque las baterías se descarguen completamente, los datos se registran en la memoria no volátil y se almacenan durante todas las pruebas
extendidas sin que se pierda ninguna información.
Los medidores de cuarzo Signature se encuentran disponibles en tres modelos: cuarzo estándar, cuarzo para alta presión (HP) y cuarzo HPHT.
Las dimensiones físicas de los tres medidores son las
mismas con un diámetro externo de 25 mm [1 pulgada], pero difieren en cuanto a electrónica, capacidad de memoria y baterías. La presión máxima
de operación de la versión HP es de 207 MPa y la
temperatura máxima es de 177°C. El modelo HPHT
posee el mismo límite de presión pero la temperatura máxima es de 210°C. Debido a las limitaciones
impuestas por los ambientes de alta temperatura,
la capacidad de memoria del modelo HPHT es de
12 días de registros de 1 s a temperatura máxima,
lo que contrasta con los 50 días para los otros dos
modelos.13
En el caso del medidor Signature, la exactitud
y la resolución tanto para las mediciones de presión como para las mediciones de temperatura son
algunas de las mejores de la industria. Los modelos HP y HPHT poseen una precisión de presión de
0,015% a escala completa —207 MPa— con una
resolución superior a 70 Pa [0,01 lpc]. Los resultados de campo han demostrado una resolución
superior a 7 Pa [0,001 lpc]. La precisión de la
temperatura es de 0,2°C [0,4°F] con una resolución de 0,001°C [0,002°F].
Oilfield Review
12.El proceso de sinterizado es una técnica de fabricación
utilizada para crear plaquetas (chips) de cerámica
multicapas.
13.La capacidad de almacenamiento para los medidores
estándar y el medidor HP Signature es de 16 MB, y de
4 MB para el modelo HPHT.
14.Khan ZA, Behera BK, Kumar V y Sims P: “Solving the
Challenges of Time, Temperature and Pressure,” World
Oil 233, no. 5 (Mayo de 2012): 75–78.
15.“India’s Gujarat Petroleum Strikes Record Gas Find,”
Spirit of Chennai, http://www.spiritofchennai.com/
news/national-news/a0272.htm (Se accedió el
6 de junio de 2012).
16.Khan et al, referencia 14.
Volumen 24, no.3
Temperatura
Presión
20 000
385
Todos los medidores electrónicos, salvo el
medidor de cuarzo Signature, dejaron
de registrar después de este tiempo
Perturbación durante
el incremento
Caída de presión
14 000
365
Incremento neto
Caída de presión
12 000
345
Temperatura, °F
16 000
325
10 000
8 000
425
405
18 000
Presión, lpc
El desafío de la Bahía de Bengala
La versión HPHT del medidor de cuarzo Signature
fue probada recientemente en un pozo operado por
Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC).14
GSPC, la única compañía estatal de petróleo y gas
de la India, descubrió cantidades significativas de
gas natural en la cuenca Krishna-Godavari, que se
extiende hacia la Bahía de Bengala, en el área
marina de la India. Los informes iniciales de GSPC
del año 2005 indicaron la existencia de un potencial de recursos de 566 000 millones de m3 [20 Tpc]
de gas, el mayor descubrimiento logrado en la India
en ese momento (página anterior, abajo).15
El pozo descubridor encontró 800 m [2 600 pies]
de areniscas gasíferas a una profundidad de 5 500 m
[18 050 pies]. Las temperaturas de yacimiento
exceden los 204°C. Las estructuras intensamente
falladas de pilares y fosas tectónicas corresponden a areniscas de edad Cretácico inferior que
han experimentado procesos extensivos de hundimientos (rifting) y fallamiento tectónico. Si bien
los datos sísmicos indicaron objetivos potenciales de
exploración, la profundidad y complejidad del yacimiento condujeron a los ingenieros de yacimiento
a diseñar una prueba de formación efectuada a
través de la columna de perforación (DST) para
comprender mejor el potencial del yacimiento.
A fin de establecer el flujo estable en el yacimiento, los ingenieros diseñaron la prueba DST
para incluir tres caídas e incrementos sucesivos de
la presión durante 15 días. La presión estimada de
fondo de pozo fue de más de 95 MPa [13 800 lpc] y la
temperatura superó los 210°C en la TD. Los extensivos sistemas de apoyo incluyeron cinco dispositivos electrónicos de registro. El medidor de
cuarzo Signature fue el único dispositivo que los
ingenieros consideraron adecuado para ser desplegado en el nivel de 210°C, cercano a la TD.
Para los datos más precisos, los medidores
deben posicionarse lo más cerca posible de la
zona productiva porque la compresibilidad del
gas natural puede distorsionar la medición.
Aunque no óptimo, pero debido a las limitaciones
de temperatura y presión, tres de los cinco dispo-
Incremento 1
0
1
2
Incremento 3
Incremento 2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
305
15
Tiempo, d
> Prueba de presión extendida. GSPC efectuó una prueba de pozo extendida que incluyó tres
secuencias de incremento y caída de la presión durante 15 días. Por razones de redundancia y
seguridad de los datos, se corrieron cinco medidores en el fondo del pozo. Las primeras dos
secuencias experimentaron problemas operacionales, y las pruebas se vieron comprometidas
por perturbaciones en los datos de presión (azul). La tercera secuencia se ejecutó correctamente.
Después de recuperar los medidores, se descubrió que todos, salvo uno, habían fallado antes del
comienzo de la tercera prueba (la única válida). Los únicos datos utilizables provinieron del
medidor HPHT Signature. (Adaptado de Khan et al, referencia 14.)
sitivos se colocaron a más de 1 000 m [3 280 pies] ran en condiciones ambiente, dejando a las compapor encima de la profundidad en la que se posi- ñías de servicios libradas a su suerte. No obstante,
cionó el medidor Signature.
los ingenieros especialistas en diseño de herraEl operador efectuó tres pruebas de presiones mientas ahora están abordando el desafío que
transitorias en secuencia durante los 15 días. En las plantean los ambientes operativos extremos con
dos primeras pruebas, el operador experimentó herramientas innovadoras de muestreo y adquisiproblemas que las invalidaron pero que no tenían ción de datos de presión, y medidores de fondo de
relación con los medidores. No obstante, la ter- pozo para evaluar los yacimientos HPHT.
cera prueba se efectuó según lo planificado.
Las compañías de servicios han demostrado
Cuando se recuperó el equipo de prueba, se una capacidad para superar el desafío de los
observó que sólo uno de los medidores se mantenía ambientes de perforación hostiles. Si bien el portaen condiciones de funcionamiento: el medidor de folio de ofertas se ha expandido en los últimos años,
cuarzo Signature (arriba). Dado que habían fallado aún se limita a los servicios de evaluación primaria.
en su totalidad antes del comienzo de la prueba Algunas de las mediciones con las que los operafinal, en los otros medidores no se registró ningún dores querrían contar para caracterizar los pozos
dato de fondo de pozo utilizable. Debido a que los productores siguen limitándose a las temperaturas
datos obtenidos con el medidor Signature fueron y las presiones más bajas. Las herramientas de
de calidad suficiente —se detectaron fluctuacio- muestreo y adquisición de datos de presión en algún
Oilfield Review
nes de presión de tan sólo 7 Pa— una segunda
pertenecieron a esa clase. Ahora que ha
AUTUMNmomento
12
prueba de confirmación se consideró innecesaria.
quedado
demostrado
que estos servicios pueden
HPHT Fig. 19
ORAUT 12-HPHT
19 en condiciones extremas, los geóloLos ingenieros de GSPC estimaron que se generó
ser provistos
un ahorro de USD 1 millón porque no fueron gos, ingenieros y geofísicos a menudo consideran
necesarios los servicios de remediación para esenciales las mediciones para caracterizar y
resolver la complejidad del yacimiento.16
comprender completamente los yacimientos.
Los pozos extremos requieren soluciones
extremas.
Si bien es probable que los campos HPHT
El límite
En un tiempo, las compañías de servicios petrole- contengan un número relativamente pequeño de
ros manifestaron serias preocupaciones acerca de pozos, también es probable que contengan fuentes
su capacidad para desarrollar herramientas capa- significativas de hidrocarburos. Gracias a un
ces de tolerar condiciones extremas. Los fabrican- enorme esfuerzo de investigación e ingeniería, cada
tes de componentes electrónicos cambiaron su vez se dispone de más opciones para que los operacentro de atención, pasando de los componentes dores perforen pozos, evalúen formaciones y carac—TS
reforzados a los que consumen poca energía y ope- tericen correctamente los yacimientos.
19
Cuando las rocas se calientan: Las propiedades
térmicas de las rocas yacimiento
Evgeny Chekhonin
Anton Parshin
Dimitri Pissarenko
Yury Popov
Raisa Romushkevich
Sergey Safonov
Mikhail Spasennykh
Moscú, Rusia
Mikhail V. Chertenkov
Vladimir P. Stenin
Lukoil
Moscú, Rusia
Cuando el fluido de yacimiento se calienta, su viscosidad se reduce y por lo general es posible producir
mayor cantidad de fluido de la roca yacimiento. La
estimulación de los yacimientos de petróleo convencionales con el calor proveniente del vapor o del
agua caliente inyectada, constituye una práctica
común desde hace más de 50 años con algunos éxitos
notables. Por ejemplo, el campo petrolero supergigante Kern River situado en California, EUA, fue
Durante muchos años, la estimulación térmica ha sido el método más importante de
recuperación mejorada de petróleo. Los operadores están aplicando nuevas técnicas
para explotar el petróleo pesado, las arenas bituminosas, el bitumen y las lutitas
petrolíferas a fin de liberar una vasta provisión de energía líquida que podría proporcionar combustibles de transporte y así satisfacer la demanda mundial por más de
un siglo. El diseño de los programas de estimulación destinados a producir estos
recursos eficientemente a través de períodos prolongados requiere una mejor
comprensión y medición de las propiedades térmicas de las rocas.
revivido con un programa masivo de inyección
cíclica de vapor, puesto en marcha en la década
de 1960, a través de un incremento de su tasa de
producción de más de diez veces luego de un
período de estancamiento de varias décadas
(abajo). Hoy, alrededor del 60% de la producción
mundial de petróleo atribuida a los métodos de
recuperación mejorada de petróleo (EOR), pro-
orn
ESTADOS UNIDOS
ia
20
lif
Campo Kern River
Bakersfield
160 000
Producción de petróleo, bbl/d
1. Para obtener más información sobre el campo Kern River y
los métodos modernos de recuperación térmica, consulte:
Curtis C, Kopper R, Decoster E, Guzmán-García A, Huggins
C, Knauer L, Minner M, Kupsch N, Marina Linares L, Rough
H y Waite M: “Yacimientos de petróleo pesado,” Oilfield
Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.
Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C,
Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,
Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana
JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de
Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo
pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.
Allix P, Burnham A, Fowler T, Herron M, Kleinberg R y
Symington B: “Extracción del petróleo contenido en las
lutitas,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 4–15.
Butler RM: Thermal Recovery of Oil and Bitumen.
Englewood Cliffs, Nueva Jersey, EUA: Prentice Hall, 1991.
Para ver un informe general sobre los métodos
desarrollados en la ex Unión Soviética, consulte:
Bokserman AA, Filippov VP, Filanovskii VYu: “Oil
Extraction,” en Krylov NA, Bokserman AA y Stavrovsky
ER (eds): The Oil Industry of the Former Soviet Union:
Reserves and Prospects, Extraction, Transportation.
Ámsterdam: Gordon and Breach Publishers (1998): 69–184.
Para ver una revisión general reciente de los métodos de
recuperación asistida, consulte: Alvarado V y Manrique E:
“Enhanced Oil Recovery: An Update Review,” Energies 3,
no. 9 (2010): 1529–1575.
Ca
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Otoño de 2012: 24, no. 3.
Copyright © 2013 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Yevgeniya Gelman, Houston; y a Sidney Green
y Roberto Suárez-Rivera, Salt Lake City, Utah, EUA.
Micarta® es una marca de fábrica de Norplex-Micarta.
Plexiglas® es una marca registrada de ATOFINA.
TerraTek es una marca de Schlumberger.
viene de la estimulación térmica. Para el futuro, se
está intentando liberar el petróleo que contienen
los depósitos de petróleo pesado, arenas bituminosas, bitumen y lutitas petrolíferas —recursos no
convencionales que representan la provisión de
combustibles líquidos más grande del planeta— a
través de formas altamente evolucionadas de recuperación térmica.1
Historia de producción del campo Kern River
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
0
1900 1910
Estimulación con vapor
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000 2010
Año
> Campo Kern River, operado por Chevron cerca de Bakersfield, California, EUA.
La producción de petróleo pesado del campo Kern River alcanzó un pico en sus
primeros 10 años de operación y luego ingresó en un período de declinación
de 50 años. En la década de 1960, un programa de EOR térmica con inyección
cíclica de vapor, acompañado por procesos intensivos de perforación de
pozos de relleno, rejuveneció el campo con altos niveles de producción que
todavía se mantienen.
Oilfield Review
Volumen 24, no.3
21
La investigación de los núcleos obtenidos en
algunos campos petroleros rusos reveló una variabilidad sorprendente de las propiedades térmicas
de los yacimientos a lo largo de escalas espaciales
oscilantes entre algunos centímetros y decenas
de metros. Las simulaciones de yacimientos demuestran porqué es importante para los ingenieros comprender esta variabilidad a la hora de pronosticar
los resultados de un proyecto de EOR térmica.
En los casos simulados, los valores incorrectos produjeron variaciones de hasta un 40% en las estimaciones de los parámetros métricos clave luego de
sólo 10 años de producción.
Ukhta
Campo Yarega
0
km
0
República
de Komi
Cuenca de
Timan-Pechora
R
U
S
200
mi
A
I
1 000
4 000
750
Producción de petróleo
500
3 000
2 000
Minería
térmica
250
0
1940
Inyección
de vapor
1950
1960
1970
1980
1990
1 000
Inyección de vapor, Mg × 10 3
Producción de petróleo, Mg × 10 3
200
0
2000
Año
> Campo petrolero Yarega, operado por Lukoil cerca de Ukhta en la República de Komi en Rusia.
La producción primaria de petróleo proveniente del bitumen contenido en los yacimientos someros
del campo Yarega se inició en la década de 1930 y alcanzó su valor máximo a principios de la década
de 1950. La producción comenzó a declinar rápidamente alrededor del año 1970, en que se introdujeron
nuevos programas de asistencia térmica con inyección de vapor.
Este artículo examina una faceta importante, ción con técnicas convencionales que a menudo
aunque a menudo ignorada, de la EOR térmica: el requieren mucho tiempo. Además, introduce una
comportamiento térmico de las rocas yacimiento. nueva técnica de medición que emplea sensores
El calentamiento de los fluidos de yacimiento ópticos para cuantificar rápidamente las propieimplica el calentamiento simultáneo de grandes dades térmicas de las rocas. Desde la década de
volúmenes de roca. Y, si bien los ingenieros que 1980, con este método óptico, los científicos han
diseñan un programa de estimulación general- explorado miles de muestras de rocas, incluidas
Oilfield
mente conocen las propiedades térmicas
de Review
los rocas ígneas y metamórficas de pozos científicos
SUMMER
fluidos, las propiedades térmicas de las
rocas de12 profundos de todo el mundo y, más recienteThermal Properties Fig. 2
mente, areniscas,
lutitas y carbonatos de muchos
formación a menudo son restringidasORSUM
sin dema12-THMPTS
2
siado rigor a pesar de que ayudan a determinar la yacimientos de petróleo. Estas mediciones revelaron resultados importantes acerca de la heterorentabilidad de los proyectos.
Después de un breve análisis de una opera- geneidad y la anisotropía de las propiedades
ción de recuperación térmica inusual llevada a térmicas de las rocas. Además, los investigadores
cabo en el campo Yarega de Rusia, un campo de están descubriendo correlaciones interesantes
petróleo pesado, este artículo examina las pro- entre las propiedades térmicas y otras propiedapiedades térmicas básicas de las rocas y su medi- des petrofísicas.
22
El campo petrolero Yarega
El campo de petróleo pesado Yarega, situado en la
República de Komi, en Rusia, ilustra el enorme
potencial del método de EOR térmica. Descubierto
en el año 1932, y operado ahora por Lukoil, el campo
Yarega se encuentra ubicado en una prolífica
provincia petrolera de los Montes Urales, que se
conoce como cuenca de Timan-Pechora (izquierda).
El yacimiento contiene grandes cantidades de
bitumen, un hidrocarburo semisólido y altamente
viscoso formado durante el proceso de generación
del petróleo. El bitumen natural se encuentra a
profundidades de menos de 370 m [1 200 pies] en
muchos campos petroleros de Rusia, en los que constituye un recurso estimado en más de 16 000 millones de m3 [100 000 millones de bbl] de petróleo.
La zona productiva de Yarega se encuentra situada
a profundidades oscilantes entre 180 y 200 m
[590 y 660 pies] y se compone de areniscas cuarzosas finas de edad Devónico Medio, con una
porosidad variable de entre el 20% y el 25% y una
saturación de petróleo de casi 100%.2
La producción de los yacimientos someros del
campo Yarega se asemeja a una operación minera.
Los operadores han utilizado diversas configuraciones para calentar los yacimientos con vapor y extraer
los fluidos liberados. En el esquema más común,
desarrollado en la década de 1970 y conocido como
sistema de dos niveles o de dos horizontes, pozos
de inyección de vapor de inclinación pronunciada,
perforados desde cámaras suprayacentes a las que
se accede por medio de aberturas de minas convencionales, penetran y calientan el yacimiento.
Aberturas de minas adicionales conducen a un
segundo conjunto de galerías cercanas a la base
del yacimiento, desde donde se perforan en sentido ascendente pozos de producción de inclinación suave que penetran en las capas petrolíferas.
El efecto de la estimulación térmica sobre la
producción del campo Yarega ha sido sorprendente.
Antes de que comenzara la minería térmica a
fines de la década de 1960, la producción de los
pozos convencionales perforados desde la super-
Oilfield Review
ficie permitió la recuperación de sólo un 4% del
petróleo original en sitio. La minería térmica
incrementó la recuperación promedio hasta en
un 33% y, en ciertas zonas, hasta en un 70%.
Recientemente, Lukoil introdujo en Yarega nuevas
formas de drenaje gravitacional asistido por vapor
(SAGD), con las cuales se espera incrementar la
producción anual hasta que alcance 3,5 millones
de toneladas métricas (3 500 000 Mg) [25 millones
de bbl] de petróleo en el futuro cercano.3
Las propiedades térmicas de las rocas
Los ingenieros a menudo utilizan simulaciones de
yacimientos para diseñar programas de EOR térmica y pronosticar el volumen de petróleo adicional atribuido a los tratamientos de estimulación
térmica y su tasa de producción con el tiempo
en diversos pozos del campo. A estos efectos,
los simuladores emplean algoritmos sofisticados
para computar la evolución de la temperatura y
del flujo de calor en un yacimiento después de la
estimulación. Estas dos magnitudes —temperatura y calor— se vinculan mediante las propiedades térmicas de las rocas y sus fluidos de poros
(véase “La física de la temperatura y el calor,”
página 24). Las más importantes de estas propiedades son la capacidad calorífica volumétrica,
la conductividad térmica y la difusividad térmica.
La capacidad calorífica volumétrica especifica la
cantidad de calor requerido para elevar la temperatura de una unidad de volumen de roca (y de
cualquier fluido intersticial contenido en su interior) en un grado. La conductividad térmica determina dónde y cuánto calor fluye en respuesta a
las diferencias de temperatura del yacimiento.
La difusividad térmica determina la velocidad
con la que se desplaza un frente de temperatura
a través del yacimiento.4
Una cuarta propiedad, el coeficiente de expansión térmica, relaciona las respuestas térmica y
mecánica de las rocas yacimiento mediante la
determinación del grado de expansión de un
volumen de roca a medida que se incrementa
su temperatura. El conocimiento de esta propiedad es necesario, por ejemplo, para evaluar los
2. Mamedov YG y Bokserman AA: “Development of Heavy
Oils and Natural Bitumens in the Former Soviet Union
and Eastern and Central Europe: State-of-the-Art and
Outlook,” Actas de la Sexta Conferencia Internacional
UNITAR sobre Petróleo Crudo Pesado y Arenas
Bituminosas, Houston, 12 al 17 de febrero de 1995: 11–18.
Chertenkov MV, Mulyak VV y Konoplev YP: “The Yarega
Heavy Oil Field—History, Experience, and Future,”
Journal of Petroleum Technology 64, no. 4 (Abril de 2012):
153–160.
3. Chertenkov et al, referencia 2.
4. Las tres propiedades térmicas no son independientes; la
difusividad térmica es la relación entre la conductividad
térmica y la capacidad calorífica volumétrica.
cambios producidos en la estabilidad mecánica
de un pozo y en la integridad de la roca de
cubierta como consecuencia de las cambiantes
condiciones de temperatura del yacimiento.
En el enorme volumen de datos petrofísicos
provenientes de formaciones geológicas de todo el
mundo, existen relativamente pocas mediciones
de las propiedades térmicas de las rocas yacimiento que se obtienen en el laboratorio o en sitio.
Por consiguiente, los ingenieros a menudo calculan estas propiedades térmicas mediante la utilización de modelos predictivos de petróleo crudo,
sin referencia a las mediciones reales obtenidas
en muestras de núcleos. Esta falta de mediciones
térmicas representa una brecha importante en el
conocimiento actual de las propiedades de las
rocas yacimiento.
Uno de los motivos de la falta de datos es que
la medición de las propiedades térmicas de las
rocas es una tarea difícil. El estándar convencional para la medición de la conductividad térmica,
el método de barra dividida, permite obtener esta
propiedad colocando una muestra de materia en
forma de disco entre dos barras metálicas cilíndricas mantenidas a temperatura constante
(abajo). Luego de alcanzar un estado estable, se
estima la conductividad térmica de la muestra
mediante la comparación de la caída de temperatura en sus caras con la caída que se produce en las
caras de los materiales de referencia de conductividad conocida que rodean la muestra. El método
de barra dividida define el estándar para la precisión de la medición de la conductividad térmica,
pero demanda mucho tiempo. La medición de
una muestra cilíndrica de 3 a 5 cm [1,2 a 2,0 pulgadas] de diámetro por 1 a 3 cm [0,4 a 1,2 pulgadas] de largo requiere entre 10 y 15 minutos.
(continúa en la página 27)
Placa frontal de acero
Micarta
Baño de bronce en caliente
Cobre
Pozos
transductores de
temperatura
Micarta
Cobre
Roca o celda
Sílice fundido
Cobre
Cobre
Baño de bronce en frío
Micarta
Incremento de
la temperatura
Caucho
Micarta
Acero
Acero
Ariete hidráulico
50 mm
> Medición de la conductividad térmica de las rocas. El método de la barra
dividida es la técnica de laboratorio estándar para determinar la conductividad
térmica de las rocas. Consiste en sostener una muestra de roca en forma de
disco entre dos placas de bronce —los dos extremos de una barra dividida—
a diferentes temperaturas. La muestra es flanqueada por discos de un
material de referencia de conductividad térmica conocida; el sílice fundido,
con una conductividad térmica de 1,38 W/m°K, es uno de los materiales de
referencia más utilizados. Después de alcanzado un estado estable, como lo
indican las temperaturas estables de los pozos de transducción, se
determina la conductividad térmica de la muestra mediante la comparación
de la caída de temperatura a lo largo de su extensión longitudinal con la
caída producida en el material de referencia. El ariete hidráulico comprime
las muestras para las mediciones bajo condiciones de alta presión.
(Adaptado de Popov et al, referencia 12.)
Volumen 24, no.3
23
Oilfield Review
La física de la temperatura y el calor
Las propiedades térmicas conectan la
temperatura con el flujo térmico, que son
conceptos fundamentales en física y en
termodinámica clásica. La temperatura es
una medida del contenido de energía
promedio de los cuerpos macroscópicos —
sólidos, líquidos y gases— en tanto que el
flujo térmico representa la transferencia de
la energía térmica entre cuerpos o regiones a
diferentes temperaturas. La temperatura
tiene su propia unidad SI básica, el kelvin
(°K), y el cero absoluto (0°K) es la
temperatura más baja posible. En la escala
Celsius (°C) utilizada normalmente, el punto
de congelamiento del agua se toma como
0°C y el cero absoluto se ubica en −273,15°C.
Una diferencia de un grado en cualquiera de
las dos escalas representa un cambio de
temperatura equivalente.
La capacidad calorífica volumétrica, la
conductividad térmica, la difusividad térmica
y el coeficiente de expansión térmica son las
principales propiedades térmicas de interés
para los ingenieros. La capacidad calorífica
volumétrica (VHC) mide la cantidad de calor
necesario para elevar la temperatura de una
unidad de volumen (1 m3) de una sustancia
en 1°K (abajo). La unidad de calor original,
la Caloría, fue definida en 1824 por el físico
y químico francés Nicolás Clément, como la
cantidad de calor necesario para elevar la
temperatura de 1 kg de agua en 1°C.
El descubrimiento posterior de la
equivalencia entre el calor y la energía
mecánica, a cargo del físico y cervecero inglés
James Prescott Joule, condujo al reemplazo
de la Caloría como unidad física básica por la
unidad derivada para la energía mecánica o
cinética, el kg m2/s2, que ahora se conoce
como joule (J). La Caloría de Clément, que
equivale a aproximadamente 4,2 kJ, hoy
subsiste como la unidad común para medir el
contenido energético de los alimentos.
Dado que 1 m3 de agua pesa 1 000 kg, la
Capacidad calorífica volumétrica
26°C
Bitumen
1m
1m
25°C
Agua
Arenisca
1m
1,7 MJ
2,7 MJ
4,2 MJ
> Capacidad calorífica volumétrica. La capacidad calorífica volumétrica es
la cantidad de energía térmica en forma de calor necesaria para elevar la
temperatura de una unidad de volumen de material —1 m3 en unidades
SI— en 1°K, a partir de una temperatura dada T0. Puede suceder que durante
el incremento de la temperatura no se produzca ningún cambio de fase, tal
como la fusión. La capacidad calorífica volumétrica de la arenisca seca
típicamente se encuentra entre la del bitumen y la del agua.
24
Flujo de calor
q
1m
Vector
de flujo
de calor
θ
1m
> Flujo de calor. El flujo de calor es una cantidad
vectorial, q, cuya magnitud, en cualquier punto
de un material, proporciona la cantidad de
energía térmica que fluye por unidad de tiempo
a través de una superficie de unidad de área
orientada en sentido perpendicular a la
dirección vectorial. Si el vector de flujo de calor
(flecha roja) se encuentra orientado formando
un ángulo, θ, con la superficie, el flujo de
energía a través de la superficie exhibe una
reducción equivalente al coseno del ángulo.
capacidad calorífica volumétrica del agua es
de aproximadamente 4,2 MJ/m3°K. La capacidad
calorífica volumétrica de las rocas en general
es más baja y se encuentra en el rango de 1 a
4 MJ/m3°K (próxima página, a la izquierda).
Las diferencias de temperatura controlan
el flujo de energía térmica; el flujo de calor
(arriba). Al igual que el flujo de fluido
o de corriente eléctrica, el flujo de calor
posee tanto magnitud como dirección y, por
consiguiente, se representa como una
cantidad vectorial. La magnitud del vector
de flujo de calor proporciona la cantidad de
energía térmica por segundo que atraviesa
Oilfield Review
una superficie
de unidad
SUMMER
12 de área orientada
en sentido
perpendicular
a la Fig.
dirección
Thermal Properties
3B del
vector. Por
ende,
las
unidades
de
flujo
ORSUM 12-THMPTS 3B de calor
son: energía por unidad de tiempo por unidad
de área, o potencia por unidad de área, y se
expresan convencionalmente como vatio por
metro cuadrado (W/m2).
Oilfield Review
La conductividad térmica proporciona la
conexión cuantitativa entre el flujo de calor
y las diferencias de temperatura (derecha).
Puede definirse considerando un cubo de
material homogéneo con una diferencia de
temperatura entre dos caras opuestas.
La cantidad de calor que fluye a través del
cubo, desde la cara de alta temperatura hasta
la cara de baja temperatura, es proporcional
a la diferencia de temperatura dividida por
la distancia existente entre las caras.
La constante de proporcionalidad es la
conductividad térmica, que, por consiguiente,
posee unidades de W/m°K. La conductividad
térmica del agua es de alrededor de 0,6 W/m°K.
La conductividad térmica de las rocas en
general es más alta y su rango oscila entre
0,5 y 6,5 W/m°K aproximadamente.
Conductividad térmica
T
∆z
q
q = –k
T + ∆T
∆T
∆z
Conductividad térmica anisotrópica
T +∆T
Capacidad calorífica
volumétrica, MJ/m 3 °K
Conductividad
térmica, W/m°K
T
1 000
5
T
∆x
∆z
Plata
Cobre
Oro
Aluminio
qz
qx
q z = –k ∆T
∆z
T + ∆T
q x = – k ∆T
∆x
Agua a 100ºC
4
Agua a 25ºC
Caliza
100
Tejido
humano
Níquel
Acero
Plomo
Cobre
Acero inoxidable
Amoníaco
3
10
Arenisca
Lutita, limolita
Oro
Parafina
2
Etanol
Bitumen
1,0
Lutita, limolita
Agua
Caliza
Petróleo
Plomo
1
Carbono
Vidrio
Arenisca
0,1
Metanol
Bitumen
Aceite para motor,
grado SAE 50
Aire
Dióxido de carbono
0
Aire, seco a nivel del mar
0,01
> Propiedades térmicas de los materiales comunes.
Volumen 24, no.3
> Conductividad térmica. La conductividad
térmica relaciona los gradientes de temperatura
con el flujo de calor. Un bloque de material
con una diferencia de temperatura ΔT en dos
caras opuestas separadas por una distancia
Δz sustenta un flujo de calor cuya magnitud
es proporcional a la diferencia de temperatura
dividida por la distancia (extremo superior).
La constante de proporcionalidad es la
conductividad térmica del bloque k.
Muchos materiales exhiben una conductividad
térmica anisotrópica, en la que las diferencias
de temperatura a lo largo de diferentes pares
de las caras opuestas de un cubo se traducen
en magnitudes diferentes de flujo de calor
(extremo inferior). La anisotropía térmica es
común en los materiales finamente
estratificados, tales como las rocas, en los que la
conductividad térmica paralela a las capas (k ||)
es hasta un 50% más alta que la conductividad
térmica perpendicular a éstas (k⊥).
Algunos materiales, incluidas las rocas,
Oilfield Review
exhiben una
anisotropía
SUMMER
12 térmica macroscópica;
por ejemplo,
los
valores
numéricos
diferentes
Thermal Properties
Fig. 3C
ORSUM 12-THMPTS
3C
para la conductividad
térmica resultan
de
mediciones obtenidas a través de diferentes
pares de caras opuestas de un cubo del material.
El tipo más simple de anisotropía térmica,
común en las rocas, se observa cuando el
material posee una estructura estratificada
en escala de alta resolución. La conductividad
térmica en la dirección perpendicular a la
estratificación generalmente es más baja
que la conductividad en cualquier dirección
paralela a la estratificación.
25
Difusividad térmica
q out
q out
T + ∆T
T
q in
q in
Tiempo0
Tiempo0 + 1 s
> Difusividad térmica. La difusividad térmica controla la tasa de elevación de
la temperatura en un bloque uniforme de material, cuando es mayor el calor
que fluye hacia el interior que hacia el exterior del bloque. Si se establece un
gradiente de temperatura inicial entre el bloque y sus adyacencias, los flujos de
calor hacia el interior y hacia el exterior son determinados por la conductividad
térmica del bloque, en tanto que el incremento de temperatura causado por el
desequilibrio térmico es determinado por la capacidad calorífica volumétrica
del bloque. Por consiguiente, la difusividad térmica es la relación entre la
conductividad térmica y la capacidad calorífica volumétrica.
Expansión térmica
Bloque de material
a una temperatura T 0
1m+∆
1m
x
1m
+ ∆y
1 m + ∆z
1m
1m
Bloque de material a
una temperatura T0 + 1°K
Oilfield Review
SUMMER 12
Thermal Properties Fig. 3D
ORSUM de
12-THMPTS
> Expansión térmica. El coeficiente
expansión 3D
térmica mide un cambio
fraccional en la dimensión lineal de un cubo uniforme para un incremento de
una unidad de temperatura. En los materiales anisotrópicos, cada lado del
cubo puede expandirse en una magnitud diferente.
26
La capacidad calorífica volumétrica y la
conductividad térmica se combinan para
determinar una tercera propiedad térmica,
denominada difusividad térmica (izquierda).
Imaginemos un cubo de material uniforme
en el que fluye más calor hacia el interior a
través de la cara inferior, que hacia el exterior
a través de la cara superior. La diferencia
entre los dos flujos es la tasa con la que se
incorpora el calor al cubo, lo que producirá
la elevación de la temperatura. Dado que la
tasa de flujo de calor es determinada por la
conductividad térmica del material y el
incremento de la temperatura por su capacidad
calorífica volumétrica, la tasa de incremento
de la temperatura se obtiene dividiendo la
conductividad térmica por la capacidad
calorífica volumétrica. Esta relación,
denominada difusividad térmica, rige la
velocidad con la que se propagan los cambios
de temperatura a través de un material.
La temperatura no es la única propiedad
que cambia cuando se aplica calor a un cubo
de material: la mayoría de las sustancias
además se expanden. La tasa de expansión
lineal —definida como el incremento fraccional de la longitud de los lados de un cubo por
un incremento de una unidad de temperatura— se denomina coeficiente de expansión
térmica lineal (izquierda). La expansión térmica de las rocas yacimiento proporciona una
vinculación importante entre las respuestas
térmica y mecánica del yacimiento durante un
proceso de EOR térmico.
La conductividad térmica, la capacidad
calorífica, la difusividad térmica y el coeficiente
de expansión térmica son propiedades que
se relacionan con trozos macroscópicos de
materia. Los conceptos se desglosan cuando
se aplican a los átomos o a las moléculas
individuales de una sustancia. Como todas
las propiedades macroscópicas —incluidas
las propiedades petrofísicas, tales como la
porosidad, la permeabilidad y la conductividad
eléctrica— las propiedades térmicas pueden
variar entre un punto y otro de una formación
rocosa, y dependen de su temperatura y
su presión.
Oilfield Review
Canal de drenaje
Volumen 24, no.3
estar presente en las rocas sedimentarias e
ígneas penetradas por fracturas orientadas delgadas y en las rocas metamórficas que se han
comprimido intensamente en una dirección y, en
acero
consecuencia, han adquirido Celda
una deestructura
resistente a la
laminar característica.7
presión
En las rocas finamente laminadas, el valor de
la conductividad térmica en la dirección perpendicular a las capas —y, en consecuencia, el flujo
de calor para una caída de temperatura dada—
suele ser entre 5% y 30% menor que el valor
correspondiente en las direcciones paralelas a
las capas; en ciertas rocas, la diferencia llega a
Canal de drenaje
Sistema de émbolo
para el control de
presión
Sistema de émbolo
para el control de
presión
Muestra de roca
no consolidada
Celda de acero
resistente a la
presiónProbeta en forma
de aguja para las
mediciones de las
propiedades térmicas
Muestra de roca
no consolidada
Probeta en forma
de aguja para las
mediciones de las
propiedades térmicas
Cables de conexión
Cables de conexión
Muestra
30
Muestra
Máximo
Mínimo
Mínimo
90
0
120
150
30
60
180
90
120
Azimut, grados
Máximo
Muestra
Máximo
Mínimo
90
Mínimo
Máximo
Azimut, grados
Máximo
Cables de
conexión
60
Conductividad térmica
0
Máximo
Cables de
conexión
Máximo
Conductividad térmica
Mínimo
Conductividad térmica
Muestra
Mínimo
Conductividad térmica
Además, los técnicos de laboratorio deben pasar
una o dos horas recortando y puliendo el disco
para asegurar un buen contacto térmico con las
barras calefactoras. Este último paso es difícil de
ejecutar con rocas yacimiento fracturadas o
pobremente consolidadas.5
Las alternativas con respecto al método de
estado estable son los métodos de estado transitorio en los que un científico aplica un pulso de calor
a la muestra, generalmente con una probeta en
forma de aguja, y registra la respuesta de temperatura en uno o más lugares de la muestra (derecha).
La conductividad o la difusividad térmica se calculan luego a partir de un modelo teórico que pronostica cómo debería responder el material en la
configuración dada. En una de las configuraciones
de este método de fuente lineal de estado transitorio, que se utiliza para medir muestras sueltas
tales como sedimentos y suelos no consolidados, el
pulso de calor se aplica a lo largo de un cable delgado que transporta un sensor de temperatura en
su punto medio. Este cable se inserta en el material, al igual que una aguja hipodérmica, y mide la
temperatura como una función del tiempo. En otra
configuración, un científico coloca la probeta en
forma de aguja con su sensor en el extremo superior plano de un núcleo cilíndrico y registra la
respuesta de temperatura de esta superficie a un
pulso de calor.6
Dado que la conductividad térmica relaciona
dos magnitudes direccionales, el gradiente de
temperatura y el vector de flujo de calor, su valor
puede depender de la dirección de medición; por
ejemplo, de la dirección del gradiente de temperatura impuesto en una muestra. El método de
fuente lineal constituye una forma conveniente
de caracterizar la dependencia direccional: cualquier variación de la respuesta de temperatura a
medida que se rota la aguja a través de varias
direcciones en la superficie del núcleo indica que
su conductividad térmica es anisotrópica; el calor
fluye a través de la roca en ciertas direcciones
preferenciales.
La forma más común de anisotropía en las
rocas corticales es el resultado de rasgos tales
como las capas delgadas o las fracturas orientadas que determinan las características direccionales de las propiedades físicas volumétricas de
una roca. El ejemplo más sencillo es el de la estratificación fina, que se encuentra presente en casi
todas las rocas yacimiento clásticas y rocas generadoras —areniscas y lutitas— y en la que la
dirección perpendicular a las capas se diferencia
de las direcciones paralelas a las capas. Este tipo
de anisotropía inducida por la estratificación —
también denominada isotropía transversal, anisotropía axial o anisotropía cruzada— puede
120
150
Mínimo
180
Azimut, grados
90
210
120
240
270
150
180
> Medición de la conductividad térmica de los materiales
no consolidados o anisotrópicos. El método
Azimut, grados
Máximo
Mínimo
de fuente lineal determina la conductividad térmica, colocando una probeta delgada con un elemento
calefactor y un sensor de temperatura en contacto con una muestra. Para calcular la conductividad
térmica de la muestra, se utiliza un modelo teórico que predice la respuesta de temperatura a un pulso
de calor. Para las muestras no consolidadas, la probeta se inserta dentro del material como una aguja
hipodérmica (extremo superior). Para las rocas sólidas, la probeta se fija en la porción inferior de un
bloque de Plexiglas colocado en la superficie de la muestra. Para las muestras laminadas que se
cortan formando un ángulo con la superficie de medición, la respuesta de la probeta cambia a medida
que ésta rota a través de varias direcciones (extremo inferior). Las variaciones de la respuesta con el
ángulo pueden ser utilizadas para determinar la anisotropía térmica de las rocas estratificadas.
5. Beck A: “A Steady State Method for the Rapid
Waite WF, Gilbert LY, Winters WJ y Mason DH:
Measurement of the Thermal Conductivity of Rocks,”
“Estimating Thermal Diffusivity and Specific Heat from
Journal of Scientific Instruments 34, no. 5 (Mayo de
Needle Probe Thermal Conductivity Data,” Review of
1957): 186–189.
Scientific Instruments 77, no. 4 (Abril de 2006): 1–5.
Pribnow DFC y Sass JH: “Determination of Thermal
Woodside W y Messmer JH: “Thermal Conductivity of
Review Porous Media. I. Unconsolidated Sands,” Journal of
Conductivity for Deep Boreholes,” Journal ofOilfield
Geophysical
SUMMER 12 Applied Physics 32, no. 9 (Septiembre de 1961): 1688–1699.
Research 100, no. B6 (10 de junio de 1995): 9981–9994.
Oilfield
Properties
Fig. 5W y Review
Beck AE: “Methods for Determining ThermalThermal
Conductivity
Woodside
Messmer JH: “Thermal Conductivity of
SUMMER
12
and Thermal Diffusivity,” en Haenel R, Rybach
Ly
Porous
Rocks,” Journal of Applied
ORSUM
12-THMPTS
5Media. II. Consolidated
Thermal
Fig.
5 1699–1706.
Stegena L (eds): Handbook on Terrestrial Heat Flow
Physics
32, no. 9Properties
(Septiembre de
1961):
Density Determination. Dordrecht, Países Bajos:
ORSUM
12-THMPTS
5 axial y anisotropía
7. Anisotropía
transversal,
anisotropía
Kluwer (1988): 87–124.
cruzada son sinónimos que aluden al carácter
6. Jaeger JC: “The Measurement of Thermal Conductivity
direccional particular de los materiales en los que las
with Cylindrical Probes,” EOS Transactions American
propiedades poseen los mismos valores en todas las
Geophysical Union 39, no. 4 (1958): 708–710.
direcciones paralelas a los planos de isotropía y valores
diferentes en sentido perpendicular a los planos de
Von Herzen R y Maxwell AE: “The Measurement of
isotropía o a través de éstos; esta dirección
Thermal Conductivity of Deep-Sea Sediments by a
perpendicular es el eje de simetría cilíndrica.
Needle-Probe Method,” Journal of Geophysical
Research 64, no. 10 (Octubre de 1959): 1557–1563.
27
210
ser del 50%. La física y la matemática de la anisotropía térmica son similares a las de la anisotropía eléctrica, lo que es crucial para la evaluación
correcta de los yacimientos laminados.8
Gradientes geotérmicos someros
Temperatura, °C
0
0
50
100
150
250
Battle Mountain, Nevada
Provincia del “Basin and Range”
Este de las Rocallosas
Montañas de Sierra Nevada
1
Profundidad, km
200
2
3
4
5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
Flujo de calor de superficie, mW/m2
Sección transversal de la dorsal oceánica
Placa de ca
éri
Norteam
Placa
Euroasiá
tica
Flujo de calor de superficie
23 a 45
45 a 55
55 a 65
Flujo de calor, mW/m2
75 a 85
65 a 75
85 a 95
95 a 150
150 a 450
> Flujo de calor en la superficie terrestre. El flujo de calor desde el interior profundo de la Tierra hacia
la superficie constituye una fuerza de impulsión de la tectónica global. Un mapa del flujo de calor de
superficie resalta las dorsales oceánicas, donde el magma proveniente de la fusión parcial del manto
superior se eleva hacia la superficie para formar nueva corteza oceánica (extremo inferior, adaptado
de Davies y Davies, referencia 9). Para confeccionar este mapa, Davies y Davies compilaron casi
40 000 mediciones, de las que se derivaron correlaciones de flujo de calor con regiones geológicas
para extender las mediciones discretas utilizando un mapa digital de la geología global. En las
dorsales oceánicas (extremo superior derecho), el flujo de calor es dominado por la convección; el
movimiento del material caliente (flechas blancas) desde la profundidad hacia la superficie. En los
continentes, el flujo de calor promedio es determinado por el gradiente geotérmico —la variación
de la temperatura con la profundidad— y la conductividad térmica de las rocas corticales. La gráfica
muestra los gradientes geotérmicos en la corteza somera para diversas regiones de EUA (extremo
superior izquierdo). Cada gradiente geotérmico corresponde a un valor diferente de flujo de calor
de superficie.
28
Oilfield Review
SUMMER 12
Thermal Properties Fig. 6
ORSUM 12-THMPTS 6
Medición de las propiedades
térmicas mediante exploración óptica
La mayor parte de la historia de la ciencia fundamental de las propiedades térmicas de las rocas
se divide en dos etapas. La primera tuvo lugar en
la década de 1930, cuando los científicos comenzaron a desentrañar la estructura térmica del
interior de la Tierra; la segunda, durante la revolución de la tectónica de placas de las décadas de
1960 y 1970, en la que los científicos reconocieron
que el calor interno de la Tierra y su flujo hacia la
superficie eran las fuerzas impulsoras de la tectónica global. Gran parte de la investigación del
último tema se enfocó en el mapeo del flujo de
calor a través de las cuencas oceánicas, que muestra el carácter térmico de los patrones de convección del interior profundo de la Tierra (izquierda).9
Los científicos estudian las propiedades térmicas
de las rocas como un componente necesario para la
determinación del flujo de calor y para comprender
el potencial de la energía geotérmica. A partir de la
década de 1980, los investigadores se centraron
en las propiedades térmicas de las rocas sedimentarias a fin de proporcionar datos de entrada
para modelar la historia térmica de las cuencas
en los primeros intentos cuantitativos de modelado de los sistemas petroleros.10
Estas líneas de investigación convergieron en
un estudio de las mediciones térmicas y otras
mediciones petrofísicas de las rocas de pozos profundos con fines científicos, incluido el pozo
superprofundo de Kola de 12 262 m [40 230 pies]
de longitud, situado en la ex-Unión Soviética, el
pozo más profundo perforado hasta la fecha. El
trabajo fue motivado por el hecho de reconocer
que las propiedades térmicas medidas a lo largo
del trayecto de los pozos con fines científicos de
gran longitud eran mucho más heterogéneas de
lo que se imaginaba previamente. Los científicos
se percataron de que era necesario contar con
nuevos métodos para caracterizar las propiedades térmicas de las rocas, incluidos mejores
métodos de medición de estas propiedades en
sitio y métodos de laboratorio, que funcionaran
más rápido y con una resolución más alta con
muestras de núcleos más pequeñas.11
En la década de 1990, científicos de Rusia,
Alemania y EUA participaron en un estudio conjunto de los principales métodos de laboratorio
para medir la conductividad térmica, que se cen-
Oilfield Review
tró en núcleos extraídos del pozo superprofundo
KTB de Alemania.12 En uno de los métodos de
este estudio se utilizó un dispositivo óptico desarrollado a comienzos de la década de 1980 en la
ex-Unión Soviética. A diferencia de las técnicas
previas de medición de las propiedades térmicas,
el método óptico es un método sin contactos; ningún sensor toca el material. Por el contrario, el
dispositivo utiliza sensores térmicos ópticos
remotos que exploran la superficie de la muestra
para determinar el carácter térmico de una fuente
de calor constante y enfocada (derecha). La
fuente y los sensores se desplazan juntos a través
de la muestra —un núcleo, por ejemplo— en un
arreglo fijo que permite que el primer sensor
registre la temperatura ambiente de superficie
bajo condiciones de laboratorio. Después que la
fuente —ya sea un rayo láser o una luz eléctrica
enfocada— calienta un punto de la superficie,
uno o dos sensores posteriores registran el incremento de temperatura a lo largo de las líneas
paralelas a la traza del punto calentado.13
La exploración óptica utiliza modelos teóricos
personalizados para determinar las propiedades
térmicas a partir de los perfiles de temperatura
registrada. De acuerdo con un modelo para el
arreglo de dos sensores térmicos que flanquean
la fuente de calor, el máximo incremento de temperatura detectado por el sensor posterior es
directamente proporcional a la potencia de la
fuente, en vatios, e inversamente proporcional al
producto de la separación entre la fuente y el sensor por la conductividad térmica de la muestra.
8. Las capas petrolíferas delgadas de los yacimientos
laminados incrementan significativamente la resistencia al
flujo de corriente, pero sólo en la dirección perpendicular
a las capas. Una herramienta de adquisición de registros
de resistividad que mide la resistencia en todas las
direcciones paralelas a las capas en general no detecta la
presencia de petróleo. Para obtener más información
sobre la anisotropía de las formaciones finamente
estratificadas, consulte: Anderson B, Barber T, Leveridge
R, Bastia R, Saxena KR, Tyagi AK, Clavaud J-B, Coffin B,
Das M, Hayden R, Klimentos T, Minh CC y Williams S:
“La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una vieja
medición,” Oilfield Review 20, no. 2 (Otoño de 2008): 64–84.
9. Los primeros estudios sistemáticos del flujo de calor en
la superficie terrestre consistieron en una serie de
artículos de fines de la década de 1930: Anderson EM:
“The Loss of Heat by Conduction from Earth’s Crust,”
Proceedings of the Royal Society of Edimburgh 60,
segunda parte. Edimburgo, Escocia: Robert Gran and
Son, Ltd. (1939–1940): 192–209.
Benfield AE: “Terrestrial Heat Flow in Great Britain,”
Proceedings of the Royal Society of London A 173, no. 955
(29 de diciembre de 1939): 428–450.
Krige LJ: “Borehole Temperatures in the Transvaal and
Orange Free State,” Proceedings of the Royal Society of
London A 173, no. 955 (29 de diciembre de 1939): 450–474.
Bullard EC: “Heat Flow in South Africa,” Proceedings of
the Royal Society of London A 173, no. 955 (29 de
diciembre de 1939): 474–502.
Birch AF y Clark H: “The Thermal Conductivity of Rocks
and Its Dependence on Temperature and Composition,
Part I,” American Journal of Science 238, no. 8 (Agosto
de 1940): 529–558.
Volumen 24, no.3
ex
n de
n
ació
plor
cció
Dire
Sensor
infrarrojo
Sensores
1 infrarrojos
2
Fuente
de calor
óptica
3
Perfiles de
temperatura
ea
Lín
ra
est
Mu
d
n
ció
lora
xp
ee
Líneas de exploración
> Principio del método de exploración óptica. La exploración óptica constituye un método rápido y
sin contactos de medición de las propiedades térmicas (extremo superior derecho). Este método
determina la conductividad y la difusividad térmicas mediante el calentamiento de un punto de la
muestra con una fuente de calor óptica móvil; un rayo láser o una luz eléctrica enfocada (extremo
superior izquierdo). Tres sensores infrarrojos, que se desplazan en tándem con la fuente, miden la
temperatura en la superficie de la muestra. El sensor 1 se sitúa delante de la fuente de calor, a lo
largo de la línea de exploración, para registrar la temperatura de superficie antes de que se caliente
la muestra. Dos sensores posteriores registran el incremento de temperatura inducido por el
calentamiento: el sensor 2 mide a lo largo de la línea de exploración y el sensor 3, a lo largo de una
línea paralela (guiones negros). Se utiliza un modelo teórico que predice la temperatura en estas dos
posiciones como una función del tiempo para calcular la conductividad y la difusividad térmicas
en varias ubicaciones debajo de la línea de exploración. Mediante la exploración de la muestra en tres
direcciones diferentes, el método puede determinar las propiedades térmicas anisotrópicas de
las rocas laminadas (extremo inferior derecho).
11.Orlov VP y Laverov NP (eds): Kola Superdeep Well:
Birch AF y Clark H: “The Thermal Conductivity of Rocks
Scientific Results and Research Experience. Moscú:
and Its Dependence on Temperature and Composition,
Technoneftegaz, 1998 (en idioma ruso).
Part II,” American Journal of Science 238, no. 9
(Septiembre de 1940): 613–635.
Burkhardt H, Honarmand H y Pribnow D: “Test
Measurements with a New Thermal Conductivity
Muchos investigadores contribuyeron al mapeo del flujo
Borehole Tool,” Tectonophysics 244, nos. 1–3
de calor en la superficie del globo y a descubrir su
(15 de abril de 1995): 161–165.
relación con la tectónica de placas. Para obtener más
información, consulte: Sclater JG y Francheteau J:
12.Popov YA, Pribnow DFC, Sass JH, Williams CF y
“The Implications of Terrestrial Heat Flow Observations
Burkhardt H: “Characterization of Rock Termal
on Current Tectonic and Geochemical Models of the
Conductivity by High-Resolution Optical Scanning,”
Crust and Upper Mantle of the Earth,” Geophysical
Geothermics 28, no. 2 (Abril de 1999): 253–276.
Journal of the Royal Astronomical Society 20, no. 5
Oilfield Review KTB es el Programa de Perforación Profunda Continental
(Septiembre de 1970): 509–542.
SUMMER 12 de Alemania (Kontinentales Tiefbohrprogramm der
La compilación de publicación más reciente de datos de
Bundesrepublik Deutschland, en idioma alemán). Para
Thermal
Fig. más
7 información sobre el pozo KTB, consulte:
flujo de calor en la superficie: Davies JH y Davies
DR: Properties
obtener
“Earth’s Surface Heat Flux,” Solid Earth 1, no.
1 (22 de 12-THMPTS
ORSUM
Bram 7K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr
febrero de 2010): 5–24.
M: “The KTB Borehole—Germany’s Superdeep
Telescope into the Earth’s Crust,” Oilfield Review 7,
10.Brigaud F, Chapman DS y Le Douaran S: “Estimating
no. 1 (Enero de 1995): 4–22.
Thermal Conductivity in Sedimentary Basins Using
Lithologic Data and Geophysical Well Logs,” AAPG
13.Popov Yu A: “Theoretical Models for Determination of
Bulletin 74, no. 9 (Septiembre de 1990): 1459–1477.
the Thermal Properties of Rocks on the Basis of
Movable Sources of Thermal Energy, Part I,” Geologiya
McKenna TE, Sharp JM Jr y Lynch FL: “Thermal
i Razvedka (Geología y Prospección) no. 9 (Septiembre
Conductivity of Wilcox and Frio Sandstones in South
de 1983): 97–105 (en idioma ruso).
Texas (Cuenca del Golfo de México),” AAPG Bulletin 80,
no. 8 (Agosto de 1996): 1203–1215.
Popov Yu A: “Theoretical Models for Determination of
the Thermal Properties of Rocks on the Basis of
Para obtener más información sobre el modelado de
Movable Source of Thermal Energy, Part II,” Geologiya
sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed
i Razvedka (Geología y Fuentes de Energía Térmica)
M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier
no. 2 (Febrero de 1984): 81–88 (en idioma ruso).
M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala
B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y
Popov Yu A: “Peculiarities of the Method of Detailed
sistemas petroleros,” Oilfield Review 21, no. 2
Investigations of Rock Thermal Properties,” Geologiya i
(Diciembre de 2009): 16–33.
Razvedka (Geología y Prospección) no. 4 (Abril de 1984):
76–84 (en idioma ruso).
29
Este modelo puede ser invertido para obtener la
conductividad térmica no conocida, dados el
incremento de temperatura medido, las distancias
entre fuentes y sensores y la potencia de la fuente.
Alternativamente, la conductividad térmica puede
determinarse mediante la comparación del incre-
mento de temperatura de la muestra con la de un
material estándar de conductividad conocida colocado al lado de ésta en la línea de exploración. En
otra configuración común, se agrega un segundo
sensor posterior desplazado respecto de la línea
de exploración principal y se utilizan dos estándares diferentes que flanquean la muestra para
determinar tanto la difusividad térmica como la
conductividad térmica. La alineación del eje de
Hamburgo
exploración a lo largo de varias direcciones a través Berlín
de la roca permite la caracterización de la
conductividad térmica de una muestra anisotróALEMANIA
pica; la caracterización completa requiere la ejecución de exploraciones a lo largo de tres direcEmplazamiento
Praga
del pozo KTBciones definidas
en dos planos no paralelos.
Hamburgo
Berlín
ALEMANIA
Emplazamiento
del pozo KTB
Praga
REPÚBLICA
CHECA
Nuremberg
5
3
2
Colección 2
14
4
3
2
Colección 2
1
3 1
25
5
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de barra dividida, W/m°K
4
1
3
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de barra dividida, W/m°K
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de barra dividida, W/m°K
5
REPÚBLICA
CHECA
Nuremberg
4 2
4
3
2
Colección 1
1
5 3
14
Colección 1
25
3
4
Conductividad
dad térmica obtenida mediante
Conductividad térmica obtenida mediante
Conductividad térmica obtenida
mediante térmica obtenida mediante
el W/m°K
método de fuente lineal, W/m°K el método de fuente lineal, W/m°K
de exploración óptica, W/m°K
el método de exploración óptica,
5
3
2
Colección 1
14
25
5
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de exploración óptica, W/m°K
4
1
3
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de exploración óptica, W/m°K
Conductividad térmica obtenida mediante
el método de barra dividida, W/m°K
5
4
3
2
Colección 1
1
3 1
5
4 2
5 3
4
3
2
Colección 1
1
14
Colección 1
25
3
4
dad térmica obtenida mediante
Conductividad
Conductividad térmica obtenida
mediante térmica obtenida mediante
Conductividad térmica obtenida mediante
de exploración óptica, W/m°K
el W/m°K
método de fuente lineal, W/m°K el método de fuente lineal, W/m°K
el método de exploración óptica,
5
> Propiedades térmicas de muestras de rocas del pozo superprofundo KTB. Un estudio de muestras
de núcleos del pozo KTB de Alemania (extremo superior) demostró que las mediciones de la
conductividad térmica mediante exploración óptica son comparables con las mediciones obtenidas
con los métodos de barra dividida y fuente lineal. Por ejemplo, la gráfica de interrelación del extremo
superior izquierdo muestra una buena concordancia entre las mediciones de la conductividad térmica
obtenidas con el método de exploración óptica y las mediciones obtenidas con el método de barra
dividida en 36 muestras diferentes extraídas de núcleos del pozo KTB. Los científicos prepararon esta
colección para que la misma muestra de roca física pudiera ser utilizada en ambos instrumentos.
Las gráficas de interrelación restantes comparan un método en función de otro cuando dos muestras
Review
de rocasOilfield
diferentes
son extraídas del mismo
núcleo.
Los diamantes huecos representan las
Oilfield
Review
mediciones
obtenidas
a la12
foliación de las rocas; los diamantes sólidos
SUMMER
12 en la dirección paralela
SUMMER
representan
las mediciones
a laProperties
foliación. (Adaptado
de Popov et al, referencia 12.)
Thermal
Properties perpendiculares
Fig. 8 Thermal
Fig. 8
ORSUM 12-THMPTS 8
30
Casi todas las muestras de núcleos del pozo
KTB eran rocas metamórficas cristalinas, principalmente anfibolitas y gneises, que poseían una
foliación característica y requerían la medición de
la conductividad térmica paralela y perpendicular
a su estructura laminar.14 El estudio internacional
conjunto de los núcleos del pozo KTB demostró
que las mediciones de las propiedades térmicas
mediante el método de exploración óptica son
comparables en precisión, o repetibilidad, y en
exactitud, a las mediciones obtenidas con los métodos de barra dividida y fuente lineal (izquierda).
Las mediciones con la barra dividida se obtuvieron con un dispositivo que el Servicio Geológico
de EUA mejora continuamente desde fines de la
década de 1960; las mediciones con la fuente
lineal fueron obtenidas con una unidad construida especialmente en la Universidad Técnica
de Berlín para trabajar con núcleos de pozos
científicos profundos. Las diferencias entre las
mediciones obtenidas mediante los métodos de
exploración óptica y de barra dividida promediaron el 2,1%, con una desviación estándar de 6,5%;
la mayor concordancia correspondió a las mediciones en direcciones paralelas a la foliación de
las rocas. Las diferencias entre las mediciones
obtenidas mediante los métodos de exploración
óptica y de fuente lineal en general resultaron
inferiores al 5%.15
Desde entonces, la precisión y confiabilidad de
las propiedades térmicas medidas mediante el
método de exploración óptica han sido confirmadas en miles de muestras de núcleos. Muchos de
estos núcleos provienen de pozos científicos profundos, perforados en estructuras de gran impacto
tales como la estructura de impacto PuchezhKatunki en Rusia, la estructura de impacto Ries en
Alemania, el cráter Chesapeake en EUA y el cráter
Chicxulub en México.16 Este trabajo estableció
que las mediciones con el método de exploración
óptica pueden exhibir una precisión de 1,5% para
una conductividad térmica en el rango de 0,1 a
50 W/m°K y de 2% para una difusividad térmica en
el rango de 0,1 × 10–6 a 5 × 10–6 m2/s. La teledetección remota y la naturaleza no destructiva de la
exploración óptica permiten probar muestras de
una diversidad de tamaños en forma sencilla y
repetida; el instrumento de laboratorio utilizado
en los estudios científicos caracteriza las muestras
de 1 a 70 cm [0,4 a 28 pulgadas] de largo.
Las mediciones obtenidas con el método de
exploración óptica también son relativamente inmunes a la forma y la calidad de la superficie de la
muestra, tolerando hasta 1 mm [0,04 pulgadas] de
rugosidad con poca pérdida de precisión. La velocidad de exploración se fija como rutina entre 1 y
ORSUM 12-THMPTS 8
Oilfield Review
10 mm [0,04 y 0,4 pulgadas] por segundo, lo que
usualmente permite una capacidad de aproximadamente una muestra por minuto. Las velocidades más lentas y una distancia más corta entre el
punto de calentamiento y el sensor de temperatura extienden la profundidad de investigación
de la medición, que puede alcanzar hasta 3 cm en
las muestras con una conductividad térmica
entre moderada y alta.
Un nuevo instrumento desarrollado en el
Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Moscú y diseñado en el Centro de Innovaciones
de Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA, ha
refinado aún más las especificaciones para una
medición óptica rápida y de alta resolución de las
propiedades térmicas (derecha). Este instrumento para la realización de perfiles de rocas,
alojado en el laboratorio de Servicios de Mecánica
de Rocas y Análisis de Núcleos de TerraTek,
detecta la heterogeneidad de la conductividad
térmica y de la difusividad térmica —o de la capacidad calorífica volumétrica, calculada a partir de
estas dos magnitudes— con una resolución superior a 0,4 mm [0,016 pulgadas] a una velocidad de
exploración de los núcleos de 3,0 mm/s [0,12 pulgadas/s] (derecha, extremo inferior).17
Volumen 24, no.3
Valor
Rango de conductividad térmica
0,2 a 6,0 W/m°K
Rango de difusividad térmica
(0,1 a 2,5) × 10–6 m 2/s
Precisión de la conductividad térmica
4%
Precisión de la difusividad térmica
5%
Resolución espacial en la generación de perfiles de rocas
Superior a 0,4 mm
Velocidad de exploración
3,0 mm/s
> Explorador óptico de alta resolución del Centro de Innovaciones de
Schlumberger en Salt Lake City, Utah.
Máximo
7,0
6,5
Exceso de temperatura, °C
14.Foliación es la estructura estratificada —la orientación,
disposición y textura de los minerales, granos y otros
constituyentes de las rocas— de las rocas metamórficas que han sido intensamente comprimidas en una
dirección.
15.Popov et al, referencia 12.
16.Popov Yu, Pohl J, Romushkevich R, Tertychnyi V y Soffel
H: “Geothermal Characteristics of the Ries Impact
Structure,” Geophysical Journal International 154, no. 2
(Agosto de 2003): 355–378.
Popov Yu, Romushkevich R, Korobkov D, Mayr S, Bayuk
I, Burkhardt H y Wilhelm H: “Termal Properties of Rocks
of the Borehole Yaxcopoil-1 (Impact Crater Chicxulub,
Mexico),” Geophysical Journal International 184, no. 2
(Febrero de 2011): 729–745.
Mayr SI, Burkhardt H, Popov Y, Romushkevich R,
Miklashevskiy D, Gorobtsov D, Heidinger P y Wilhelm H:
“Physical Rock Properties of the Eyreville Core,
Chesapeake Bay Impact Structure,” en Gohn GS, Koeberl
C, Miller KG y Reimold WU (eds): The ICDP-USGS Deep
Drilling Project in the Chesapeake Bay Impact Structure:
Results from the Eyreville Core Holes. Boulder, Colorado,
EUA: The Geological Society of America, Artículo
Especial 458 (2009): 137–163.
Se cree que el cráter de Chicxulub es una impronta del
impacto del asteroide catastrófico que puso fin a la era
de los dinosaurios. Para obtener más información,
consulte: Barton R, Bird K, García Hernández J,
Grajales-Nishimura JM, Murillo-Muñetón G, Herber B,
Weimer P, Koeberl C, Neumaier M, Schenk O y Stark J:
“Yacimientos de alto impacto,” Oilfield Review 21, no. 4
(Junio de 2010): 14–29.
17.Popov Yu, Parshin A, Chekhonin E, Gorobtsov D,
Miklashevskiy D, Korobkov D, Suárez-Rivera R y Green
S: “Rock Heterogeneity from Thermal Profiles Using an
Optical Scanning Technique,” artículo ARMA 12-509,
presentado en el 46º Simposio de Mecánica/
Geomecánica de las Rocas de EUA, Chicago,
24 al 27 de junio de 2012.
Parámetro
Promedio
6,0
5,5
Oilfield Review
SUMMER 12
Thermal Properties Fig. 9
ORSUM 12-THMPTS 9
5,0
4,5
0
50
100
Línea de exploración
150
200
Mínimo
250
300
Desplazamiento, mm
> Resolución y repetibilidad del método de exploración óptica. Dos exploraciones ópticas (rojo y azul,
extremo superior) de un núcleo de arenisca guijosa ilustran la fuerte heterogeneidad de las propiedades
térmicas de las rocas y la repetibilidad de las mediciones ópticas. El exceso de temperatura de
superficie —el incremento de temperatura medido a lo largo de una línea de exploración (amarillo,
extremo inferior) después del calentamiento con el rayo láser— es proporcional a la conductividad
térmica. La diferencia entre el valor máximo y el valor mínimo, dividida por el promedio, proporciona
una medida de la heterogeneidad de las propiedades.
31
32
El segundo descubrimiento, aún más interesante, fue el hecho de que el factor de heterogeneidad no superó el 15% al ser medido en muestras
saturadas con agua. Este resultado pudo ser expli-
cado a través de los valores de porosidad más
altos de las muestras cuyo factor de heterogeneidad, en condiciones secas, era superior al 15%
aproximadamente. El espacio intersticial, o el aire,
Cuenca de
Okhotsk
Yeniseisk-Anabar
Cuenca de
Timan-Pechora
Tungus
Middle Ob’
Región del Volga-Urales
Septentrionales
Región del Volga-Urales
Australes
R
S
U
I
A
> Muestras de núcleos de las provincias petroleras de Rusia. Los científicos compararon la
conductividad térmica medida con el método de exploración óptica de alta resolución con otras
propiedades petrofísicas en más de 8 000 muestras de núcleos de rocas sedimentarias de diversas
provincias petroleras de Rusia. La colección de muestras fue complementada con muestras de
pozos profundos con fines científicos y de campos petroleros de Alemania, México y EUA.
Muestras de las provincias de la región del
Volga-Urales Septentrionales y Australes
50
Factor de heterogeneidad, %
Propiedades térmicas de las rocas yacimiento:
Una base de datos en crecimiento
Dado que ahora los científicos pueden medir mejor
las propiedades térmicas, se están abriendo nuevos caminos petrofísicos. Al igual que muchas propiedades de las rocas, la conductividad térmica
depende de manera compleja de la composición y
la distribución de los minerales en la matriz de la
roca y de los fluidos en su espacio poroso. Los estudios que datan de la década de 1950 proporcionan
datos acerca de esta dependencia, pero hasta
hace poco dichos estudios eran limitados por la
existencia de técnicas de medición incapaces de
resolver capas y fracturas a escalas con una resolución superior a los centímetros. Por otra parte,
las técnicas convencionales no pueden determinar la conductividad térmica y la difusividad térmica simultáneamente y tienen dificultad para
caracterizar las rocas no consolidadas y las muestras de núcleos y núcleos pequeños saturados con
salmuera, petróleo o gas.18
La exploración óptica evita casi todos los obstáculos que impiden la determinación precisa y
rutinaria de las propiedades térmicas de las rocas.
Este método hizo posible un gran estudio petrofísico de más de 8 000 muestras, que comprendieron rocas sedimentarias de diversas litologías,
edades y marcos geológicos de ocho regiones geológicas, para descubrir nuevas conexiones entre
las propiedades térmicas de las rocas y los productos comunes de la evaluación petrofísica de
yacimientos: porosidad, permeabilidad, conductividad eléctrica, velocidad acústica y saturación
de fluido.19
La mayor parte de los núcleos de este estudio
provinieron de cuencas de provincias petroleras de
la ex-Unión Soviética (derecha, extremo superior).
Los científicos midieron la conductividad térmica
de todas las muestras tanto en condiciones secas
como en condiciones de saturación de fluidos, y las
exploraciones de alta resolución revelaron diversos rasgos clave de esta colección diversa.
Primero, los científicos descubrieron una gran
variación de las propiedades térmicas en las muestras secas individuales. Una medida simple de la
heterogeneidad existente en una muestra es la
diferencia entre la conductividad térmica máxima
y la conductividad térmica mínima a lo largo de
una línea de exploración, dividida por la conductividad promedio a lo largo de la misma línea.
Este factor de heterogeneidad, expresado como
un porcentaje, caracteriza el rango de conductividad de la muestra, como lo visualiza el método
de exploración óptica. Medido en las muestras
secas, el factor variaba entre el 4% y el 50% para
las rocas de la colección (derecha).
Seca
40
30
20
10
0
Saturada
de agua
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Números de muestras
> Heterogeneidad de la conductividad térmica y la porosidad. La heterogeneidad
de las propiedades térmicas de las rocas se relaciona íntimamente con las
variaciones de la porosidad. En esta gráfica, 50 muestras de caliza ricas en
contenido de arcilla, estudiadas bajo condiciones secas y de saturación de
agua, están dispuestas en orden creciente de heterogeneidad según su
medición en condiciones secas (azul). La heterogeneidad se cuantifica como
la diferencia entre las conductividades térmicas máxima y mínima medidas a
Oilfield Review
lo largo de una línea de exploración, dividida por el valor promedio a lo largo
SUMMER
de la línea. Cuando es inferior
al 15%12
aproximadamente, este factor de
Thermalseca
Properties
Fig.un11porcentaje pequeño si la
heterogeneidad de una muestra
cambia en
ORSUM
12-THMPTS
11 (rojo). Cuando es
muestra se satura con agua y se explora nuevamente
superior al 15%, el factor de heterogeneidad de una muestra seca en general
cambia radicalmente después de la saturación con agua. Los científicos
atribuyeron este efecto a las grandes variaciones espaciales de la porosidad
en las muestras con factores de heterogeneidad en condiciones secas
superiores al 15%. (Adaptado de Popov et al, referencia 12.)
Oilfield Review
Las exploraciones ópticas revelaron además
que la anisotropía puede ser una clave para descubrir nuevas relaciones entre las propiedades térmicas y otras propiedades petrofísicas. Un ejemplo
es la relación entre la conductividad térmica y la
permeabilidad (abajo). Estas dos propiedades
Provincia Middle Ob’
2,0
1,45
1,0
1,05
0,5
0
0,85
–0,5
δk
Permeabilidad medida en sentido
paralelo a la estratificación
0,65
–1,0
0,45
–1,5
Incremento de la anisotropía térmica
0,25
0
10
20
30
Logaritmo de permeabilidad
1,5
1,25
40
60
50
–2,0
Números de muestras
δk
X00
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
Arenisca polimítica maciza y estratificada
Limolita arcósica polimítica estratificada
X40
Intercalaciones de arenisca y limolita
Arenisca estratificada de cuarzo-mica de grano fino
Arenisca maciza de cuarzo-mica de grano fino
Arenisca polimítica estratificada
de grano medio y grueso
Arenisca maciza y estratificada de
cuarzo-mica de grano fino y grueso
Arenisca estratificada de
cuarzo-mica de grano fino y grueso
Arenisca estratificada de cuarzo-mica
X80
Y20
–1,5
–0,5
0,5
1,5
2,5
3,5
Logaritmo de permeabilidad
> Conductividad térmica anisotrópica y permeabilidad. La mayoría de las rocas sedimentarias poseen
propiedades térmicas anisotrópicas: la conductividad térmica medida en dirección paralela a la
estratificación en general es entre un 5% y un 50% más alta que su valor medido en sentido perpendicular
a la estratificación. Por otra parte, el valor medido en cada dirección cambia cuando se pasa de
condiciones secas a condiciones de saturación de agua. El grado de anisotropía térmica y su cambio
con la saturación de fluido se relacionan, en ambos casos, con la permeabilidad (extremo superior).
Las muestras con anisotropía térmica más alta generalmente poseen una permeabilidad más baja.
Además, el cambio porcentual de la conductividad térmica en sentido paralelo a la estratificación,
cuando se pasa de condiciones secas a condiciones de saturación de agua —magnitud que se
indica como δk || en estas gráficas— se relaciona estrechamente con el logaritmo de permeabilidad.
Las mediciones obtenidas en muestras de núcleos recolectadas a través de un intervalo de
profundidad de 140 m [450 pies] en la provincia de Middle Ob’ de Rusia indican que esta correlación
Oilfield
Review
se mantiene en diferentes litologías (extremo
inferior).
(Adaptado de Popov et al, referencia 19.)
SUMMER 12
Thermal Properties Fig, 13
ORSUM 12-THMPTS 13
Volumen 24, no.3
2,2
Arenisca polimítica maciza de grano fino
Profundidad, m
18.Los primeros estudios de las propiedades térmicas de
las rocas porosas saturadas con fluidos son los
siguientes:
Asaad Y: “A Study of the Thermal Conductivity of Fluid
Bearing Porous Rocks,” tesis doctoral, Universidad de
California, Berkeley, EUA, 1955.
Zierfuss H y van der Vliet G: “Laboratory Measurements
of Heat Conductivity of Sedimentary Rocks,” AAPG
Bulletin 40, no. 10 (Octubre de 1956): 2475–2488.
Somerton WH: “Some Thermal Characteristics of
Porous Rocks,” Petroleum Transactions, AIME 213
(1958): 375–378.
El Servicio Geológico de EUA posee una compilación
publicada de envergadura sobre las propiedades
térmicas de las rocas: Robertson EC: “Thermal
Properties of Rocks,” Reston, Virginia, EUA: Servicio
Geológico de EUA, Informe de Archivo Abierto
88-441 (1988).
19.Popov Y, Tertychnyi V, Romushkevich R, Korobkov D y
Pohl J: “Interrelations Between Thermal Conductivity
and Other Physical Properties of Rocks: Experimental
Data,” Pure and Applied Geophysics 160, no. 5–6 (2003):
1137–1161.
20.Walsh JB y Decker ER: “Effect of Pressure and
Saturating Fluid on the Thermal Conductivity of
Compact Rock,” Journal of Geophysical Research 71,
no. 12 (15 de junio de 1966): 3053–3061.
Pribnow D, Williams CF, Sass JH y Keating R: “Thermal
Conductivity of Water-Saturated Rocks from the KTB
Pilot Hole at Temperatures of 25 to 300°C,” Geophysical
Research Letters 23, no. 4 (15 de febrero de 1996):
391–394.
la roca con agua no modifica el rango medido de
valores de conductividad explorada. En dichas
rocas, la heterogeneidad a lo largo de una línea
de exploración surge directamente de las variaciones producidas en la composición o en la
mineralogía de la matriz de la roca.
δk
posee básicamente una conductividad térmica
nula, a diferencia de la mayoría de las rocas sólidas,
y se distribuye de manera compleja a escalas con
una resolución inferior a la de las exploraciones
ópticas; de aproximadamente 1 mm. Cuando su
baja conductividad térmica se promedia con la de
la matriz de roca, el espacio intersticial produce
efectos considerables en el resultado porque un proceso de exploración óptica detecta valores de conductividad altos y bajos, dependiendo de si el punto
calentado contiene más o menos espacio poroso.
Por el contrario, cuando el espacio poroso se
satura con agua, cuya conductividad térmica es
relativamente similar a la de la roca sólida, su
efecto sobre la conductividad térmica promedio es
mucho menos significativo.
Los científicos saben desde hace tiempo que
los cambios producidos en las propiedades térmicas son causados por la apertura de grietas y fisuras microscópicas en las muestras de rocas
llevadas de condiciones de alta presión en las
profundidades del subsuelo a condiciones de presión atmosférica en la superficie.20 Pero las exploraciones ópticas de alta resolución confirmaron
la importancia, para las propiedades térmicas, de
las variaciones producidas en la porosidad natural de las rocas sedimentarias por pequeñas que
sean. El valor umbral oscilante entre el 15% y el
20% en el factor de heterogeneidad es significativo: cuando las variaciones a lo largo de una
línea de exploración se mantienen por debajo de
este nivel en las muestras secas, la saturación de
33
Propiedades térmicas en
condiciones de yacimiento
La exploración óptica provee mediciones rápidas
de las propiedades térmicas en condiciones normales de laboratorio; temperatura ambiente y
presión atmosférica. A fin de calibrar estas mediciones con las condiciones existentes en el yacimiento, en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Moscú se construyó una cámara
especial para estudiar la influencia de la tempe-
34
ratura y la presión elevadas en las propiedades
térmicas (próxima página). El nuevo dispositivo
emplea una variante del método de fuente lineal
para determinar la conductividad y la difusividad
térmicas a temperaturas de hasta 250°C [480°F]
y presiones de hasta 200 MPa [29 000 lpc].
La presión de poro de la muestra y los componentes axiales y laterales del esfuerzo de confinamiento pueden ser modificados por separado
dentro de la cámara.23
La conductividad y la difusividad térmicas
generalmente exhiben una relación inversa con la
temperatura. Por ejemplo, con un incremento de
la temperatura de 25°C a 100°C [77°F a 212°F], la
conductividad térmica de las muestras de núcleos
del campo petrolero Yarega se redujo un 50%, en
tanto que la difusividad térmica disminuyó un 70%.
Un conjunto de mediciones obtenidas en muestras
seleccionadas en diferentes rocas yacimiento
determinó tendencias promedio para los cambios
Muestras del campo Yarega
Muestras secas
Muestras saturadas con petróleo
Muestras saturadas con salmuera
Conductividad térmica, W/m°K
7
6
5
4
3
2
1
0
5
0
10
15
20
25
3 000
3 500
4 000
Porosidad, %
30
Muestras del campo Yarega
Conductividad térmica, W/m°K
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1 500
2 000
2 500
4 500
Velocidad acústica, m/s
Muestras de Siberia Occidental
Concentración de NaCl:
240 g/cm3
120 g/cm3
60 g/cm3
Agua corriente
3,1
Conductividad térmica, W/m°K
dependen no sólo de la cantidad de espacio poroso,
sino también de su distribución a través del volumen de roca; en los poros aislados o en trayectos
conectados. Cuando se comparan sobre la base de
una colección de muestras de rocas, la permeabilidad y la conductividad térmica a menudo exhiben
una gran dispersión. Pero cuando las muestras se
limitan a rocas con un factor de heterogeneidad
superior al 20%, es decir a muestras en las que la
conductividad térmica es intensamente afectada
por los fluidos intersticiales, parece existir una
correlación directa entre la permeabilidad y el
cambio porcentual de la conductividad térmica al
pasar de condiciones secas a condiciones de saturación de agua. La relación es más fuerte cuando
tanto la conductividad térmica como la permeabilidad se miden en sentido paralelo a cualquier
estratificación. Una conclusión del gran estudio de
muestras de campos petroleros de Rusia fue que
un cambio relativo específico de la conductividad
térmica —definido como el cambio porcentual de
la conductividad térmica en la dirección paralela a
la estratificación al pasar de condiciones secas a
condiciones de saturación de agua— puede ser la
propiedad térmica más importante de la caracterización petrofísica de las rocas yacimiento.21
La comprensión de estas sutilezas permitió a
los científicos distinguir nuevas correlaciones que
relacionaron la conductividad térmica con la
porosidad, la velocidad acústica y la resistividad
eléctrica (derecha). Estos mapeos funcionales
resultan promisorios en ambas direcciones: pasar
de las propiedades petrofísicas estándar a la conductividad térmica abre la posibilidad de detectar
los cambios producidos en las propiedades térmicas lejos del pozo mediante sensores geofísicos
remotos con métodos eléctricos o sísmicos y proceder en la dirección inversa permite que las
exploraciones ópticas de alta resolución exploren
la heterogeneidad petrofísica de las rocas tanto en
la escala macroscópica como en la microscópica.
Las propiedades térmicas de las rocas también
pueden ayudar a cuantificar esta heterogeneidad
multiescalar en la evaluación de los yacimientos no
convencionales, tales como las lutitas gasíferas.22
2,9
2,7
2,5
2,3
2,1
1,9
1,7
1,5
0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
Logaritmo de resistividad
> Correlación de la conductividad térmica con la porosidad, la velocidad acústica y la resistividad
eléctrica. Las conductividades térmicas de las muestras del campo Yarega muestran una buena
correlación con la porosidad (extremo superior) y con la velocidad acústica (centro). Las líneas
sólidas de los dos paneles superiores se basan en los mejores ajustes a las mediciones por mínimos
cuadrados para las curvas con una dependencia exponencial de la conductividad térmica con respecto
a la porosidad y la velocidad acústica. Las mediciones obtenidas en muestras de Siberia Occidental
(extremo inferior) muestran una correlación entre la conductividad térmica y la resistividad. Las líneas
sólidas de las gráficas inferiores corresponden a los mejores ajustes a las mediciones para las
curvas con una dependencia logarítmica de la conductividad térmica con respecto al logaritmo
de resistividad.
Oilfield Review
21.Popov et al, referencia 19.
22.Popov et al, referencia 17.
23.Popov YA, Spasennykh MY, Miklashevskiy DE, Parshin
AV, Stenin VP, Chertenkov MV, Novikov SV y Tarelko NF:
“Thermal Properties of Formations from Core Analysis:
Evolution in Measurement Methods, Equipment, and
Experimental Data in Relation to Termal EOR,” artículo
CSUG/SPE 137639, presentado en la Conferencia sobre
Recursos No Convencionales de Canadá e Internacional
del Petróleo, Calgary, 19 al 21 de octubre de 2010.
24.Popov Yu, Parshin A, Miklashevskiy D y Abashkin V:
“Instrument for Measurements of Linear Termal
Expansion Coefficient of Rocks,” artículo ARMA 12-510,
presentado en el 46º Simposio de Mecánica/
Geomecánica de las Rocas de EUA, Chicago, 24 al 27 de
junio de 2012.
ASTM International: “Standard Test Method for Linear
Thermal Expansion of Solid Materials with a Push-Rod
Dilatometer,” West Conshohocken, Pensilvania, EUA,
ASTM E228-11, abril de 2011.
25.Popov et al, referencia 24.
26.Popov et al, referencia 23.
Volumen 24, no.3
Propiedades térmicas en campos
de petróleo pesado de Rusia
Desde su introducción en la década de 1980, el
método de exploración óptica ha medido las propiedades térmicas de más de 80 000 muestras de rocas.
Alrededor del 10% de las muestras provienen de
15 campos de petróleo y gas de Rusia.26 La creciente base de datos de propiedades térmicas de
yacimientos está comenzando a modificar la
forma en que los petrofísicos visualizan la importancia de la heterogeneidad en los procesos EOR.
Por ejemplo, las propiedades térmicas de las
rocas medidas mediante exploraciones en más de
500 núcleos de la zona de producción y de las formaciones adyacentes del campo Yarega mostraron variaciones de hasta un 150% a través de
distancias de pocos metros. Las variaciones más
grandes se correlacionaron en general con cambios litológicos, pero el grado de heterogeneidad
en las muestras secas individuales fue inesperado.
Además, se observaron diferencias en la conductividad y la difusividad térmicas de hasta un 120%
Presión de poro
Cables de entrada y salida
Termostato de agua
Compuerta de potencia
superior
Aros de caucho
Caucho de sello
Medidor de esfuerzo
axial
Yunta elástica
Pantalla térmica
Contenedor disparado
Discos de aislamiento
térmico
Muestra de roca
Calentador externo
Presión lateral
(de la sobrecarga)
Émbolo
Compuerta de potencia
inferior
Presión para el
esfuerzo axial
Aros de caucho
Tornillo interno
inferior
12
Muestra de roca
Fuente lineal
de platino
Cable de
potencial
de platino
Fuente lineal de platino
Cable de
potencial
de platino
Conductividad térmica, W/m°K
producidos en las propiedades térmicas con la
temperatura, que luego se aplicaron a todas las
mediciones de la base de datos.
A fin de conectar las propiedades térmicas con
las mecánicas, en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Moscú se desarrolló un nuevo instrumento para medir la expansión térmica de las
muestras de núcleos a través de un rango de temperaturas de yacimiento típicas. El instrumento, que
utiliza un método de prueba estándar denominado
dilatómetro de varillas de cuarzo, tiene cabida para
muestras en forma de cubo o bien para las muestras de núcleos cilíndricos estándar utilizadas en
los estudios petrofísicos —de 3 cm de diámetro y
longitud— y mide los coeficientes de expansión
térmica anisotrópica, orientando la misma muestra
en diferentes posiciones. Esta técnica de medición
produce resultados más consistentes que los enfoques convencionales en los que la expansión térmica a través de una diversidad de direcciones se
mide en tres muestras diferentes extraídas del
mismo núcleo de roca. Una secuencia de medición
habitual, que insume unas 12 horas, determina el
coeficiente de expansión térmica a temperaturas
oscilantes entre 20°C y 300°C [70°F y 572°F] en
incrementos de temperatura de 20°C.24
Un segundo instrumento de TerraTek provee
mediciones de la expansión térmica a presión
elevada. El dispositivo tiene cabida para núcleos
de muestras cilíndricas secas o saturadas de 5 cm
[2 pulgadas] de largo y entre 2,5 y 3,8 cm [1 y
1,5 pulgadas] de diámetro. La muestra puede ser
cargada axial y radialmente en dos direcciones y
someterse a un esfuerzo de confinamiento hidrostático máximo de 27 MPa [3 900 lpc]. El dispositivo mide los coeficientes de expansión térmica a
temperaturas de hasta 200°C [400°F] en unos
pocos incrementos de temperatura.25
1
2
3
11
10
9
8
7
6
5
4
20
40
60
80
100
120
140
Temperatura, °C
0,1
25
50
80
100
130
Presión, MPa
> Medición de las propiedades térmicas en condiciones de alta temperatura y alta presión. Los científicos
del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú construyeron una cámara (extremo superior)
para determinar las propiedades térmicas de las rocas en condiciones de yacimiento. La celda de
medición (extremo inferior izquierdo), que emplea una versión del método de fuente lineal, fue calibrada
con cristales de cuarzo, un material con propiedades térmicas anisotrópicas bien conocidas.
Las mediciones (extremo inferior derecho) indican que los valores para la conductividad térmica a
lo largo de los ejes principales (1, 2 y 3) del tensor de conductividad térmica de cuarzo, medidos a
diferentes temperaturas y presiones con el nuevo instrumento (círculos sólidos), son comparables
con los resultados publicados (círculos huecos). (Adaptado de Popov et al, referencia 23.)
Oilfield Review
SUMMER 12
Thermal Properties Fig. 15
ORSUM 12-THMPTS 15
35
Conductividad
térmica, W/m°K
X85
0
1
2
3
4
Difusividad
térmica, 10–6 m2/s
5
6 0,5
1,0
1,5
Capacidad calorífica
volumétrica, MJ/m3°K
2,5 0,5 1,0
2,0
1,5
2,0
2,5
3,0 3,5 4,0
X90
X95
Muestra seca
Muestra saturada
de petróleo
Y00
Profundidad, m
Y05
Muestra saturada
de agua
Y10
Y15
Arenisca cuarzosa
y arenisca con
leucoxena
Y20
Arenisca cuarzosa
Y25
Limolita con capas
de arenisca y
arenisca limosa
Y30
Limolita
Y35
Basalto
Y40
> Variación de las propiedades térmicas de las rocas. Las propiedades térmicas del campo petrolero
Yarega muestran grandes variaciones —de hasta 150%— a través de un intervalo de 50 m [166 pies]
que cubre las profundidades de las operaciones de minería térmica. Cada punto de medición
representa una muestra de núcleo independiente medida en varias condiciones. Las líneas de colores
representan los promedios móviles de los datos. (Adaptado de Popov et al, referencia 23.)
Conductividad térmica, W/m°K
entre muestras de rocas casi idénticas saturadas
con aire, petróleo o agua (arriba).
En general, los rangos de propiedades térmicas observados en el estudio del campo Yarega
oscilaron entre 0,8 y 5,2 W/m°K para la conductividad térmica y entre 1,1 y 3,4 MJ/m3°K para la
capacidad calorífica volumétrica. Los coeficientes de expansión térmica lineal, medidos en
muestras del campo Yarega en condiciones de
yacimiento, variaron en más de un factor de dos,
de 8 × 10–6 a 17 × 10–6 por °K.
6
Esta variación supera ampliamente lo observado en estudios previos. Las mediciones obtenidas con el método de exploración óptica y las
mediciones complementarias están revelando,
posiblemente por primera vez, la variabilidad
natural de las propiedades térmicas de los yacimientos; causada por la heterogeneidad natural
de la textura de las rocas, la composición mineral
y la composición orgánica, o por cambios en la
saturación de fluido, la temperatura y la presión.
Todos estos factores afectan el flujo de calor
Aritmética
Rango de mediciones obtenidas
mediante exploración óptica
4
Landau
Weiner
2
0
0
10
Oilfield ReviewArmónica
SUMMER 12
Thermal Properties
Fig, 16
20
ORSUM 12-THMPTS
Porosidad, % 16
Hashin-Shtrikman
30
40
> Modelos de propiedades térmicas de las rocas. Los ingenieros de yacimientos utilizan modelos
predictivos, conocidos como leyes de las mezclas, para calcular la conductividad térmica volumétrica
de una roca como una función de la porosidad a partir de las conductividades de la matriz sólida y el
fluido saturante. Cada modelo emplea diferentes hipótesis acerca de la distribución del espacio poroso.
Las predicciones de las leyes de mezclas estándar para las areniscas cuarzosas saturadas de petróleo,
con una conductividad térmica de la matriz de 6,6 W/m°K y una porosidad variable, se superponen
sobre el rango de conductividades térmicas medidas mediante exploración óptica de las areniscas
saturadas de petróleo del campo Yarega (sombreado azul), pero pueden diferir de los valores reales
para muestras específicas en más de un 100%.
36
hacia el interior del yacimiento y, por consiguiente, los pronósticos de producción para los
proyectos de recuperación térmica.
Diseño preciso y control de
los procesos EOR térmicos
La estimación de los aspectos económicos de los
procesos de EOR térmicos requiere que los operadores pronostiquen con precisión el volumen de
hidrocarburos adicionales que se producirán en
un campo y las tasas de producción de los pozos
luego de un tratamiento de estimulación con una
cantidad de calor determinada. Las propiedades
térmicas utilizadas en estas simulaciones de yacimientos a menudo se derivan de modelos teóricos,
conocidos como leyes de las mezclas, que estiman
las propiedades térmicas combinadas de un volumen de roca y fluido intersticial a partir de las
fracciones volumétricas de sus componentes.27
Los valores de conductividad térmica obtenidos
a partir de las leyes de las mezclas estándar pueden
compararse con los resultados experimentales
obtenidos mediante exploración óptica (izquierda,
extremo inferior). Si bien las leyes de las mezclas
proporcionan límites de utilidad, los valores pronosticados pueden diferir de los valores medidos en
más de un factor de dos. También se observan discrepancias grandes similares entre las configuraciones predeterminadas para la conductividad
27.Las propiedades físicas volumétricas de un material
compuesto por lo general no pueden ser calculadas
con precisión sin el conocimiento de la distribución
microscópica de sus componentes. Las leyes de las
mezclas son combinaciones matemáticas de las
propiedades de los componentes para estimar las
propiedades volumétricas. Algunos ejemplos son la
media aritmética ponderada, la media armónica
ponderada, la media geométrica ponderada y el
modelo de Hashin-Shtrikman.
Para obtener más información sobre las leyes de las
mezclas, consulte: Berryman JG: “Mixture Theories for
Rock Properties,” en Ahrens TJ (ed): Rock Physics &
Phase Relations: A Handbook of Physical Constants.
Washington, DC: American Geophysical Union (1995):
205–228.
Zimmerman RW: “Thermal Conductivity of
Fluid-Saturated Rocks,” Journal of Petroleum
Science and Engineering 3, no. 3 (1989): 219–227.
28.Popov Y, Parshin A, Ursegov S, Taraskin E, Chekhonin E,
Andrianov N, Bayuk I y Pimenov V: “Thermal Reservoir
Simulation: Thermal Property Data Uncertainties and
Their Influence on Simulation Results,” artículo
WHOC12-291, presentado en el Congreso Mundial
de Petróleo Pesado, Aberdeen, 10 al 13 de septiembre
de 2012.
29.Para obtener más información sobre las operaciones de
cementación, consulte: Boisnault JM, Guillot D,
Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM,
Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I,
Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in
Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1
(Primavera de 1999): 16–29.
30.Para obtener más información sobre los asfaltenos,
consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang
D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall
AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T:
“Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,”
Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.
Oilfield Review
Otras aplicaciones
Muchos procesos petroleros, además de la estimulación térmica, pueden beneficiarse por el
hecho de que los operadores cuenten con un
conocimiento preciso de las propiedades térmicas existentes en torno al pozo. Por ejemplo, una
operación de cementación tiene que mantener la
presión en el espacio anular existente entre la
tubería de revestimiento y la formación en el
rango estrecho comprendido entre la presión de
poro de la formación y la presión de fractura de
la formación. Este requerimiento se mantiene a
lo largo de toda la extensión del pozo desde que
se inicia la operación hasta que se cura completamente el cemento. Dado que el proceso de
curado puede elevar la temperatura de la lechada
Volumen 24, no.3
Yacimiento
Temperatura, °C
Pozo de calentamiento
50
110
170
230
290
Pozo productor
TC
,V
×2
3,0
TC,
2,5
C
VH
40
×2
30
2,0
1,5
20
Variación
relativa
1,0
10
0,5
0
0
5
10
Número de años
7
15
0
60
6
TC ×
5
C×2
50
2, VH
40
HC
TC, V
4
30
3
20
2
10
1
0
Variación relativa, %
50
HC
3,5
Relación vapor-petróleo acumulado
4,0
Variación relativa, %
Producción acumulada de petróleo, × 10 5 m 3
térmica y la capacidad calorífica volumétrica programada en la mayoría de los simuladores de
yacimientos y los valores promedio calculados a
partir de la base de datos de propiedades térmicas medidas, que se encuentra en el Centro de
Investigaciones de Schlumberger en Moscú.28
Un modelo simplificado de un proceso SAGD
ilustra la importancia de utilizar propiedades de
rocas precisas en las simulaciones de los procesos EOR térmicos (derecha). Este modelo consiste en dos pozos horizontales que cruzan una
zona productiva de 150 m por 500 m por 25 m
[490 pies por 1 640 pies por 80 pies] con propiedades térmicas y de producción uniformes, típicas de los yacimientos de arenas bituminosas.
Los parámetros de medición clave para una operación SAGD son la producción acumulada de
petróleo (COP) y la relación vapor-petróleo acumulado (CSOR), que es la relación volumétrica
entre el vapor ingresado y el petróleo producido.
Esta relación determina en gran medida la eficiencia de un proceso de inyección de vapor.
Las simulaciones en las que se variaron la conductividad térmica y la capacidad calorífica volumétrica en factores de dos —para reflejar un
rango de incertidumbres asociadas con las propiedades de los yacimientos— muestran escenarios de producción con desviaciones relativas de
los parámetros COP y CSOR, oscilantes entre el
20% y el 50%, que persisten a lo largo de toda la
operación SAGD simulada.
Las implicancias económicas para los diversos
escenarios difieren de manera drástica entre sí y,
dada la duración habitual de un proyecto EOR,
poseen consecuencias a largo plazo. Las predicciones de producción basadas en propiedades
térmicas de las rocas derivadas empíricamente
pueden proporcionar a los operadores de campo
expectativas realistas con respecto a los retornos
de las inversiones de capital.
0
5
10
15
0
Número de años
> Sensibilidad de una operación SAGD con respecto a las propiedades térmicas de los yacimientos.
En las operaciones SAGD (extremo superior), se inyecta vapor en un pozo de calentamiento y se produce
petróleo desde un pozo productor. Las predicciones del desempeño de una operación SAGD con el
tiempo —en términos de producción acumulada de petróleo (extremo inferior izquierdo) y relación
vapor-petróleo acumulado (extremo inferior derecho)— varían con las propiedades térmicas modeladas
de la zona yacimiento. El escenario base (línea negra de guiones) es modelado con valores promedio
asumidos, o medidos, de capacidad calorífica volumétrica (VHC) y conductividad térmica (TC) para la
zona yacimiento. La variación de la producción acumulada de petróleo respecto del escenario base es
determinada en el lado bajo, mediante la duplicación de la capacidad calorífica volumétrica (izquierda,
línea roja de guiones), con lo que se reduce el incremento de temperatura para una cantidad dada de
calor inyectado. La variación de la producción de petróleo en el lado alto es determinada mediante la
duplicación de la conductividad térmica (izquierda, línea roja), lo que incrementa la velocidad con la
que se propaga el incremento de temperatura en el pozo de calentamiento a través del yacimiento.
El incremento de la conductividad térmica o de la capacidad calorífica volumétrica eleva la relación
vapor-petróleo acumulado (derecha, línea roja) con respecto a su valor en el escenario base (línea
negra de guiones). Los cambios relativos (verde) de la producción de petróleo y de la relación
vapor-petróleo en estos escenarios diferentes alcanzan el 40% en los primeros años de producción y
persisten en niveles superiores al 20% durante 10 o más años. (Adaptado de Popov et al, referencia 28.)
en más de 100°C [180°F], la presión y la tempera- mientos modernos calculan los cambios de pretura existentes en el espacio Oilfield
anular pueden
Reviewser sión, volumen y temperatura que acompañan la
intensamente afectadas por laSUMMER
respuesta 12
térmica trasferencia de masa y calor durante los procesos
Properties Fig,
de las rocas adyacentes y susThermal
fluidos intersticiade18
producción o de prueba, pero a menudo utilizan
ORSUM 12-THMPTS 18
les. El conocimiento de los valores reales de las valores promedio de las propiedades térmicas,
propiedades térmicas de una formación ayuda a basados generalmente en mediciones puntuales
los operadores a determinar la mejor elección de obtenidas en núcleos, para caracterizar todo el
mezclas y aditivos de cementación.29
yacimiento. La creciente base de datos de mediOtro proceso importante controlado en parte ciones, posibilitada a través del método de explopor el régimen de temperatura existente cerca del ración óptica, demuestra que las propiedades
pozo, y, por consiguiente, por la distribución de las térmicas de las rocas varían significativamente
propiedades térmicas en las adyacencias, es la tanto en la escala macroscópica como en la escala
precipitación de asfaltenos que pueden obstruir la microscópica. La comprensión de los efectos de la
producción a través del taponamiento de los tra- heterogeneidad en el proceso de rescalado de las
yectos de flujo. El conocimiento del lugar probable exploraciones térmicas de núcleos de alta resolude precipitación de los asfaltenos ayuda a los inge- ción a las simulaciones de yacimientos completos
nieros a diseñar mejores terminaciones de pozos.30 constituye un desafío fundamental para los ingeLa producción de petróleo es básicamente un nieros a cargo de la construcción de la próxima
—MO
proceso termomecánico. Los simuladores de yaci- generación de modelos de yacimientos.
37
De cuenca a cuenca:
La tectónica de placas en exploración
Ian Bryant
Nora Herbst
Houston, Texas, EUA
Paul Dailly
Kosmos Energy
Dallas, Texas
Los principios de la teoría de la tectónica de placas ayudan a los exploradores
a comprender y evaluar las extensiones productivas (plays) de hidrocarburos.
Desde principios del siglo XXI, estas ideas han sido aplicadas con éxito en las
cuencas presalinas y en los abanicos turbidíticos de las costas de América del Sur
y África Occidental. Guiadas por la tectónica global de placas, las compañías de
John R. Dribus
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
exploración están aplicando las estrategias que resultaron exitosas en las extensiones
Roberto Fainstein
Al-Khobar, Arabia Saudita
extensiones productivas similares en la costa opuesta.
Nick Harvey
Neftex
Abingdon, Inglaterra
Angus McCoss
Tullow Oil plc
Londres, Inglaterra
Bernard Montaron
Beijing, República Popular de China
David Quirk
Maersk Oil
Copenhague, Dinamarca
Paul Tapponnier
Universidad Tecnológica de Nanyang
Singapur
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Otoño de 2012: 24, no. 3.
Copyright © 2013 Schlumberger.
Por su colaboración en la presentación de este artículo,
se agradece a Steve Brown, Copenhague, Dinamarca;
George Cazenove y Jonathan Leather, Tullow Oil plc,
Londres; James W. Farnsworth, Cobalt International
Energy, Inc., Houston; Winston Hey, Houston; Susan
Lundgren, Gatwick, Inglaterra; y Richard Martin y
Mike Simmons, Neftex, Abingdon, Inglaterra.
Petrel es una marca de Schlumberger.
38
productivas de una de las costas del Atlántico Sur para descubrir y comprobar
Los descubrimientos nuevos a menudo surgen de
éxitos previos. Cuando un concepto de extensión
productiva ha demostrado ser comercialmente
viable, las compañías petroleras pueden aplicar
las características de su extensión productiva
en un marco regional o global en busca de
otras acumulaciones. A través de la integración
de información de exploración, datos de perforación y modelos geológicos de una extensión productiva exitosa, y mediante la aplicación de
modelos de tectónica de placas, los geocientíficos
están descubriendo extensiones productivas análogas en las cuencas oceánicas.
Desde el Mar del Norte hasta el Golfo de México
y desde las áreas marinas de América del Sur hasta
las áreas marinas de África, los exploracionistas
han descubierto importantes campos de petróleo
y gas en los sistemas de márgenes continentales.
Las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo
frente a la costa de Brasil contienen prolíficos descubrimientos de petróleo, y la aplicación de los
conceptos de tectónica de placas ha hecho posible que los exploradores extendieran esa extensión productiva a través del Atlántico hasta el área
marina de África Occidental. En los últimos años,
las compañías de exploración han aplicado los
principios de la tectónica de placas para extender
y relacionar las extensiones productivas de abanicos turbidíticos de edad Cretácico Superior hacia el
oeste; desde África Occidental, a través del Atlántico
ecuatorial, hasta la Guayana Francesa y Brasil.
Este artículo describe algunos de los conceptos
fundamentales que utilizan los geocientíficos de
nuestros días para extrapolar las extensiones
productivas a través de las cuencas oceánicas.
Algunos casos de estudio demuestran cómo los
exploradores han utilizado la tectónica de placas
y la geología regional para expandir las campañas
de exploración en ambas direcciones a través del
Océano Atlántico.
Conceptos básicos
Los conceptos de cuencas, sistemas petroleros y
extensiones productivas de hidrocarburos son vitales en la exploración petrolera. Las cuencas recogen los sedimentos, que se convierten en los pilares
para los sistemas petroleros. Un sistema petrolero
comprende una roca generadora activa y el petróleo y el gas provenientes de ésta, que migran hacia
un yacimiento donde son confinados por una
trampa y un sello.1 Una extensión productiva es un
modelo utilizado para buscar depósitos de hidrocarburos con características similares. Los sistemas
petroleros pueden contener una o más extensiones
productivas, dependiendo del yacimiento y del tipo
de mecanismo de entrampamiento.2 Los especialistas en exploración aplican sistemáticamente
estos conceptos para localizar áreas prospectivas
para perforación. Las plataformas de software
para bases de datos, integración de datos y modelado están ayudando a los especialistas a optimizar
sus flujos de trabajo de exploración.
Oilfield Review
Una cuenca es una depresión en la superficie
terrestre que acumula sedimentos. Las cuencas se
forman cuando la litosfera se estira, se fractura, se
carga o se comprime en respuesta a los procesos
tectónicos globales. Estos procesos gobiernan además el tamaño y la profundidad —el espacio disponible o alojamiento— de una cuenca, en tanto
que las condiciones climáticas determinan el
ingreso de agua y sedimentos como material de
relleno de cuenca.
Volumen 24, no.3
1. Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuch T, Hantschel T,
Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen
N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado
de cuencas y sistemas petroleros,” Oilfield Review 21,
no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.
Stewart L: “La búsqueda de petróleo y gas,” Oilfield Review
23, no. 2 (Diciembre de 2011): 65–66.
2. Doust H: “Placing Petroleum Systems and Plays in
Their Basin History Context: A Means to Assist in the
Identification [of] New Opportunities,” First Break 21,
no. 9 (Septiembre de 2003): 73–83.
Doust H: “The Exploration Play: What Do We Mean
By It?,” AAPG Bulletin 94, no. 11 (Noviembre de 2010):
1657–1672.
39
O Estratos de sobrecarga
C Roca de cubierta
R Yacimientos
Rocas generadoras
Terciario
O
C
R
Sedimentos
arcillosos-arenosos
C
Margas
Corteza
oceánica
Corteza continental
Cretácico
C
R
Caliza
C
C
Litosfera
R
Sal
Sedimentos lacustres
contemporáneos con
el hundimiento (synrift)
> Sistemas petroleros. Los exploracionistas definen al sistema petrolero como el conjunto de elementos y procesos geológicos que
son esenciales para la existencia de una acumulación de petróleo. Esta sección transversal muestra un resumen de los sistemas
petroleros a lo largo de uno de los márgenes continentales del Atlántico Sur. Los elementos geológicos deben estar presentes en el
siguiente orden: la roca generadora contiene materia orgánica, la roca yacimiento recibe los hidrocarburos y posee porosidad y
permeabilidad suficientes para su almacenamiento y recuperación, la roca de cubierta que actúa como sello es impermeable para
mantener los fluidos en el yacimiento y los estratos de sobrecarga sepultan a la roca generadora hasta profundidades que exhiben
condiciones óptimas de presión y temperatura para la maduración de la roca generadora y la generación de hidrocarburos. La etapa
de hundimiento del Océano Atlántico Sur comenzó con la extensión y el fallamiento (líneas sólidas negras a líneas de guiones) de la
corteza continental (marrón). La corteza continental disminuyó de espesor y finalmente se escindió. Con la separación de las dos
partes de la corteza continental (aquí sólo se muestra el lado derecho), en una dorsal meso-oceánica (no exhibida) se formó la corteza
oceánica (gris) durante la expansión del fondo oceánico. El margen continental corresponde al lugar donde la corteza continental
adelgazada se encuentra con la corteza oceánica. Las cuencas lacustres contemporáneas con el hundimiento (synrift) fueron
preservadas y rellenadas con rocas generadoras (azul) y rocas yacimiento (blanco), que finalmente quedaron entrampadas y selladas
por debajo de la sal (púrpura). Los hidrocarburos provenientes de las rocas generadoras de la fase contemporánea con el hundimiento
migraron hacia los yacimientos de caliza (ladrillos verdes) que fueron sepultados y entrampados debajo de margas post-salinas (verde).
Las margas también actuaron como rocas generadoras (verde oscuro). Durante la edad Terciario, los sedimentos arcillosos-arenosos
(amarillo y canela) sepultaron el margen, proporcionando la roca generadora, los yacimientos, la roca de cubierta y la sobrecarga.
[Ilustración adaptada de Huc AY: “Petroleum in the South Altantic,” Oil & Gas Science and Technology—Revue de l’Institut Français
du Pétrole 59, no. 3 (Mayo–Junio de 2004): 243–253.]
Las cuencas pueden deformarse por los movimientos tectónicos: extensión, compresión, movimiento de desplazamiento de rumbo o cualquier
combinación de éstos. El movimiento de extensión
puede producir la formación de fallas normales y
ser acompañado por la extensión, adelgazamiento
y hundimiento de la corteza. La compresión produce acortamiento y espesamiento y la formación
de fallas de corrimiento y pliegues. El movimiento
de desplazamiento de rumbo da lugar al fenómeno
de traslación y a la formación de fallas laterales.
Una combinación de estos fenómenos produce
cuencas de tracción, bloques de curvatura hacia
arriba y desplazamiento oblicuo por transtensión
o transpresión. De este modo, los movimientos
40
locales o de gran escala proporcionan el impulso
para la creación de trampas estratigráficas
o estructurales. Las trampas estratigráficas son el
resultado de cambios faciales o de la yuxtaposición
de estratos impermeables y permeables. Las trampas estructurales se forman como resultado de la
deformación de los estratos. La historia tectónica
Fig1_6
y estratigráfica
de una cuenca le confiere un
marco global y regional para su formación, relleno
y deformación.3
Los equipos de exploracionistas compuestos
por geólogos, geoquímicos, paleontólogos, geofísicos y petrofísicos descifran la historia de una
cuenca y de una secuencia de eventos tectónicos y
ciclos de sedimentación que conforman el relleno
de una cuenca e identifican las rocas generadoras
presentes en la cuenca y las correlacionan con
hidrocarburos entrampados conocidos. Además, los
equipos examinan los elementos y procesos geológicos que formaron las rocas generadoras y trampas conocidas para desarrollar avances (leads)
semejantes a otras acumulaciones generadas en
forma similar (arriba). Luego de algunas investigaciones adicionales, si aún parece tener potencial
para entrampar hidrocarburos, el avance se convierte en un área prospectiva.4
Una vez identificadas, las áreas prospectivas
se clasifican según la incertidumbre, el riesgo, la
recompensa potencial y el valor de mercado de
los hidrocarburos.
Oilfield Review
Rentabilidad de proyectos y portafolios
Interpretación de cuencas a áreas
prospectivas basada en modelos
Evaluación de extensiones productivas y áreas prospectivas
Análisis geomecánico y de sellos
Trampa
Yacimiento
Modelado de la carga y la secuencia
cronológica de los sistemas petroleros
Restauración estructural
> Plataforma del software de exploración. Los especialistas en exploración combinan la información sísmica, los registros de pozos, los datos
geoquímicos y de flujo de calor, y otros datos geológicos para trabajar desde la escala de cuenca hasta la escala de área prospectiva (extremo superior
central, en sentido horario, hacia el centro a la derecha). Los modelos de trampas (extremo superior derecho) y de yacimientos (centro a la derecha) en
escala regional a escala de área prospectiva, confeccionados en la plataforma Petrel, se benefician a través de la integración con las herramientas de
restauración estructural (extremo inferior derecho) y el modelado de sistemas petroleros (extremo inferior central). Tanto las herramientas de modelado
de sistemas petroleros como las herramientas de restauración estructural pueden ser utilizadas para adquirir conocimientos acerca de la geomecánica
de la cuenca a fin de guiar la evaluación de los sellos (extremo inferior izquierdo) y planificar los pozos de exploración. Las herramientas de evaluación
de riesgos permiten a los equipos de exploración asignar incertidumbres y riesgos a superficies y áreas prospectivas perforables (centro a la izquierda).
La evaluación económica de los proyectos petroleros posibilita la planeación de los portafolios de exploración (extremo superior izquierdo).
Los sistemas de software integrados con
herramientas incorporadas de mapeo y análisis
de sistemas petroleros y extensiones productivas,
tales como la plataforma Petrel E&P, ayudan a
los geocientíficos a evaluar las cuencas (arriba).5
Los geocientíficos utilizan estos sistemas para
construir y compartir modelos geológicos en 3D y
proporcionar un entorno para el almacenamiento
de datos y modelos.
Volumen 24, no.3
3. Una facies es una unidad de roca definida por las
características que la distinguen de las unidades
adyacentes.
Para obtener más información sobre las trampas
estratigráficas y estructurales, consulte: Caldwell J,
Chowdhury A, van Bemmel P, Engelmark F, Sonneland
L y Neidell NS: “Exploring for Stratigraphic Traps,”
Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 48–61.
Para un análisis de la estratigrafía secuencial,
consulte: Neal J, RischFig2_1
D and Vail P: “Sequence
Stratigraphy—A Global Theory for Local Success,”
Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 51–62.
4. Esta cadena de eventos desde la fuente de hidrocarburos
hasta su lugar de descanso en un yacimiento distante
corresponde a los sistemas petroleros convencionales.
Para los sistemas no convencionales, la roca generadora
(roca madre) también puede ser la roca yacimiento.
Dichos sistemas no convencionales incluyen el petróleo
y el gas provenientes de las lutitas o del metano
contenido en capas de carbón.
McCarthy K, Rojas K, Niemann M, Palmowski D, Peters K
y Stankiewicz A: “La geoquímica básica del petróleo para
la evaluación de las rocas generadoras,” Oilfield Review
23, no. 2 (Diciembre de 2011): 36–48.
5. Al-Hajeri et al, referencia 1.
41
Momento actual
Descubrimiento del campo Jubilee,
Cuenca de Tano
Descubrimiento del campo Zaedyus,
Cuenca de Guyana-Surinam
Cretácico
Precámbrico
Proyección de la
extensión productiva (play)
Momento actual
Cretácico
Precámbrico
Descubrimiento del
campo Tupi,
Cuenca de Santos-Campos
Rocas volcánicas extrusivas
Ausencia de depositación
Depósitos clásticos ricos en contenido orgánico
Facies lacustre
Depósitos clásticos marinos profundos con
predominio de arena
Facies parálica
Carbonatos marinos profundos
Carbonatos marinos someros
Depósitos clásticos marinos profundos
Depósitos clásticos marinos someros
Sedimentos terrestres
Descubrimientos de los
campos Azul y Cameia,
Cuenca de Kwanza
> Márgenes conjugados del Atlántico Sur a través del tiempo geológico. Dos modelos geológicos regionales, construidos a partir de las costas opuestas
del Atlántico Sur, son restringidos con un modelo estratigráfico secuencial global. Mediante la asimilación de las interpretaciones en un ambiente 3D,
utilizando la plataforma Petrel, los geocientíficos derivaron un flujo de trabajo con el fin de poblar un modelo geocelular a escala de placa tectónica para
la evolución sedimentaria de los márgenes a través del tiempo geológico, como se ilustra en la vista explotada de los márgenes continentales del Atlántico
Sur desde el Precámbrico, en la superficie más profunda, hasta el momento actual en la superficie superior. Los datos recolectados de este modo, con una
plataforma de software común, permiten a los exploracionistas proyectar las facies de sistemas petroleros en una región pobre en datos, mediante la
utilización de la estratigrafía secuencial y los elementos del modelado de sistemas petroleros de una región rica en datos, para correlacionar y extrapolar
las facies asociadas. Un ejemplo reciente de este enfoque puede encontrarse en el margen transformante, donde los conceptos de exploración exitosos
desarrollados para los abanicos turbidíticos de nivel bajo de edad Turoniano existentes en el área marina de Ghana fueron aplicados en el área marina de
la Guayana Francesa, conduciendo al descubrimiento reciente del área prospectiva de Zaedyus en depósitos similares. Visualizados en el tiempo geológico,
estos sistemas de bajo nivel pueden ser explorados con sus elementos petroleros asociados. La evidencia convincente de las respuestas de los registros
adquiridos con cable, los episodios de enfriamiento de la región interior y las discordancias restringidas bioestratigráficamente fueron integrados y los
resultados indicaron que los depósitos de nivel bajo de edad Campaniano también pueden constituir objetivos prospectivos atractivos en la cuenca de
Guyana-Surinam del área marina del norte de América del Sur. El intervalo estratigráfico de edad Campaniano, aunque no tan bien comprobado como el
intervalo de edad Turoniano, también atrajo el interés hacia el margen africano de las áreas marinas de Ghana, Liberia y Costa de Marfil. (Ilustración utilizada
con la autorización de Neftex.)
Fig3_2
Mediante la confección de modelos en varias
escalas, los geocientíficos desarrollan modelos geocelulares de escalas globales a regionales y locales.
Esta integración les permite determinar, por ejem-
42
plo, si una interpretación particular de una estructura de tipo canal-albardón es consistente con la
interpretación regional o si una facies generalizada
rica en contenido orgánico, mapeada a escala de
placas tectónicas, corresponde a la facies de roca
generadora del modelo de área prospectiva del
sistema petrolero previsto.
Oilfield Review
Bordes de placas y márgenes
pasivos y transformantes
La ciencia de la tectónica de placas establece que
la capa más externa de la Tierra, la litosfera, comprende numerosas placas primarias y secundarias
que se deslizan unas respecto de las otras (abajo).6
Este movimiento es impulsado por la convección
y el flujo del material dúctil caliente del manto
que infrayace la litosfera. La litosfera consta de
dos capas: la corteza y el manto litosférico.7
La corteza se divide a su vez en dos categorías.
La corteza continental posee una composición
mayormente granítica; su densidad promedia los
2,7 g/cm3, y su espesor es de aproximadamente
Dado que estos diversos datos de entrada
están restringidos por un modelo estratigráfico,
los modelos geocelulares se muestran no sólo en
profundidad vertical verdadera (TVD) o en tiempo
de tránsito doble (ida y vuelta), sino además en
tiempo geológico (página anterior). Por otra
parte, los geólogos pueden proyectar las características de un intervalo estratigráfico dado en los
estratos análogos de cuencas conjugadas o en
áreas de frontera. Y además, pueden utilizar las
cualidades de una región rica en datos con el
objeto de desarrollar un contexto estratigráfico
secuencial para predecir las facies existentes en
las regiones pobres en datos.
35 km [22 mi] en la mayoría de los lugares pero
oscila entre 20 y 70 km [12 y 43 mi]. La corteza
oceánica posee una composición basáltica y es más
densa y más delgada que la corteza continental.
Su densidad promedia los 2,9 g/cm3, y su espesor
oscila entre 5 y 10 km [3 y 6 mi]. La mayor densidad de la corteza oceánica hace que ésta ocupe
en el manto una posición más baja que la corteza
continental.
Con el tiempo geológico, los movimientos de
las placas tectónicas amalgamaron pequeños
continentes para formar supercontinentes y los
separaron nuevamente para conformar una serie
de continentes de menor tamaño distribuidos por
Placa Euroasiática
Placa Euroasiática
Placa Juan
de Fuca
Placa Norteamericana
Placa de Anatolia
Placa del Pacífico
Placa del Caribe
Placa
Filipina
Placa Africana
Placa
Arábiga
Placa
de Cocos
Placa Sudamericana
Placa
Australiana
Placa de Nazca
Placa Australiana
Placa
India
Placa del Pacífico
Placa Escocesa
(Scotia)
Placa Antártica
Placa Antártica
Placa Antártica
Las lengüetas de bordes convergentes
señalan la dirección de convergencia
Posible borde
Borde transformante principal
Borde divergente
Movimiento de placa
> Placas. La litosfera terrestre se divide en numerosas placas. El movimiento relativo de las placas (flechas) determina si los bordes de las placas son
convergentes, transformantes o divergentes. [Mapa adaptado de “Interpretative Map of Plate Tectonics,” un inserto de Simkin T, Tilling RI, Vogt PR, Kirby
SH, Kimberly P y Stewart DB: “This Dynamic Planet—World Map of Volcanoes, Earthquakes, Impact Craters, and Plate Tectonics,” Servicio Geológico de
EUA, Serie de Investigaciones Geológica, Mapa I–2800 (2006).]
6. La litosfera es la capa terrestre externa y rígida de
50 a 200 km [30 a 120 mi] de espesor. Su espesor está
determinado por la profundidad de la temperatura de
transición de frágil a dúctil, que es de aproximadamente
1 000°C [1 800°F]. La parte superior de la litosfera es la
corteza y la parte inferior es el manto litosférico.
Para obtener más información sobre los bordes de
placas, consulte: Bird P: “An Updated Digital Model
of Plate Boundaries,” Geochemistry Geophysics
Geosystems 4, no. 3 (Marzo de 2003),
http://dx.doi.org/10.1029/2001GC000252 (Se accedió
el 21 de agosto de 2012).
Volumen 24, no.3
7. El manto terrestre es la capa de 2 900 km [1 800 mi] de
espesor que yace entre la corteza y el núcleo externo
de la Tierra. El manto se divide en manto superior, zona
de transición y manto inferior. El manto superior posee
un espesor de alrededor de 370 km [230 mi] y se divide
en el manto litosférico y la astenosfera.
43
Fig4_3
Borde de placa
convergente
Borde de placa
transformante
Volcán
en escudo
Estratovolcán Fosa
de arco insular
r
rio
nto
Ma
e
sup
Borde de placa
divergente
Litosfera
Astenosfera
Borde de placa
convergente
Dorsal de extensión
oceánica
Área de depresión o hundimiento
(rift) continental (borde de placa joven)
Fosa
Corteza continental
Man
to su
perio
r
Corteza oceánica
Placa de
subducción
Punto caliente
Manto inferior
Placa
Astenosfera
Borde convergente
Borde transformante
Borde divergente
> Bordes de placas. Las placas litosféricas de la Tierra se deslizan unas respecto de las otras.
Este movimiento tiene cabida a lo largo de los bordes de las placas. Los bordes convergentes se
generan cuando las placas se desplazan unas en dirección hacia las otras. Una placa puede
hundirse —sumergirse— debajo de otra; las fosas marcan la línea de la placa de flexión en proceso
de subducción. A lo largo de las zonas de subducción por encima de la placa descendente, pueden
formase cadenas de arcos de islas estratovolcánicas. Los bordes transformantes se forman cuando
las placas se deslizan unas más allá de las otras; las zonas de fallas transformantes oceánicas
transfieren la expansión del fondo oceánico de un segmento de dorsal meso-oceánica a otro.
Los bordes de placas divergentes tienen lugar cuando las placas se separan en las dorsales de
expansión del fondo oceánico y en zonas de depresión (rift) continental. Los puntos calientes se
generan donde las plumas convectivas de material del manto caliente impactan las placas litosféricas.
Estos puntos calientes pueden inducir la formación de volcanes en escudo y producir la fluencia de
los basaltos de inundación sobre las placas (no exhibidos). [Imagen adaptada de “Schematic Cross
Section of Plate Tectonics,” un inserto de Simkin T, Tilling RI, Vogt PR, Kirby SH, Kimberly P y Stewart
DB: “This Dynamic Planet—World Map of Volcanoes, Earthquakes, Impact Craters, and Plate
Tectonics,” Servicio Geológico de EUA, Serie de Investigaciones Geológicas, Mapa I–2800 (2006).]
todo el planeta. El supercontinente gigante más
reciente, Pangea, se formó durante la era
Paleozoica y luego fue separado a partir de hace
225-200 millones de años [Ma]. El desmembramiento se inició con la separación de Pangea en
los supercontinentes de Laurasia y Gondwana, al
norte y al sur, respectivamente. La fragmentación
subsiguiente de Laurasia y Gondwana condujo a
la apertura de los océanos Atlántico e Índico y
evolucionó hasta convertirse en la configuración
actual de continentes y océanos.
Las placas se desplazan unas respecto de otras
e interactúan entre sí en sus bordes (arriba).
Existen tres tipos de bordes de placas: convergentes, o compresionales; transformantes, o de desplazamiento de rumbo; y divergentes, o de extensión.
En los bordes de placas convergentes, las placas se desplazan unas en dirección hacia las otras.
Las placas responden de diferentes maneras
cuando chocan, dependiendo de si la convergencia
se produce entre continente y continente, océano
44
y océano, u océano y continente. La convergencia
continente-continente —colisión— produce el
acortamiento y espesamiento corticales. Un ejemplo es la colisión entre el continente Indio y
el Asiático. Esta convergencia formó la cordillera
del Himalaya y la meseta del Tíbet y produjo la
liberación lateral de Sondalandia y el sudeste de
China en dirección hacia el sudeste, lejos de la
colisión entre India y Asia.8
La convergencia entre un océano y otro o
entre un océano y un continente produce subducFig5_1
ción: una placa oceánica se sumerge debajo de la
otra placa. Un ejemplo de convergencia océano-océano es el de la fosa de las Marianas, donde la
placa del Pacífico se inclina hacia el oeste por
debajo de la pequeña placa Filipina, en el oeste del
Océano Pacífico. La convergencia océano-continente se produce a lo largo del oeste de los
Andes, donde la placa del Pacífico se sumerge en
dirección hacia el este por debajo de la placa
Sudamericana.
En los bordes transformantes, las placas se
deslizan unas más allá de las otras, como sucede
en la falla de San Andrés, en California, EUA.
Esta falla da cabida al movimiento de la placa del
Pacífico en dirección hacia el norte, más allá de la
placa Norteamericana. Las fallas anatoliana norte
  8.El término Sondalandia se refiere a la región de la
plataforma continental de la Sonda en el Sudeste
Asiático e incluye Malasia, Sumatra, Java y Borneo.
Para obtener más información acerca de la liberación
lateral del Sudeste Asiático y Sondalandia, consulte:
Tapponnier P, Lacassin R, Leloup PH, Scharer U, Zhong
D, Wu H, Liu X, Ji S, Zhang L y Zhong J: “The Ailao Shan/
Red River Metamorphic Belt: Tertiary Left-Lateral Shear
Between Indochina and South China,” Nature 343,
no. 6257 (1º de febrero de 1990): 431–437.
  9.El movimiento de desplazamiento de rumbo hace alusión
al movimiento horizontal del otro lado de la falla respecto
del lado de referencia; el lado en el que nos ubicamos de
cara a la falla. El movimiento es lateral derecho cuando
el otro lado de la falla se mueve hacia la derecha y
lateral izquierdo cuando el otro lado se mueve hacia
la izquierda.
Oilfield Review
y anatoliana este en Turquía también corresponden a bordes transformantes. Estas fallas dan
cabida al movimiento de la placa de Anatolia
hacia el oeste, en dirección al Mar Mediterráneo,
conforme ésta elude la compresión entre las placas convergentes Euroasiática y Arábiga.
En los bordes de placas divergentes, una placa
se divide formando dos placas más pequeñas que
se separan entre sí. Los bordes de placas divergentes pueden comenzar como sistemas de hundimiento o depresión (rift) continentales; a lo largo
de Ma, estos hundimientos terrestres se convierten en hundimientos oceánicos. Algunos ejemplos
de hundimientos continentales modernos son la
depresión de África Oriental; el área de hundimiento del Lago Baikal, en Rusia; y la provincia
del Basin and Range, en el oeste de EUA.
En los hundimientos continentales, la corteza
experimenta procesos de extensión, fallamiento y
adelgazamiento hasta que se divide. Con la división,
se forma una dorsal volcánica a medida que el material del manto caliente sube para llenar el vacío
dejado por las placas en proceso de separación.
El material del manto de composición basáltica
se acumula en los bordes de las placas, se enfría
y forma nueva corteza oceánica. A medida que las
placas se separan, la corteza oceánica crece,
dando lugar a un océano que se ensancha entre
las placas que se separan lentamente. Este proceso se denomina expansión del fondo oceánico.
El hundimiento del Mar Rojo y del Golfo de Adén
que separa las placas Africana y Arábiga es un
borde de placa divergente joven. La dorsal MesoAtlántica, que abarca la depresión meso-oceánica y la dorsal que separa América de Europa y
África, corresponde a un borde de placa divergente maduro.
Cuando los continentes se separan, raramente lo hacen a lo largo de una sola zona de
separación o hendidura. Por el contrario, el hundimiento es una serie de segmentos desplazados
por fallas de transformación (fallas transformantes) y zonas de fracturas. Las fallas de transformación son fallas de desplazamiento de rumbo que
conectan segmentos de hundimiento. Estas fallas
transfieren el movimiento de expansión o reconcilian las diferencias en la tasa de expansión entre
los segmentos de hundimiento y sólo son activas
entre dichos segmentos.9 Las fallas de transformación dejan cicatrices en el fondo oceánico, que se
conocen como zonas de fracturas. Las fallas de
transformación y las zonas de fracturas exhiben
una orientación perpendicular a la dorsal
meso-oceánica y paralela a la dirección de expan-
Volumen 24, no.3
Dorsal
meso-oceánica
Borde de placa
Ocean crust
Zona de
fractura
(inactiva)
Falla de transformación
(porción activa de la
zona de fractura)
Zona de
fractura
(inactiva)
Corteza oceánica
Litosfera
Borde de placa
Astenosfera
> Dorsal meso-oceánica y borde de placa de falla transformante. La expansión meso-oceánica
(flechas blancas y rojas) raramente se produce a lo largo de una sola zona de depresión neta.
Aquí, el borde de placa divergente (línea amarilla de guiones) consiste en dos segmentos de una
dorsal meso-oceánica conectados por una falla de transformación. En la falla de transformación,
o en la porción activa de la zona de fractura entre los segmentos de la dorsal, las placas se deslizan
unas más allá de las otras en direcciones opuestas (flechas opuestas negras). En la porción inactiva
de la zona de fractura, fuera de los segmentos de la dorsal, las secciones de las placas se inmovilizan
entre sí y se desplazan en la misma dirección (flechas paralelas negras). (Adaptado de Garrison TS:
Oceanography: An Invitation to Marine Science, 4ta ed. Pacific Grove, California, EUA: Brooks/Cole
Publishing Company, 2002.)
sión; y señalan el trayecto del movimiento de las nental, en el que la corteza continental se encuenplacas a medida que los márgenes continentales tra con la corteza oceánica o experimenta una
transición a ésta, es un vestigio de fallamiento
pasivos continúan separándose.
Las edades y las historias térmicas de las producido durante la fragmentación continental.
rocas oceánicas difieren a ambos lados de las Por consiguiente, los márgenes continentales que
fallas de transformación. A lo largo de la falla, las se encuentran frente a una depresión meso-oceárocas más jóvenes, más calientes y de menor den- nica generalmente exhiben traslapos y además
sidad se yuxtaponen contra las rocas más anti- pueden tener segmentos de márgenes transforguas, más frías y de densidad más alta. Debido a mantes y pasivos. Los márgenes transformantes
su mayor temperatura, las rocas más jóvenes se tienen lugar donde los continentes se fragmentan
encuentran térmicamente levantadas con res- y se separan como resultado de los movimientos de
pecto a las rocas vecinas de fallas transversales cizalladura producidos lo largo de fallas transformás antiguas, más frías y de mayor densidad, lo mantes de desplazamiento de rumbo. Los márgeque produce diferencias en la elevación del fondo nes pasivos se forman donde los continentes se
fragmentan y se separan como resultado del
oceánico a ambos lados de la falla. Estas diferenFig6_1
cias pueden perdurar a medida que la roca se movimiento extensional perpendicular a las
enfría, dejando cicatrices: las zonas de fracturas. líneas de costa y a lo largo de las fallas de echado.
Dado que son casi paralelas a la dirección de
expansión de la dorsal meso-oceánica —la direc- El desmembramiento de Gondwana
ción del movimiento relativo de las placas— las El movimiento relativo de las placas tectónicas
zonas de fracturas dejan huellas de la apertura adyacentes a lo largo del tiempo geológico ha sido
cuantificado mediante la aplicación de tecnologías
del océano (arriba).
A medida que continúa la expansión del fondo de teledetección. Para los continentes, los científioceánico, los márgenes continentales previamente cos determinan el movimiento de las placas a traconectados se separan aún más. Un margen conti- vés del ajuste de curvas de migración aparente de
45
los polos.10 Para los océanos, los científicos determinan el movimiento de las placas a partir de los
patrones de anomalías magnéticas producidos por
las inversiones de polaridad de norte a sur del
campo magnético de la Tierra y a partir de las
zonas de fracturas del fondo oceánico (derecha).11
Pero no existe ninguna anomalía magnética de
utilidad para restringir la historia del desmembramiento de Gondwana durante el período
Cretácico transcurrido hace 120-84 Ma porque el
campo magnético terrestre se encontraba estable y no había experimentado ninguna inversión
de polaridad magnética en esa época.12 No obstante, en base a la datación de los basaltos de
inundación que fluyeron sobre el continente de
Gondwana, los geocientíficos en general coinciden en que el desmembramiento del supercontinente de Gondwana, que condujo a la apertura
del Océano Atlántico Sur y a la separación de las
placas Sudamericana y Africana, comenzó hace
unos 130 Ma durante el Cretácico Temprano.
El desmembramiento se inició en el sur y se desplazó progresivamente hacia el norte para concluir
entre aproximadamente 20 y 30 Ma después,
durante las edades geológicas que van desde el
Aptiano hasta el Albiano.13 El segmento central se
abrió más tarde porque en ese sector la placa continental era más blanda y tenía mayor temperatura.
En consecuencia, la placa se estiró aún más y
alcanzó una mayor elevación debido al levantamiento térmico previo al desmembramiento.
El océano Atlántico Sur se extiende desde la
Zona de Fracturas (FZ) de Marathon al norte
hasta la Placa Antártica al sur y puede dividirse
en cuatro segmentos, separados por zonas de
fracturas primarias que atraviesan el Océano
Atlántico (próxima página).
10.Para obtener más información sobre los movimientos de
las placas y la migración de los polos (desplazamiento
polar), consulte: Besse J y Courtillot V: “Apparent and
True Polar Wander and the Geometry of Geomagnetic
Field Over the Last 200 Myr,” Journal of Geophysical
Research 107, no. B11 (Noviembre de 2002): EMP 6-1
to 6-31.
Besse J y Courtillot V: “Correction to ‘Apparent and
True Polar Wander and the Geometry of Geomagnetic
Field Over the Last 200 Myr,‘” Journal of Geophysical
Research 108, no. B10 (Octubre de 2003): EMP 3-1
to 3-2.
11.Para obtener más información sobre los movimientos
de las placas, las anomalías magnéticas y la expansión
del fondo oceánico, consulte: Hellinger SJ:
“The Uncertainties of Finite Rotations in Plate
Tectonics,” Journal of Geophysical Research 86,
no. B10 (Octubre de 1981): 9312–9318.
46
Cronos magnéticos
MC1
MC1
MC3 MC2
MC6 MC5 MC4
Is
óc
MC2 MC3
MC4 MC5 MC6
Do
Is
óc
rs
ro
na al m
na
es
s
s
ooc
Polaridad normal
eá
ni
ca
Polaridad inversa
ro
Corteza
oceánica
Rocas antiguas de
baja temperatura
Expansión de los
fondos oceánicos
Litosfera
Rocas jóvenes de
alta temperatura
Temperatura y edad de las placas
> Anomalías magnéticas y expansión del fondo oceánico. Los científicos
obtuvieron evidencias de la expansión del fondo oceánico mediante la
determinación de la polaridad de las anomalías magnéticas a ambos lados
de las dorsales meso-oceánicas. El campo magnético terrestre cambia su
polaridad de tanto en tanto. El fondo oceánico es más joven y más caliente
en el centro de expansión de las dorsales oceánicas y se vuelve cada vez
más antiguo y más frío en dirección hacia el borde entre el continente
y el océano. Cuando las rocas del fondo oceánico y sus minerales
ferromagnéticos se enfrían por debajo de la temperatura de Curie, los
minerales ferromagnéticos se magnetizan en la dirección consistente
con la polaridad del campo magnético terrestre. Las rocas que exhiben una
polaridad predominantemente normal, equivalente al magnetismo actual,
se muestran como bandas negras en la sección transversal de la placa.
Las rocas con un magnetismo de polaridad predominantemente inversa
se exhiben como bandas blancas. La simetría de las anomalías magnéticas
representadas a ambos lados de la dorsal demuestra el movimiento del
fondo marino lejos del centro de expansión. La datación de cada cambio de
polaridad —de normal a inversa y de inversa a normal— convierte el mapa
de anomalías magnéticas en un mapa magnetocronológico de la expansión
de los fondos oceánicos; la edad de cada inversión es una isócrona (líneas
blancas) —una curva de contorno de tiempo— y el intervalo de tiempo entre
las inversiones magnéticas es un crono magnético (MC), durante el cual el
campo magnético de la Tierra es predominantemente, o constantemente,
de una sola polaridad.
Cartwright J, Swart R y Corner B: “Conjugate Margins
Karner GD y Gamboa LAP: “Timing and Origin of the
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Fig7_1
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Oilfield Review
Adyacentes a la FZ de Río Grande, la
Elevación de Río Grande y la Dorsal de Walvis se
originaron a partir del punto caliente de Tristan
da Cunha que es responsable de los basaltos de
inundación de Paraná y Etendeka en Brasil y
Namibia, respectivamente.14 Con la apertura del
océano, se formaron la Elevación de Río Grande y
la Dorsal de Walvis a medida que la placa
Sudamericana se deslizaba hacia el NO y la placa
Africana hacia el NE, respecto del punto caliente
de Tristán da Cunha. Las dorsales resultantes formaron un extenso alto volcánico que aisló el segmento central del Atlántico Sur de la intrusión de
agua marina desde el segmento sur.
Las historias de relleno de las cuencas de los
segmentos central y sur del Atlántico Sur difieren
entre sí.15 En particular, el segmento central es
dominado por la presencia de cuencas salinas de
gran espesor que se formaron durante el Aptiano
(hace 125-112 Ma), en tanto que los márgenes
continentales del segmento sur se hundieron en
los márgenes de un océano abierto.
El segmento ecuatorial del Atlántico Sur
comenzó a abrirse posteriormente, en la época
del Cretácico Temprano; hace unos 112 Ma.16
En sus latitudes septentrionales, este segmento
abarca la meseta Demerara de Surinam y la
Guayana Francesa, y la meseta de Guinea en
África Occidental. En sus latitudes australes,
dicho segmento incluye las costas del norte de
Brasil, Costa de Marfil y Ghana.17 La apertura del
segmento ecuatorial, a diferencia de los otros
segmentos, no se produjo en sentido perpendicular a los márgenes continentales porque una
parte del movimiento de las placas fue absorbida
por el movimiento oblicuo o el desgarre lateral a
lo largo de las fallas.18
> Mapa tectónico del Océano Atlántico Sur al final del crono de polaridad magnética 34 (MC34, hace
84 Ma). La línea roja representa la dorsal meso-oceánica al final de MC34. De norte a sur, el Océano
Atlántico Sur se divide en los segmentos Ecuatorial, Central, Sur y Falkland, limitados por las zonas de
fracturas (FZs) de Marathon, Ascensión, Río Grande y Agulhas-Falkland. Los puntos de color negro
muestran las localizaciones aproximadas de los descubrimientos de los campos Tupi en el área
marina de Brasil, Azul y Cameia en el área marina de Angola, Jubilee en el área marina de Ghana y
Zaedyus en el área marina de la Guayana Francesa. (Adaptado de Moulin et al, referencia 12.)
14.Los puntos calientes son manifestaciones superficiales
de las plumas convectivas del manto. Se trata de
anomalías térmicas estacionarias que generan
conductos ascendentes delgados de magma en
el manto. El vulcanismo de los puntos calientes produce
basaltos de inundación y largas cadenas lineales de
volcanes en el interior de las placas tectónicas; a lo
largo de cada cadena, los volcanes son cada vez más
antiguos en la dirección del movimiento de las placas.
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the Opening of the South Atlantic Ocean: A
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Earth Sciences 43, no. 1–3 (Octubre de 2005): 283–300.
16.Moulin et al, referencia 12.
17.Guyana es la región septentrional de América del Sur
que comprende los territorios de Surinam, Guyana y
Guayana Francesa. África Occidental es la región
occidental extrema del continente africano. Su margen
sur se extiende a lo largo de la línea de costa norte del
Golfo de Guinea y comprende, de este a oeste, Nigeria,
Togo, Benín, Ghana, Costa de Marfil, Liberia, Sierra
Leona y Guinea.
Volumen 24, no.3
Cratones
ÁFRICA
FZ de Marathon
Meseta
Demerara
Volcanismo
cretácico
Sal de edad Aptiano
Meseta
de Guinea
Segmento
ecuatorial
FZ de Romanche
Golfo de
Guinea Cuenca de
Cuenca de Potiguar
Gabón
FZ de Chain
FZ de Ascensión
Cuenca de
Sergipe
Alagoas
AMÉRICA
DEL SUR
Dorsal
meso-oceánica
Cuenca de Segmento central
Espíritu
Santo Cuenca de
Campos
Cuenca
de Congo
Cuenca de
Kwanza
Cuenca de
Namibe
FZ de Río Grande
Provincia
de Paraná
Dorsal de
Cuenca de
Walvis
Santos Elevación de
Río Grande
Cuenca de
Pelotas
Cuenca de
Namibia
Punto caliente de
Tristan da Cunha
Segmento sur
Cuenca de
Rawson
FZ de Agulhas-Falkland
Segmento Falkland
18.Darros de Matos RM: “Tectonic Evolution of the
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Fig8_1
47
E
O
Sedimentos postsalinos
Sal
Presalinos
2 km
Basamento
20 km
450 km
Cuencas salinas
Faja árida
Trópico d
e Capr
icorn
io
Dorsal de
Walvis
Actual desierto de Atacama
Actual desierto de Kalahari
> Condiciones propicias para las acumulaciones salinas de gran espesor. Para el Aptiano, hace aproximadamente 120 Ma, el Océano Atlántico Sur (mapa,
centro) se había abierto desde el sur como cortado con una tijera. El segmento central del Atlántico Sur se encontraba aislado de las condiciones marinas
abiertas del segmento austral por la Dorsal de Walvis (púrpura). La región correspondía a una faja árida (entre las líneas blancas de guiones) en la que las
condiciones climáticas eran similares a las existentes actualmente en el desierto de Atacama, en el norte de Chile (extremo inferior izquierdo), y en el
desierto de Kalahari, en el sur de África (extremo inferior derecho). El segmento central contenía lagos y cuencas de relleno balanceado. En estas
condiciones climáticas y de cuencas aisladas, las cuencas y los lagos se convirtieron en los centros de precipitación de secuencias salinas estratificadas
de gran espesor provenientes de salmueras cuencales e hidrotérmicas, que fueron aportadas por el flujo de agua marina a través de las fracturas
presentes en el dique basáltico con pérdidas formado por la Dorsal de Walvis. (Mapa, cortesía de CR Scotese, utilizado con autorización.)
Fig10_1_right page
48
Oilfield Review
Correlación de las cuencas
salinas: De Brasil a Angola
El campo petrolero Lula —nombre asignado en
el año 2010 al campo Tupi en honor al ex presidente de Brasil Luiz Inacio Lula da Silva— fue
descubierto en el año 2006 en la cuenca de
Santos por Petróleo Brasileiro SA, o Petrobras.19
El descubrimiento se localiza por debajo de la sal
de edad Aptiano en el margen pasivo del sector
brasileño del Atlántico Sur central y estableció la
extensión productiva presalina.20
Los campos presalinos del área marina de
Brasil se encuentran cargados con hidrocarburos
que migraron desde rocas generadoras ricas en
materia orgánica, depositadas en lagos anóxicos
que se desarrollaron aproximadamente en la
época en que se formó el Atlántico Sur. A comienzos de la edad Aptiano, culminó el episodio de
hundimiento continental y comenzó la expansión
del fondo oceánico; no obstante, cuando la región
experimentó un fenómeno de levantamiento por
encima de la pluma convectiva del manto del punto
caliente de Tristán da Cunha, prevalecían condiciones lacustres más que marinas. En estos lagos, por
encima de los márgenes continentales pasivos, se
produjo la depositación de carbonatos inusuales
durante el Aptiano Temprano (hace 123-117 Ma).
En forma similar al proceso acaecido en el actual
Lago Tanganyika del este de África, durante la
lenta profundización de los lagos se depositaron
carbonatos lacustres someros. En los carbonatos
del Aptiano Temprano, el registro fósil muestra la
presencia de estratos de coquina sobre los que se
depositaron estratos microbialíticos al transformarse las condiciones de agua dulce en condiciones de agua hipersalina cuando el clima se volvió
más árido.21 Estos carbonatos conforman los yacimientos de las cuencas presalinas de Santos y
Campos en Brasil.
Con el incremento de la aridez durante el
Aptiano Tardío (hace 117-113 Ma), las cuencas se
volvieron propicias para la depositación de secuencias evaporíticas estratificadas con un espesor
oscilante entre 800 y 2 500 m [2 600 y 8 200 pies].
Las evaporitas de la cuenca de Santos exhiben una
historia de rápida precipitación mayormente de
halita proveniente de las aguas marinas, seguida por
la precipitación lenta de sales complejas. Estas sales
tardías precipitaron a partir de salmueras altamente concentradas, incrementadas por los procesos hidrotérmicos que involucraron un intercambio
químico roca-fluido con la roca basáltica. Los primeros 600 m [2 000 pies] de estas evaporitas están formados por dos capas de halita maciza separadas por
una capa delgada de anhidrita. El tope de la secuencia evaporítica muestra numerosos ciclos de depositación con evaporitas estratificadas ricas en potasio
y magnesio.22 Toda la secuencia evaporítica precipitó en un sistema de lago-hundimiento profundo,
detrás de la barrera creada por la Dorsal de Walvis y
la Elevación de Río Grande. Esta barrera fue penetrada por fisuras profundas a lo largo de las cuales
se desplazaron las aguas marinas, que interactuaron
químicamente con la roca encajonante basáltica y
se filtraron en el lago en proceso de evaporación.
Los factores que favorecieron dichas acumulaciones salinas de gran espesor fueron la presencia de un margen en rápido proceso de hundimiento
con lagos o cuencas rellenas de manera balanceada, situados detrás de un alto volcánico
externo elevado. Este alto volcánico constituyó
una barrera con filtraciones (pérdidas) que restringió el influjo de agua de mar en un ambiente
caracterizado por un clima cálido, árido y desértico (página anterior).23 Las condiciones eran levemente similares a las existentes actualmente en la
cuenca del Mar Muerto y en la depresión de Danakil,
en la península de Afar, al nordeste de África.24
Estas capas salinas conforman el sello para los
yacimientos presalinos (Véase “La depositación
de la sal en cuencas en proceso de expansión
activo,” página 50).
El fin del Aptiano fue testigo de la apertura
definitiva de la barrera formada por la Dorsal de
Walvis y la Elevación de Río Grande, acompañada
por la inundación de las aguas marinas provenientes del segmento austral del Océano Atlántico Sur.
Estas condiciones marinas abiertas permitieron
que las aguas oceánicas rellenaran las cuencas
del segmento central, interrumpiendo cualquier
episodio posterior de depositación de evaporitas.
Por encima de la sal, se formaron sedimentos
marinos, comenzando con los carbonatos marinos
del Albiano (hace 113-110 Ma). La sedimentación
postsalina fue controlada por el proceso continuo
de apertura y profundización del Atlántico Sur
como consecuencia de los cambios producidos en
el nivel global del mar. A medida que el océano se
abría, los márgenes pasivos se inclinaban hacia el
mar, produciendo el fenómeno de halocinesis en
el que la sal fluye y se deforma, dando origen a las
estructuras salinas que afectaron los sedimentos
19.Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M, Zerilli
A, Dribus JR, Moreira JLP y Pinto ACC: “El play presalino
de Brasil,” Oilfield Review 22, no. 3 (Otoño de 2010):
28–37.
20.El término presalino significa antes de la formación o la
depositación de los depósitos salinos. Los yacimientos
presalinos se encuentran debajo de los depósitos
salinos que no fluyeron lejos de su lugar de
depositación; por debajo de la sal autóctona o local.
Esta definición diferencia los estratos presalinos de los
estratos subsalinos o postsalinos. Para obtener más
información, consulte: Beasley et al, referencia 19.
21.Coquina: roca sedimentaria calcárea formada
esencialmente de conchillas, que indica la presencia de
un ambiente litoral con una vigorosa acción del oleaje.
Las microbialitas, que son estructuras carbonatadas
cuya formación se atribuye a los microbios, poseen una
diversidad de formas y tamaños, y se desarrollan en
ambientes no propicios para el desarrollo de corales.
22.Hardie LA: “On the Significance of Evaporites,”
Annual Review of Earth and Planetary Sciences
19 (Mayo de 1991): 131–168.
Jackson MPA, Cramez C y Fonck J-M: “Role of Subaerial
Volcanic Rocks and Mantle Plumes in Creation of South
Atlantic Margins: Implications for Salt Tectonics and
Source Rocks,” Marine and Petroleum Geology 17,
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Nunn JA y Harris NB: “Subsurface Seepage of
Seawater Across a Barrier: A Source of Water
and Salt to Peripheral Salt Basins,” Geological Society
of America Bulletin 119, no. 9–10 (Septiembre–Octubre
de 2007): 1201–1217.
Nunn JA y Harris NB: “Erratum for ‘Subsurface
Seepage of Seawater Across a Barrier: A Source of
Water and Salt to Peripheral Salt Basins,’” Geological
Society of America Bulletin 120, no. 1–2 (Enero–Febrero
de 2008): 256.
23.Davison I: “Geology and Tectonics of the South
Atlantic Brazilian Salt Basins,” en Ries AC, Butler RWH y
Graham RH (eds): Deformation of the Continental Crust:
The Legacy of Mike Coward. London: The Geological
Society, Special Publication 272 (Enero de 2007):
345–359.
Los lagos o las cuencas se rellenan de manera
balanceada cuando la tasa de aporte de agua y
sedimentos es similar a la tasa con la que se forma
el espacio disponible o alojamiento; superficie y
profundidad. Para obtener más información, consulte:
Carroll AR y Bohacs KM: “Stratigraphic Classification
of Ancient Lakes: Balancing Tectonic and Climatic
Controls,” Geology 27, no. 2 (Febrero de 1999): 99–102.
24.Montaron B y Tapponnier P: “A Quantitative Model
for Salt Deposition in Actively Spreading Basins,”
Search and Discovery Article 30117, adaptado de
una presentación oral efectuada en la Conferencia y
Exhibición Internacional de la AAPG, Río de Janeiro,
15 al 18 de noviembre de 2009.
Bosworth W, Huchon P y McClay K: “The Red Sea
and Gulf of Aden Basins,” Journal of African Earth
Sciences 43, no. 1–3 (Octubre de 2005): 334–378.
Mohriak WU y Leroy S: “Architecture of Rifted
Continental Margins and Break-Up Evolution: Insights
from the South Atlantic, North Atlantic and Red Sea–Gulf
of Aden Conjugate Margins,” en Mohriak WU, Danforth
A, Post PJ, Brown DE, Tari GC, Nemc˘ok M y Sinha ST
(eds): Conjugate Divergent Margins. London:
The Geological Society, Special Publication 369,
http://dx.doi.org/10.1144/SP369.17 (Se accedió el
17 de septiembre de 2012).
La comprensión de los eventos geológicos que
controlaron la geografía, el clima y la historia de
las cuencas, por parte de los geólogos, se basa en
los principios de la tectónica de placas. Estos principios constituyen el fundamento para el desarrollo de las extensiones productivas de exploración.
Los descubrimientos realizados desde el año 2006
en las cuencas presalinas y de márgenes transformantes, a lo largo de las costas de América del Sur
y África Occidental, ilustran estos puntos.
Volumen 24, no.3
(continúa en la página 52)
49
La depositación de la sal en cuencas en proceso de expansión activo
Hundimiento, propagación y tectónica
Las cuencas salinas situadas unas frente a
otras, entre la Elevación de Río Grande y el
Golfo de Guinea, se encuentran entre las
cuencas más grandes de los márgenes
oceánicos pasivos de edad Fanerozoico
(abajo) y se formaron en el Aptiano (hace
125-110 Ma), durante las fases de apertura
del Atlántico Sur central. El ambiente
geométrico, cinemático y temporal de este
fenómeno de depositación salina de edad
Cretácico Inferior es sorprendentemente
similar al del Mar Rojo acaecido en el
Mioceno Medio-Tardío (hace 15-5 Ma).1
Después de que el punto caliente de Tristán
da Cunha indujera la ocurrencia de erupciones
volcánicas gigantes que cubrieron enormes
áreas de la litosfera africana–sudamericana
con basaltos de inundación de gran espesor,
hace aproximadamente 143 Ma, las placas
comenzaron a separarse lentamente a razón de
varios milímetros por año. A lo largo del nuevo
borde de placa, se formaron hundimientos
estrechos, de 50 a 80 km [31 a 50 mi] de ancho,
que se traslaparon. El vulcanismo basáltico y
los lagos anóxicos de aguas profundas —de
más de 1 000 m [3 300 pies] de profundidad en
algunos casos, como el lago Tanganyika
actual— marcaron la geología de esos
hundimientos en el Hauteriviano Tardío al
Barremiano Temprano (hace 133-128 Ma).2
La separación continental se completó
hace 128-125 Ma. Cuando comenzó la
expansión de los fondos oceánicos, la tasa
de separación de las placas se incrementó
hasta alcanzar algunos centímetros por año.
La cuenca marina, que ahora tiene 1 700 km
[1 060 mi] de largo, entre 300 y 500 km [190 y
Ma
rge
AMÉRICA
n tr
ans
form
ant
e
ÁFRICA
Cuenca salina del Aptiano
Punto caliente
> Restauración del Atlántico Sur. La cuenca salina de edad Aptiano, hace aproximadamente
120 Ma (púrpura), tenía una longitud de 1 700 km [1 060 mi] y se encontraba limitada con respecto
a las condiciones oceánicas abiertas por el punto caliente de Tristán da Cunha (círculo rojo) al
sur y el margen transformante del Atlántico ecuatorial en fase embrionaria (flechas rojas
opuestas) al norte. Las flechas negras indican la dirección del movimiento de las placas.
(Mapa, cortesía de CR Scotese, utilizado con autorización.)
50
310 mi] de ancho y 2 km [1,2 mi] de
profundidad, permaneció aislada entre dos
grandes “diques” formados por el margen
transformante del Atlántico ecuatorial
incipiente al norte y la Dorsal de Walvis y la
Elevación de Río Grande al sur. Estos diques
restringieron el flujo de agua de mar hacia el
interior de la cuenca; flujo que tuvo lugar en
su mayor parte a lo largo de las fisuras tectónicas de la porción sur de la Dorsal de Walvis.
La rápida evaporación del agua de mar generó
depósitos evaporíticos estratificados de
gran espesor. Las condiciones marinas
abiertas continuas se restablecieron en el
Albiano Temprano (hace 112-110 Ma).
Las evaporitas de la cuenca de Santos
Para generar un depósito salino estratificado
de gran espesor se requieren tres condiciones:
una cuenca de aproximadamente 1 500 m
[4 900 pies] de profundidad, un aporte
continuo de agua de mar cargada con minerales
y un clima cálido y árido. Conforme se
produce la evaporación, el nivel de agua de la
cuenca se reduce rápidamente y se estabiliza
hasta que alcanza un nivel crítico: la tasa de
evaporación iguala a la tasa de admisión
de agua. La salinidad del agua se incrementa
gradualmente hasta que se alcanza la
concentración de saturación para el mineral
de sal menos soluble contenido en el agua.
Las capas de calcita, dolomía y yeso
precipitan —en ese orden— seguidas por la
halita (sal de roca). La halita precipita en cantidades suficientes para mantener la salinidad
de agua en el nivel de saturación de la halita;
este proceso puede durar varios miles de años
para acumular cientos de metros de halita.
Si el clima se vuelve más húmedo, el
incremento de la admisión de agua dulce
proveniente de los ríos y las lluvias reduce la
salinidad lo suficiente como para detener la
precipitación de halita. Por ejemplo, la salinidad puede reducirse hasta alcanzar de vuelta
el punto de precipitación del yeso y finalmente
incrementarse de nuevo hasta el punto de
Oilfield Review
precipitación de la halita. Ésta es la secuencia
estratificada que se observa en los 600 m
[2 000 pies] inferiores de evaporitas de la
cuenca de Santos.3
Los niveles de salinidad del agua pueden
incrementarse aún más hasta alcanzar el
punto de saturación en el que las sales
complejas comienzan a precipitar. Estas sales
son las evaporitas ricas en contenido de
potasio, calcio y magnesio, tales como la
silvita, la carnalita y la taquihidrita. La precipitación de sales complejas necesita un clima
extremadamente árido y puede requerir un
largo tiempo porque estas salmueras altamente salinas se evaporan muy lentamente.
Durante este proceso, el nivel superficial del
lago no se modifica a pesar de la acumulación
de sal en su fondo. El resultado final es la formación de una salina (derecha).
Durante el Aptiano, las cuencas salinas del
Atlántico Sur se encontraban ubicadas en las
latitudes correspondientes a la faja árida que
1. Mohriak WU y Leroy S: “Architecture of Rifted
Continental Margins and Break-Up Evolution: Insights
from the South Atlantic, North Atlantic and Red Sea–
Gulf of Aden Conjugate Margins,” en Mohriak WU,
Danforth A, Post PJ, Brown DE, Tari GC, Nemc˘ok M y
Sinha ST (eds): Conjugate Divergent Margins. Londres:
La Sociedad Geológica, Publicación Especial 369,
http://dx.doi.org/10.1144/SP369.17 (Se accedió el
17 de septiembre de 2012).
Bosworth W, Huchon P y McClay K: “The Red Sea
and Gulf of Aden Basins,” Journal of African Earth
Sciences 43, no. 1–3 (Octubre de 2005): 334–378.
2. Karner GD y Gamboa LAP: “Timing and Origin of the
South Atlantic Pre-Salt Sag Basins and Their Capping
Evaporates,” en Schreiber BC, Lugli S and Ba˛bel M
(eds): Evaporites Through Space and Time. Londres:
La Sociedad Geológica, Publicación Especial 285
(Enero de 2007): 15–35.
Montaron B y Tapponnier P: “A Quantitative Model
for Salt Deposition in Actively Spreading Basins,”
Search and Discovery Article 30117, adaptado de
una presentación oral efectuada en la Conferencia y
Exhibición Internacional de la AAPG, Río de Janeiro,
15 al 18 de noviembre de 2009.
3. Montaron y Tapponnier, referencia 2.
4. Hardie LA: “The Roles of Rifting and Hydrothermal
CaCl2 Brines in the Origin of Potash Evaporites:
An Hypothesis,” American Journal of Science 290,
no. 1 (Enero de 1990): 43–106.
Hardie LA: “On the Significance of Evaporites,”
Annual Review of Earth and Planetary Sciences
19 (Mayo de 1991): 131–168.
Warren JK: Evaporites: Sediments, Resources and
Hydrocarbons. Berlín: Springer-Verlag, 2006.
5. Montaron y Tapponnier, referencia 2.
contiene la mayor parte de los desiertos
modernos del hemisferio sur. La tasa de
evaporación inicial probablemente fue 2 m
[7 pies] por año más alta que la precipitación
pluvial, tasa que se observa actualmente en
el Mar Rojo.4 Con una tasa de depositación
promedio de halita de 2 a 3 cm [0,8 a
1,2 pulgadas] por año, pueden haberse
requerido entre 20 000 y 30 000 años para la
depositación de los 600 m inferiores extremos
de las evaporitas de la cuenca de Santos.5
1
5
2
3
4
Formación de lagos de agua dulce
6
Profundización de los lagos de agua dulce
Caída del nivel del océano
El nivel del océano sube, se desborda más allá
de la barrera e ingresa en los lagos de agua dulce
7
Caída del nivel del océano
La dorsal fracturada permite la comunicación
hidráulica entre el océano y el lago
8
El nivel de la cuenca se reduce
a medida que el agua se evapora
Comienzo de la
depositación de la sal
Fin de la depositación de la sal
La salmuera terminal indica la
depositación final de la sal
La cuenca retorna a las
condiciones marinas plenas
> Secuencia de depositación de la sal. Durante la fase de hundimiento inicial (1), se forman los
lagos de agua dulce en el margen continental en expansión. (El océano en desarrollo se
encuentra a la izquierda de cada panel.) El nivel del océano se reduce y los lagos se profundizan
(2) conforme los márgenes continentales en expansión disminuyen su espesor y se hunden.
La barrera que separa el océano de los lagos incrementa su relieve con respecto al fondo del lago.
El nivel del mar se eleva (3), y el agua de mar se desborda sobre la barrera y se mezcla con el
agua de los lagos. Hace aproximadamente 123 Ma, en el Aptiano Temprano (4), el nivel del mar
se reduce en 50 m [80 pies] y aísla las cuencas de las aguas del océano abierto. La tasa de
evaporación de las cuencas (5) es más alta que la tasa de influjo de agua proveniente de los ríos
y las precipitaciones pluviales y de los manantiales de agua de mar que emanan de la barrera
con filtraciones; dichas filtraciones son el resultado de la presencia de fracturas y fisuras.
El nivel de agua de la cuenca cae y la salinidad del agua aumenta gradualmente hasta que el
nivel de salinidad de la salmuera alcanza la concentración de saturación del componente
químico menos soluble de la salmuera, que comienza a depositarse como un mineral de sal
(blanco, 6). Durante la depositación de la sal, se forman capas de sal (no exhibidas) a medida
que se modifica la química de la salmuera. La salinidad y las concentraciones de saturación
dependen del equilibrio hídrico climático de las cuencas y del ingreso de agua de mar en éstas
a través de la barrera con filtraciones. La precipitación de minerales de sal comienza con el
componente químico menos soluble de la salmuera. Este componente precipita hasta que
se agota. Los componentes más solubles precipitan posteriormente. De esta manera, las
capas de sal se acumulan gradualmente y rellenan las cuencas para formar secuencias
salinas estratificadas de gran espesor. El último episodio de depositación de sal es indicado
por la presencia de una salmuera terminal (púrpura, 7) de alta salinidad, supersaturada con el
componente menos soluble en ese momento. Finalmente, el nivel del mar se eleva lo suficiente
como para inundar los márgenes continentales (8); las condiciones de mar abierto se
restablecen por encima de las cuencas salinas y detienen la depositación de la sal.
Side Bar, Fig3_4
Volumen 24, no.3
51
Por encima de ese nivel, existen al menos
nueve ciclos que contienen sales complejas.
La precipitación de dichas sales podría
haber requerido 10 veces más tiempo.
El reemplazo del agua por sal duplica el
peso aplicado en el fondo de la cuenca y
acelera la subsidencia. Aproximadamente
un 30% del espacio disponible se obtiene
en unos 50 000 años mediante el agregado
de 500 m [1 600 pies] a la profundidad de
la cuenca inicial de 1 500 m [4 900 pies].
Las observaciones derivadas de analogías modernas, tales como el lago Assal en
la región de Afar, Etiopía, indican que el
agua de mar ingresó en la cuenca salina a
través de las fisuras de la dorsal basáltica
de Walvis. Este proceso fisural se basa
además en otras consideraciones:
•La tasa de flujo volumétrico a través
de las grietas debe ser baja, como lo
requiere el modelo de precipitación
de la sal.
•Dado que las fisuras de los basaltos
pueden tener una profundidad de
cientos de metros, el agua de mar que
fluye a través de éstas es menos sensible
a las variaciones del nivel del agua de
los océanos comparado con el requerido
por el flujo a través de un dique.
•Cuando la tasa de evaporación se incrementa y el nivel de la cuenca se reduce
por debajo del de los océanos, la diferencia de altura hidráulica tenderá a favorecer el flujo a través de las fisuras para
mantener el nivel de agua de la cuenca.
•Las fracturas proveen una gran superficie
de contacto entre el agua de mar y los
basaltos, lo que favorece el intercambio
químico roca-fluido requerido para una
composición química compatible con la
depositación de sales complejas.6
Las observaciones de campo y los resultados de los modelos demuestran que la
depositación de las secuencias evaporíticas
estratificadas de gran espesor requiere la
existencia de una cuenca profunda en un
clima caluroso y árido con un aporte continuo de agua salina cargada con minerales.
Estas condiciones deben permanecer estables un tiempo suficiente para que se acumulen depósitos de gran espesor.
6. Montaron y Tapponnier, referencia 2.
52
de 4 895 m [16 060 pies] submarinos.26 El pozo produjo con un régimen de 780 m3/d [4 900 bbl/d] de
petróleo y 187 000 m3/d [6,6 MMpc/d] de gas a través de un estrangulador (orificio) de 5/8 pulgadas,
produciendo petróleo liviano con una densidad de
aproximadamente 880 kg/m3 [30° de densidad
API] y bajo contenido de azufre de aproximadamente 0,5%.27 La ejecución de operaciones de perforación de desarrollo en el campo confirmó las
estimaciones de 1 000 millones de m3 [6 500 millones de bbl] de petróleo recuperable, obtenidas por
el operador, lo que atrajo la atención mundial
hacia la extensión productiva presalina de Brasil.28
Subsiguientemente, muchos fueron los descubrimientos presalinos realizados en las cuencas de
Santos y Campos de Brasil.
postsalinos en los que se descubrieron los grandes
volúmenes de petróleo de la cuenca de Campos
(próxima página).25
El descubrimiento del campo Tupi en el año
2006 estableció una nueva extensión productiva
de petróleo en la porción central del Atlántico Sur:
la extensión productiva presalina. El campo Lula
se encuentra ubicado en el Bloque BM-S-11 de la
cuenca de Santos a una profundidad de 2 126 m
[6 975 pies] de agua, a aproximadamente 250 km
[155 mi] al sudeste de Río de Janeiro. El pozo descubridor 1-RJS-628A fue perforado hasta una TVD
ÁF RICA
20
21
Angola
Lontra
Idared
Mavinga
Cameia-1 Cameia-2
Postsalinos
Postsalinos
Sal
Poshundimiento
(posrift)
Contemporáneos con
el hundimiento (synrift)
Bloque 20
Norte
Bicuar
Petróleo confirmado por la producción
Basamento
Bloque 21
Cameia-1
Sal
Sur
Cameia-2
Petróleo confirmado por registro
o muestra de petróleo
Postsalinos
Posible zona de petróleo no probada
Sello
Sal
Yacimiento
superproductivo
Yacimiento intermedio
Poshundimiento
Yacimiento inferior
Poshundimiento
Sal
Poshundimiento
Poshundimiento
Basamento
Contemporáneos
con el hundimiento
Contemporáneos
con el hundimiento
> Áreas prospectivas presalinas y descubrimientos en la cuenca de Kwanza. Los pozos Cameia 1 y
Cameia 2 de Cobalt descubrieron y evaluaron, respectivamente, yacimientos de petróleo en las
cuencas sedimentarias contemporáneas con el hundimiento (synrift) (marrón claro) y poshundimiento
(amarillo) situadas por debajo de la sal autóctona (púrpura) —los sedimentos presalinos— en el
Bloque 21(centro a la derecha) de la cuenca de Kwanza, en el área marina de Angola. Cobalt tiene
previsto perforar los pozos Lontra, Idared, Mavinga y Bicuar (líneas de guiones) para probar otras
áreas prospectivas de los Bloques 20 y 21. El pozo Cameia 1 descubrió un yacimiento superproductivo
(verde brillante) sobre un alto basamental (extremo inferior). Cobalt perforó el pozo Cameia 2, un pozo
de extensión, para confirmar el tamaño del descubrimiento y explorar las zonas yacimiento
prospectivas por debajo del yacimiento superproductivo. El pozo de evaluación confirmó el
descubrimiento y los intervalos prospectivos infrayacentes (verde claro), que se encuentran
separados por intervalos que actúan como sellos (rojo). (Ilustraciones utilizadas con autorización de
Cobalt International Energy, Inc., referencia 32.)
Oilfield Review
E
O
Sedimentos postsalinos
Sal
Presalinos
2 km
Basamento
20 km
> Líneas sísmicas en márgenes pasivos presalinos conjugados. Estas líneas sísmicas en pares son las líneas de echado
provenientes de la cuenca de Santos en el área marina de Brasil (arriba) y de la cuenca de Kwanza en el área marina de
Angola (página 48, arriba). La sección sísmica de la cuenca de Santos proviene de una línea sísmica 2D genérica que
cruza cerca del campo Lula, un descubrimiento presalino. La sección sísmica muestra un espesor de casi 2 km [1,2 mi] de
sedimentos presalinos debajo de la sal. La sección de la cuenca de Kwanza, en el área marina de Angola, proviene de un
levantamiento de sísmica 3D y muestra una sección presalina bien desarrollada, separada de los sedimentos postsalinos
por geometrías salinas complejas. (La sección de la cuenca de Santos se utiliza con la autorización de WesternGeco y
TGS. La sección de la cuenca de Kwanza se utiliza con la autorización de WesternGeco y Sonangol.)
En el año 2012, el pozo Azul 1 perforado por
Maersk Oil y el pozo Cameia 1 perforado por
Cobalt International Energy, Inc., extendieron la
extensión productiva presalina comprobada del
Atlántico Sur a la cuenca del Kwanza, en el área
marina de Angola.29 El pozo Azul 1 se encontraba
en el Bloque 23 de la cuenca del Kwanza, en un
tirante de agua (profundidad del lecho marino)
de 953 m [3 130 pies]. Perforado hasta 5 334 m
[17 500 pies], este pozo demostró la capacidad de
flujo potencial de más de 3 000 bbl/d [480 m3/d]
de petróleo. El pozo Cameia 1 estaba situado en el
Bloque 21 de la cuenca del Kwanza, en un tirante
de agua de 1 682 m [5 518 pies]. Perforado hasta
4 886 m [16 030 pies] de profundidad, el pozo produjo con un régimen de 5 010 bbl/d [800 m3/d] de
petróleo y 14,3 MMpc/d [405 000 m3/d] de gas.
En el proceso que condujo al descubrimiento
del pozo Cameia 1, los especialistas de exploración
de Cobalt International Energy reconocieron que
durante el Aptiano, las actuales cuencas presalinas de Kwanza y Campos se encontraban en la
misma cuenca depositacional, separadas por una
distancia de sólo 80-160 km [50-100 mi]; los exploracionistas llegaron a la conclusión de que las
cuencas debían haber compartido la misma historia presalina y poseer características similares.30
La extensión productiva presalina que condujo al
descubrimiento del campo Tupi en la cuenca de
Santos de Brasil se extendió hacia el norte, a lo
largo de la línea de costa de Brasil, hasta la cuenca
de Campos. Cobalt perforó el pozo Cameia 1 en
busca de una analogía con la extensión productiva presalina de la cuenca de Campos en la
cuenca del Kwanza en el área marina de Angola.
El pozo descubridor de petróleo Cameia 1 fue
perforado en un yacimiento que contenía carbonatos fracturados de alta calidad y altamente
permeables dispuestos en estratos presalinos y
poshundimiento sobre un alto basamental y se
encontraba sellado con sal. El pozo encontró una
columna de petróleo de unos 370 m [1 200 pies]
de espesor y contenía más de 270 m [900 pies] de
zona productiva neta.31
Para evaluar el descubrimiento, Cobalt perforó el pozo Cameia 2 y confirmó la extensión
vertical y lateral, la geometría y la calidad de los
yacimientos (página anterior). El pozo de evaluación validó el modelo de Cobalt de yacimientos
adicionales en los estratos de poshundimiento y
25.Halocinesis es la deformación de la sal. Los procesos
de halocinesis comprenden el movimiento pendiente
abajo bajo la acción del flujo por atracción gravitatoria,
la expulsión y el diapirismo causados por la carga de
la cubierta y el fallamiento resultante de procesos de
estiramiento o acortamiento tectónico. La deformación
de la sal puede producir la deformación de los estratos
depositados sobre ésta.
Hudec MR y Jackson MPA: “Terra Infirma:
Understanding Salt Tectonics,” Earth-Science
Reviews 82, no. 1–2 (Mayo de 2007): 1–28.
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Fig10_1_left page
Volumen 24, no.3
53
15˚O
10˚O
5˚O
Cuenca de Senegal
10˚N
Océano
0˚
15˚O
5˚E
Á FRI CA
Fosa
de Benue
Cuenca de Bové
Cuenca
Cuencas de
del Río Volta Benin y Keta
Cuenca
Costa de Marfil
10˚O
Océano
Cuenca de Bové
10˚N
0˚
5˚E
ÁF RICA
Cuenca
del Río Volta
Cuenca
Costa de Marfil
Fosa
de Benue
Cuencas de
Benin y Keta
5˚N
5˚N
Cuenca de
Para-Maranhão
Cuenca de
Para-Maranhão
0
500 km
0
310 mi
15˚O
AMÉRI CA D EL SUR
10˚O
5˚O
Cuenca de Senegal
10˚N
5˚O
Cuenca de Senegal
Océano
Cretácico Temprano, 125 Ma
0˚
0
500 km
0
310 mi
5˚E
ÁFRI CA
Cuenca de Bové
Cuenca
Cuencas de
del Río Volta
Benin y Keta
Cuenca
Costa de Marfil
AMÉ RICA DE L SUR
15˚O
Fosa
de Benue
10˚O
5˚O
Albiano Tardío, 100 Ma
0˚
Cuenca de Senegal
10˚N
5˚E
ÁF RICA
Cuenca de Bové Cuenca
del Río Volta Cuencas de
Benin y Keta
Cuenca
Costa de Marfil
Océano
Fosa
de Benue
5˚N
5˚N
AMÉRICA DEL SUR
Cuenca de
Para-Maranhão
0
500 km
0
310 mi
Escudo oeste-africano
Escudo brasileño
Cuencas costeras terrestres de
edad Mesozoico a Cenozoico
Aptiano Tardío a Albiano Temprano, 110 Ma
Cuenca de
Para-Maranhão
0
500 km
0
310 mi
AMÉRICA DEL SUR
Océano
Santoniano Tardío a Campaniano Temprano, 85 Ma
Corteza continental de gran
espesor y extensión
Zonas de fallas de transformación
Cuencas divergentes, corteza continental
adelgazada y depósitos clásticos de gran espesor
Dirección de la extensión cortical
Isobata actual de 2 000 m [6 560 pies]
Descubrimiento del campo Zaedyus,
concesión Guyane Maritime,
Guayana Francesa
Descubrimiento del campo Jubilee,
cuenca de Tano, Ghana
> Apertura del Océano Atlántico ecuatorial. El proceso de hundimiento entre el norte de América del Sur y el sur de África Occidental comenzó en el
Cretácico Temprano hace aproximadamente 125 Ma (extremo superior izquierdo). Cuando la corteza continental se estiró, disminuyó su espesor y se
fracturó, se produjo la apertura de cuencas pequeñas. Estas cuencas se rellenaron con sedimentos provenientes de las tierras altas continentales en
proceso de erosión y se deformaron a través de las zonas de fallas de transformación. Durante el período comprendido entre el Aptiano Tardío y el Albiano
Temprano, hace aproximadamente 110 Ma (extremo inferior izquierdo), se iniciaron los procesos de expansión oceánica y acreción. Los fondos oceánicos
se acrecentaron a medida que se separaban las placas durante el Albiano Tardío, hace aproximadamente 100 Ma (extremo superior derecho). Para el
período comprendido entre el Santoniano Tardío y el Campaniano Temprano, hace aproximadamente 85 Ma (extremo inferior derecho), la separación
continental se había completado. Luego, se inició la fase de expansión de los fondos oceánicos y de márgenes pasivos, y los márgenes transformantes
abruptos se hundieron térmicamente y fueron incididos, cargados y cubiertos con mantos de sedimentos fluviales y deltaicos provenientes de los
continentes, mientras América del Sur y África continuaban separándose. (Adaptado de Brownfield ME y Charpentier RR: “Geology and Total
Petroleum Systems of the Gulf of Guinea Province of West Africa,” Reston, Virginia, EUA: Boletín del Servicio Geológico de EUA 2207-C, 2006.)
los contemporáneos con el hundimiento (synrift) situados por debajo del descubrimiento original e indicó que los yacimientos se encontraban
separados por sellos. Cobalt lleva a cabo pruebas
continuas para determinar el potencial prospectivo: el número de yacimientos y sellos, la variación
de los fluidos entre los yacimientos, las propiedades de los yacimientos y las profundidades existentes hasta los contactos agua-petróleo.32
54
Correlación de las secuencias turbidíticas:
De Ghana a Guayana Francesa
La asociación de West Cape Three Points descubrió el campo petrolero Jubilee en el área marina
de Ghana en junio de 2007. La asociación está
integrada por Kosmos Energy Ltd., Tullow Oil plc,
Fig12_1 Corporation, Sabre Oil &
Anadarko Petroleum
Gas, Inc., Ghana National Petroleum Company y
EO Group Ltd. El pozo descubridor Mahogany 1
encontró 90 m [300 pies] de zona productiva de
alta calidad en un yacimiento de turbiditas de
edad Cretácico Superior confinado por una combinación de trampas estructurales y estratigráficas.33
En agosto de 2007, el pozo Hyedua 1, situado a
5,3 km [3,3 mi] al sudoeste del pozo descubridor
Mahogany 1, encontró 41 m [130 pies] de yacimiento de alta calidad en areniscas turbidíticas
equivalentes. Estos pozos establecieron una
extensión productiva de aguas profundas, apuntando como objetivo a los yacimientos turbidíticos de edad Cretácico Tardío situados a lo largo
del margen transformante de África ecuatorial,
Oilfield Review
Desplazamiento, km
SO
320
330
340
350
360
NE
370
380
390
400
Meseta Demerara
Dorsal
marginal
Pendiente
(talud) continental
Llanura abisal de
Surinam–Guayana Francesa
> Márgenes transformantes conjugados. Estas líneas sísmicas cruzan los márgenes transformantes de Surinam–Guayana
Francesa (arriba) y de Costa de Marfil–Ghana (próxima página, arriba); los puntos rojos de los globos indican las localizaciones
de estas secciones sísmicas. Las líneas rojas señalan la posición aproximada de la Zona de Fractura (FZ) de Demarara y de la FZ
de Romanche, a la izquierda y la derecha, respectivamente. Los márgenes transformantes se caracterizan por ser márgenes
continentales de inclinación somera, a menudo estrechos, bordeados por dorsales marginales que sustentan pendientes
continentales pronunciadas a lo largo de bordes continentales-oceánicos abruptos que conducen a llanuras abisales oceánicas.
Los exploradores están apuntando como objetivos a los yacimientos localizados en los sedimentos de llanuras abisales de
las turbiditas de edad Cretácico Superior que descansan sobre las rocas generadoras ricas en materia orgánica de edad
Cretácico Inferior. Los puntos verdes señalan la posición estratigráfica aproximada de estos yacimientos del Cretácico Superior.
Estas rocas generadoras y rocas yacimiento del Cretácico se encuentran selladas y sepultadas debajo de lutitas marinas. En la
línea sísmica de Costa de Marfil–Ghana, los rótulos A a F representan las unidades estratigráficas identificadas a partir de los
datos sísmicos. [Adaptado de Greenroyd CJ, Peirce C, Rodger M, Watts AB y Hobbs RW: “Demerara Plateau—The Structure and
Evolution of a Transform Passive Margin,” Geophysical Journal International 172, no. 2 (Febrero de 2008): 549–564.]
que se extiende desde el norte de Sierra Leona al
este, hasta el sur de Gabón en el segmento ecuatorial del Océano Atlántico Sur.
Los campos turbidíticos de aguas profundas
descubiertos en el área marina de Ghana se
encuentran cargados con hidrocarburos provenientes de sedimentos ricos en materia orgánica
que rellenaron rápidamente las cuencas de tracción activas profundas durante el Cretácico
Temprano (página anterior). Estas cuencas se
formaron en la corteza continental hendida entre
fallas de transformación. Durante el Albiano, los
continentes se separaron y se inició el proceso de
expansión de los fondos oceánicos. El movimiento oblicuo entre los dos márgenes fue registrado por las fallas de transformación y las zonas
de fracturas, y la subsidencia y la depositación de
sedimentos acaecieron durante el proceso de
hundimiento y el subsiguiente hundimiento térmico (sag) de los márgenes (arriba).
Volumen 24, no.3
La apertura y profundización del Atlántico Sur
ecuatorial y el ascenso y descenso globales del nivel
del mar controlaron la sedimentación después de
la fragmentación continental. La erosión del continente condujo a la depositación de sedimentos
en los deltas de los márgenes continentales. Al producirse la caída del nivel del mar —un nivel
bajo— los ríos atravesaron sus deltas y transportaron sedimentos, a menudo en avalanchas de sedimentos denominadas corrientes de turbidez, sobre
las pendientes continentales abruptas y en dirección hacia la llanura abisal profunda. Las arenas
depositadas a medida que estas corrientes de turbidez se hacían más lentas pueden haber formado los
yacimientos para los campos petroleros de aguas
profundas, tales como los de la serie de edad
Cretácico Superior del campo Jubilee. La subsiguiente depositación de lodos selló estos yacimientos al quedar sepultados por debajo de miles
de metros de sedimentos más jóvenes. Durante el
Fig13_1_left page
Cretácico Tardío, el movimiento de las placas tectónicas cambió de dirección, produciendo la
deformación del margen pasivo y la formación de
32.“Multiple Catalysts To Grow Shareholder Value,”
Cobalt International Energy, Inc. (19 de septiembre
de 2012), http://phx.corporate-ir.net/External.File?
item=UGFyZW50SUQ9NDgwMTA3fENoaWxkSUQ9
NTEzNzk4f FR5cGU9MQ==&t=1 (Se accedió el 20 de
septiembre de 2012).
33.Una turbidita es una roca depositada a partir de una
corriente de turbidez, que es una corriente subacuática
de agua cargada con sedimentos que se desplaza
rápidamente pendiente abajo. La corriente
gravitacional, o por diferencia de densidad, se
mueve pendiente abajo porque su densidad es mayor
que la del agua circundante.
Dailly P, Henderson T, Hudgens E, Kanschat K y Lowry P:
“Exploration for Cretaceous Stratigraphic Traps in the
Gulf of Guinea, West Africa and the Discovery of the
Jubilee Field: A Play Opening Discovery in the Tano
Basin, Offshore Ghana,” en Mohriak WU, Danforth A,
Post PJ, Brown DE, Tari GC, Nemc˘ok M y Sinha ST
(eds): Conjugate Divergent Margins. London:
The Geological Society, Special Publication 369,
http://dx.doi.org/10.1144/SP369.12 (Se accedió el
7 de agosto de 2012).
55
Desplazamiento, km
S
90
80
70
60
N
50
40
Dorsal
marginal
30
20
Cuenca profunda de la Costa de Marfil
F
E
D
Pendiente
(talud) continental
C
A
B
Llanura abisal del
Golfo de Guinea
Plataforma
y delta
Cañón cargado por una deriva
litoral activa o por arenas relictas
de plataforma
estructuras que ayudaron a formar trampas, y el
petróleo comenzó a migrar echado arriba en
dirección hacia la costa (arriba).34
La asociación perforó el pozo Mahogany 1
hasta la roca yacimiento en un pilar de arenas turbidíticas de bajo nivel del mar, de edad Turoniano,
emplazado en el flanco SO de la dorsal Tano Sur.35
34.Antobreh AA, Faleide JI, Tsikalas F y Planke S:
“Rift–Shear Architecture and Tectonic Development
of the Ghana Margin Deduced from Multichannel
Seismic Reflection and Potential Field Data,”
Marine and Petroleum Geology 26, no. 3 (Marzo
de 2009): 345–368.
35.Dailly et al, referencia 33.
36.Patel T: “Did the Continental Drift Create an Oil
Bonanza?: Tullow Oil Bets Huge Fields Are ‘Mirrored’
Across the Atlantic,” Bloomberg Businessweek
(24 de febrero de 2011), http://www.businessweek.com/
magazine/content/11_10/b4218020773519.htm
(Se accedió el 20 de agosto de 2012).
37.Plunkett J: “French Guiana—A New Oil Province,”
presentado en el Simposio de Minería de Kayenn,
Cayena, Guayana Francesa, 1º al 3 de diciembre
de 2011.
38.La asociación era una unión transitoria de empresas
conformada por Tullow Oil plc —la compañía
operadora— Royal Dutch Shell, Total y Northpet,
compañía de la que un 50% es propiedad de Northern
Petroleum plc y cuyo 50% restante pertenece a
Wessex Exploration plc. Royal Dutch Shell se hizo
cargo formalmente de la concesión Guyane Maritime
como compañía operadora el 1º de febrero de 2012.
Planicie costera
arenosa
Planicie
costera
Barra de barrera
Deriva
litoral
Cicatriz de
desprendimiento
Abanico interno
Cicatriz de
desprendimiento
Arenas con canales y sin
canales de abanico medio
Abanico
exterior
Plataforma
continental
Pendiente
aluvial
Lóbulos con
canales de
abanico medio
Canales de
abanico interno
Desprendimiento
500 a 2 000 m
[1 640 a 6 562 pies]
Cuenca de
llanura
Desprendimientos
10 a 50 km
6,2 a 31 mi
Cuenca
de llanura
> Yacimientos en turbiditas de edad Cretácico Tardío. Los exploracionistas buscaron los cañones
alimentadores de las rocas yacimiento en los depósitos de abanicos turbidíticos y de canal-albardón
de fondo de cuenca, que se originaron en la Plataforma Continental y en la pendiente de Guyana.
Estas rocas yacimiento se originaron y fueron cargadas con las lutitas ricas en materia orgánica del
Cretácico Temprano, depositadas durante el proceso de hundimiento continental. Desde su
depositación, estas rocas yacimiento han sido sepultadas y selladas por lutitas marinas (no exhibidas).
Las respuestas esperadas de los registros de pozos se representan gráficamente para los cinco tipos
de depósitos (áreas rojas recuadradas entre las curvas negras); la curva de la izquierda es la curva de
potencial espontáneo o de rayos gamma, y la de la derecha es la curva de resistividad. (Ilustración
utilizada con la autorización de Tullow Oil plc.)
egap thgir_1_31giF
56
Oilfield Review
10
El yacimiento se encontraba a 3 530-3 760 m
[11 600-12 300 pies] por debajo del fondo marino.
Una prueba de formación efectuada a través de la
columna de perforación (DST) demostró que el
pozo podía producir petróleo con un régimen de
20 000 bbl/d [3 200 m3/d]. El petróleo provenía de
las lutitas ricas en materia orgánica relacionadas
con la fase de hundimiento del Cretácico Temprano.
El pozo del campo Jubilee demostró el concepto
de la extensión productiva turbidítica de edad
Cretácico Tardío y las operaciones de perforación
subsiguientes revelaron que el campo Jubilee
forma parte de un agrupamiento de campos del
área marina de Ghana que incluye los campos
Tweneboa, Enyenra y Ntomme.
A lo largo de toda la costa de África ecuatorial, existen yacimientos de turbiditas similares
de edad Cretácico Tardío que condujeron a otros
descubrimientos de petróleo, tales como los campos Akasa y Teak en el área marina de Ghana, el
campo Paon en el área marina de Costa de Marfil
y los campos Venus, Mercury y Júpiter en el área
marina de Sierra Leona.
Tullow Oil buscó proyectar la extensión productiva Jubilee en el margen transformante de
América del Sur y repetir el éxito registrado por
la compañía en aguas profundas.36 Los especialistas en exploración de Tullow Oil utilizaron los
principios de la tectónica de placas, siguieron las
zonas de fracturas primarias a lo largo del
Atlántico ecuatorial e identificaron las cuencas
del área marina de América del Sur que exhibían
elementos similares a los de la extensión productiva Jubilee. A través de esta búsqueda, estos profesionales hallaron evidencias de una serie de
canales y abanicos turbidíticos de bajo nivel del
mar, de edad Cretácico Superior, depositados
durante la expansión del fondo oceánico y sepultados por debajo de una secuencia de lutitas
marinas de gran espesor. Además, infirieron la
presencia de trampas estratigráficas y rocas generadoras de edad Cretácico, sepultadas y selladas
por las lutitas marinas. Esto condujo a los equipos
de exploración a enfocarse en la pendiente continental frente a la plataforma continental de
Guyana y al este de la meseta Demerara, en el
área marina de la Guayana Francesa (abajo).37
Tullow Oil y sus socias adquirieron 2 500 km2
[970 mi2] de datos sísmicos marinos 3D de alta
calidad a través de la pendiente continental
abrupta del área marina de la Guayana Francesa.38
Los exploradores de Tullow Oil utilizaron estos
datos para buscar cañones submarinos y depósitos
turbidíticos de piso de cuenca con origen en la plataforma continental y la pendiente de Guyana.
Estos datos sísmicos mostraron la presencia de
rasgos similares a los observados en la sísmica 3D
del campo Jubilee en el área marina de Ghana.
Descubrimiento de petróleo
Descubrimiento de gas condensado
y petróleo
Área prospectiva
Pozo seco
Rastros de petróleo
Bloque Tano
de aguas profundas
ÁFRICA OCCIDENTAL
Zona de fracturas transform
ia
er
Surinam
ial
cuator
Guayana Margen transformante del Atlántico e
Francesa
Lib
Guyana
Sierra
nicas Leona
an tes oceá
Costa
de Marfil
Bloque de West
Cape Three Points
Descubrimiento
del campo Jubilee 0
25 km
0
16 mi
Ghana
s
ceánica
te s o
Zona de fracturas transforman
AMÉRICA DEL SUR
Concesión
Guyane
Maritime
Descubrimiento
Área prospectiva
Avance (Lead)
0
600 km
0
370 mi
Dorsal meso-atlántica
Océano Atlántico
Descubrimiento del área
prospectiva Zaedyus
0
100 km
0
62 mi
Volumen 24, no.3
> Extensión del éxito de África Occidental a América del Sur. Tullow Oil plc utilizó los conceptos de la
teoría de la tectónica de placas con el fin de desarrollar un programa de exploración para extender la
extensión productiva Jubilee (estrella negra), comprobada a lo largo del margen transformante de
África Occidental, al margen transformante del sector norte de América del Sur. Los márgenes
transformantes (sombras grises) en los lados occidental y oriental del Atlántico ecuatorial exhiben
una geología similar. Los exploracionistas habían reconocido en la cuenca de Guyana-Surinam la
presencia de trampas estratigráficas de edad Cretácico Tardío, que eran análogas a las comprobadas
en el campo Jubilee y en otros descubrimientos similares de África Occidental. Los exploracionistas
de Tullow realizaron el descubrimiento del área prospectiva de Zaedyus en la concesión Guyane
Maritime, situada en el área marina de la Guayana Francesa (flecha roja). (Ilustración adaptada con la
autorización de Tullow Oil plc.)
57
El equipo de exploración identificó y mapeó
numerosas áreas prospectivas (derecha). Luego de
la ejecución de investigaciones regionales de
seguimiento, el equipo de trabajo de Tullow Oil
decidió comprobar la extensión productiva
mediante la perforación de un pozo en la localización GM-ES-1 del área prospectiva de Zaedyus, en
la concesión Guyane Maritime, situada a unos
150 km [93 mi] en el área marina.39
Tullow Oil comenzó las operaciones en marzo
de 2011, perforando cerca de la punta de la pendiente continental en un tirante de agua de 2 048 m
[6 719 pies]. Para septiembre de 2011, la compañía anunció el descubrimiento de 72 m [240 pies]
de espesor productivo neto de petróleo en dos abanicos turbidíticos.40 Los registros adquiridos con
herramientas operadas con cable y las muestras
de fluidos de yacimiento indicaron la presencia de
arenas prospectivas de buena calidad a una profundidad de yacimiento de 5 711 m [18 740 pies].
El pozo de exploración de Zaedyus demostró que
el modelo de la extensión productiva del campo
Jubilee —desarrollado para el margen transformante del área marina de Ghana y aplicado con
éxito en otros lugares del margen de África ecuatorial— también era aplicable al margen transformante del área marina de Guayana Francesa y
probablemente a otros puntos del margen transformante del norte de América del Sur.
Aprendizaje a partir del éxito
La historia reciente del descubrimiento de petróleo en los márgenes del Atlántico Sur ha sido una
historia de aprendizaje sobre la base del éxito.
Los primeros exploracionistas estudiaron los
grandes descubrimientos del yacimiento Lula en
la cuenca Santos del área marina de Brasil, y el
yacimiento Jubilee del área marina de Ghana, y
recorrieron el mismo margen para investigar el
océano en el que los márgenes conjugados albergaban descubrimientos grandes similares.
Los exploracionistas utilizaron los principios
de la teoría de la tectónica de placas para apalancar sus logros. Cuando un continente se escinde y
se establece un nuevo centro de expansión, los
conceptos de la tectónica de placas constituyen
la base para formular hipótesis acerca de qué
serie de eventos tectónicos y estratigráficos tendrán lugar. Provistos de los principios de la tectónica de placas y de observaciones sutiles derivadas
de extensiones productivas de exploración que se
tradujeron en descubrimientos exitosos, los
39.Plunkett, referencia 37.
40.“Zaedyus Exploration Well Makes Oil Discovery
Offshore French Guiana,” Tullow Oil plc (9 de
septiembre de 2011), http://www.tullowoil.com/
index.asp?pageid=137&newsid=710 (Se accedió
el 10 de agosto de 2012).
58
Relación entre
horizontes sísmicos
Ángulo visual
Alto estructural
Cañón alimentador de turbiditas
Horizonte de edad
Cretácico Tardío
Horizonte de
edad Cretácico Temprano
Sistemas de abanicos
Abanico turbidítico principal
Canal
Canales
Concesión
Guyane
Maritime
Descubrimiento
Área prospectiva
Avance (Lead)
Océano Atlántico
Descubrimiento del área
prospectiva Zaedyus
0
100 km
0
62 mi
> Estructuras análogas a las del campo Jubilee en el área marina de la Guayana Francesa. Tullow Oil
plc adquirió 2 500 km2 [970 mi2] de datos sísmicos 3D en el año 2009 (recuadro rojo en el inserto del
mapa). La imagen de la interpretación sísmica basada en el dominio de la profundidad (arriba), vista
desde arriba y desde el nordeste, muestra un horizonte de edad Cretácico Temprano (codificado por
colores, que van del rojo al azul, de somero a profundo) sobre el cual descansa un horizonte de edad
Cretácico Tardío (marrón a amarillo), que se intersectan en la pendiente continental abrupta formada
por el margen transformante. Los datos revelaron la presencia de rasgos similares a los observados
en el área de Tano–West Cape Three Points, en la región marina de Ghana. Estos rasgos comprenden
un cañón alimentador de turbiditas y un alto estructural que concentran los sedimentos en canales y
sistemas de abanicos que constituyen áreas prospectivas para los yacimientos. La vista en primer
plano del área (extremo inferior) muestra los canales y los abanicos turbidíticos de los que se generó
una imagen con los datos sísmicos 3D. (Imágenes utilizadas con la autorización de Tullow Oil plc.)
exploracionistas han extrapolado los modelos de
extensiones productivas a nuevos avances, áreas
prospectivas y objetivos de perforación tanto
regional como globalmente.
La comprensión de la tectónica de placas permite además que los exploracionistas tomen lo
que aprenden de una extensión productiva y se
pregunten: ¿Qué sucede si? Si se descubren hidrocarburos en un ambiente de margen de hundimiento inmaduro, ¿es posible descubrir lo mismo
en un ambiente de margen de depresión o margen
transformante maduro? En los últimos años, las
compañías de exploración han respondido a estos
interrogantes afirmativamente a través de sus
pozos descubridores. Los descubrimientos recien-
tes realizados en la cuenca de depresión del lago
Alberto en Uganda, la cuenca de hundimiento de
África Oriental en Kenia, la cuenca del Levante en
el área marina de Israel y Chipre, y la cuenca de
Mozambique en el área marina de Tanzania, han
sido similarmente impresionantes. Los conceptos
y modelos de la tectónica de placas, y su capacidad
para formular hipótesis razonadas para nuevas
extensiones productivas, son herramientas de
exploración poderosas para las cuencas hasta
ahora no desarrolladas. Y además constituyen
motivos para reexaminar las cuencas que han sido
exploradas pero que se consideran pobres en
hidrocarburos o demasiado riesgosas para ser
Fig16_2
desarrolladas. —RCNH
Oilfield Review
Colaboradores
Chris Avant es gerente de cuentas de Schlumberger
Oilfield Services para Chevron en Bangkok, Tailandia y
maneja todos los contratos y el desarrollo de negocios
con Chevron Thailand, posición que ocupa desde el
año 2011. Comenzó su carrera profesional en Dowell
Schlumberger en el año 1999 y ocupó numerosos
cargos en esa compañía en Canadá, Indonesia, México
y EUA, en los que adquirió conocimientos técnicos
especializados en operaciones de cementación y
con tubería flexible, y en operaciones con cable.
Chris obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera
de la Universidad de Alberta en Edmonton, Canadá.
Bijaya K. Behera se desempeña como profesor en la
Escuela de Tecnología de Petróleo en la Universidad
del Petróleo Pandit Deendayal en Gandhinagar,
Gujarat, India. Previamente, se desempeñó como
gerente general adjunto (geociencias) en Gujarat
State Petroleum Corporation (GSPC) Ltd donde
estuvo a cargo de los proyectos de exploración y
desarrollo del campo de alta presión y alta
temperatura (HPHT) marino Krishna-Godavari.
Cuenta con 18 años de experiencia en la industria
del petróleo y el gas, y antes de trabajar para GSPC,
lo hizo para Schlumberger, Fugro Group of
Companies, Geosoft Infotech LLC, Tata Petrodyne
y Jubilant Oil and Gas Pvt Ltd. Bijaya obtuvo un
doctorado en geología del Instituto Indio de
Tecnología de Mumbai, India.
Ian Bryant es asesor senior de geociencias y gerente
especialista mundial de consultoría técnica para
Schlumberger Information Solutions en Houston.
Antes de ocupar esta posición, dirigió el grupo de
Servicios Integrados de Exploración de Schlumberger
y ocupó diversas posiciones relacionadas con
investigación, mercadeo y desarrollo de negocios.
Comenzó su carrera en 1984 en Shell; primero como
geólogo de yacimiento en el Laboratorio de Shell
Exploration and Production en Rijswijk, Países Bajos,
y luego como geólogo enfocado en operaciones de
exploración, evaluación y desarrollo en Nueva Zelanda.
Ian posee una licenciatura en geografía física con
geología y un doctorado en sedimentología de la
Universidad de Reading en Inglaterra.
Evgeny Chekhonin se desempeña como investigador
científico senior de Schlumberger en Moscú. Trabaja en
el programa de mediciones térmicas e interpretación,
concentrándose en la tecnología de exploración
óptica y el soporte teórico de las mediciones de las
propiedades térmicas. Evgeny obtuvo una maestría en
matemática aplicada y un doctorado en matemática e
informática de la Universidad Estatal Rusa del
Petróleo y el Gas de Gubkin en Moscú.
Mikhail V. Chertenkov es jefe del Departamento
de Tecnologías de Desarrollo de Campos Petroleros
de Lukoil en Moscú. Sus áreas de interés son el
mejoramiento de los campos de petróleo pesado y las
nuevas tecnologías de desarrollo de campos petroleros.
Volumen 24, no.3
Mikhail obtuvo una licenciatura en geología de
yacimientos y exploración de la Universidad
Politécnica de Tomsk en Rusia.
Paul Dailly es vicepresidente senior de exploración
y uno de los socios fundadores de Kosmos Energy Ltd
en Dallas. Dirigió el equipo técnico que descubrió la
extensión productiva (play) Jubilee en el área marina
de Ghana. Actualmente coordina el portafolio de
exploración de Kosmos y maneja la transición de los
descubrimientos de la compañía en Ghana, desde la
evaluación hasta el desarrollo. Antes de ingresar en
Kosmos en el año 2004, trabajó 15 años como geólogo
de exploración, ocupando cargos en BP y Triton Energy.
Luego de la venta de Triton a Hess Corporation, se
desempeñó como líder del equipo técnico para
Equatorial Guinea y posteriormente como gerente
de exploración regional en el área de aguas profundas
del Golfo de México. Paul posee una licenciatura en
geología de la Universidad de Edimburgo en Escocia,
y un diploma DPhil en geología de la Universidad de
Oxford en Inglaterra.
Supamittra Danpanich es vicepresidente de
desarrollo petrolero para el Activo Arthit en
PTT Exploration and Production Public Company
Limited (PTTEP). Comenzó su carrera profesional
en el año 1987 como geólogo en proyectos aéreos
para el Departamento de Recursos Minerales de
Tailandia y luego trabajó para Unocal Thailand, Ltd,
hasta 1995. Posteriormente, se desempeñó como
geólogo senior para Thai Shell Exploration and
Production Company Ltd. Durante ese período,
publicó artículos sobre recuperación mejorada de
petróleo y carstificación de yacimientos. En el año
2004, ingresó en PTTEP como geólogo principal y
luego trabajó en Vietnam como subgerente de
subsuelo hasta el año 2011 en que asumió su posición
actual; reside en Bangkok, Tailandia. Supamittra
obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad
de Chulalongkorn en Bangkok.
Saifon Daungkaew se desempeña como ingeniero
de yacimientos principal y campeón de dominio de
yacimientos de Schlumberger para Tailandia y
Myanmar con base en Bangkok, Tailandia. Antes de
ocupar este cargo en el año 2009, se desempeñó como
ingeniero de yacimientos senior y campeón de dominio
de yacimientos para Malasia, Brunei y Filipinas.
Saifon posee una licenciatura en ingeniería química
de la Universidad Príncipe de Songkla en Tailandia,
y una maestría y un doctorado en ingeniería petrolera
del Imperial College de Londres.
Ilaria De Santo se desempeña como ingeniero de
yacimientos principal y campeón de dominio de
yacimientos para Schlumberger Wireline en el
Mar del Norte, con base en Aberdeen. Ingresó en
Schlumberger en 1998 y trabajó en soporte de
software, mercadeo e ingeniería de yacimientos en
Italia, Francia, Argelia, Nigeria y el Reino Unido.
Se especializa en la aplicación avanzada de análisis
de fluidos de fondo de pozo y su integración con
pruebas de presión, pruebas de interferencia
vertical y pruebas de presión transitoria de intervalo.
Ilaria obtuvo una maestría en geología de la
Universidad de Pavia en Italia y una maestría en
ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt
en Edimburgo, Escocia.
John R. Dribus se desempeña como asesor de
geología global para Schlumberger. Está a cargo de
las cuencas de aguas profundas del margen del
Atlántico, el Golfo de México, los mares Negro, Rojo y
Mediterráneo; y el este de África. Con base en Nueva
Orleáns, se desempeña como geólogo de yacimientos
con más de 30 años de experiencia en el Golfo
de México. Sus posiciones abarcaron todos los
aspectos de la geología de exploración, explotación y
producción para Schlumberger y para una compañía
de petróleo y gas, incluyendo más de 15 años de
trabajo en el área de aguas profundas del Golfo de
México y cinco años como geólogo de campos de uranio.
Sus áreas de conocimiento son: análisis de sistemas
petroleros, exploración y analogías en áreas profundas,
análisis de riesgos geológicos, y entrenamiento y
desarrollo de geociencias. John integra la comisión
consultiva del Capítulo Delta del API y es miembro
del Comité de Premios de la Competencia Barril
Imperial de la AAPG. Obtuvo una licenciatura y una
maestría en geología de la Universidad Estatal del
Kent en Ohio, EUA.
Roberto Fainstein se desempeña como asesor
geofísico de Schlumberger en el Centro de
Investigación de Carbonatos de Dhahran en
Al-Khobar, Arabia Saudita. A partir de 1995, año en
el que ingresó en Schlumberger, diseñó las bibliotecas
sísmicas multicliente en las áreas marinas del Sudeste
de Asia y de Brasil; recientemente, fue el coordinador
de proyectos de sistemas sísmicos terrestres UniQ* y
actualmente está involucrado en la interpretación de
la tectónica salina compleja del Mar Rojo. Trabajó para
Petrobras como geofísico principal para el primer
levantamiento integral del área marina de América del
Sur, asistió a la facultad de oceanografía e ingeniería
oceánica del Instituto de Tecnología de Florida en
Melbourne, EUA, y se desempeñó como geofísico de
planta senior y gerente de los equipos de exploración
para Atlantic Richfield Company. Roberto posee
un doctorado en geología de la Universidad de Rice
en Houston.
Nick Harvey se desempeña como líder del equipo
de modelado 3D en Neftex, Abingdon, Inglaterra.
Después de ingresar en Neftex en 2008, confeccionó
un marco estratigráfico secuencial de las regiones
de América del Sur y América Central. Sus proyectos
subsiguientes se centraron en el origen de la Placa
del Caribe, la evolución sedimentaria del Golfo de
México y los enfoques integrados de los estudios
geológicos regionales. Nick estudió geología y
oceanografía en la Universidad de Southampton en
Inglaterra, y obtuvo una maestría en micropaleontología
del University College en Londres.
59
Greg Heath se desempeña como petrofísico y geólogo
de operaciones para Chevron Thailand Exploration
and Production Ltd en Bangkok, Tailandia, y trabaja
como consultor petrofísico en Tailandia desde el
año 1997. Comenzó su carrera profesional en el año
1978 en Exlog North Sea Ltd en el Reino Unido y el
sector noruego del Mar del Norte. Antes de ingresar
en Baker Hughes en 1980, ocupando posiciones en
Canadá, EUA, Senegal y Ghana. Greg se desempeñó
como geólogo de pozo independiente para Décollement
Consulting Inc. desde 1985 hasta 1997 y posee una
licenciatura (con mención honorífica) en geología
de la Universidad de Portsmouth en Inglaterra.
Nora Herbst se desempeña como líder del equipo de
interpretación geológica e inversión sísmica para
Schlumberger y reside en Houston. Nora, que cuenta
con 20 años de experiencia en exploración petrolera,
ingresó en WesternGeco en el año 2007. Previamente,
trabajó para Repsol YPF en Argentina y España y
como consultor para diversas compañías operadoras
de Argentina. Se dedica a la geología de las cuencas
de márgenes pasivos, principalmente en las áreas
marinas de aguas profundas y ultraprofundas del
oeste de África, África Oriental y Libia, y trabaja
en interpretación sísmica y en la generación de
imágenes profundas en cuencas tectónicas salinas.
Se desempeñó como gerente de portafolio de la
compañía y desarrolló conceptos de extensiones
productivas y análisis de riesgos. Nora obtuvo una
licenciatura en geología de la Universidad Nacional
de Tucumán en San Miguel de Tucumán, Argentina.
Zuber A. Khan comenzó su carrera profesional en
Geoservices como geólogo especialista en adquisición
de registros de lodo, monitoreando más de 200 pozos
para varios operadores de E&P multinacionales.
Actualmente, se desempeña como gerente de geología
senior en Gujarat State Petroleum Corporation Ltd en
Gandhinagar, Gujarat, India; ingresó en la compañía en
el año 2000 como geólogo de operaciones enfocado en
el campo HPHT marino Krishna-Godavari. Zuber obtuvo
una licenciatura (con mención honorífica), una
maestría en geociencias y un diploma PG en
hidrogeología, todos de la Universidad Aligarh
Muslim en Aligarh, Uttar Pradesh, India.
Waranon Laprabang se desempeña como
vicepresidente senior del Activo Arthit, PTT
Exploration and Production Public Company Limited
(PTTEP), desde el año 2011. Comenzó su carrera
profesional en 1980 como geólogo para el
Departamento de Recursos Minerales de Tailandia
y para Italian-Thai Development plc, Tailandia.
Después de trabajar para Geoservices Eastern, Inc.
en el sur y el sudeste de Asia, ingresó en PTTEP como
geólogo senior y trabajó en diversos emprendimientos
de exploración. En Omán, como gerente de activos,
estuvo a cargo de los descubrimientos de campos de
petróleo, gas y condensado y de la instalación de
60
centros de procesamiento de producción y de líneas
de conducción; además, participó en la conformación
del primer acuerdo de venta de gas entre PTTEP y el
gobierno de Omán. En el año 2005, retornó a Tailandia
como vicepresidente de asuntos nacionales de PTTEP
y del área de Desarrollos Conjuntos de Malasia-Tailandia,
Activos de Uniones Transitorias de Empresas.
Waranon posee una licenciatura en geología de
la Universidad de Chiang Mai en Tailandia.
Anton Parshin es gerente del programa de Mediciones
Térmicas e Interpretación de Schlumberger en Moscú.
Sus responsabilidades incluyen la adquisición de
registros de producción en pozos horizontales con
bajas tasas de producción y el monitoreo de la saturación
de las formaciones en ambientes de agua dulce.
Antón posee una licenciatura y una maestría en
física y un doctorado en ingeniería petrolera, todas
de la Universidad Estatal de Bashkir en Ufa, Rusia.
Angus McCoss es director de exploración para
Tullow Oil plc en Londres. Antes de ingresar en
Tullow en el año 2006 como gerente general de
exploración, contaba con 21 años de experiencia en
exploración, principalmente en Shell, en África,
Europa, China, América del Sur y Medio Oriente.
Ocupó numerosas posiciones senior en Shell, incluidas
la de vicepresidente regional de exploración para las
Américas y gerente general de exploración en Nigeria.
En el año 2006, fue designado miembro del directorio
de Tullow. Es director no ejecutivo de Ikon Science
Limited y miembro de la junta consultiva del Instituto
de Energía y Geociencias de la Universidad de Utah
en Salt Lake City, EUA. Angus obtuvo una licenciatura
(con mención honorífica) en geología de la Universidad
de Dundee en Escocia y un doctorado en geología
estructural de la Universidad de St Andrews en Escocia.
Dimitri Pissarenko es director del Centro de
Investigaciones de Schlumberger en Moscú desde el
año 2007 y reside en Moscú. Se dedica principalmente
al desarrollo de asociaciones con el sector académico
y las instituciones de investigación de Rusia.
Dimitri obtuvo una maestría en ingeniería electrónica
del Instituto de Ingeniería Energética de Moscú en
Rusia y un doctorado en geofísica del Instituto de
Física Planetaria de París, Francia.
Bernard Montaron es director del Instituto
Chino del Petróleo de Schlumberger en Beijing.
Ingresó en Schlumberger en el año 1985 y trabajó
en Investigación y Desarrollo y en mercadeo en
Europa, EUA y Medio Oriente. Sus cargos incluyeron
el de director temático para carbonatos y yacimientos
naturalmente fracturados, director de ingeniería
y gerente general de investigación y desarrollo y
manufactura en el Centro de Productos Riboud de
Schlumberger en Clamart, Francia; vicepresidente
de mercadeo de Oilfield Services para Europa, la
ex Unión Soviética (CIS) y África; y vicepresidente
de mercadeo para Schlumberger en Medio Oriente.
Bernard obtuvo una maestría en física de la Escuela
Superior de Física y de Química Industriales
(ESPCI ParisTech) de París y un doctorado en
matemática de la Universidad Pierre et Marie Curie
en París. Es miembro del directorio de ESPCI
ParisTech y socio de la AAPG, la SPE, la SPWLA y la
Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros.
Kamal Osman se desempeña como petrofísico de
planta senior en Chevron Thailand Exploration and
Production Ltd y como líder del equipo de operaciones
geológicas en Bangkok, Tailandia. Comenzó su carrera
profesional en 1980 como geólogo de desarrollo en
Sudán y trabajó en las operaciones de ultramar de
Chevron en África Occidental, Papúa Nueva Guinea,
Medio Oriente y Kazajstán. Kamal, que es coautor de
numerosos artículos sobre petrofísica y socio de la
SPE y de la SPWLA, obtuvo una licenciatura
(con mención honorífica) en geología de la
Universidad de Khartoum en Sudán.
Yury Popov se desempeña como asesor científico en el
Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú.
Dirige el desarrollo de métodos experimentales
avanzados en petrofísica térmica y su implementación
en la industria del petróleo y el gas. Es autor de más
de 200 publicaciones y titular de más de 40 patentes.
Antes de ingresar en Schlumberger, fue jefe del
departamento de física técnica y física de rocas y líder
científico del laboratorio de investigación de problemas
geotérmicos en la Universidad Estatal de Prospección
Geológica de Rusia en Moscú. Yury obtuvo un doctorado
del Instituto Tecnológico de Rusia y un doctorado en
física y matemática del Instituto de Física de la Tierra
de la Academia Rusa de Ciencias.
David Quirk se desempeña como geocientífico
principal en análisis de extensiones productivas
globales en Maersk Oil, Copenhague, Dinamarca.
Previamente, fue líder del equipo técnico para las
actividades de exploración de Maersk en Brasil.
Antes de ingresar en Maersk, trabajó para Shell,
la Universidad Oxford Brookes en Inglaterra,
Burlington Resources y Hess Corporation.
Sus publicaciones recientes se centraron en
las reconstrucciones de las placas del Atlántico
Sur, la tectónica salina y el análisis de riesgos
e incertidumbre en exploración petrolera.
David posee un doctorado en geología de la
Universidad de Leicester en Inglaterra.
Raisa Romushkevich se desempeña como geólogo
para el Centro de Investigaciones de Schlumberger
en Moscú, donde se dedica a la interpretación
geológica de los resultados experimentales sobre las
propiedades térmicas de las rocas. Antes de ingresar
en Schlumberger, se desempeñó como geólogo y jefe
del laboratorio de física de rocas en la Universidad
Estatal de Prospección Geológica de Rusia en Moscú.
Coautor de más de 50 publicaciones, Raisa obtuvo
una maestría de la Universidad Estatal de Irkutsk
en Rusia.
Oilfield Review
Próximamente en Oilfield Review
Jay Russell se desempeña como gerente de desafíos
técnicos, mercadeo y comunicaciones y gerente de
Oilfield Services para Schlumberger en Houston.
Comenzó su carrera profesional en 1991 como
ingeniero de campo especialista en operaciones con
cable para Schlumberger en Bakersfield, California,
EUA, y ocupó varias posiciones de operaciones de
campo en todo el mundo. Además, trabajó en centros
de ingeniería y ocupó posiciones relacionadas con el
manejo de las operaciones con cable para Schlumberger.
Jay posee una licenciatura en ingeniería mecánica del
Instituto Politécnico de Worcester en Massachusetts,
EUA, y una maestría en manejo de operaciones del
Instituto Politécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, EUA.
Sergey Safonov se desempeña como gerente de
disciplinas para física de yacimientos en el Centro
de Investigaciones de Schlumberger en Moscú.
Su enfoque se centra en una amplia diversidad de
tópicos relacionados con la medición y la interpretación
de flujos de fluidos complejos en los yacimientos.
Sergey obtuvo una licenciatura en ciencias naturales
y una maestría en física del Instituto de Física y
Tecnología de Moscú y un postgrado en física de la
Universidad de Exeter en Inglaterra.
Paul Sims se desempeña como gerente de operaciones
de África Austral y Oriental del segmento Testing
Services para Schlumberger en Dar es Salaam, Tanzania.
Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó
como campeón de productos para Testing Services en
Clamart, Francia, donde estuvo a cargo del desarrollo
de nuevos productos y de la introducción de tecnología
de pruebas de superficie y medidores de presión
y temperatura. Ingresó en Schlumberger en el año
2004 como ingeniero de campo en Australia y luego
se convirtió en gerente de servicios de campo;
posteriormente, se desempeñó como gerente de
localizaciones para el este de Malasia, Brunei
y Filipinas. Paul obtuvo licenciaturas en ingeniería
petrolera y finanzas, ambas de la Universidad de
Australia Occidental en Perth.
Miroslav Slapal es gerente de ventas y mercadeo
para Schlumberger Wireline en Rusia y Asia Central,
con base en Moscú. Ingresó en Schlumberger en 1994
como ingeniero de campo y ocupó posiciones en el
Mar del Norte, África Occidental y Rusia. Durante
su cargo más reciente en Houston como campeón de
productos para muestreo y mediciones de presión de
yacimientos, estuvo involucrado en el desarrollo y la
definición de las tecnologías HPHT futuras de
Schlumberger para muestreo y mediciones de presión
de yacimientos. Miroslav posee una maestría en
ingeniería petrolera de la Universidad Técnica de
Ostrava en la República Checa.
Volumen 24, no.3
Mikhail Spasennykh es gerente de desarrollo de
negocios de Schlumberger, con base en Moscú.
Vladimir P. Stenin es jefe de la sección Prospección
Geológica y Exploración para Lukoil en Moscú.
Su carrera profesional de 30 años incluye cargos en
Schlumberger, PetroAlliance y Orenburg Geophysical
Research Expedition. Vladimir obtuvo un doctorado en
ingeniería y geofísica de la Universidad Estatal Rusa
de Gubkin en Moscú.
Paul Tapponnier es profesor y líder del grupo de tectónica y sismos del Observatorio Terrestre de Singapur,
dependiente de la Universidad Tecnológica de Nanyang
en Singapur, donde trabaja desde el año 2009.
Previamente, integró el grupo de tectónica y mecánica
de la litosfera en el Instituto de Física Planetaria de
París. Sus contribuciones a la geología, la tectónica y la
geofísica abarcan más de 40 años y sus intereses en
materia de investigación incluyen la dinámica continental y la tectónica, especialmente en Asia y en la región
del Mediterráneo; el fallamiento activo y la sismotectónica; la evaluación de los riesgos sísmicos; la geomorfología cuantitativa; las tasas de los procesos de
deformación activos; la mecánica de las rocas y la física
de la deformación de las rocas. Es miembro de la
Academia Nacional de Ciencias tanto de Francia como
de EUA y miembro de honor (fellow) de la Unión
Geofísica Americana, la Sociedad Geológica de América
y la Sociedad Geológica de Londres. Paul posee una
licenciatura en ingeniería en minas de la Escuela
Nacional Superior de Minas de París y un doctorado de
la Université Montpellier 2 Sciences et Techniques en
Francia.
Chris Tevis se desempeña como campeón de productos
en el Centro de Productos para Muestreo y Mediciones
de Presión de Schlumberger en Houston, con base en
Sugar Land, Texas, EUA. Antes de ocupar su posición
actual, se desempeñó como ingeniero de campo,
ingeniero a cargo, gerente de servicios de campo y
gerente de soporte de operaciones de calidad, y trabajó
en China, el Sudeste Asiático y EUA. Chris posee una
licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad
de Columbia en la Ciudad de Nueva York y está por
obtener una maestría en gestión de la industria del
petróleo y el gas de la Universidad Heriot-Watt en
Edimburgo, Escocia.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
Evolución de las técnicas de
posicionamiento y terminación de pozos.
La introducción de nuevas mediciones y
herramientas LWD ha producido cambios en la
forma en que algunos operadores encaran la
perforación de pozos horizontales. Existen a
disposición nuevas herramientas capaces de
detectar límites en la formación, lejos del pozo y
frente a la barrena, lo que se traduce en mejoras
en las técnicas de posicionamiento de pozos.
Además, se han desarrollado herramientas que
generan imágenes precisas de los detalles del
pozo e identifican redes de fracturas naturales.
Los ingenieros utilizan estos datos para crear
diseños de terminaciones efectivos. Este artículo
presenta algunas de las tecnologías y procesos
que están haciendo posibles estos cambios.
Remoción de detritos. Los detritos pequeños
pueden obturar las terminaciones, incrementar
los costos operativos y finalmente reducir la
productividad de los pozos. Los ingenieros están
diseñando sistemas especiales de limpieza de
pozos capaces de ejecutar operaciones críticas de
recuperación de detritos. Algunos casos de estudio
de Alaska, EUA, el Golfo de México y el Mar Norte
demuestran cómo los operadores están utilizando
estos nuevos sistemas para reducir los riesgos e
incrementar la eficiencia operacional.
Operaciones de pesca. Cualquier objeto que
se pierde en el pozo o que impide las operaciones
normales de fondo de pozo debe ser recuperado.
El concepto de pesca —el proceso de recuperación
de los elementos perdidos, tales como tubulares,
herramientas o componentes de la terminación
del pozo— requiere imaginación e innovación.
Este artículo describe las herramientas y
estrategias desarrolladas para abordar el tema
de los equipos perdidos en el pozo.
Evaluación durante la perforación.
Motivados por razones de índole ambiental, de
salud y de seguridad, los científicos han pasado
años desarrollando alternativas para las
herramientas de adquisición de registros basadas
en radioisótopos. A través de la utilización de
generadores de neutrones pulsados que han
reemplazado a las fuentes químicas en otras
herramientas de adquisición de registros, los
ingenieros han desarrollado una medición de
densidad-rayos gamma libre de radioisótopos.
Esta innovación permite a los operadores
desplegar una serie completa de herramientas
LWD que no poseen fuentes químicas.
61
NUEVAS PUBLICACIONES
McGuire logra fundamentar con
solidez la interconectividad de los
diferentes sistemas de la Tierra… Sin
embargo, a la hora de responder el
interrogante clave respecto de la
manera en que el cambio climático
futuro afectará al Planeta, el propio
autor, incluso, se queda sin palabras.
Witze A: “Book Review,” Science News 181,
Nº 10 (19 de mayo de 2012): 30.
• En la línea de fuego: La vida en las
barricadas
• Epílogo, Notas y Fuentes, Índice
“La ciencia no es para los dóciles
y los sumisos,” escribe Michael
Brooks en esta nueva y entretenida
obra… “Radicales libres” es un
exuberante recorrido a través del
mundo de los científicos que se
caracterizaron por su mala conducta.
Bouton K: “Rebels Whose Bold Moves Set
Science Aglow,” The New York Times (21 de mayo
de 2012), http://www.nytimes.com/2012/05/22/
science/free-radicals-book-review-rebelswhoset-science-aglow.html?_r=1 (Se accedió el
29 de mayo de 2012).
Despertando al gigante:
Sobre la manera en que un
clima cambiante genera
terremotos, tsunamis y volcanes
Bill McGuire,
Oxford University Press
198 Madison Avenue
Nueva York, Nueva York 10016 EUA
2012. 320 páginas. USD 29,95
ISBN: 978-0-19-959226-5
El autor describe la manera en que
el clima de la Tierra ha afectado y
motivado grandes eventos geológicos a
lo largo de miles de años. A partir del
análisis de estas tendencias, McGuire
afirma que la emergente crisis asociada
con el cambio climático posiblemente
convertirá al mundo en testigo de un
incremento de los desastres naturales.
Contenido:
• La tormenta tras la calma
• Clima pasado y futuro
• Un buen día para una erupción
• En proceso de recuperación
• La Tierra en movimiento
• Agua, agua por doquier
• Despertando nuevamente al gigante
• Fuentes seleccionadas, Lecturas
adicionales, Índice
McGuire… ha escrito un árido y
a la vez fascinante relato, que ofrece
un panorama sobre la manera en que
el clima afecta el mundo geofísico
y viceversa… El autor nos acerca
argumentos críticos sólidos que
respaldan las actuales proyecciones
climáticas, destacando la diferencia
entre el relato científico y el relato
popular del fenómeno del cambio
climático… A pesar de su desmañada
escenificación, la obra logrará
conformar a los curiosos amantes
de la Tierra y a los apocalípticos
escatólogos interesados en conocer
lo que nos depara el futuro.
“Book Review,” Publishers Weekly (13 de febrero
de 2012), http://www.publishersweekly.com/
978-0-19-959226-5 (Se accedió el 6 de septiembre
de 2012).
62
Radicales libres: La anarquía
secreta de la ciencia
Michael Brooks
Overlook Press
141 Wooster Street
Nueva York, Nueva York 10012 EUA
2012. 320 páginas. USD 27,95
ISBN: 978-1-59020-854-0
Esta obra explora más allá de las
puertas formales del descubrimiento
científico con el propósito de revelar la
conducta extrema en que han incurrido
famosos científicos en su afán por lograr
que sus hallazgos captaran la atención
del público. Sin dejar de lado a ninguno
de ellos, desde Newton y Einstein hasta
Watson y Crick, Brooks descubre que el
fraude, el engaño, la manipulación y los
experimentos faltos de ética son sólo
algunos de los comportamientos que
rompen la ilusión de la fachada de
“científicos” lógicos y equilibrados que
se presenta al mundo.
Contenido:
• Sobre el comienzo: Sueños, drogas
y visiones de Dios
• Delincuentes: Las reglas están
para romperse
• Maestros de la ilusión: Las pruebas
no lo son todo
• Jugando con fuego: El que no
arriesga no gana
• Sacrilegio: El quiebre de los tabúes
es parte del juego
• El club de la lucha: No hay premio
para el subcampeón
• La defensa de la corona:
Maquiavelo estaría orgulloso
La fábrica de ideas:
Los laboratorios Bell y la
grandiosa era de innovación
estadounidense
Jon Gertner
The Penguin Press, una división de
Penguin Group (EUA) Inc.
375 Hudson Street
Nueva York, Nueva York 10014 EUA
2012. 432 páginas. USD 29,95
• Guerra
• El estado sólido
• El hogar de la magia
• El informador
• El hombre y la maquinaria
• Fórmula
• El silicio
• Imperio
• Un instigador
• Sobre Crawford Hill
• Futuros, reales e imaginados
• Errores
• Competencia
• Separado
• La vida después de la muerte
• Legado
• Ecos
• Notas finales y ampliaciones,
Fuentes, Bibliografía seleccionada,
Índice
Jon Gertner, editor de la revista
Fast Company, ha creado una obra
que investiga, con profundidad, la
historia de los laboratorios Bell y
que trae coloridos personajes e
inspirantes lecciones. Cabe destacar,
no obstante, que La fábrica de ideas
explora uno de los interrogantes más
trascendentes de nuestros tiempos:
¿Qué motiva la innovación?, ¿Por
qué ocurre? y ¿Cómo podríamos
promoverla?
Isaacson W: “Inventing the Future,”
The New York Times (6 de abril de 2012),
http://www.nytimes.com/2012/04/08/books/
review/the-idea-factory-byjon-gertner.html?_r=1
(Se accedió el 12 de abril de 2012).
ISBN: 978-1-594-20328-2
El autor, Jon Gertner, relata la historia
de los laboratorios AT&T Bell y su papel
en uno de los períodos más productivos
de la innovación estadounidense que se
extiende desde la década de 1920 hasta
la década de 1980. Además de describir
el surgimiento de tecnologías de
vanguardia, como el radar, el láser, la
radioastronomía y la telefonía móvil,
todas creaciones de los laboratorios
Bell, Gertner explica la manera en que
estos laboratorios dieron origen a una
cultura de la creatividad. Esta obra
también explora el concepto del
negocio de la innovación.
Contenido:
• Introducción: Problemas perversos
• Gotas de petróleo
• De Occidente a Oriente
• Sistema
La fábrica de ideas trata, de
manera exhaustiva, la historia de los
laboratorios… Las tensiones entre los
tres inventores Walter Brattain, John
Bardeen y William Shockley, han sido
regularmente objeto de relato, pero la
versión de Gertner se destaca por su
correcto estilo narrativo.
Sin embargo, podría decirse
que el enfoque de Gertner resulta
demasiado estrecho… Un debate
más completo sobre el destino de
la investigación corporativa en el
mundo actual podría haber
enriquecido a la obra.
Hiltzik M: “The Idea Factory by Jon Gertner,”
Los Angeles Times (25 de marzo de 2012),
http://articles.latimes.com/2012/mar/25/
entertainment/la-ca-jon-gertner-0120325
(Se accedió el 11 de abril de 2012).
Oilfield Review
… La obra de Gertner ofrece
pruebas fascinantes para aquellos que
procuran comprender cuál es la mejor
manera que tiene una sociedad de
invertir sus recursos de investigación.
Metcalfe B: “Where the Future Came From,”
The Wall Street Journal (16 de marzo de 2012),
http://online.wsj.com/article/SB100014240529702
04781804577271442604380350.html (Se accedió
el 11 de abril de 2012).
La Epigenética en la era
de Twitter: Cultura pop
y ciencia moderna
Gerald Weissmann
Bellevue Literary Press
Universidad de Nueva York
Facultad de Medicina
350 First Avenue OBV 612
Nueva York, Nueva York 10016 EUA
2012. 300 páginas. USD 18,95
ISBN: 978-1- 934-13739-0
En una serie de ensayos, el autor de
esta obra explora la Epigenética: el
concepto asociado con la manera en
que nuestros genes responden al
factor ambiental. A lo largo de estas
páginas, la Biología se encuentra con la
cultura pop y el autor nos presenta el
debate sobre lo innato y lo adquirido.
Contenido:
• Walter Benjamin y Biz Stone: El rol
de la ciencia en la era de Twitter
• La Epigenética en las montañas
Adirondack
• Un Nobel averiado: “J. Lo” vs.
Hipatia de Alejandría
• La Epigenética y Alma Mahler
• La inflamación es complicada:
De Metchnikoff a Meryl Streep
• Un Arrowsmith para la era del
NASDAQ: Medidas extraordinarias
• Sarah Palin y María Antonieta:
Trastorno postraumático
• Coca-Cola y H.G. Wells:
Los suplementos dietarios como
drogas de segunda categoría
Volumen 24, no.3
• Economía vudú y saneamiento
vudú: La brujería persiste en
Massachusetts
• Myrna Loy: Co-investigadora
principal
• El Dr. Ehrlich y el Dr. Atómico:
Lo bello y lo terrorífico en
la ciencia
• Los radicales libres pueden
matarte: Lavoisier y la revolución
del oxígeno
• Errores experimentales: Paul Bert
y los asesinatos por deseos de
titularidad en la Universidad
de Alabama
• Revoluciones monumentales:
La revolución científica, la
revolución sanitaria y la
revolución ómica
• Detección de quórum en el ala
del Airbus
• Estadísticas SiCKO: Michael
Moore y la Escuela de París
• Pregúntale a tu doctor:
La Magistrado Holmes y el
mercado de las ideas
• Ignora a los canes: Percances
microbianos en Massachusetts
• El reconocimiento de patrones y la
Psicología de la Gestalt: El día en
que Nüsslein-Volhard exclamó:
“¡Daño!”
• No se trata de la espada, sino de la
enfermedad: El Doctor Howe y el
General Shinseki
• La ciencia como testimonio y
juramento: Joshua Lederberg
• La política de los rayos x: La guerra
nazi contra Röntgen y Einstein
• Caballos salvajes y El dilema
del doctor
• Techos de vidrio en los
Premios Nobel
• Medea y los microtúbulos
• La Wiki-ciencia y el monstruo
de Moliere
• El arte y la ciencia: Lewis Thomas
y F. Scott Fitzgerald
• Íkaros y Fukushima Daiichi:
Factores humanos en una fusión
(Sv=1J/kg.w)
• Referencias, Índice.
Cada ensayo contiene la
proporción justa de ingenio y sátira
e ilustra, con intensidad, fracasos o
curiosidades del actual pensamiento
científico o discurso público en el
ámbito de la ciencia.
Ingram MAC: “#FramingTheArtofScience,”
Science 337, Nº 6096 (17 de agosto de 2012): 801.
Un estallido de energía erudita
emerge de esta vívida combinación de
arte, cultura y ciencia. A lo largo de
28 ensayos, el biólogo Gerald
Weissmann explora el complejo
terreno de la biología moderna y
de la epigenética en esta era de las
redes sociales. En cada uno de estos
ensayos, Weissmann logra hallar
vínculos entre la investigación y los
elementos de la historia y de la
cultura pop, que se complementan
y enriquecen mutuamente.
“Books in Brief,” Nature 483, Nº 155 (8 de marzo
de 2012), http://www.nature.com/nature/journal/
v483/n7388/full/483155a.html (Se accedió el
24 de septiembre de 2012).
La catedral de Turing: Los
orígenes del universo digital
George Dyson
Pantheon Books,
una división de Random House, Inc.
1745 Broadway
Nueva York, Nueva York 10019 EUA
2012. 432 páginas. USD 29,95
ISNB: 978-0-375-42277-5
A través de entrevistas y del análisis
de archivos y desde una privilegiada
perspectiva personal y única, George
Dyson relata la historia de aquellos
individuos que se reunieron en el
Instituto de Estudios Avanzados de la
Universidad de Princeton, en Nueva
Jersey, EUA, para crear la “Máquina
de Turing.” Si bien el título de la obra
hace alusión al matemático Alan Turing,
ésta es la historia del colega John von
Neumann y su equipo; los creadores del
Analizador Matemático, Integrador
Numérico y Computadora o MANIAC.
Dyson afirma que esta antigua
computadora es el centro del universo
digital actual.
Contenido:
• 1953
• La granja Olden
• El círculo de Veblen
• János Neumann
• MANIAC
• Fuld 219
• 6J6
• V-40
• Ciclogénesis
• Monte Carlo
• Los demonios de Ulam
• El universo de Barricelli
• La catedral de Turing
• Sueños de ingeniero
• La teoría del autómata que
se auto-reproduce
• Mach 9
• El cuento de la gran computadora
• El trigésimo noveno paso
• Índice de fuentes de archivos,
Notas, Índice
(La obra de Dyson merece ser
leída por el simple hecho de lidiar
con los primeros años de la historia
del Instituto)… Dyson no sólo se
atreve a debatir oscuros aspectos
técnicos y teóricos de la computadora
de Von Neumann, sino que, además,
sitúa al lector en un amplio contexto
social y cultural… El autor, que
creció entre los muros del Instituto,
del que fuera miembro su propio
padre Freeman Dyson, tiñe el relato
con un encantador toque personal…
La catedral de Turing es una obra
cautivante que narra, tras una
profunda actividad investigativa,
un destacado capítulo de la intrincada historia de la informática del
siglo XX.
Morozov E: “Turing’s Cathedral by George
Dyson—Review,” The Guardian (24 de marzo
de 2012), http://www.guardian.co.uk/books/2012/
mar/25/turings-cathedral-george-dyson-review
(Se accedió el 10 de abril de 2012).
La decisión de Dyson… de
escribir una obra que fuera accesible
para el lego deja al lector más
experto con una idea relativamente
insuficiente y poco detallada de lo
que logró la computadora.
La informática digital moderna es
un fenómeno que resulta demasiado
complejo como para remitirlo a un
momento único de concepción divina.
No obstante, si bien es cierto que, por
su alcance limitado, la obra de Dyson
no constituye un relato definitivo de la
historia de la computadora, no cabe
duda de que se trata de un capítulo
bien narrado de esa historia más
extensa y abarcativa.
Kakaes K: “The Nucleus of the Digital Age,”
The Wall Street Journal (3 de marzo de 2012),
http://online.wsj.com/article/SB1000142405
2970204909104577237823212651912.html
(Se accedió el 21 de marzo 2012).
63
La importancia del clima:
La ética en un mundo en
proceso de calentamiento
John Broome
W.W. Norton & Company, Inc.
500 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10110 EUA
2012. 224 páginas. USD 23,95
ISBN: 978-0-393-06336-3
El filósofo y “ex economista”
John Broome se adentra en un terreno
temido por los responsables de la
formulación de políticas y explora
los aspectos morales de las decisiones
en el ámbito climático. En la más
reciente presentación de la serie de
ética global de Amnistía
Internacional, Broome sostiene que
tanto los individuos como los países
tienen la obligación ética de reducir
las emisiones. Con una claridad
penetrante, Broome utiliza la ciencia
y la economía como plataformas para
el abordaje de grandes cuestiones
como la necesidad de acción, a pesar
de la incertidumbre, y el valor de la
vida humana..
“Books in Brief,” Nature 487, Nº 299 (19 de Julio
de 2012), http://www.nature.com/nature/journal/
v487/n7407/full/487299a.html (Se accedió el 24
de septiembre de 2012).
En esta obra perteneciente a la serie de
ética global de Amnistía Internacional,
el filósofo John Broome afirma que los
principios que subyacen al proceso
diario de toma de decisiones proporcionan,
también, ideas sencillas y efectivas
para lidiar con el fenómeno del
cambio climático. El autor explora la
dimensión moral del cambio climático
y analiza los estándares universales
del bien y de la justicia a los que
deben adherir ciudadanos y gobiernos
a la hora de procurar resolver este
dilema global.
Contenido:
• Introducción
• Ciencia
• Economía
• La justicia y la equidad
• La moral privada
• El bien
• La incertidumbre
• Futuro versus presente
• Vidas
• Población
• Síntesis
• Notas, Índice
Broome ofrece al lector un
panorama de los interrogantes
científicos y económicos que subyacen
al fenómeno del calentamiento global
y logra, al mismo tiempo, defender
con solidez… argumentos que arrojan
las páginas de su obra… En líneas
generales, el mensaje del autor apela
a la bondad moral de la humanidad…
Una perspectiva moral y justa sobre
una cuestión global en permanente
crecimiento.
“Book Review,” Kirkus Reviews (15 de mayo
de 2012), https://www.kirkusreviews.com/
book-reviews/john-broome/climate-matters/#
review (Se accedió el 4 de septiembre de 2012).
• Segunda parte: La ciencia en red:
El conocimiento mundial;
La democratización de la ciencia;
El desafío de hacer ciencia en un
espacio abierto; La ciencia abierta
como imperativo.
• Apéndice, Fuentes seleccionadas y
Sugerencias de lecturas adicionales,
Notas, Referencias, Índice.
En Reinvención del
descubrimiento, el estilo entusiasta y
de fácil lectura (de Nielsen) integra
una serie de ideas que podrían,
efectivamente, revolucionar la
creación de conocimiento…
La oportuna obra de Nielsen teje un
entramado de cuestiones asociadas
con los grandes conjuntos de datos,
la libre accesibilidad, la gamificación
y la ciencia ciudadana para lanzar
arriesgadas proyecciones sobre el
futuro del descubrimiento en el
siglo XXI.
Si bien debe reconocérsele a
Nielsen el mérito de haber logrado
integrar en su obra todos estos
desarrollos, también es cierto que
hubiese sido conveniente un análisis
más profundo de las cuestiones
fundamentales que se abordan.
Reinvención del
descubrimiento: La nueva
era de la ciencia en red
Michael Nielsen
Princeton University Press
41 William Street
Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA
2012. 280 páginas. USD 24,95
ISBN: 978-0-691-14890-8
En esta obra, el pionero en computación
cuántica Michael Nielsen describe
cómo Internet no sólo está
transformando nuestra inteligencia
colectiva, sino además revolucionando
el descubrimiento científico. Nielsen
demuestra, asimismo, la forma en que
las herramientas de colaboración en
línea, la ciencia en red y las políticas de
datos abiertos están logrando reunir a
la comunidad científica e incrementar
nuestra capacidad de resolución de
problemas y nuestra capacidad
intelectual combinada.
Contenido:
• Reinvención del descubrimiento
• Primera parte: La ampliación de
la inteligencia colectiva:
Las herramientas en línea
potencian nuestra inteligencia;
La reestructuración de la atención
de los expertos; Patrones de
colaboración en línea; Los límites
y el potencial de la inteligencia
colectiva.
La ciencia social, la ciencia
organizacional y la ciencia
informática poseen una extensa y rica
trayectoria en la comprensión y la
optimización de la colaboración…
Nielsen expone, en su obra, motivos
y razones suficientes para avanzar.
Fiore SM: Science 336, Nº 6077 (6 de abril de
2012): 36–37.
… Nielsen logra convencer al
lector en lo que se auto-describe
como un manifiesto. Con un estilo
narrativo amigable y cautivante, el
autor describe características y
abordajes específicos que pueden
potenciar significativamente la
colaboración.
Ehrenberg R: “Book Reviews,” Science News 181,
Nº 6 (24 de marzo de 2012): 34.
Desde una perspectiva forense, el
vulcanólogo Oppenheimer describe
algunos de los más grandes eventos de
cataclismo volcánico del último cuarto
de millardos de años, a través del
análisis de registros geológicos,
históricos, arqueológicos y
paleoambientales, tales como muestras
de hielo y anillos de árboles. El autor
afirma que la gestión del riesgo de
catástrofes climáticas será una tarea
más sencilla si los científicos logran
una comprensión más acabada de estos
eventos y de la manera en que afectaron
todos los aspectos de la vida en el
planeta Tierra.
Contenido:
• Brimstone y el fuego: ¿Cómo
funcionan los volcanes?
• Estilos de erupción, peligros e
impacto en los ecosistemas
• Los volcanes y el cambio
climático global
• La vulcanología forense
• Reliquias, mitos y crónicas
• Plumas asesinas
• Los orígenes humanos
• El gigante de ceniza/El enano
de azufre
• El vulcanismo europeo en la
Prehistoria
• El surgimiento de Teotihuacán
• Eras oscuras: ¿Naturaleza oscura?
• La hambruna de la niebla
• La última gran crisis de subsistencia
en el mundo occidental
• El riesgo de catástrofes volcánicas
• Apéndices, Referencias, Índice
Oppenheimer, lector en la
Universidad de Cambridge, sostiene
que la vida y los volcanes han estado
interrelacionados a lo largo del
tiempo… (y) recurre a toda clase de
evidencia que le permita revelar las
historias que se ocultan detrás de
algunos de los más grandes y
significativos cataclismos volcánicos.
Recomiendo Erupciones que
sacudieron al mundo a modo de
lectura motivadora para aquellos
estudiantes de Física en busca de
un tema para su tesis que se
relacione con las ciencias
ambientales o terrestres. Puede que
esta obra incentive a los físicos para
que asuman la fascinante y, a la vez,
desafiante misión de comprender el
funcionamiento de la Tierra en sus
profundidades y las afirmaciones
vertidas en relación con estas
cuestiones.
Erupciones que
sacudieron al mundo
Anderson DL: “Book Review,” Physics Today 65,
Nº 5 (Mayo de 2012): 55.
Clive Oppenheimer
Cambridge University Press
32 Avenue of the Americas
Nueva York, Nueva York 10013 EUA
2011. 408 páginas. USD 30,00
ISBN: 978-0-521-64112-8
64
Oilfield Review
Definición de la porosidad
Cómo se mide la porosidad
Tony Smithson
Editor
Mediciones de porosidad
Las herramientas de densidad emiten rayos gamma de energía intermedia
en la pared de un pozo (arriba, a la derecha). Los rayos gamma chocan con
los electrones presentes en la formación, pierden energía y se dispersan
después de sucesivos choques. El número de choques se relaciona con el
número de electrones por unidad de volumen; la densidad de electrones.
La densidad de electrones, para la mayoría de los minerales y fluidos que se
encuentran en los pozos de petróleo y gas, es directamente proporcional a
su densidad volumétrica, ρvolumétrica.
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2012: 24, no. 3.
Copyright © 2013 Schlumberger.
Volumen 24, no.3
La densidad volumétrica medida con la herramienta, ρregistro, resulta de
los efectos combinados del fluido (porosidad) y la roca (matriz) y se utiliza
para computar la medición de porosidad del registro de densidad (fdensidad):
φdensidad =
ρmatriz – ρregistro
ρmatriz – ρfluido
Las rocas yacimiento más comunes son: arenisca (ρmatriz = 2,65 g/cm3),
caliza (ρmatriz = 2,71 g/cm3) y dolomía (ρmatriz = 2,87 g/cm3). Estos valores de
densidad de la matriz son utilizados para computar los valores de porosidad
a partir del registro de densidad. Normalmente, el otro dato de entrada,
ρfluido, es el del agua (1 g/cm3).
La elección correcta de los
Formación
valores ρmatriz, que a menudo se
derivan de otras mediciones, es
crucial para el cómputo de la
Detector con
medición de porosidad a partir
espaciamiento
largo
de la densidad. Si los datos de
Detector con
entrada ρmatriz son incorrectos o
espaciamiento
existe una mezcla de tipos de
corto
rocas, se obtendrá una medición de porosidad incorrecta.
Lo mismo ocurre con el dato de
Fuente
entrada ρfluido.
Las herramientas de porosi- > Herramienta de porosidad derivada de
dad-neutrón emiten neutrones la densidad. Una fuente radioactiva emite
rápidos de alta energía (del rayos gamma en la formación, donde
éstos interactúan con los minerales y los
orden de 106 eV) de fuentes quífluidos; algunos rayos gamma vuelven a
micas o electrónicas (abajo). los detectores donde son contados y se
miden sus niveles de energía.
Pozo
Detector de
espaciamiento
largo
Formación
Detector de
espaciamiento
corto
Fuente de
neutrones
Región de
neutrones
termales
10 6
Energía neutrónica, eV
A la hora de evaluar los yacimientos
Porosidad
Grano de roca
convencionales, a los petrofísicos les
interesan tres aspectos clave: la permeabilidad, la porosidad y la presencia
de hidrocarburos. La permeabilidad es
la medida de la capacidad de una roca
para permitir que los fluidos pasen a
través de ella. La porosidad es el espacio intersticial volumétrico existente
en la roca; el espacio no ocupado por
material sólido (derecha). Sin la presencia de hidrocarburos, la porosidad— que se relaciona directamente > Porosidad. El espacio intersticial
con el potencial de producción— y la de las rocas, no ocupado por
material sólido, puede ser ocupado
permeabilidad pueden resultar de poco
por agua, petróleo o gas.
interés para los analistas de registros.
Si bien la porosidad es un parámetro crucial para evaluar los yacimientos, los primeros registros medían la resistividad de las formaciones.
Introducidas en la década de 1920, las herramientas de resistividad ayudaban a identificar las rocas hidrocarburíferas potenciales. La resistividad
alta es una característica de la presencia de hidrocarburos y la resistividad
baja es indicativa de la presencia de agua. No obstante, los analistas de registros no podían diferenciar las rocas que contenían hidrocarburos de las que
carecían de porosidad porque ambas exhiben alta resistividad. Aun cuando
se identificaran zonas hidrocarburíferas utilizando herramientas de resistividad, el volumen de hidrocarburos no podía determinarse sin una medición
de la porosidad.
Las primeras mediciones de porosidad, que aparecieron a comienzos de la
década de 1950, fueron obtenidas con herramientas de adquisición de registros sónicos, o acústicos. La porosidad derivada de los registros sónicos se
computa mediante la comparación de la velocidad del sonido a través de la
formación con la de las rocas sin porosidad. El sonido viaja más lentamente a
través de las rocas rellenas de fluido que a través de las rocas sin porosidad.
Los científicos han desarrollado una gran variedad de herramientas de
adquisición de registros de porosidad basadas en diversos principios físicos.
Oilfield Review
Hoy, aunque los registros sónicos de porosidadAUTUMN
siguen siendo
12 utilizados, las
dos mediciones de porosidad predominantes Defining
son las mediciones
de 1porosiPorosity Fig.
ORAUT 12-DEFPOR 1
dad derivada del registro de densidad y la porosidad-neutrón.
Fuente electrónica
Fuente química
10 4
10 2
10 0
Energía termal
promedio 0,025 eV
Captura
10 –2
10
Tiempo, ms
100
> Vida de un neutrón rápido. La herramienta de porosidad-neutrón
(izquierda) emite neutrones de alta energía que chocan con las moléculas
presentes en las rocas y los fluidos de formación, pierden energía
(derecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,025 eV) en
una región situada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones
termales retornan a la herramienta donde son contados por los detectores.
Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrógeno (IH),
que se utiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente,
los neutrones termales son capturadosOilfield
por los Review
elementos de la formación.
AUTUMN 12
Defining Porosity Fig. 2
ORAUT 12-DEFPOR 2
65
Definición de la porosidad
Formación de arenisca
Los neutrones, que son partículas subatómicas de
Matriz: Arenisca
Matriz: Dolomía
Matriz: Caliza
carga neutra, pierden energía cuando chocan con
Densidad asumida de la matriz:
Densidad asumida de la matriz: Densidad asumida de la matriz:
3
3
2,65 g/cm
2,87 g/cm3
2,71 g/cm
los núcleos de los materiales de formación. La pérdida de energía se relaciona con la masa relativa de
Lutita
Efecto de la lutita
Efecto de la lutita
Efecto de la lutita
las partículas con las que choca el neutrón. El hidróCruzamiento
Cruzamiento
Cruzamiento
Gas
geno, que consta de un núcleo con un único protón,
Petróleo
es el elemento más efectivo para desacelerar los neutrones rápidos. En las rocas yacimiento, el hidrógeno
Agua
se asocia con los líquidos —petróleo o agua— que
60
Porosidad, %
0 60
Porosidad, %
0 60
Porosidad, %
0
rellenan el espacio poroso. El gas posee una densidad
Las curvas se
Diferencia del 4%
Diferencia del 12%
superponen entre sí
de hidrógeno mucho menor que el petróleo y el agua.
Después de múltiples choques, los neutrones
> Efectos de la litología y de los fluidos. Las mediciones de porosidad del registro de densidad (rojo) y
alcanzan un estado de baja energía (0,025 eV) y se
porosidad-neutrón (guiones azules) se computan a partir de relaciones que dependen de la litología.
denominan neutrones termales. El número de neu- Los analistas de registros utilizan las respuestas características de las herramientas para ayudar a
trones termales que resultan de los choques con el determinar el tipo de fluido y la litología. Por ejemplo, en una formación de arenisca, con la porosidad
hidrógeno es proporcional al índice de hidrógeno computada utilizando los parámetros correctos (izquierda), las curvas se superponen entre sí con la
porosidad correcta del 30% en el agua, se cruzan levemente en el petróleo, se cruzan en forma
(IH) de la formación.
considerable en el gas y se separan en las lutitas. Si se utiliza una matriz incorrecta, tal como
Una herramienta convencional de porosidad-neu- caliza (centro) o dolomía (derecha), las porosidades computadas son incorrectas en un 4% y un
trón posee dos detectores localizados a distancias 12%, respectivamente.
fijas respecto de la fuente. Los detectores cuentan
los neutrones que han atravesado la formación y han alcanzado niveles de de las lutitas y su eliminación de la medición de la porosidad total, los anaenergía termal. El IH se deriva de la relación de conteos de estos dos detecto- listas de registros pueden computar la porosidad efectiva, lo que describe
res, y los analistas aplican una transformada que depende de la litología para con mayor precisión el potencial de un yacimiento.
El efecto del gas resulta de dos principios físicos de medición. La herraconvertir el IH en un valor de porosidad-neutrón. Como sucede con la medición
de porosidad a partir del registro de densidad, la obtención de una medición mienta de porosidad-neutrón detecta la porosidad rellena con gas como una
porosidad baja. Por el contrario, la medición de porosidad derivada del
precisa de porosidad-neutrón depende de la utilización de la matriz correcta.
En el caso de las formaciones limpias, sin lutitas, en las que la porosidad registro de densidad puede ser más alta que la porosidad verdadera.
se rellena con agua o petróleo, el registro de neutrón mide la porosidad El resultado es que las curvas de porosidad-neutrón y densidad no se superrellena de fluido. Dado que el gas posee una densidad de hidrógeno mucho ponen entre sí —lo que indicaría la existencia de porosidad rellena con
menor que el petróleo o el agua, la porosidad rellena con gas aparece como agua o con petróleo y la matriz correcta— ni se separan unas respecto de
las otras: el efecto de las lutitas. Dado que la medición de porosidad-neubaja porosidad.
Diversos factores ambientales afectan las mediciones de porosidad-neu- trón es más baja que la de porosidad computada del registro de densidad,
trón y se han desarrollado correcciones para compensarlos. Éstas incluyen el las curvas se cruzan entre sí, lo que da origen al término cruzamiento.
El efecto de las lutitas contrarresta el efecto de cruzamiento; no obstante,
tamaño del pozo, la densidad y la salinidad del lodo, el espesor del revoque de
filtración, la presión hidrostática, la salinidad y la temperatura de formación. los petrofísicos utilizan otras mediciones para la corrección por el volumen de
lutita y la determinación de la porosidad efectiva. El efecto del gas también
puede ser enmascarado por la presencia del fenómeno de invasión profunda,
Mediciones complementarias
Las herramientas de medición de la porosidad responden en formas bien cuando el filtrado de fluido de perforación desplaza el gas original en sitio.
definidas a los atributos físicos del sistema roca-fluido. Como parte del pro- Las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD),
datos
antes de que se produzca la invasión, pueden identificar
ceso de interpretación de registros, los analistas de registros dan cuenta de que registran
Oilfield
Review
de
zonas
estas respuestas diferentes. Dos de los ejemplos más fáciles de reconocer de la presencia
AUTUMN 12de gas no detectadas por las herramientas operadas con
se correnPorosity
un tiempo
de la perforación.
las respuestas de las herramientas son el efecto de las lutitas y el efecto del cable, queDefining
Fig.después
4
ORAUT
4
Existen
otras 12-DEFPOR
técnicas de medición
que pueden utilizarse para determigas en el registro de densidad-neutrón (arriba).
En las rocas limpias rellenas con agua, los registros de porosidad-neu- nar la porosidad, tales como las herramientas de resonancia magnética
trón y densidad deben superponerse si se aplica la litología correcta como nuclear (RMN) y las muestras de núcleos. Una herramienta de RMN mide
dato de entrada. Si existe lutita presente, la medición de porosidad-neutrón es directamente la porosidad rellena con líquido. Los datos derivados de los
más alta que la de la porosidad computada del registro de densidad. Esto se núcleos proporcionan un valor empírico de la porosidad, si bien el daño
debe a que el neutrón responde al gran volumen de fluido adsorbido por producido durante el proceso de recuperación de los núcleos puede afectar
la lutita. El efecto neto es que, en las lutitas, existe una separación entre las el valor medido.
curvas de porosidad-neutrón y densidad: el efecto de las lutitas.
Los efectos de las lutitas también dan origen a otro término: porosidad Un parámetro crucial
efectiva. Los petrofísicos derivan los valores de porosidad total mediante la La porosidad es uno de los parámetros más cruciales para la cuantificación
combinación de diferentes mediciones y la corrección por las condiciones de las reservas de hidrocarburos. Los petrofísicos han desarrollado numeroambientales y litológicas. Esta porosidad total incluye los fluidos asociados sas formas de determinar la porosidad para asegurarse de contar con los
con las lutitas. Dado que los fluidos contenidos en las lutitas normalmente datos de mayor precisión posible. El objetivo final es utilizar estos datos
no pueden ser producidos, sus contribuciones a la medición pueden sus- para conocer el potencial de producción de un yacimiento y asegurar la
traerse de la porosidad total. Mediante la cuantificación de la contribución recuperación efectiva de sus hidrocarburos.
66
Oilfield Review