Volumen 24, no.3 Muestreo y mediciones de presión en condiciones extremas Propiedades térmicas de las rocas yacimiento Tectónica de placas en exploración Oilfield Review S C H L U M B E R G E R O I L F I E L D R E V I E W M A R Z O D E 2 0 1 3 V O L U M E N 2 4 N U M E R O 3 12-OR-0004-S 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 Exploración hidrocarburífera de frontera: La importancia de los modelos tectónicos 1 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 nin- gún 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 res- tringida 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. www.slb.com/oilfieldreview Schlumberger Oilfield Review 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 7B ORAUT 12-HPHT 7B 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. 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:
[email protected]; http://www.linced.com Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez 2 Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA (1) 281-285-7847 Facsímile: (1) 281-285-1537 E-mail:
[email protected] Dirigir las consultas de distribución a: Alex Moody-Stuart Teléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian) Directo: (55) 21 3541 7104 Facsímile: (55) 21 2112 4601 E-mail:
[email protected] Sussumu Nakamura Teléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia) Directo: (55) 21 3824 7460 Facsímile: (55) 21 2112 4601 E-mail:
[email protected] Enlaces de interés: Schlumberger www.slb.com Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.glossary.oilfield.slb.com Marzo de 2013 Volumen 24 Número 3 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. 3 Fig3_2 Fig3_1 38 De cuenca a cuenca: La tectónica de placas en exploración 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. Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA Alexander Zazovsky Chevron Houston, Texas, EUA Consejo editorial En la portada: 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.) 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. 4 Oilfield Review 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. 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. 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 concen- trando su búsqueda en lugares en los que pocos se han aventurado o que hasta no hace mucho tiempo atrás eran considerados imposibles. Las profundi- dades que están explorando actualmente tienden a alcanzar temperaturas y presiones más eleva- das 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 desarro- llando soluciones para abordar dichas condiciones de pozos extremas; no obstante, ciertas situaciones presentan problemas particulares para los desa- rrolladores de herramientas de fondo de pozo. 1 Por ejemplo, las aplicaciones tales como la obten- ción de muestras de fluidos, la adquisición de presiones de formación y la ejecución de pruebas extendidas de presión de fondo de pozo, requie- ren herramientas diseñadas para superar algo más que el calor y la presión, lo que constituye una verdadera hazaña. Estas herramientas tam- bién deben lidiar con el tiempo expuesto al calor generado internamente y los desafíos que plan- tea una larga exposición a condiciones potencial- mente 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 temperatu- ras de operación y a la vez conservar la precisión de sus mediciones. Otros usos de los medidores de pre- sión 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 operati- vos 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. Volumen 24, no.3 55 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. 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. 6 Oilfield Review Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 1 ORAUT 12-HPHT 1 T e m p e r a t u r a d e y a c i m i e n t o , ° F Presión de yacimiento, lpc Pozos HPHT perforados en todo el mundo entre los años 2007 y 2010 Pozo Alta temperatura Alta presión 250 150 0 5 000 10 000 20 000 30 000 35 000 15 000 25 000 350 450 550 650 Un nicho de mercado que importa Los ambientes hostiles se caracterizan por presen- tar 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 tér- mino HPHT se aplica a cualquier pozo que se con- sidere 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 repre- senta alrededor del 1,5% del total a nivel mundial. La mayoría de los pozos considerados HPHT exce- den los límites de temperatura establecidos y sólo algunos pozos exhiben presiones verdaderamente > 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. Actividad significativa en condiciones de alta temperatura Actividad potencial en condiciones de alta temperatura Actividad geotérmica Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 2 ORAUT 12-HPHT 2 > 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. Volumen 24, no.3 7 extremas (página anterior, arriba). El estudio indica además que el mercado HPHT es domi- nado 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 tem- peraturas de fondo extremadamente elevadas, los pozos geotérmicos presentan complejidades ope- racionales que raramente se observan en la explo- ración 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 relativa- mente 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 mari- nos HPHT en todo el mundo (arriba). 4 El pronós- 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 análi- sis destaca la necesidad de contar en la década venidera con equipos para abordar estas condicio- nes operativas HPHT. No obstante, el problema con este tipo de análisis es que los resultados dependen de la definición de condiciones HPHT de cada usuario. Una cuestión de semántica Los operadores y las compañías de servicios a menudo utilizan criterios diferentes para la clasifi- cación de los pozos HPHT. Los operadores luchan contra los efectos que producen la presión y la tem- peratura en las actividades de perforación y cons- trucción de pozos y en los equipos de superficie; las compañías de servicios a menudo se centran en cómo esas condiciones afectan sus productos, equi- pos 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. 97 238 18 14 13 17 0 0 36 90 290 10 16 3 10 26 16 22 133 75 52 118 23 10 0 4 0 Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 3 ORAUT 12-HPHT 3 415 Perforados hasta 2011 inclusive Proyectados entre 2012 y 2015 inclusive 433 Proyectados entre 2016 y 2020 inclusive 483 Golfo de México África Occidental Sudeste Asiático Australia Sector noruego del Mar del Norte Mar Mediterráneo Mar del Norte Mar Caspio Brasil Pozos HPHT marinos Pozos > 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.) 8 Oilfield Review En un esfuerzo para resolver parte de la confu- sión, recientemente el API publicó algunas reco- mendaciones para los equipos utilizados en los pozos HPHT, que fueron definidos como pozos con una presión de más de 15 000 lpc [103 MPa] y con una temperatura superior a 350°F. 5 Las recomen- daciones son aplicables principalmente a los estándares de ingeniería relacionados con los requerimientos de diseño de los equipos, los materiales aceptados y las pruebas de los equipos de control y el hardware de terminación de pozos. El informe incluye la verificación y la valida- ción del diseño, la selección de materiales y los controles del proceso de manufactura, destina- dos a asegurar que los equipos utilizados en la industria del petróleo y el gas sean adecuados para el servicio en ambientes HPHT. Los tres cri- terios para la clasificación HPHT son: • condiciones de superfcie anticipadas que impo- nen equipos de control y terminación de pozos diseñados para soportar más de 15 000 lpc • presión estática de superfcie anticipada de más de 15 000 lpc • temperatura de fujo en la superfcie 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 defi- nir las condiciones HPHT y proporciona protoco- los para la certificación de los equipos, no aborda específicamente los componentes electrónicos de fondo de pozo o la certificación de las herra- mientas de fondo de pozo. En un intento para definir los valores de los umbrales que reflejan limitaciones físicas y tec- nológicas, Schlumberger desarrolló un sistema de clasificación HPHT que representa los límites de estabilidad de los componentes comunes, tales como los sellos elastoméricos y los compo- nentes electrónicos (arriba). 6 Otras compañías de servicios y operadores utilizan sus propias definiciones, que son similares a las directrices de Schlumberger. Un nicho en materia de diseño El tipo de pozo —HP o HT— impone el procedi- miento de diseño de ingeniería porque las técni- cas utilizadas para abordar la presión difieren de las aplicadas en relación con la temperatura. Para la presión, la solución consiste a menudo en diseñar equipos con elementos de sello capaces de tolerar fuerzas extremas. Las superficies expues- 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 componen- tes electrónicos sensibles de fondo de pozo con- tra las temperaturas extremas usualmente implica el resguardo de dichos componentes sen- sibles contra los efectos acumulados de la exposi- ción 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 cons- truyen para que exhiban una extremadamente baja conductividad y difusividad térmicas a fin de asegurar que la temperatura en el interior del alo- jamiento 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 comu- nes para el análisis petrofísico. Lamentablemente, la solución para la protección de los componen- tes 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 inter- nas mucho más allá de las tolerancias térmicas de la herramienta. A la hora de utilizar receptá- culos en ambientes HPHT, los ingenieros especia- listas en adquisición de registros monitorean tanto el tiempo como la temperatura para evitar la falla potencialmente catastrófica de la herra- mienta relacionada con la temperatura. > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 4 ORAUT 12-HPHT 4 0 100 200 300 400 500 600 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 Presión estática del yacimiento, lpc 15 000 10 000 5 000 0 T e m p e r a t u r a e s t á t i c a d e l y a c i m i e n t o , º F 150°C 6 9 M P a 1 3 8 M P a 2 4 1 M P a HPHT Ultra-HPHT HPHT-hc 205°C 260°C > Los resultados de la falla. Esta herramienta falló al ser expuesta a presiones levemente superiores a su rango operativo. La falla se inició en la conexión de tipo anillo roscado, donde el sello estanco era más vulnerable. El resultado fue 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 5 ORAUT 12-HPHT 5 2,5 0 cm Volumen 24, no.3 9 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; mucho más que la mayoría de las otras herramien- tas de evaluación. Las cargas térmicas generadas por estas herramientas pueden elevar rápida- mente la temperatura existente en el interior de un receptáculo por encima del rango operativo de 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 solu- ción para estos tipos de herramientas. Para que las soluciones aborden el problema del calor generado automáticamente o las operacio- nes extendidas en ambientes de alta temperatura, los ingenieros de diseño a menudo se concentran en los tableros de circuitos. Mediante la maximi- zación de la eficiencia, el análisis del calor gene- rado por los componentes electrónicos y, siempre que sea posible, el empleo de componentes con requerimientos de temperatura superiores al pro- medio, los ingenieros pueden prolongar el tiempo disponible para que las herramientas operen y registren datos en el fondo del pozo (abajo). > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 6 ORAUT 12-HPHT 6 Componentes electrónicos Capa al vacío Aislantes térmicos Receptáculo Dewar > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 7 ORAUT 12-HPHT 7 Puntos calientes térmicos Carga desbalanceada Temperatura, °C 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 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. 10 Oilfield Review La elaboración de componentes que toleran altas temperaturas se ha vuelto cada vez más difi- cultosa. El motor de la industria electrónica son los productos de consumo que utilizan compo- nentes electrónicos plásticos no diseñados para ser utilizados siquiera en condiciones de tempe- ratura moderadamente alta; por ejemplo, de más de 125°C [257°F]. Los componentes plásticos se componen a menudo de plaquetas (chips), o pas- tillas, 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 fabri- cantes tratan los componentes electrónicos plás- ticos con productos químicos incombustibles. Estos productos químicos contienen compuestos volátiles que se liberan cuando existen tempera- turas elevadas. Además, estos productos quími- cos son altamente corrosivos. > 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). Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 8 ORAUT 12-HPHT 8 Siete días a 150°C con desecante Siete días a 150°C sin desecante ×1 000 ×200 ×50 Cuña fisurada Cuña rota > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 7B ORAUT 12-HPHT 7B ×65 Volumen 24, no.3 11 Para los ambientes de alta temperatura, los inge- nieros de diseño de Schlumberger han aprendido a eliminar los sobreembalajes plásticos y a utilizar solamente las plaquetas de silicio. Estas plaque- tas 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 elec- trónicos 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 desper- fectos 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 alojamien- tos de las herramientas para absorber los produc- tos químicos volatilizados y la humedad. Las técnicas para extender el tiempo de ope- rabilidad mitigan los efectos de la alta tempera- tura, pero sólo extienden el tiempo disponible para que las herramientas operen a temperatu- ras elevadas. De un modo similar, los choques y las vibraciones no pueden eliminarse, pero con herramientas de mejor diseño se puede incre- mentar la integridad mecánica de las conexiones y los componentes. La fijación de tableros de cir- cuitos 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 forma- ción 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 agre- gado a la plataforma básica un arreglo extensivo de herramientas de muestreo y análisis de fondo de pozo. Junto con las nuevas características y ser- vicios, se han implementado numerosas modifica- ciones para mejorar la confiabilidad y el desempeño de la herramienta, pero el diseño básico y la dis- posición de los componentes electrónicos y el hardware no han cambiado. En los años transcurridos desde la introduc- ción 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 eleva- dos fueron los requerimientos de las herramientas LWD, que operan en condiciones extremadamente rigurosas. Los ingenieros especialistas en diseño de herramientas han integrado las técnicas desa- rrolladas para las herramientas LWD en las herra- mientas 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 apti- tud, la herramienta MDT no sólo podría ser mejo- rada sino que requeriría un rediseño completo. Esta herramienta recién diseñada fue introdu- cida como el probador modular reforzado de la dinámica de la formación MDT Forte. Los siste- mas electrónicos para la herramienta MDT Forte fueron completamente reconfigurados y montados en un chasis reforzado (arriba). Luego, los inge- nieros sometieron el nuevo diseño a un riguroso proceso de evaluación. El proceso de evaluación asociado con la tem- peratura 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 cho- ques 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 consis- tieron 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 des- pués de evaluar los tableros, llevaron a cabo eva- luaciones relacionadas con la temperatura y los choques en arreglos de herramientas completos, además de operaciones extendidas en condicio- > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 9 ORAUT 12-HPHT 9 Diseño original Rediseño 12 Oilfield Review nes de baja y alta temperatura, incluida una ope- ración a 210°C [410°F] durante 100 h mientras se impartían choques en el arreglo de herramien- tas (arriba). Estas pruebas confirmaron que el nuevo diseño podía tolerar choques mecánicos y vibra- ciones 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 opera- ción de la herramienta MDT Forte son: 177°C [350°F] y 172 MPa [25 000 lpc]. Los ingenieros especialistas en diseño se con- centraron en el desarrollo de una herramienta con la confiabilidad mejorada de la herramienta MDT Forte, pero que además pudiera tolerar tem- peraturas y presiones más altas. El resultado es la versión reforzada para condiciones de alta tem- peratura MDT Forte-HT, que 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 incorpora- dos en los anillos de sello de sección circular. La estructura de estos elementos de sellado propor- ciona resistencia para tolerar los efectos de fondo de pozo, tales como la degradación térmica y la des- compresión rápida de gas durante las operaciones. Los sellos, que proporcionan un aseguramiento de las muestras no obtenible con los elastómeros con- vencionales, conservan la plena capacidad a alta pre- sión, 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 moni- torea 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 com- posicional y los gradientes de fluidos en condicio- nes 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 perfec- cionado 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 lon- gitud 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 tempe- raturas y presiones más altos. El módulo de bom- beo es importante para asegurar la obtención de una muestra confiable de fluido de formación. Este módulo utiliza una bomba de desplaza- miento 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 recu- peran 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. > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 11 ORAUT 12-HPHT 11 Empacador inflable mejorado Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 10 ORAUT 12-HPHT 10 Temperatura ambiente 400°F Factor de carga del 75% Prueba de choque Prueba de choque Prueba de choque Factor de carga del 75% 45 h 5 h 45 h 5 h Factor de carga del 75% Factor de carga del 100% Factor de carga del 100% 50 h 50 h 50 h > 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 g n 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. Volumen 24, no.3 13 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 pro- ducción de arena. Los módulos de bombeo son compatibles con el dispositivo Quicksilver Probe. 8 Frente al desafío del muestreo El desafío de obtener muestras y presiones en con- diciones HPHT se extiende más allá de la mera capacidad para adquirir fluidos o datos de presión. El tiempo de muestreo debe minimizarse para evi- tar el daño de la herramienta con el calor gene- rado internamente y la exposición al calor externo; no obstante, la muestra debe estar tan libre de contaminación como sea posible para asegurar que los fluidos recolectados por la herramienta y anali- zados en el laboratorio sean representativos de los fluidos de formación. En una prueba reciente, un operador del Mar del Norte corrió con éxito una sarta de herramientas MDT Forte-HT que incluyó dos herramientas de bombeo, un arreglo Quicksilver Probe y los módulos de análisis de fluidos de fondo de pozo. El pozo fue perforado con lodo a base de aceite (OBM) en un yacimiento con presiones superio- res a 17 000 lpc [117 MPa]. Además de las altas presiones de fondo de pozo, el operador debió enfrentar temperaturas de fondo de pozo oscilan- tes entre 175°C y 188°C [347°F y 370°F]. La cali- dad de las muestras era crucial para caracterizar con precisión los fluidos de yacimiento, aunque las altas temperaturas limitaban el tiempo dispo- nible para el muestreo. Las muestras debían ser tomadas con rapidez, pero era necesario que los fluidos fluyeran suficiente tiempo para minimizar la contaminación con filtrado OBM. La presencia de filtrado OBM afecta el análi- sis de laboratorio de los fluidos de yacimiento y es posible que distorsione las mediciones del H 2 S porque el filtrado puede barrer el H 2 S de los fluidos de yacimiento. La calidad de las muestras y la con- fiabilidad de las mediciones de las propiedades de los fluidos se mejoran cuando los ingenieros, utili- zando 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 conta- minados y alcanzar niveles de pureza aceptables, reduciendo el tiempo de muestreo a la mitad res- pecto 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 fil- trado para todas las muestras fue del 2% o menor. El análisis de fluidos en el fondo del pozo propor- > Opciones del módulo de bombeo MDT. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Table 1 ORAUT 12-HPHT Tab 1 Herramienta estándar Volumen/embolada, cm 3 [pulgada 3 ] 485 [30] 366 [22] 177 [11] 115 [7] 32 [4 641] 42 [6 092] 58 [8 412] 81 [11 748] 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] Tasa de flujo de bombeo, cm 3 /s [pulgada 3 /s]] Presión diferencial máxima, MPa [lpc] Herramienta de alta presión Unidades de desplazamiento del módulo de bombeo Herramienta de presión extra alta Herramienta de presión extra extra alta > Muestreo de calidad en condiciones extremas. Utilizando una técnica de muestreo reverso de bajo impacto, un operador del Mar del Norte pudo identificar los contactos y la composición de los fluidos en condiciones de pozo cercanas a los 370°F con la herramienta MDT Forte-HT. Las muestras fueron recolectadas con el arreglo Quicksilver Probe, y la contaminación con filtrado fue inferior al 2%. Al operador le interesaba el contenido de CO 2 (Carril 1, púrpura, extremo superior), que podía derivarse del análisis de la composición de los fluidos. El color azul del carril correspondiente a la composición en la Estación 5 identifica un contacto de agua. Durante el intervalo de tiempo mostrado en la gráfica de muestreo (centro), el flujo consistió en hidrocarburos con vestigios de CO 2 . El cambio producido en la relación gas-petróleo (GOR) (verde, extremo inferior) a 2 750 s se asoció con un cambio de dirección del muestreo reverso de bajo impacto. El contenido preciso de H 2 S fue medido en la corriente de flujo utilizando probetas especialmente diseñadas para tal aplicación. Los bajos niveles de filtrado OBM generaron muestras no alteradas por la contaminación con filtrado y el muestreo reverso de bajo impacto minimizó el barrido de H 2 S por los componentes metálicos de la herramienta. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 11B ORAUT 12-HPHT 11B YY 000 XX 000 GOR 20 40 60 80 100 0 p i e 3 / b b l C o m p o s i c i ó n d e l f l u i d o , % P r o f u n d i d a d CO 2 C 1 C 2 C 3–5 C 6+ Tiempo transcurrido, s 2 500 3 500 4 500 5 500 3 000 4 000 5 000 2 000 Tiempo transcurrido, s 2 500 3 500 4 500 5 500 3 000 4 000 5 000 2 000 Composición del fluido Presión GOR Movilidad lpc pie 3 /bbl mD/cP XX 000 YY 000 0,2 2 000 CO 2 C 1 C 2 C 3–5 C 6+ Estación 1 Estación 2 Estación 3 Estación 4 Estación 5 14 Oilfield Review cionó la composición de los fluidos, el contenido de CO 2 , la relación gas-petróleo y la fluorescencia. Dado que la presencia de H 2 S constituía una preocupación para el operador, la herramienta MDT fue configurada para el muestreo reverso de bajo impacto. Esta técnica ayuda a minimizar el barrido de H 2 S con el hardware de la herramienta y con el filtrado OBM. La técnica de muestreo de bajo impacto mantiene la presión de las cámaras de pistón del módulo de bombeo en valores cer- canos al de la presión del pozo, minimizando la caída de la presión durante el muestreo. Esta téc- nica produce mejores resultados que las técnicas que introducen el fluido de formación en las cámaras a presión atmosférica. El muestreo reverso de bajo impacto introduce el fluido direc- tamente en las botellas para muestras sin pasarlo por el módulo de bombeo, lo que reduce la posibi- lidad de que el hardware metálico barra el H 2 S, 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 H 2 S. En las líneas de flujo de la herramienta, se incluyeron barras metálicas — probetas— especialmente diseñadas, que detec- tan las concentraciones de H 2 S. Las propiedades de los fluidos, medidas en el fondo del pozo en condiciones de presión y tempe- ratura extremas, fueron confirmadas por el análi- sis 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 contami- nado, determinación de la concentración de CO 2 y detección del H 2 S. 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 estable- cimiento de gradientes de fluidos y la identifica- ción de contactos de fluidos. Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el servicio de medi- ción 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 abor- dar aquellas situaciones en las que los datos de presión solos pueden resultar suficientes. La velocidad con la que este servicio propor- ciona múltiples mediciones mejora considerable- mente 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 recep- táculo 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. > 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]. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 12 ORAUT 12-HPHT 12 Entrada de presión Fuelle Cristal de temperatura Cristal de presión Cristal de referencia Arreglo de fuelle Arreglo de sensores 2,5 0 cm > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 13 ORAUT 12-HPHT 13 P r e s i ó n , p s i 3 390 3 389 3 388 0 10 20 Tiempo, s 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 3 393 3 392 3 391 3 391,99 lpc 3 390,03 lpc Comparación de los datos de presión Volumen 24, no.3 15 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 tem- peratura 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 crista- les independientes: uno mide la presión, otro mide la temperatura y un tercero actúa como referencia (página anterior, arriba). 10 La medición es extre- madamente 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 pro- vista de dos receptáculos —uno para el medidor de presión y otro para los componentes electróni- cos— para aislar el sensor del medidor de presión del pozo y aislar el resto de los componentes elec- trónicos de la herramienta del medidor. Se ha demostrado que esta configuración provee medi- ciones más estables que las obtenidas con las herramientas sin receptáculos o cuando los com- ponentes electrónicos se alojan con el medidor en el mismo receptáculo (página anterior, abajo). Los componentes electrónicos para la herra- mienta PressureXpress-HT también fueron perfec- cionados 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 ope- ración de la herramienta a temperaturas de hasta 232°C [450°F] durante 14 h. Las mediciones de presión y movilidad pueden obtenerse con presio- nes 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 herra- mienta 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 diá- metro de apenas 9,8 cm [3,9 pulgadas]. Los desafíos del Golfo de Tailandia Dados los altos gradientes geotérmicos, las regio- nes meridionales del Golfo de Tailandia constituyen algunos de los ambientes más rigurosos del mundo para la producción de hidrocarburos (arriba). El campo Arthit del Golfo de Tailandia se encuen- tra situado en el área marina a una distancia de unos 230 km [143 mi] y fue descubierto por PTT Exploration and Production Plc (PTTEP) en el año 1999. El campo se caracteriza por los yaci- mientos complejos e intensamente compartimen- talizados que poseen temperaturas de fondo de pozo variables entre 160°C [320°F] y 260°C [500°F]. 11 La producción proviene de formaciones de edad Eoceno Tardío a Oligoceno Temprano que se caracterizan por su baja permeabilidad. Las for- maciones de baja permeabilidad pueden requerir un tiempo de muestreo prolongado, aunque sólo se adquieran presiones y datos de movilidad. La mayor parte de los pozos son pequeños y nor- malmente se perforan con una barrena de 6 1 /8 pul- gadas, lo que limita el tamaño y la selección de las herramientas que pueden operarse en la pro- fundidad final (TD). Debido al tamaño pequeño de los pozos, PTTEP históricamente adquirió datos de presión y muestreo con un probador de formación a repetición para pozos de diámetro reducido SRFT. Aunque diseñada sólo para tole- rar una temperatura de hasta 177°C [350°F], esta herramienta era una de las pocas opciones disponibles para el tamaño de pozo perforado generalmente en el campo. Las mediciones 9. La movilidad del fluido es una medición de la facilidad con la que se desplazan los fluidos a través de las rocas. Se trata de la relación entre la permeabilidad de las rocas y la viscosidad dinámica del fluido. 10. Para obtener más información sobre Quartzdyne Technologies, consulte: http://www.quartzdyne.com/ quartz.php (Se accedió el 7 de agosto de 2012). 11. Daungkaew S, Yimyam N, Avant C, Hill J, Sintoovongse K, Nguyen-Thuyet A, Slapal M, Ayan C, Osman K, Wanwises J, Heath G, Salilasiri S, Kongkanoi C, Prapasanobon N, Vattanapakanchai T, Sirimongkolkitti A, Ngo H y Kuntawang K: “Extending Formation Tester Performance to a Higher Temperature Limit,” artículo IPTC 14263, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012. > 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.) Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 14 ORAUT 12-HPHT 14 T A I L A N D I A L A O S M Y A N M A R C A M B O D I A V I E T N A M Campo Arthit Songkhla G o lfo d e Tailandia M a r d e A n d a m á n 180°F a 220°F 220°F a 320°F 320°F a 350°F 350°F a 500°F km 0 200 0 mi 200 16 Oilfield Review requeridas de la herramienta incluyeron la pre- sión de formación, los gradientes de fluido y el contenido de CO 2 . De éstas, sólo el contenido de CO 2 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 comparti- mentalización y la estrategia de diseño de las operaciones de disparos. Además, los datos fue- ron utilizados para identificar zonas agotadas. En el año 2009, se introdujo en Tailandia una herramienta PressureXpress alojada en un recep- táculo, que podía satisfacer todos los objetivos de PTTEP salvo uno: el contenido de CO 2 . No obs- tante, esta herramienta no incluía un receptá- culo independiente para el medidor de presión, lo que produjo problemas de estabilidad del medidor ya que la temperatura interna se ele- vaba 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 compo- nentes electrónicos mejorados para operaciones en condiciones de alta temperatura y receptácu- los desarrollados específicamente para ella, es combinable con otras herramientas de evalua- ción 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 herra- mienta de generación previa, sino que además el desempeño y la calidad de los datos mejoran. Una comparación directa entre los datos obteni- dos con la herramienta PressureXpress-HT y los datos obtenidos con la herramienta SRFT demos- tró la estabilidad y la precisión de las mediciones. > 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.) Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 15 ORAUT 12-HPHT 15 Movilidad a partir de la caída de presión Inducción de 90 pulgadas Datos de presión PressureXpress Datos de presión SRFT Datos de movilidad PressureXpress Datos de movilidad SRFT Rayos gamma 0,319 lpc/pie (gas) 0,401 lpc/pie (agua) Contacto agua-gas Prof., pies °API lpc lpc mD/cP 0 X 000 Y 000 X 100 X 150 X 000 Y 000 200 0,1 10 000 ohm.m 0,2 200 Inducción de 30 pulgadas ohm.m 0,2 200 Inducción de 10 pulgadas ohm.m 0,2 200 Porosidad-neutrón Cruce % Densidad volumétrica g/cm 3 1,95 2,95 45 –15 Resistividad > 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.) Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Table 2 OAUT 12-HPHT Tab 2 Datos PressureXpress-HT Datos SRFT Pozo A-1 Resultados de campo Datos PressureXpress-HT Pozo A-2 Número de intentos 37 10 Número de intentos 29 Número de intentos Válidos 18 (49%) 2 (20%) Válidos 22 (76%) Válidos Secos 2 (5%) 2 (20%) Secos 6 (21%) Secos Angostos 10 (27%) 1 (10%) Angostos 1 (3%) Angostos Inestables 2 (5%) 1 (10%) Inestables 0 Inestables Pérdidas de sello 4 (11%) 4 (40%) Pérdidas de sello 0 Pérdidas de sello Sobrecarga 1 (3%) 0 Sobrecarga 0 Sobrecarga Volumen 24, no.3 17 En un pozo del Golfo de Tailandia, la nueva herra- mienta proporcionó datos de gradientes de flui- dos que permitieron identificar claramente un contacto gas-agua, en tanto que los datos obteni- dos con la herramienta SRFT fueron dispersos y no definitivos (página anterior, arriba). Una comparación de los datos de los pre-ensa- yos, derivados de la primera aplicación de la herra- mienta, 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 herra- mientas de adquisición de registros. Dado que se coloca y se retrae rápidamente, y debido a que el medidor de cuarzo requiere poco tiempo de esta- bilización, PTTEP experimentó ahorros de tiempo promedio de entre 157 y 167 minutos por opera- ción, lo cual se tradujo en ahorros de costos direc- tos de tiempo de equipo de perforación. Los rápidos ciclos de fijación y retracción también permitie- ron 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 sen- sibles con barreras térmicas y la minimización de la generación de calor. Dado que la herramienta PressureXpress no posee la capacidad para mues- trear o medir el CO 2 , PTTEP continúa utilizando la herramienta SRFT para extraer muestras de flui- dos. En los pozos de desarrollo, donde las propie- dades de los fluidos son conocidas, el muestreo de fluidos es a menudo innecesario y los datos de pre- sión, obtenidos por ejemplo con la herramienta PressureXpress-HT, pueden ser utilizados para el manejo y el modelado de yacimientos. La informa- ción de presión ayuda a los ingenieros a compren- der las propiedades dinámicas existentes en el pozo y en un yacimiento. El tiempo y la temperatura Para conocer los límites de un yacimiento y defi- nir el potencial de un campo, a menudo los inge- nieros efectúan pruebas de presiones transitorias de larga duración. Las pruebas de cierre y de res- tauración de presión ayudan a definir con preci- sión 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. Las decisiones cruciales que afectan los pla- nes de producción a largo plazo requieren datos derivados de pruebas de larga duración. Si bien algunas mediciones que reflejan la producción de los pozos pueden obtenerse en la superficie, para lograr resultados óptimos, los datos se adquieren con los medidores posicionados en el fondo del pozo, lo más cerca posible de la zona productiva. Los medidores de cuarzo constituyen el están- dar de la industria para la exactitud y la precisión de las mediciones en el fondo del pozo. Estos medi- dores utilizan cuarzo como elemento sensor activo debido a su elasticidad bien definida. Cuando se expone a un esfuerzo, el cuarzo se distorsiona, o se deforma, con una respuesta repetible precisa como reacción a la carga aplicada. La medición debe ser calibrada para compensar los efectos de la temperatura en el elemento sensor y los compo- nentes electrónicos asociados. No obstante, en los ambientes HPHT, los operadores han tenido que renunciar a las pruebas de pozos prolongadas por- que las condiciones de fondo de pozo impiden la utilización de los medidores necesarios para obte- ner las mediciones. Los ingenieros de Schlumberger desarrolla- ron el medidor de cuarzo Signature al reconocer la necesidad de la industria de contar con un dis- positivo robusto de fondo de pozo, que proporcio- nara la exactitud y la precisión requeridas, y que pudiera tolerar las condiciones rigurosas de los ambientes HPHT (arriba). El instrumento no sólo subsiste en los ambientes HPHT —tarea nada sencilla— sino que además los datos adquiridos satisfacen los criterios de precisión y estabilidad necesarios. Para el desarrollo del medidor Signature, los ingenieros se concentraron en dos ámbitos de interés principales: los componentes electrónicos y las baterías. Para las aplicaciones en condiciones de alta temperatura, los ingenieros optaron por los compo- nentes electrónicos de cerámica; los componentes plásticos nunca resistirían las temperaturas extre- mas en las pruebas de larga duración. Gran parte de la funcionalidad electrónica del medidor Signature se encuentra incorporada en un circuito integrado de aplicación específica (ASIC), que minimiza el tamaño de los componentes y el con- sumo de energía. La limitación del consumo de energía constituye un desafío porque el consumo se incrementa significativamente a altas tempera- turas, excediendo a menudo la capacidad de la batería para suministrar corriente suficiente para la operación de la herramienta. La condensación de los componentes electró- nicos en un ASIC reduce el número de componen- tes, conexiones y mecanismos potenciales de falla. > 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]. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 16 ORAUT 12-HPHT 16 18 Oilfield Review 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 inte- grado en un módulo multichip (MCM). Existen muchos tipos de MCMs pero el medidor Signature utiliza componentes electrónicos rigurosamente 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 sobre- viven a la exposición a largo plazo, a altas tempera- turas, 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 magne- sio incorporado para fortalecer la estructura de las celdas de la batería, lo que permite su opera- ción 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 tempe- ratura, las baterías con este diseño pueden sumi- nistrar 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 compo- nentes electrónicos están diseñados para consu- mir un mínimo de energía durante las operaciones. Aunque las baterías se descarguen completa- mente, los datos se registran en la memoria no volá- til y se almacenan durante todas las pruebas extendidas sin que se pierda ninguna información. Los medidores de cuarzo Signature se encuen- tran disponibles en tres modelos: cuarzo están- dar, 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 pul- gada], pero difieren en cuanto a electrónica, capa- cidad 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 tempera- tura 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 pre- sión como para las mediciones de temperatura son algunas de las mejores de la industria. Los mode- los 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 resulta- dos 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 resolu- ción de 0,001°C [0,002°F]. > 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.) Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 18 ORAUT 12-HPHT 18 I N D I A SRI LANKA Cuenca de Pranhita-Godavari Cuenca de Cuddapah Chennai Cuenca de Palar-Pennar Cuenca de Cauvery Cuenca de Krishna-Godavari Concesión de GSPC Objetivos exploratorios profundos B a h ía d e B e ngala km 0 200 0 mi 200 km 0 20 0 mi 20 > 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. Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 17 ORAUT 12-HPHT 17 1 0 cm Volumen 24, no.3 19 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 poten- cial de recursos de 566 000 millones de m 3 [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 correspon- den a areniscas de edad Cretácico inferior que han experimentado procesos extensivos de hundi- mientos (rifting) y fallamiento tectónico. Si bien los datos sísmicos indicaron objetivos potenciales de exploración, la profundidad y complejidad del yaci- miento 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 yaci- miento, 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 exten- sivos sistemas de apoyo incluyeron cinco disposi- tivos electrónicos de registro. El medidor de cuarzo Signature fue el único dispositivo que los ingenieros consideraron adecuado para ser des- plegado 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- sitivos se colocaron a más de 1 000 m [3 280 pies] por encima de la profundidad en la que se posi- cionó el medidor Signature. El operador efectuó tres pruebas de presiones transitorias en secuencia durante los 15 días. En las dos primeras pruebas, el operador experimentó problemas que las invalidaron pero que no tenían relación con los medidores. No obstante, la ter- cera prueba se efectuó según lo planificado. Cuando se recuperó el equipo de prueba, se observó que sólo uno de los medidores se mantenía en condiciones de funcionamiento: el medidor de cuarzo Signature (arriba). Dado que habían fallado en su totalidad antes del comienzo de la prueba final, en los otros medidores no se registró ningún dato de fondo de pozo utilizable. Debido a que los datos obtenidos con el medidor Signature fueron de calidad suficiente —se detectaron fluctuacio- nes de presión de tan sólo 7 Pa— una segunda prueba de confirmación se consideró innecesaria. Los ingenieros de GSPC estimaron que se generó un ahorro de USD 1 millón porque no fueron necesarios los servicios de remediación para resolver la complejidad del yacimiento. 16 El límite En un tiempo, las compañías de servicios petrole- ros manifestaron serias preocupaciones acerca de su capacidad para desarrollar herramientas capa- ces de tolerar condiciones extremas. Los fabrican- tes de componentes electrónicos cambiaron su centro de atención, pasando de los componentes reforzados a los que consumen poca energía y ope- ran en condiciones ambiente, dejando a las compa- ñías de servicios libradas a su suerte. No obstante, los ingenieros especialistas en diseño de herra- mientas ahora están abordando el desafío que plantean los ambientes operativos extremos con herramientas innovadoras de muestreo y adquisi- ción de datos de presión, y medidores de fondo de pozo para evaluar los yacimientos HPHT. Las compañías de servicios han demostrado una capacidad para superar el desafío de los ambientes de perforación hostiles. Si bien el porta- folio de ofertas se ha expandido en los últimos años, aún se limita a los servicios de evaluación primaria. Algunas de las mediciones con las que los opera- dores querrían contar para caracterizar los pozos productores siguen limitándose a las temperaturas y las presiones más bajas. Las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión en algún momento pertenecieron a esa clase. Ahora que ha quedado demostrado que estos servicios pueden ser provistos en condiciones extremas, los geólo- gos, ingenieros y geofísicos a menudo consideran esenciales las mediciones para caracterizar y comprender completamente los yacimientos. Los pozos extremos requieren soluciones extremas. Si bien es probable que los campos HPHT contengan un número relativamente pequeño de pozos, también es probable que contengan fuentes significativas de hidrocarburos. Gracias a un enorme esfuerzo de investigación e ingeniería, cada vez se dispone de más opciones para que los opera- dores perforen pozos, evalúen formaciones y carac- tericen correctamente los yacimientos. —TS > 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.) Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 19 ORAUT 12-HPHT 19 P r e s i ó n , l p c Tiempo, d Incremento neto Perturbación durante el incremento Caída de presión Incremento 1 Incremento 2 Incremento 3 Caída de presión Todos los medidores electrónicos, salvo el medidor de cuarzo Signature, dejaron de registrar después de este tiempo T e m p e r a t u r a , ° F Temperatura Presión 425 405 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 10 000 8 000 385 365 345 325 305 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. 20 Oilfield Review Cuando las rocas se calientan: Las propiedades térmicas de las rocas yacimiento 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 proporcio- nar 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. 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 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. Cuando el fluido de yacimiento se calienta, su visco- sidad se reduce y por lo general es posible producir mayor cantidad de fluido de la roca yacimiento. La estimulación de los yacimientos de petróleo conven- cionales 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 supergi- gante Kern River situado en California, EUA, fue viene de la estimulación térmica. Para el futuro, se está intentando liberar el petróleo que contienen los depósitos de petróleo pesado, arenas bitumino- sas, 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 recu- peración térmica. 1 > 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 SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 1 ORSUM 12-THMPTS 1 Bakersfield C a l i f o r n i a Campo Kern River E S T A D O S U N I D O S 160 000 P r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o , b b l / d 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Año Historia de producción del campo Kern River Estimulación con vapor 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- 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. Volumen 24, no.3 21 21 Volumen 24, no.3 22 Oilfield Review Este artículo examina una faceta importante, aunque a menudo ignorada, de la EOR térmica: el comportamiento térmico de las rocas yacimiento. El calentamiento de los fluidos de yacimiento implica el calentamiento simultáneo de grandes volúmenes de roca. Y, si bien los ingenieros que diseñan un programa de estimulación general- mente conocen las propiedades térmicas de los fluidos, las propiedades térmicas de las rocas de formación a menudo son restringidas sin dema- siado rigor a pesar de que ayudan a determinar la rentabilidad de los proyectos. Después de un breve análisis de una opera- ción de recuperación térmica inusual llevada a cabo en el campo Yarega de Rusia, un campo de petróleo pesado, este artículo examina las pro- piedades térmicas básicas de las rocas y su medi- ción con técnicas convencionales que a menudo requieren mucho tiempo. Además, introduce una nueva técnica de medición que emplea sensores ópticos para cuantificar rápidamente las propie- dades térmicas de las rocas. Desde la década de 1980, con este método óptico, los científicos han explorado miles de muestras de rocas, incluidas rocas ígneas y metamórficas de pozos científicos profundos de todo el mundo y, más reciente- mente, areniscas, lutitas y carbonatos de muchos yacimientos de petróleo. Estas mediciones reve- laron resultados importantes acerca de la hetero- geneidad y la anisotropía de las propiedades térmicas de las rocas. Además, los investigadores están descubriendo correlaciones interesantes entre las propiedades térmicas y otras propieda- des petrofísicas. La investigación de los núcleos obtenidos en algunos campos petroleros rusos reveló una varia- bilidad 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 demues- tran porqué es importante para los ingenieros com- prender esta variabilidad a la hora de pronosticar los resultados de un proyecto de EOR térmica. En los casos simulados, los valores incorrectos pro- dujeron variaciones de hasta un 40% en las estima- ciones de los parámetros métricos clave luego de sólo 10 años de producción. 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 cons- tituye un recurso estimado en más de 16 000 millo- nes de m 3 [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 cuar- zosas 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 configuracio- nes 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 conven- cionales, 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 sen- tido ascendente pozos de producción de inclina- ción 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- > 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. R U S I A Campo Yarega Ukhta 0 km 0 mi 200 200 República de Komi Cuenca de Timan-Pechora Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 2 ORSUM 12-THMPTS 2 P r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o , M g × 1 0 3 I n y e c c i ó n d e v a p o r , M g × 1 0 3 0 250 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2 000 1 000 0 3 000 4 000 500 750 1 000 Año Minería térmica Producción de petróleo Inyección de vapor Volumen 24, no.3 23 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 tér- mica y pronosticar el volumen de petróleo adicio- nal 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 —tempera- tura y calor— se vinculan mediante las propie- dades 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 pro- piedades 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 tem- peratura de una unidad de volumen de roca (y de cualquier fluido intersticial contenido en su inte- rior) en un grado. La conductividad térmica deter- mina 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 expan- sión 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 propie- dad es necesario, por ejemplo, para evaluar los 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 yaci- miento que se obtienen en el laboratorio o en sitio. Por consiguiente, los ingenieros a menudo calcu- lan estas propiedades térmicas mediante la utili- zación 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 convencio- nal 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 cilín- dricas 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 tempera- tura en sus caras con la caída que se produce en las caras de los materiales de referencia de conducti- vidad conocida que rodean la muestra. El método de barra dividida define el estándar para la preci- sión 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 pul- gadas] de diámetro por 1 a 3 cm [0,4 a 1,2 pulga- das] de largo requiere entre 10 y 15 minutos. > 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.) 50 mm Acero Ariete hidráulico Micarta Micarta Sílice fundido Pozos transductores de temperatura Micarta Cobre Cobre Cobre Cobre Micarta Baño de bronce en frío Baño de bronce en caliente Roca o celda Caucho Acero Placa frontal de acero Incremento de la temperatura Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 4 ORSUM 12-THMPTS 4 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. (continúa en la página 27) 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 m 3 ) 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 m 2 /s 2 , 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 m 3 de agua pesa 1 000 kg, la capacidad calorífica volumétrica del agua es de aproximadamente 4,2 MJ/m 3 °K. La capacidad calorífica volumétrica de las rocas en general es más baja y se encuentra en el rango de 1 a 4 MJ/m 3 °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 una superficie de unidad de área orientada en sentido perpendicular a la dirección del vector. Por ende, las unidades de flujo 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/m 2 ). 24 Oilfield Review La física de la temperatura y el calor > 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 m 3 en unidades SI— en 1°K, a partir de una temperatura dada T 0 . 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3A ORSUM 12-THMPTS 3A 26°C 25°C 1,7 MJ Bitumen 2,7 MJ Arenisca 4,2 MJ Agua Capacidad calorífica volumétrica 1 m 1 m 1 m > 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3B ORSUM 12-THMPTS 3B Flujo de calor 1 m 1 m q Vector de flujo de calor θ 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. Algunos materiales, incluidas las rocas, exhiben una anisotropía térmica macroscópica; por ejemplo, los valores numéricos diferentes 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. Volumen 24, no.3 25 > Propiedades térmicas de los materiales comunes. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3F ORSUM 12-THMPTS 3F Dióxido de carbono Aire Aceite para motor, grado SAE 50 Bitumen Vidrio Carbono Metanol Agua Acero inoxidable Plomo Acero Níquel Aluminio Oro Cobre Plata 0,01 0,1 1,0 10 100 1 000 Arenisca Lutita, limolita Caliza Conductividad térmica, W/m°K Aire, seco a nivel del mar Plomo 0 1 2 3 4 5 Petróleo Bitumen Etanol Parafina Oro Amoníaco Arenisca Lutita, limolita Caliza Cobre Tejido humano Agua a 25ºC Agua a 100ºC Capacidad calorífica volumétrica, MJ/m 3 °K > 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 ⊥ ). Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3C ORSUM 12-THMPTS 3C q z q q x T T T x ∆ T + T ∆ q = –k ∆z T ∆ T + T ∆ T + T ∆ q z = –k ∆z T ∆ q x = –k ∆x T ∆ z ∆ z ∆ Conductividad térmica Conductividad térmica anisotrópica 26 Oilfield Review > Expansión térmica. El coeficiente de expansión 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3E ORSUM 12-THMPTS 3E 1 m + ∆ x Bloque de material a una temperatura T 0 Bloque de material a una temperatura T 0 + 1°K 1 m 1 m 1 m + ∆ y 1 m 1 m + ∆ z Expansión térmica > 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 3D ORSUM 12-THMPTS 3D q out T q out q in q in Tiempo 0 + 1 s Tiempo 0 T + T ∆ Difusividad térmica 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 fraccio- nal de la longitud de los lados de un cubo por un incremento de una unidad de tempera- tura— se denomina coeficiente de expansión térmica lineal (izquierda). La expansión tér- mica 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. Volumen 24, no.3 27 5. Beck A: “A Steady State Method for the Rapid Measurement of the Thermal Conductivity of Rocks,” Journal of Scientific Instruments 34, no. 5 (Mayo de 1957): 186–189. Pribnow DFC y Sass JH: “Determination of Thermal Conductivity for Deep Boreholes,” Journal of Geophysical Research 100, no. B6 (10 de junio de 1995): 9981–9994. Beck AE: “Methods for Determining Thermal Conductivity and Thermal Diffusivity,” en Haenel R, Rybach L y Stegena L (eds): Handbook on Terrestrial Heat Flow Density Determination. Dordrecht, Países Bajos: Kluwer (1988): 87–124. 6. Jaeger JC: “The Measurement of Thermal Conductivity with Cylindrical Probes,” EOS Transactions American Geophysical Union 39, no. 4 (1958): 708–710. Von Herzen R y Maxwell AE: “The Measurement of Thermal Conductivity of Deep-Sea Sediments by a Needle-Probe Method,” Journal of Geophysical Research 64, no. 10 (Octubre de 1959): 1557–1563. 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 transito- rio 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 tempera- tura en uno o más lugares de la muestra (derecha). La conductividad o la difusividad térmica se calcu- lan luego a partir de un modelo teórico que pronos- tica cómo debería responder el material en la configuración dada. En una de las configuraciones de este método de fuente lineal de estado transito- rio, 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 del- gado que transporta un sensor de temperatura en su punto medio. Este cable se inserta en el mate- rial, 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 supe- rior 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 tempe- ratura impuesto en una muestra. El método de fuente lineal constituye una forma conveniente de caracterizar la dependencia direccional: cual- quier 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 orienta- das que determinan las características direccio- nales de las propiedades físicas volumétricas de una roca. El ejemplo más sencillo es el de la estra- tificación fina, que se encuentra presente en casi todas las rocas yacimiento clásticas y rocas gene- radoras —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, ani- sotropía axial o anisotropía cruzada— puede > Medición de la conductividad térmica de los materiales no consolidados o anisotrópicos. El método 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. Muestra Muestra Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 5 ORSUM 12-THMPTS 5 Azimut, grados 0 30 60 90 120 150 180 90 120 150 180 210 240 270 Azimut, grados Máximo Máximo Máximo Máximo Mínimo Mínimo Mínimo Mínimo C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a Probeta en forma de aguja para las mediciones de las propiedades térmicas Cables de conexión Cables de conexión Celda de acero resistente a la presión Canal de drenaje Sistema de émbolo para el control de presión Muestra de roca no consolidada Waite WF, Gilbert LY, Winters WJ y Mason DH: “Estimating Thermal Diffusivity and Specific Heat from Needle Probe Thermal Conductivity Data,” Review of Scientific Instruments 77, no. 4 (Abril de 2006): 1–5. Woodside W y Messmer JH: “Thermal Conductivity of Porous Media. I. Unconsolidated Sands,” Journal of Applied Physics 32, no. 9 (Septiembre de 1961): 1688–1699. Woodside W y Messmer JH: “Thermal Conductivity of Porous Media. II. Consolidated Rocks,” Journal of Applied Physics 32, no. 9 (Septiembre de 1961): 1699–1706. 7. Anisotropía transversal, anisotropía axial y anisotropía cruzada son sinónimos que aluden al carácter direccional particular de los materiales en los que las propiedades poseen los mismos valores en todas las direcciones paralelas a los planos de isotropía y valores diferentes en sentido perpendicular a los planos de isotropía o a través de éstos; esta dirección perpendicular es el eje de simetría cilíndrica. Muestra Muestra Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 5 ORSUM 12-THMPTS 5 Azimut, grados 0 30 60 90 120 150 180 90 120 150 180 210 240 270 Azimut, grados Máximo Máximo Máximo Máximo Mínimo Mínimo Mínimo Mínimo C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a Probeta en forma de aguja para las mediciones de las propiedades térmicas Cables de conexión Cables de conexión Celda de acero resistente a la presión Canal de drenaje Sistema de émbolo para el control de presión Muestra de roca no consolidada estar presente en las rocas sedimentarias e ígneas penetradas por fracturas orientadas del- gadas y en las rocas metamórficas que se han comprimido intensamente en una dirección y, en consecuencia, han adquirido una estructura laminar característica. 7 En las rocas finamente laminadas, el valor de la conductividad térmica en la dirección perpen- dicular 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 28 Oilfield Review ser del 50%. La física y la matemática de la aniso- tropía térmica son similares a las de la anisotro- pía eléctrica, lo que es crucial para la evaluación correcta de los yacimientos laminados. 8 Medición de las propiedades térmicas mediante exploración óptica La mayor parte de la historia de la ciencia funda- mental de las propiedades térmicas de las rocas se divide en dos etapas. La primera tuvo lugar en la década de 1930, cuando los científicos comen- zaron a desentrañar la estructura térmica del interior de la Tierra; la segunda, durante la revo- lución 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 tectó- nica 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 mues- tra el carácter térmico de los patrones de convec- ción 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 sedi- mentarias a fin de proporcionar datos de entrada para modelar la historia térmica de las cuencas en los primeros intentos cuantitativos de mode- lado 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 pro- fundos 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 propieda- des 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 con- junto de los principales métodos de laboratorio para medir la conductividad térmica, que se cen- > 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 6 ORSUM 12-THMPTS 6 23 a 45 45 a 55 55 a 65 65 a 75 75 a 85 85 a 95 95 a 150 150 a 450 Flujo de calor, mW/m 2 Flujo de calor de superficie Sección transversal de la dorsal oceánica Placa de Norteamérica Placa Euroasiática Gradientes geotérmicos someros Temperatura, °C Flujo de calor de superficie, mW/m 2 0 0 50 100 150 200 250 0 1 2 3 4 5 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 P r o f u n d i d a d , k m Battle Mountain, Nevada Provincia del “Basin and Range” Este de las Rocallosas Montañas de Sierra Nevada Volumen 24, no.3 29 tró en núcleos extraídos del pozo superprofundo KTB de Alemania. 12 En uno de los métodos de este estudio se utilizó un dispositivo óptico desa- rrollado 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; nin- gún 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 incre- mento 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 tem- peratura 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 sen- sor 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. > 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). Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 7 ORSUM 12-THMPTS 7 Sensor infrarrojo Perfiles de temperatura 2 1 3 Fuente de calor óptica Sensores infrarrojos L ín e a d e e x p lo r a c ió n M u e s t r a D ire c c ió n d e e x p lo ra c ió n Líneas de exploración Birch AF y Clark H: “The Thermal Conductivity of Rocks and Its Dependence on Temperature and Composition, Part II,” American Journal of Science 238, no. 9 (Septiembre de 1940): 613–635. Muchos investigadores contribuyeron al mapeo del flujo de calor en la superficie del globo y a descubrir su relación con la tectónica de placas. Para obtener más información, consulte: Sclater JG y Francheteau J: “The Implications of Terrestrial Heat Flow Observations on Current Tectonic and Geochemical Models of the Crust and Upper Mantle of the Earth,” Geophysical Journal of the Royal Astronomical Society 20, no. 5 (Septiembre de 1970): 509–542. La compilación de publicación más reciente de datos de flujo de calor en la superficie: Davies JH y Davies DR: “Earth’s Surface Heat Flux,” Solid Earth 1, no. 1 (22 de febrero de 2010): 5–24. 10. Brigaud F, Chapman DS y Le Douaran S: “Estimating Thermal Conductivity in Sedimentary Basins Using Lithologic Data and Geophysical Well Logs,” AAPG Bulletin 74, no. 9 (Septiembre de 1990): 1459–1477. McKenna TE, Sharp JM Jr y Lynch FL: “Thermal Conductivity of Wilcox and Frio Sandstones in South Texas (Cuenca del Golfo de México),” AAPG Bulletin 80, no. 8 (Agosto de 1996): 1203–1215. Para obtener más información sobre el modelado de sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs 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. 11. Orlov VP y Laverov NP (eds): Kola Superdeep Well: Scientific Results and Research Experience. Moscú: Technoneftegaz, 1998 (en idioma ruso). Burkhardt H, Honarmand H y Pribnow D: “Test Measurements with a New Thermal Conductivity Borehole Tool,” Tectonophysics 244, nos. 1–3 (15 de abril de 1995): 161–165. 12. Popov YA, Pribnow DFC, Sass JH, Williams CF y Burkhardt H: “Characterization of Rock Termal Conductivity by High-Resolution Optical Scanning,” Geothermics 28, no. 2 (Abril de 1999): 253–276. KTB es el Programa de Perforación Profunda Continental de Alemania (Kontinentales Tiefbohrprogramm der Bundesrepublik Deutschland, en idioma alemán). Para obtener más información sobre el pozo KTB, consulte: Bram K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr M: “The KTB Borehole—Germany’s Superdeep Telescope into the Earth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 4–22. 13. Popov Yu A: “Theoretical Models for Determination of the Thermal Properties of Rocks on the Basis of Movable Sources of Thermal Energy, Part I,” Geologiya i Razvedka (Geología y Prospección) no. 9 (Septiembre de 1983): 97–105 (en idioma ruso). Popov Yu A: “Theoretical Models for Determination of the Thermal Properties of Rocks on the Basis of Movable Source of Thermal Energy, Part II,” Geologiya i Razvedka (Geología y Fuentes de Energía Térmica) no. 2 (Febrero de 1984): 81–88 (en idioma ruso). Popov Yu A: “Peculiarities of the Method of Detailed Investigations of Rock Thermal Properties,” Geologiya i Razvedka (Geología y Prospección) no. 4 (Abril de 1984): 76–84 (en idioma ruso). 30 Oilfield Review 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- Casi todas las muestras de núcleos del pozo KTB eran rocas metamórficas cristalinas, princi- palmente 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 méto- dos de barra dividida y fuente lineal (izquierda). Las mediciones con la barra dividida se obtuvie- ron 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 cons- truida 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 promedia- ron el 2,1%, con una desviación estándar de 6,5%; la mayor concordancia correspondió a las medi- ciones 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 confirma- das en miles de muestras de núcleos. Muchos de estos núcleos provienen de pozos científicos pro- fundos, perforados en estructuras de gran impacto tales como la estructura de impacto Puchezh- Katunki 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 m 2 /s. La teledetec- ción 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 in- munes 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 veloci- dad de exploración se fija como rutina entre 1 y > 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 de rocas diferentes son extraídas del mismo núcleo. Los diamantes huecos representan las mediciones obtenidas en la dirección paralela a la foliación de las rocas; los diamantes sólidos representan las mediciones perpendiculares a la foliación. (Adaptado de Popov et al, referencia 12.) Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 8 ORSUM 12-THMPTS 8 Conductividad térmica obtenida mediante el método de fuente lineal, W/m°K Colección 1 Colección 1 1 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K 1 1 2 3 4 5 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e e x p l o r a c i ó n ó p t i c a , W / m ° K 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de fuente lineal, W/m°K Colección 1 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de exploración óptica, W/m°K Colección 2 1 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de exploración óptica, W/m°K Hamburgo A L E M A N I A R E P Ú B L I C A C H E C A Nuremberg Berlín Praga Emplazamiento del pozo KTB mento de temperatura de la muestra con la de un material estándar de conductividad conocida colo- cado 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 están- dares diferentes que flanquean la muestra para determinar tanto la difusividad térmica como la conductividad térmica. La alineación del eje de exploración a lo largo de varias direcciones a tra- vés de la roca permite la caracterización de la conductividad térmica de una muestra anisotró- pica; la caracterización completa requiere la eje- cución de exploraciones a lo largo de tres direc- ciones definidas en dos planos no paralelos. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 8 ORSUM 12-THMPTS 8 Conductividad térmica obtenida mediante el método de fuente lineal, W/m°K Colección 1 Colección 1 1 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K 1 1 2 3 4 5 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e e x p l o r a c i ó n ó p t i c a , W / m ° K 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de fuente lineal, W/m°K Colección 1 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de exploración óptica, W/m°K Colección 2 1 2 3 4 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a o b t e n i d a m e d i a n t e e l m é t o d o d e b a r r a d i v i d i d a , W / m ° K 1 2 3 4 5 Conductividad térmica obtenida mediante el método de exploración óptica, W/m°K Hamburgo A L E M A N I A R E P Ú B L I C A C H E C A Nuremberg Berlín Praga Emplazamiento del pozo KTB Volumen 24, no.3 31 10 mm [0,04 y 0,4 pulgadas] por segundo, lo que usualmente permite una capacidad de aproxima- damente una muestra por minuto. Las velocida- des más lentas y una distancia más corta entre el punto de calentamiento y el sensor de tempera- tura 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 instru- mento 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 capa- cidad calorífica volumétrica, calculada a partir de estas dos magnitudes— con una resolución supe- rior a 0,4 mm [0,016 pulgadas] a una velocidad de exploración de los núcleos de 3,0 mm/s [0,12 pul- gadas/s] (derecha, extremo inferior). 17 14. Foliación es la estructura estratificada —la orientación, disposición y textura de los minerales, granos y otros constituyentes de las rocas— de las rocas metamór- ficas 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. > Explorador óptico de alta resolución del Centro de Innovaciones de Schlumberger en Salt Lake City, Utah. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 9 ORSUM 12-THMPTS 9 Rango de conductividad térmica 0,2 a 6,0 W/m°K (0,1 a 2,5) × 10 –6 m 2 /s Rango de difusividad térmica 4% Precisión de la conductividad térmica 5% Precisión de la difusividad térmica Superior a 0,4 mm Resolución espacial en la generación de perfiles de rocas 3,0 mm/s Velocidad de exploración Parámetro Valor > 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. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 10 ORSUM 12-THMPTS 10 E x c e s o d e t e m p e r a t u r a , ° C Línea de exploración 4,5 5,0 Desplazamiento, mm Máximo Promedio Mínimo 0 50 100 200 300 150 250 6,0 7,0 5,5 6,5 32 Oilfield Review 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 nue- vos caminos petrofísicos. Al igual que muchas pro- piedades 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 estu- dios 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 reso- lución superior a los centímetros. Por otra parte, las técnicas convencionales no pueden determi- nar la conductividad térmica y la difusividad tér- mica simultáneamente y tienen dificultad para caracterizar las rocas no consolidadas y las mues- tras de núcleos y núcleos pequeños saturados con salmuera, petróleo o gas. 18 La exploración óptica evita casi todos los obs- táculos que impiden la determinación precisa y rutinaria de las propiedades térmicas de las rocas. Este método hizo posible un gran estudio petrofí- sico de más de 8 000 muestras, que comprendie- ron rocas sedimentarias de diversas litologías, edades y marcos geológicos de ocho regiones geo- lógicas, para descubrir nuevas conexiones entre las propiedades térmicas de las rocas y los pro- ductos comunes de la evaluación petrofísica de yacimientos: porosidad, permeabilidad, conduc- tividad 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 diver- sos rasgos clave de esta colección diversa. Primero, los científicos descubrieron una gran variación de las propiedades térmicas en las mues- tras 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 conducti- vidad promedio a lo largo de la misma línea. Este factor de heterogeneidad, expresado como un porcentaje, caracteriza el rango de conducti- vidad 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). El segundo descubrimiento, aún más intere- sante, fue el hecho de que el factor de heteroge- neidad 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 heterogenei- dad, en condiciones secas, era superior al 15% aproximadamente. El espacio intersticial, o el aire, Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 11 ORSUM 12-THMPTS 11 Cuenca de Okhotsk Cuenca de Timan-Pechora Middle Ob’ Región del Volga-Urales Australes Región del Volga-Urales Septentrionales R U S I A Yeniseisk-Anabar Tungus > 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. > 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 lo largo de una línea de exploración, dividida por el valor promedio a lo largo de la línea. Cuando es inferior al 15% aproximadamente, este factor de heterogeneidad de una muestra seca cambia en un porcentaje pequeño si la muestra se satura con agua y se explora nuevamente (rojo). Cuando es 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 SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 12 ORSUM 12-THMPTS 12 F a c t o r d e h e t e r o g e n e i d a d , % Números de muestras Muestras de las provincias de la región del Volga-Urales Septentrionales y Australes Seca Saturada de agua 0 0 10 20 30 40 50 5 10 20 30 40 50 15 25 35 45 Volumen 24, no.3 33 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 pro- ceso de exploración óptica detecta valores de con- ductividad 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 térmi- cas son causados por la apertura de grietas y fisu- ras microscópicas en las muestras de rocas llevadas de condiciones de alta presión en las profundidades del subsuelo a condiciones de pre- sión atmosférica en la superficie. 20 Pero las explo- raciones ópticas de alta resolución confirmaron la importancia, para las propiedades térmicas, de las variaciones producidas en la porosidad natu- ral de las rocas sedimentarias por pequeñas que sean. El valor umbral oscilante entre el 15% y el 20% en el factor de heterogeneidad es significa- tivo: 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 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 varia- ciones producidas en la composición o en la mineralogía de la matriz de la roca. Las exploraciones ópticas revelaron además que la anisotropía puede ser una clave para descu- brir nuevas relaciones entre las propiedades tér- micas y otras propiedades petrofísicas. Un ejemplo es la relación entre la conductividad térmica y la permeabilidad (abajo). Estas dos propiedades > 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 se mantiene en diferentes litologías (extremo inferior). (Adaptado de Popov et al, referencia 19.) Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig, 13 ORSUM 12-THMPTS 13 X80 X40 X00 0,25 0,45 0,65 0,85 –2,0 –1,0 –0,5 0,5 0 0 10 20 30 40 50 60 1,5 1,0 2,0 –1,5 1,05 1,25 1,45 Y20 –1,5 –0,5 Logaritmo de permeabilidad L o g a r i t m o d e p e r m e a b i l i d a d Arenisca polimítica maciza de grano fino Arenisca polimítica maciza y estratificada Limolita arcósica polimítica estratificada 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 Números de muestras Provincia Middle Ob’ Incremento de la anisotropía térmica 0,5 1,5 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,5 3,5 P r o f u n d i d a d , m Permeabilidad medida en sentido paralelo a la estratificación δk δk δ k 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. 34 Oilfield Review dependen no sólo de la cantidad de espacio poroso, sino también de su distribución a través del volu- men de roca; en los poros aislados o en trayectos conectados. Cuando se comparan sobre la base de una colección de muestras de rocas, la permeabili- dad 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 satu- ración de agua. La relación es más fuerte cuando tanto la conductividad térmica como la permeabi- lidad 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 caracteri- zación 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 con- ductividad térmica abre la posibilidad de detectar los cambios producidos en las propiedades térmi- cas lejos del pozo mediante sensores geofísicos remotos con métodos eléctricos o sísmicos y pro- ceder 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 Propiedades térmicas en condiciones de yacimiento La exploración óptica provee mediciones rápidas de las propiedades térmicas en condiciones nor- males de laboratorio; temperatura ambiente y presión atmosférica. A fin de calibrar estas medi- ciones con las condiciones existentes en el yaci- miento, en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú se construyó una cámara especial para estudiar la influencia de la tempe- 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 componen- tes axiales y laterales del esfuerzo de confina- miento 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 Porosidad, % Velocidad acústica, m/s Logaritmo de resistividad C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a , W / m ° K 5 1 500 2 500 3 500 4 500 2 000 Muestras del campo Yarega Muestras del campo Yarega Muestras de Siberia Occidental 3 000 4 000 10 15 20 25 30 0 0 0,5 1,5 2,5 3,5 1,0 2,0 3,0 1,5 1,5 1,7 1,9 2,1 3,1 2,3 2,5 2,9 2,7 2,5 3,5 4,5 2,0 3,0 4,0 1 2 0 3 4 5 6 7 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a , W / m ° K C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a , W / m ° K Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 14 ORSUM 12-THMPTS 14 Agua corriente 60 g/cm 3 120 g/cm 3 240 g/cm 3 Concentración de NaCl: Muestras secas Muestras saturadas con petróleo Muestras saturadas con salmuera > 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. Volumen 24, no.3 35 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 ins- trumento para medir la expansión térmica de las muestras de núcleos a través de un rango de tempe- raturas 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 mues- tras 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 enfo- ques convencionales en los que la expansión tér- mica 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 hidros- tático máximo de 27 MPa [3 900 lpc]. El disposi- tivo mide los coeficientes de expansión térmica a temperaturas de hasta 200°C [400°F] en unos pocos incrementos de temperatura. 25 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 propie- dades 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 cre- ciente base de datos de propiedades térmicas de yacimientos está comenzando a modificar la forma en que los petrofísicos visualizan la impor- tancia 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 for- maciones adyacentes del campo Yarega mostra- ron variaciones de hasta un 150% a través de distancias de pocos metros. Las variaciones más grandes se correlacionaron en general con cam- bios litológicos, pero el grado de heterogeneidad en las muestras secas individuales fue inesperado. Además, se observaron diferencias en la conduc- tividad y la difusividad térmicas de hasta un 120% 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. > 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 Fuente lineal de platino Fuente lineal de platino Muestra de roca Cable de potencial de platino Cable de potencial de platino 12 11 10 9 8 7 6 4 20 40 60 80 100 120 140 1 2 3 5 C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a , W / m ° K Temperatura, °C 0,1 25 50 80 100 130 Presión, MPa Presión lateral (de la sobrecarga) Presión para el esfuerzo axial Tornillo interno inferior Compuerta de potencia inferior Calentador externo Muestra de roca Contenedor disparado Yunta elástica Caucho de sello Compuerta de potencia superior Cables de entrada y salida Medidor de esfuerzo axial Pantalla térmica Discos de aislamiento térmico Aros de caucho Aros de caucho Émbolo Termostato de agua Presión de poro 36 Oilfield Review entre muestras de rocas casi idénticas saturadas con aire, petróleo o agua (arriba). En general, los rangos de propiedades térmi- cas observados en el estudio del campo Yarega oscilaron entre 0,8 y 5,2 W/m°K para la conducti- vidad térmica y entre 1,1 y 3,4 MJ/m 3 °K para la capacidad calorífica volumétrica. Los coeficien- tes 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. Esta variación supera ampliamente lo obser- vado en estudios previos. Las mediciones obteni- das 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 yaci- mientos; 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 hacia el interior del yacimiento y, por consi- guiente, 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 opera- dores 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 yaci- mientos a menudo se derivan de modelos teóricos, conocidos como leyes de las mezclas, que estiman las propiedades térmicas combinadas de un volu- men 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 pro- nosticados pueden diferir de los valores medidos en más de un factor de dos. También se observan dis- crepancias grandes similares entre las configura- ciones 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. > 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.) Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig, 16 ORSUM 12-THMPTS 16 X85 0 1 2 3 4 5 6 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 0,5 4,0 X90 X95 Y00 Y05 Y10 Y15 Y20 Y25 Y30 P r o f u n d i d a d , m Muestra seca Muestra saturada de petróleo Muestra saturada de agua Arenisca cuarzosa y arenisca con leucoxena Arenisca cuarzosa Limolita con capas de arenisca y arenisca limosa Limolita Basalto Y35 Y40 1,0 1,5 2,0 3,0 2,5 3,5 Conductividad térmica, W/m°K Difusividad térmica, 10 –6 m 2 /s Capacidad calorífica volumétrica, MJ/m 3 °K > 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%. Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig. 17 ORSUM 12-THMPTS 17 Porosidad, % Armónica Weiner Hashin-Shtrikman Landau Aritmética Rango de mediciones obtenidas mediante exploración óptica C o n d u c t i v i d a d t é r m i c a , W / m ° K 0 0 2 4 6 10 20 30 40 Volumen 24, no.3 37 térmica y la capacidad calorífica volumétrica pro- gramada en la mayoría de los simuladores de yacimientos y los valores promedio calculados a partir de la base de datos de propiedades térmi- cas 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 proce- sos EOR térmicos (derecha). Este modelo con- siste 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 propie- dades térmicas y de producción uniformes, típi- cas de los yacimientos de arenas bituminosas. Los parámetros de medición clave para una ope- ración SAGD son la producción acumulada de petróleo (COP) y la relación vapor-petróleo acu- mulado (CSOR), que es la relación volumétrica entre el vapor ingresado y el petróleo producido. Esta relación determina en gran medida la efi- ciencia de un proceso de inyección de vapor. Las simulaciones en las que se variaron la con- ductividad térmica y la capacidad calorífica volu- métrica en factores de dos —para reflejar un rango de incertidumbres asociadas con las pro- piedades de los yacimientos— muestran escena- rios 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 predic- ciones 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. Otras aplicaciones Muchos procesos petroleros, además de la esti- mulación térmica, pueden beneficiarse por el hecho de que los operadores cuenten con un conocimiento preciso de las propiedades térmi- cas 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 comple- tamente el cemento. Dado que el proceso de curado puede elevar la temperatura de la lechada en más de 100°C [180°F], la presión y la tempera- tura existentes en el espacio anular pueden ser intensamente afectadas por la respuesta térmica de las rocas adyacentes y sus fluidos intersticia- les. El conocimiento de los valores reales de las propiedades térmicas de una formación ayuda a los operadores a determinar la mejor elección de mezclas y aditivos de cementación. 29 Otro proceso importante controlado en parte por el régimen de temperatura existente cerca del pozo, y, por consiguiente, por la distribución de las propiedades térmicas en las adyacencias, es la precipitación de asfaltenos que pueden obstruir la producción a través del taponamiento de los tra- yectos de flujo. El conocimiento del lugar probable de precipitación de los asfaltenos ayuda a los inge- nieros a diseñar mejores terminaciones de pozos. 30 La producción de petróleo es básicamente un proceso termomecánico. Los simuladores de yaci- mientos modernos calculan los cambios de pre- sión, volumen y temperatura que acompañan la trasferencia de masa y calor durante los procesos de producción o de prueba, pero a menudo utilizan valores promedio de las propiedades térmicas, basados generalmente en mediciones puntuales obtenidas en núcleos, para caracterizar todo el yacimiento. La creciente base de datos de medi- ciones, posibilitada a través del método de explo- ración óptica, demuestra que las propiedades térmicas de las rocas varían significativamente tanto en la escala macroscópica como en la escala microscópica. La comprensión de los efectos de la heterogeneidad en el proceso de rescalado de las exploraciones térmicas de núcleos de alta resolu- ción a las simulaciones de yacimientos completos constituye un desafío fundamental para los inge- nieros a cargo de la construcción de la próxima generación de modelos de yacimientos. —MO > 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.) Oilfield Review SUMMER 12 Thermal Properties Fig, 18 ORSUM 12-THMPTS 18 Número de años V a r i a c i ó n r e l a t i v a , % Variación relativa V a r i a c i ó n r e l a t i v a , % P r o d u c c i ó n a c u m u l a d a d e p e t r ó l e o , × 1 0 5 m 3 0 0 5 10 15 0 10 20 30 40 50 0,5 1,5 3,5 2,5 1,0 2,0 3,0 4,0 T C , V H C × 2 T C × 2 , V H C T C , V H C T C × 2 , V H C × 2 Número de años Pozo de calentamiento Yacimiento Pozo productor R e l a c i ó n v a p o r - p e t r ó l e o a c u m u l a d o 0 0 5 10 15 0 10 20 30 40 50 60 1 3 7 50 110 Temperatura, °C 170 230 290 5 2 4 6 38 Oilfield Review De cuenca a cuenca: La tectónica de placas en exploración 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 exploración están aplicando las estrategias que resultaron exitosas en las extensiones productivas de una de las costas del Atlántico Sur para descubrir y comprobar extensiones productivas similares en la costa opuesta. Ian Bryant Nora Herbst Houston, Texas, EUA Paul Dailly Kosmos Energy Dallas, Texas John R. Dribus Nueva Orleáns, Luisiana, EUA Roberto Fainstein Al-Khobar, Arabia Saudita 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. 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 perfora- ción y modelos geológicos de una extensión pro- ductiva exitosa, y mediante la aplicación de modelos de tectónica de placas, los geocientíficos están descubriendo extensiones productivas aná- logas 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 des- cubrimientos de petróleo, y la aplicación de los conceptos de tectónica de placas ha hecho posi- ble que los exploradores extendieran esa exten- sión 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 abani- cos 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 vita- les en la exploración petrolera. Las cuencas reco- gen los sedimentos, que se convierten en los pilares para los sistemas petroleros. Un sistema petrolero comprende una roca generadora activa y el petró- leo 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 hidro- carburos 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 especia- listas en exploración aplican sistemáticamente estos conceptos para localizar áreas prospectivas para perforación. Las plataformas de software para bases de datos, integración de datos y mode- lado están ayudando a los especialistas a optimizar sus flujos de trabajo de exploración. Volumen 24, no.3 39 39 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 ade- más el tamaño y la profundidad —el espacio dis- ponible o alojamiento— de una cuenca, en tanto que las condiciones climáticas determinan el ingreso de agua y sedimentos como material de relleno de cuenca. 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. 40 Oilfield Review Las cuencas pueden deformarse por los movi- mientos tectónicos: extensión, compresión, movi- miento 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 pro- duce 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 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 tram- pas estructurales se forman como resultado de la deformación de los estratos. La historia tectónica 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, geofísi- cos 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 geoló- gicos que formaron las rocas generadoras y tram- pas conocidas para desarrollar avances (leads) semejantes a otras acumulaciones generadas en forma similar (arriba). Luego de algunas investiga- ciones adicionales, si aún parece tener potencial para entrampar hidrocarburos, el avance se con- vierte 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. > 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.] Fig1_6 Sedimentos arcillosos-arenosos Margas Caliza Sal Sedimentos lacustres contemporáneos con el hundimiento (synrift) Corteza oceánica Corteza continental Litosfera C O C R C R O T e r c i a r i o C r e t á c i c o C C C R R Estratos de sobrecarga Roca de cubierta Yacimientos Rocas generadoras Volumen 24, no.3 41 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. 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, Risch D and Vail P: “Sequence Stratigraphy—A Global Theory for Local Success,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 51–62. > 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). Fig2_1 Rentabilidad de proyectos y portafolios Interpretación de cuencas a áreas prospectivas basada en modelos Trampa Evaluación de extensiones productivas y áreas prospectivas Yacimiento Análisis geomecánico y de sellos Modelado de la carga y la secuencia cronológica de los sistemas petroleros Restauración estructural 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. 42 Oilfield Review Mediante la confección de modelos en varias escalas, los geocientíficos desarrollan modelos geo- celulares de escalas globales a regionales y locales. Esta integración les permite determinar, por ejem- plo, si una interpretación particular de una estruc- tura 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. > 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 Descubrimiento del campo Jubilee, Cuenca de Tano Fig3_1 Momento actual Descubrimientos de los campos Azul y Cameia, Cuenca de Kwanza Cretácico Precámbrico Cretácico Momento actual Precámbrico Descubrimiento del campo Zaedyus, Cuenca de Guyana-Surinam Proyección de la extensión productiva (play) 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 Volumen 24, no.3 43 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 caracte- rísticas 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. 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, com- prende 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/cm 3 , y su espesor es de aproximadamente 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/cm 3 , y su espesor oscila entre 5 y 10 km [3 y 6 mi]. La mayor densi- dad 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 > 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).] Fig4_3 Placa Euroasiática Placa del Pacífico Placa Norteamericana Placa Euroasiática Placa de Anatolia Placa Africana Placa Antártica Placa Antártica Placa Escocesa (Scotia) Placa Antártica Las lengüetas de bordes convergentes señalan la dirección de convergencia Borde transformante principal Posible borde Borde divergente Movimiento de placa Placa Arábiga Placa India Placa Australiana Placa Australiana Placa del Pacífico Placa de Nazca Placa de Cocos Placa Sudamericana Placa Juan de Fuca Placa Filipina Placa del Caribe 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). 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. 44 Oilfield Review 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 desmembra- miento 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: convergen- tes, o compresionales; transformantes, o de despla- zamiento de rumbo; y divergentes, o de extensión. En los bordes de placas convergentes, las pla- cas 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 y océano, u océano y continente. La convergencia continente-continente —colisión— produce el acortamiento y espesamiento corticales. Un ejem- plo 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 subduc- ción: una placa oceánica se sumerge debajo de la otra placa. Un ejemplo de convergencia océa- no-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-conti- nente 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. 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. > 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).] Borde de placa convergente Fosa Volcán en escudo Punto caliente Astenosfera Corteza oceánica Manto inferior M anto superior M a n t o s u p e r io r Corteza continental Placa de subducción Litosfera Estratovolcán de arco insular Fosa Borde de placa transformante Borde de placa divergente Dorsal de extensión oceánica Borde de placa convergente Área de depresión o hundimiento (rift) continental (borde de placa joven) Fig5_1 Borde transformante Borde convergente Placa Astenosfera Borde divergente 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 Volumen 24, no.3 45 y anatoliana este en Turquía también correspon- den 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 pla- cas 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 divergen- tes pueden comenzar como sistemas de hundi- miento o depresión (rift) continentales; a lo largo de Ma, estos hundimientos terrestres se convier- ten en hundimientos oceánicos. Algunos ejemplos de hundimientos continentales modernos son la depresión de África Oriental; el área de hundi- miento 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 mate- rial 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 pro- ceso 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 Meso- Atlántica, que abarca la depresión meso-oceá- nica y la dorsal que separa América de Europa y África, corresponde a un borde de placa diver- gente maduro. Cuando los continentes se separan, rara- mente lo hacen a lo largo de una sola zona de separación o hendidura. Por el contrario, el hun- dimiento es una serie de segmentos desplazados por fallas de transformación (fallas transforman- tes) y zonas de fracturas. Las fallas de transforma- ción son fallas de desplazamiento de rumbo que conectan segmentos de hundimiento. Estas fallas transfieren el movimiento de expansión o reconci- lian las diferencias en la tasa de expansión entre los segmentos de hundimiento y sólo son activas entre dichos segmentos. 9 Las fallas de transforma- ción 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- sión; y señalan el trayecto del movimiento de las placas a medida que los márgenes continentales pasivos continúan separándose. Las edades y las historias térmicas de las rocas oceánicas difieren a ambos lados de las fallas de transformación. A lo largo de la falla, las rocas más jóvenes, más calientes y de menor den- sidad se yuxtaponen contra las rocas más anti- guas, más frías y de densidad más alta. Debido a su mayor temperatura, las rocas más jóvenes se encuentran térmicamente levantadas con res- pecto a las rocas vecinas de fallas transversales más antiguas, más frías y de mayor densidad, lo que produce diferencias en la elevación del fondo oceánico a ambos lados de la falla. Estas diferen- cias pueden perdurar a medida que la roca se enfría, dejando cicatrices: las zonas de fracturas. Dado que son casi paralelas a la dirección de expansión de la dorsal meso-oceánica —la direc- ción del movimiento relativo de las placas— las zonas de fracturas dejan huellas de la apertura del océano (arriba). A medida que continúa la expansión del fondo oceánico, los márgenes continentales previamente conectados se separan aún más. Un margen conti- nental, en el que la corteza continental se encuen- tra con la corteza oceánica o experimenta una transición a ésta, es un vestigio de fallamiento producido durante la fragmentación continental. Por consiguiente, los márgenes continentales que se encuentran frente a una depresión meso-oceá- nica generalmente exhiben traslapos y además pueden tener segmentos de márgenes transfor- mantes y pasivos. Los márgenes transformantes tienen lugar donde los continentes se fragmentan y se separan como resultado de los movimientos de cizalladura producidos lo largo de fallas transfor- mantes de desplazamiento de rumbo. Los márge- nes pasivos se forman donde los continentes se fragmentan y se separan como resultado del movimiento extensional perpendicular a las líneas de costa y a lo largo de las fallas de echado. El desmembramiento de Gondwana El movimiento relativo de las placas tectónicas adyacentes a lo largo del tiempo geológico ha sido cuantificado mediante la aplicación de tecnologías de teledetección. Para los continentes, los científi- cos determinan el movimiento de las placas a tra- vés del ajuste de curvas de migración aparente de > 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.) Fig6_1 Ocean crust Dorsal meso-oceánica Borde de placa Borde de placa Zona de fractura (inactiva) Falla de transformación (porción activa de la zona de fractura) Zona de fractura (inactiva) Litosfera Corteza oceánica Astenosfera 46 Oilfield Review los polos. 10 Para los océanos, los científicos deter- minan 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 desmem- bramiento de Gondwana durante el período Cretácico transcurrido hace 120-84 Ma porque el campo magnético terrestre se encontraba esta- ble y no había experimentado ninguna inversión de polaridad magnética en esa época. 12 No obs- tante, en base a la datación de los basaltos de inundación que fluyeron sobre el continente de Gondwana, los geocientíficos en general coinci- den en que el desmembramiento del superconti- nente 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 des- plazó 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 con- tinental era más blanda y tenía mayor temperatura. En consecuencia, la placa se estiró aún más y alcanzó una mayor elevación debido al levanta- miento 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. 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 y Babel M (eds): Evaporites Through Space and Time. London: The Geological Society, Special Publication 285 (Enero de 2007): 15–35. 12. Torsvik TH, Rousse S, Labails C y Smethurst MA: “A New Scheme for the Opening of the South Atlantic Ocean and the Dissection of an Aptian Salt Basin,” Geophysical Journal International 177, no. 3 (Junio de 2009): 1315–1333. Moulin M, Aslanian D and Unternehr P: “A New Starting Point for the South and Equatorial Atlantic Ocean,” Earth-Science Reviews 98, no. 1–2 (January 2010): 1–37. Blaich OA, Faleide JI y Tsikalas F: “Crustal Breakup and Continent Ocean Transition at South Atlantic Conjugate Margins,” Journal of Geophysical Research 116, B01402 (Enero de 2011): 1–38. Cartwright J, Swart R y Corner B: “Conjugate Margins of the South Atlantic: Namibia–Pelotas,” en Roberts DG y Bally AW (eds): Regional Geology and Tectonics: Phanerozoic Passive Margins, Cratonic Basins and Global Tectonic Maps, Vol. 1c. Ámsterdam, Países Bajos: Elsevier BV (2012): 202–221. Mohriak WU y Fainstein R: “Phanerozoic Regional Geology of the Eastern Brazilian Margin,” en Roberts DG y Bally AW (eds): Regional Geology and Tectonics: Phanerozoic Passive Margins, Cratonic Basins and Global Tectonic Maps, Vol. 1c. Ámsterdam, Países Bajos: Elsevier BV (2012): 222–283. 13. Szatmari P: “Habitat of Petroleum Along the South Atlantic Margins,” en Mello MR y Katz BJ (eds): Petroleum Systems of South Atlantic Margins. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Memoir 73 (2000): 69–75. > 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. Expansión de los fondos oceánicos Cronos magnéticos Corteza oceánica Temperatura y edad de las placas Rocas jóvenes de alta temperatura Rocas antiguas de baja temperatura Litosfera MC6 MC5 MC5 MC6 MC4 MC4 MC3 MC3 MC2 MC2 MC1 MC1 Polaridad inversa Polaridad normal Fig7_1 I s ó c r o n a s D o r s a l m e s o - o c e á n i c a I s ó c r o n a s Volumen 24, no.3 47 > 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.) Fig8_1 ÁFRICA AMÉRICA DEL SUR FZ de Marathon FZ de Chain FZ de Ascensión Cuenca de Kwanza Cuenca de Namibe Cuenca de Namibia Cuenca de Rawson Cuenca de Pelotas Provincia de Paraná Dorsal de Walvis Cuenca de Campos Golfo de Guinea Cuenca de Santos FZ de Río Grande FZ de Agulhas-Falkland Elevación de Río Grande Punto caliente de Tristan da Cunha Segmento central Segmento sur Segmento Falkland Cuenca de Potiguar FZ de Romanche Cratones Volcanismo cretácico Dorsal meso-oceánica Sal de edad Aptiano Segmento ecuatorial Meseta Demerara Meseta de Guinea Cuenca de Gabón Cuenca de Congo Cuenca de Sergipe Alagoas Cuenca de Espíritu Santo 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. Wilson M: “Magmatism and Continental Rifting During the Opening of the South Atlantic Ocean: A Consequence of Lower Cretaceous Super-Plume Activity?,” en Storey BC, Alabaster T y Pankhurst RJ (eds): Magmatism and the Causes of Continental Break-Up. London: The Geological Society, Special Publication 68 (1992): 241–255. Quirk DG, Hertle M, Jeppesen JW, Raven M, Mohriak W, Kann DJ, Norgaard M, Mendes MP, Hsu D, Howe MJ y Coffey B: “Rifting, Subsidence and Continental Break-Up Above a Mantle Plume in the Central South Atlantic,” en Mohriak WU, Danforth A, Post PJ, Brown DE, Tari GC, Nemc˘ok M y Sinha ST (eds): Conjugate Divergent Margins. Londres: The Geological Society, Special Publication 369 (en prensa). 15. Seranne M y Anka Z: “South Atlantic Continental Margins of Africa: A Comparison of the Tectonic vs. Climate Interplay on the Evolution of Equatorial West Africa and SW Africa Margins,” Journal of African 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. 18. Darros de Matos RM: “Tectonic Evolution of the Equatorial South Atlantic,” en Mohriak W y Talwani M (eds): Atlantic Rifts and Continental Margins. Washington, DC: American Geophysical Union, Geophysical Monograph 115 (2000): 331–354. Mascle J, Lohman P, Clift P y el Grupo Científico de ODP 159: “Development of a Passive Transform Margin: Cote d’Ivoire–Ghana Transform Margin—ODP Leg 159. Preliminary Results,” Geo-Marine Letters 17, no. 1 (Febrero de 1997): 4–11. Darros de Matos RM: “Petroleum Systems Related to the Equatorial Transform Margin: Brazilian and West African Conjugate Basins,” en Post P, Rosen N, Olson D, Palmes SL, Lyons KT y Newton GB (eds): Petroleum Systems of Divergent Continental Margin Basins. Tulsa: Sección de la Costa del Golfo, Society for Sedimentary Geology (2005): 807–831. 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 for- maron un extenso alto volcánico que aisló el seg- mento 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 perpendicu- lar 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 48 Oilfield Review > 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.) Trópico de Caprico rn io Cuencas salinas F a j a á r i d a 450 km Dorsal de Walvis Actual desierto de Kalahari Actual desierto de Atacama Fig10_1_right page Sedimentos postsalinos Presalinos Basamento Sal 2 k m 20 km O E Volumen 24, no.3 49 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 prin- cipios constituyen el fundamento para el desarro- llo de las extensiones productivas de exploración. Los descubrimientos realizados desde el año 2006 en las cuencas presalinas y de márgenes transfor- mantes, a lo largo de las costas de América del Sur y África Occidental, ilustran estos puntos. 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 presi- dente 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 comien- zos 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 condicio- nes 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 transfor- marse las condiciones de agua dulce en condicio- nes de agua hipersalina cuando el clima se volvió más árido. 21 Estos carbonatos conforman los yaci- mientos 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 secuen- cias 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 alta- mente concentradas, incrementadas por los proce- sos hidrotérmicos que involucraron un intercambio químico roca-fluido con la roca basáltica. Los prime- ros 600 m [2 000 pies] de estas evaporitas están for- mados por dos capas de halita maciza separadas por una capa delgada de anhidrita. El tope de la secuen- cia evaporítica muestra numerosos ciclos de deposi- tación con evaporitas estratificadas ricas en potasio y magnesio. 22 Toda la secuencia evaporítica preci- pitó 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 pene- trada 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 acumu- laciones salinas de gran espesor fueron la presen- cia de un margen en rápido proceso de hundimiento con lagos o cuencas rellenas de manera balan- ceada, situados detrás de un alto volcánico externo elevado. Este alto volcánico constituyó una barrera con filtraciones (pérdidas) que res- tringió el influjo de agua de mar en un ambiente caracterizado por un clima cálido, árido y desér- tico (página anterior). 23 Las condiciones eran leve- mente 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 provenien- tes 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, no. 4 (Abril de 2000): 477–498. 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). (continúa en la página 52) 50 Oilfield Review 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 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 tectó- nicas 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 can- tidades 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 salini- dad puede reducirse hasta alcanzar de vuelta el punto de precipitación del yeso y finalmente incrementarse de nuevo hasta el punto de > 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.) Side Bar Fig1_1 Cuenca salina del Aptiano M a r g e n tr a n s fo r m a n te Punto caliente AMÉRICA ÁFRICA Volumen 24, no.3 51 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 preci- pitación de sales complejas necesita un clima extremadamente árido y puede requerir un largo tiempo porque estas salmueras alta- mente 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 for- mación 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 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 > 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 1 2 3 4 5 6 7 8 Formación de lagos de agua dulce 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 Caída del nivel del océano La dorsal fracturada permite la comunicación hidráulica entre el océano y el lago 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 cuenca retorna a las condiciones marinas plenas La salmuera terminal indica la depositación final de la sal 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 CaCl 2 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. 52 Oilfield Review 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 des- cubridor 1-RJS-628A fue perforado hasta una TVD de 4 895 m [16 060 pies] submarinos. 26 El pozo pro- dujo con un régimen de 780 m 3 /d [4 900 bbl/d] de petróleo y 187 000 m 3 /d [6,6 MMpc/d] de gas a tra- vés de un estrangulador (orificio) de 5 /8 pulgadas, produciendo petróleo liviano con una densidad de aproximadamente 880 kg/m 3 [30° de densidad API] y bajo contenido de azufre de aproximada- mente 0,5%. 27 La ejecución de operaciones de per- foración de desarrollo en el campo confirmó las estimaciones de 1 000 millones de m 3 [6 500 millo- nes 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 descubri- mientos presalinos realizados en las cuencas de Santos y Campos de Brasil. > 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.) Fig11_2 Lontra Bloque 20 Idared Mavinga Cameia-1 Cameia-2 Bicuar Bloque 21 Sur Norte Sal Sal Basamento Contemporáneos con el hundimiento (synrift) Contemporáneos con el hundimiento Contemporáneos con el hundimiento Basamento Postsalinos Poshundimiento Poshundimiento (posrift) Sal Sal Yacimiento superproductivo Yacimiento intermedio Yacimiento inferior Cameia-1 Cameia-2 ÁFRI CA 20 21 Angola Postsalinos Postsalinos Petróleo confirmado por la producción Petróleo confirmado por registro o muestra de petróleo Posible zona de petróleo no probada Sello Poshundimiento Poshundimiento Poshundimiento 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 analo- gías 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 fujo volumétrico a través de las grietas debe ser baja, como lo requiere el modelo de precipitación de la sal. • Dado que las fsuras 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 incre- menta y el nivel de la cuenca se reduce por debajo del de los océanos, la diferen- cia de altura hidráulica tenderá a favore- cer el flujo a través de las fisuras para mantener el nivel de agua de la cuenca. • Las fracturas proveen una gran superfcie 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 resul- tados 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 conti- nuo de agua salina cargada con minerales. Estas condiciones deben permanecer esta- bles un tiempo suficiente para que se acu- mulen depósitos de gran espesor. 6. Montaron y Tapponnier, referencia 2. Volumen 24, no.3 53 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. Quirk DG, Schodt N, Lassen B, Ings SJ, Hsu D, Hirsch KK y Von Nicolai C: “Salt Tectonics on Passive Margins: Examples from Santos, Campos and Kwanza Basins,” en Alsop GI, Archer SG, Hartley AJ, Grant NT y Hodgkinson R (eds): Salt Tectonics, Sediments and Prospectivity. London: The Geological Society, Special Publication 363 (Enero de 2012): 207–244. Beasley et al, referencia 19. 26. Parshall J: “Presalt Propels Brazil into Oil’s Front Ranks,” Journal of Petroleum Technology 62, no. 4 (Abril de 2010): 40–44. 27. “BG, Petrobras Announce Discovery of Oil Field in Santos Basin Offshore Brazil,” Drilling Contractor 62, no. 6 (Noviembre-Diciembre de 2006): 8. 28. “Country Analysis Briefs: Brazil,” Administración de Información de Energía de EUA (28 de febrero de 2012), http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=BR (Se accedió el 29 de agosto de 2012). 29. “Maersk Oil Strikes Oil with Its First Pre-Salt Well in Angola,” Maersk Oil (4 de enero de 2012), http://www. maerskoil.com/Media/NewsAndPressReleases/Pages/ MaerskOilstrikesoilwithitsfirstpre-saltwellinAngola.aspx (Se accedió el 29 de marzo de 2012). “Cobalt International Energy, Inc. Announces Successful Pre-Salt Flow Test Offshore Angola, ” Cobalt International Energy, Inc. (9 de febrero de 2012),=irol-newsArticle&ID=1659328&highlight (Se accedió el 4 de abril de 2012). 30. Cobalt International Energy, Inc.: “Update on West Africa and Gulf of Mexico Drilling Programs,” (8 de febrero de 2012), http://phx.corporate-ir.net/External.File? item=UGFyZW50SUQ9MTI1Nz QyfENoaWxkSUQ9LT F8VHlwZT0z&t=1 (Se accedió el 2 de agosto de 2012). Dribus JR: “Integrating New Seismic Technology and Regional Basin Geology Now a Must,” Journal of Petroleum Technology 64, no. 10 (Octubre de 2012): 84–87. 31. Cobalt International Energy, Inc.: “Investor Presentation—March 2012,” (13 de marzo de 2012), http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c= 231838&p=irol-presentations (Se accedió el 8 de junio de 2012). > 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.) Fig10_1_left page Sedimentos postsalinos Sal Presalinos Basamento 2 k m 20 km O E 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 m 3 /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 pro- dujo con un régimen de 5 010 bbl/d [800 m 3 /d] de petróleo y 14,3 MMpc/d [405 000 m 3 /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 presali- nas de Kwanza y Campos se encontraban en la misma cuenca depositacional, separadas por una distancia de sólo 80-160 km [50-100 mi]; los explo- racionistas llegaron a la conclusión de que las cuencas debían haber compartido la misma histo- ria 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 produc- tiva 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 carbo- natos 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 per- foró el pozo Cameia 2 y confirmó la extensión vertical y lateral, la geometría y la calidad de los yacimientos (página anterior). El pozo de evalua- ción validó el modelo de Cobalt de yacimientos adicionales en los estratos de poshundimiento y 54 Oilfield Review los contemporáneos con el hundimiento (syn- rift) situados por debajo del descubrimiento ori- ginal e indicó que los yacimientos se encontraban separados por sellos. Cobalt lleva a cabo pruebas continuas para determinar el potencial prospec- tivo: el número de yacimientos y sellos, la variación de los fluidos entre los yacimientos, las propieda- des de los yacimientos y las profundidades existen- tes hasta los contactos agua-petróleo. 32 Correlación de las secuencias turbidíticas: De Ghana a Guayana Francesa La asociación de West Cape Three Points descu- brió 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, Anadarko Petroleum Corporation, Sabre Oil & 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 combi- nación 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 yaci- miento de alta calidad en areniscas turbidíticas equivalentes. Estos pozos establecieron una extensión productiva de aguas profundas, apun- tando como objetivo a los yacimientos turbidíti- cos de edad Cretácico Tardío situados a lo largo del margen transformante de África ecuatorial, > 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.) Fig12_1 Fosa de Benue Cuencas de Benin y Keta Cuenca del Río Volta Cuenca de Bové Cuenca Costa de Marfil Cuenca de Senegal ÁFRI CA AMÉRI CA DEL SUR Cuenca del Río Volta Cuenca de Senegal Cuenca Costa de Marfil Cuencas de Benin y Keta Fosa de Benue Cuenca de Para-Maranhão 15˚O 10˚O 5˚O 0˚ 5˚E 15˚O 10˚O 5˚O 0˚ 5˚E 10˚N 5˚N 15˚O 10˚O 5˚O 0˚ 5˚E 10˚N 5˚N Cuenca del Río Volta Cuencas de Benin y Keta Fosa de Benue Cuenca Costa de Marfil Cuenca de Senegal Cuenca de Para-Maranhão Cuenca de Bové Cuenca de Bové Cuenca de Para-Maranhão 10˚N 5˚N 15˚O 10˚O 5˚O 0˚ 5˚E 10˚N 5˚N 0 500 km 0 310 mi 0 500 km 0 310 mi 0 500 km 0 310 mi 0 500 km 0 310 mi Cuenca de Senegal Cuenca del Río Volta Cuenca Costa de Marfil Cuencas de Benin y Keta Fosa de Benue Océano Cuenca de Bové Cuenca de Para-Maranhão ÁFRI CA AMÉRI CA DEL SUR Cretácico Temprano, 125 Ma Albiano Tardío, 100 Ma Aptiano Tardío a Albiano Temprano, 110 Ma Santoniano Tardío a Campaniano Temprano, 85 Ma Escudo oeste-africano Escudo brasileño Cuencas costeras terrestres de edad Mesozoico a Cenozoico Corteza continental de gran espesor y extensión Cuencas divergentes, corteza continental adelgazada y depósitos clásticos de gran espesor Dirección de la extensión cortical Zonas de fallas de transformación 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 ÁFRI CA ÁFRI CA AMÉRICA DEL SUR AMÉRICA DEL SUR Océano Océano Océano Océano Volumen 24, no.3 55 que se extiende desde el norte de Sierra Leona al este, hasta el sur de Gabón en el segmento ecua- torial del Océano Atlántico Sur. Los campos turbidíticos de aguas profundas descubiertos en el área marina de Ghana se encuentran cargados con hidrocarburos prove- nientes de sedimentos ricos en materia orgánica que rellenaron rápidamente las cuencas de trac- ción 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 movi- miento oblicuo entre los dos márgenes fue regis- trado 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 tér- mico (sag) de los márgenes (arriba). 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 con- tinente condujo a la depositación de sedimentos en los deltas de los márgenes continentales. Al pro- ducirse la caída del nivel del mar —un nivel bajo— los ríos atravesaron sus deltas y transporta- ron sedimentos, a menudo en avalanchas de sedi- mentos denominadas corrientes de turbidez, sobre las pendientes continentales abruptas y en direc- ción hacia la llanura abisal profunda. Las arenas depositadas a medida que estas corrientes de turbi- dez 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 subsi- guiente depositación de lodos selló estos yaci- mientos al quedar sepultados por debajo de miles de metros de sedimentos más jóvenes. Durante el > 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.] 320 330 340 350 360 370 380 390 400 Llanura abisal de Surinam–Guayana Francesa Pendiente (talud) continental Dorsal marginal Meseta Demerara Desplazamiento, km Fig13_1_left page SO NE 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). Cretácico Tardío, el movimiento de las placas tec- tónicas cambió de dirección, produciendo la deformación del margen pasivo y la formación de 56 Oilfield Review 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 tur- bidíticas de bajo nivel del mar, de edad Turoniano, emplazado en el flanco SO de la dorsal Tano Sur. 35 > 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.) Cañón cargado por una deriva litoral activa o por arenas relictas de plataforma Planicie costera arenosa Barra de barrera Canales de abanico interno Lóbulos con canales de abanico medio Abanico interno Planicie costera Plataforma continental Pendiente aluvial 10 a 50 km 6,2 a 31 mi Deriva litoral Cicatriz de desprendimiento Abanico exterior Plataforma y delta Fig14_1 500 a 2 000 m [1 640 a 6 562 pies] Desprendimiento Desprendimientos Arenas con canales y sin canales de abanico medio Cicatriz de desprendimiento Cuenca de llanura Cuenca de llanura 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Dorsal marginal Cuenca profunda de la Costa de Marfil Desplazamiento, km Pendiente (talud) continental Llanura abisal del Golfo de Guinea F i g 1 3 _ 1 _ r i g h t p a g e E F D C B A S N 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. Volumen 24, no.3 57 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 m 3 /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 ecuato- rial, existen yacimientos de turbiditas similares de edad Cretácico Tardío que condujeron a otros descubrimientos de petróleo, tales como los cam- pos 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 pro- ductiva Jubilee en el margen transformante de América del Sur y repetir el éxito registrado por la compañía en aguas profundas. 36 Los especialis- tas 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 produc- tiva Jubilee. A través de esta búsqueda, estos pro- fesionales 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 sepul- tados por debajo de una secuencia de lutitas marinas de gran espesor. Además, infirieron la presencia de trampas estratigráficas y rocas gene- radoras de edad Cretácico, sepultadas y selladas por las lutitas marinas. Esto condujo a los equipos de exploración a enfocarse en la pendiente conti- nental 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 km 2 [970 mi 2 ] 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 pla- taforma 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. Fig15_1 Guayana Francesa Guyana Sierra Leona Ghana Costa de Marfil L i b e r i a Margen transformante del Atlántico ecuatorial Surinam Dorsal meso-atlántica AMÉRICA DEL SUR ÁFRICA OCCIDENTAL Zona de fracturas transformante s oceánicas 0 600 km 0 370 mi Bloque de West Cape Three Points Bloque Tano de aguas profundas Descubrimiento del campo Jubilee Descubrimiento de petróleo Descubrimiento de gas condensado y petróleo Área prospectiva Pozo seco Rastros de petróleo 0 25 km 0 16 mi Océano Atlántico Concesión Guyane Maritime Descubrimiento del área prospectiva Zaedyus Descubrimiento Área prospectiva Avance (Lead) 0 100 km 0 62 mi Zona de fracturas transformantes oceánicas > 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.) 58 Oilfield Review 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 localiza- ción 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 pen- diente continental en un tirante de agua de 2 048 m [6 719 pies]. Para septiembre de 2011, la compa- ñía anunció el descubrimiento de 72 m [240 pies] de espesor productivo neto de petróleo en dos aba- nicos 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 pro- fundidad 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 transfor- mante del área marina de Ghana y aplicado con éxito en otros lugares del margen de África ecua- torial— también era aplicable al margen trans- formante del área marina de Guayana Francesa y probablemente a otros puntos del margen trans- formante del norte de América del Sur. Aprendizaje a partir del éxito La historia reciente del descubrimiento de petró- leo 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 alber- gaban descubrimientos grandes similares. Los exploracionistas utilizaron los principios de la teoría de la tectónica de placas para apalan- car 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 ten- drán lugar. Provistos de los principios de la tectó- nica de placas y de observaciones sutiles derivadas de extensiones productivas de exploración que se tradujeron en descubrimientos exitosos, los > Estructuras análogas a las del campo Jubilee en el área marina de la Guayana Francesa. Tullow Oil plc adquirió 2 500 km 2 [970 mi 2 ] 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.) Fig16_2 Cañón alimentador de turbiditas Sistemas de abanicos Abanico turbidítico principal Alto estructural Canales Canal Océano Atlántico Concesión Guyane Maritime Descubrimiento del área prospectiva Zaedyus Descubrimiento Área prospectiva Avance (Lead) 0 100 km 0 62 mi Horizonte de edad Cretácico Temprano Horizonte de edad Cretácico Tardío Relación entre horizontes sísmicos Ángulo visual 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 per- mite además que los exploracionistas tomen lo que aprenden de una extensión productiva y se pregunten: ¿Qué sucede si? Si se descubren hidro- carburos en un ambiente de margen de hundi- miento 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 desarrolladas. —RCNH 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). 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. 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. Volumen 24, no.3 59 60 Oilfield Review 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 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. 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. 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. 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. 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. 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. Volumen 24, no.3 61 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. 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 tectó- nica 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 continen- tal y la tectónica, especialmente en Asia y en la región del Mediterráneo; el fallamiento activo y la sismotectó- nica; la evaluación de los riesgos sísmicos; la geomorfo- logía 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. Próximamente en Oilfield Review 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. 62 Oilfield Review NUEVAS PUBLICACIONES 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). 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-rebelswho- set-science-aglow.html?_r=1 (Se accedió el 29 de mayo de 2012). • 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 fnales 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). 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). 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 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 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). • 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 terrorífco 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 científca, 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. … 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). Volumen 24, no.3 63 • 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 intrin- cada 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). 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 infamación 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 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 Oilfield Review 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 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). 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). • 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. 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. Anderson DL: “Book Review,” Physics Today 65, Nº 5 (Mayo de 2012): 55. 64 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. Erupciones que sacudieron al mundo 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 La densidad volumétrica medida con la herramienta, ρ registro , 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 (f densidad ): A la hora de evaluar los yacimientos convencionales, a los petrofísicos les interesan tres aspectos clave: la per- meabilidad, 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 espa- cio intersticial volumétrico existente en la roca; el espacio no ocupado por material sólido (derecha). Sin la pre- sencia de hidrocarburos, la porosi- dad— que se relaciona directamente con el potencial de producción— y la permeabilidad pueden resultar de poco interés para los analistas de registros. Si bien la porosidad es un parámetro crucial para evaluar los yacimien- tos, los primeros registros medían la resistividad de las formaciones. Introducidas en la década de 1920, las herramientas de resistividad ayuda- ban 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 regis- tros 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 resisti- vidad, 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 regis- tros 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. Hoy, aunque los registros sónicos de porosidad siguen siendo utilizados, las dos mediciones de porosidad predominantes son las mediciones de porosi- dad derivada del registro de densidad y la porosidad-neutrón. 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, ρ volumétrica . Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 1 ORAUT 12-DEFPOR 1 Porosidad Grano de roca > Porosidad. El espacio intersticial de las rocas, no ocupado por material sólido, puede ser ocupado por agua, petróleo o gas. Volumen 24, no.3 65 DEFINICIÓN DE LA POROSIDAD Cómo se mide la porosidad Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2012: 24, no. 3. Copyright © 2013 Schlumberger. Tony Smithson Editor Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 2 ORAUT 12-DEFPOR 2 Detector con espaciamiento largo Detector con espaciamiento corto Fuente Formación > Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamma en la formación, donde éstos interactúan con los minerales y los fluidos; algunos rayos gamma vuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía. Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 3 ORAUT 12-DEFPOR 3 E n e r g í a n e u t r ó n i c a , e V Tiempo, ms Fuente electrónica Formación Detector de espaciamiento largo Pozo Detector de espaciamiento corto Fuente de neutrones Región de neutrones termales Fuente química Energía termal promedio 0,025 eV Captura 10 –2 10 100 10 0 10 2 10 4 10 6 > 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 capturados por los elementos de la formación. matriz – fluido densidad = φ matriz ρ ρ ρ ρ registro – Las rocas yacimiento más comunes son: arenisca (ρ matriz = 2,65 g/cm 3 ), caliza (ρ matriz = 2,71 g/cm 3 ) y dolomía (ρ matriz = 2,87 g/cm 3 ). 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, ρ fluido , es el del agua (1 g/cm 3 ). La elección correcta de los valores ρ matriz , que a menudo se derivan de otras mediciones, es crucial para el cómputo de la medición de porosidad a partir de la densidad. Si los datos de entrada ρ matriz son incorrectos o existe una mezcla de tipos de rocas, se obtendrá una medi- ción de porosidad incorrecta. Lo mismo ocurre con el dato de entrada ρ fluido . Las herramientas de porosi- dad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (del orden de 10 6 eV) de fuentes quí- micas o electrónicas (abajo). Los neutrones, que son partículas subatómicas de carga neutra, pierden energía cuando chocan con los núcleos de los materiales de formación. La pér- dida de energía se relaciona con la masa relativa de las partículas con las que choca el neutrón. El hidró- geno, que consta de un núcleo con un único protón, es el elemento más efectivo para desacelerar los neu- trones rápidos. En las rocas yacimiento, el hidrógeno se asocia con los líquidos —petróleo o agua— que rellenan el espacio poroso. El gas posee una densidad de hidrógeno mucho menor que el petróleo y el agua. Después de múltiples choques, los neutrones alcanzan un estado de baja energía (0,025 eV) y se denominan neutrones termales. El número de neu- trones termales que resultan de los choques con el hidrógeno es proporcional al índice de hidrógeno (IH) de la formación. Una herramienta convencional de porosidad-neu- trón posee dos detectores localizados a distancias fijas respecto de la fuente. Los detectores cuentan los neutrones que han atravesado la formación y han alcanzado niveles de energía termal. El IH se deriva de la relación de conteos de estos dos detecto- res, y los analistas aplican una transformada que depende de la litología para convertir 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 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 se rellena con agua o petróleo, el registro de neutrón mide la porosidad rellena de fluido. Dado que el gas posee una densidad de hidrógeno mucho menor que el petróleo o el agua, la porosidad rellena con gas aparece como baja porosidad. Diversos factores ambientales afectan las mediciones de porosidad-neu- trón y se han desarrollado correcciones para compensarlos. Éstas incluyen el 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. Mediciones complementarias Las herramientas de medición de la porosidad responden en formas bien definidas a los atributos físicos del sistema roca-fluido. Como parte del pro- ceso de interpretación de registros, los analistas de registros dan cuenta de estas respuestas diferentes. Dos de los ejemplos más fáciles de reconocer de las respuestas de las herramientas son el efecto de las lutitas y el efecto del gas en el registro de densidad-neutrón (arriba). En las rocas limpias rellenas con agua, los registros de porosidad-neu- trón y densidad deben superponerse si se aplica la litología correcta como dato de entrada. Si existe lutita presente, la medición de porosidad-neutrón es más alta que la de la porosidad computada del registro de densidad. Esto se debe a que el neutrón responde al gran volumen de fluido adsorbido por la lutita. El efecto neto es que, en las lutitas, existe una separación entre las curvas de porosidad-neutrón y densidad: el efecto de las lutitas. Los efectos de las lutitas también dan origen a otro término: porosidad efectiva. Los petrofísicos derivan los valores de porosidad total mediante la combinación de diferentes mediciones y la corrección por las condiciones ambientales y litológicas. Esta porosidad total incluye los fluidos asociados con las lutitas. Dado que los fluidos contenidos en las lutitas normalmente no pueden ser producidos, sus contribuciones a la medición pueden sus- traerse de la porosidad total. Mediante la cuantificación de la contribución de las lutitas y su eliminación de la medición de la porosidad total, los ana- listas de registros pueden computar la porosidad efectiva, lo que describe con mayor precisión el potencial de un yacimiento. El efecto del gas resulta de dos principios físicos de medición. La herra- mienta de porosidad-neutrón detecta la porosidad rellena con gas como una porosidad baja. Por el contrario, la medición de porosidad derivada del registro de densidad puede ser más alta que la porosidad verdadera. El resultado es que las curvas de porosidad-neutrón y densidad no se super- ponen entre sí —lo que indicaría la existencia de porosidad rellena con 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-neu- trón es más baja que la de porosidad computada del registro de densidad, 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, 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, cuando el filtrado de fluido de perforación desplaza el gas original en sitio. Las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD), que registran datos antes de que se produzca la invasión, pueden identificar la presencia de zonas de gas no detectadas por las herramientas operadas con cable, que se corren un tiempo después de la perforación. Existen otras técnicas de medición que pueden utilizarse para determi- nar la porosidad, tales como las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN) y las muestras de núcleos. Una herramienta de RMN mide directamente la porosidad rellena con líquido. Los datos derivados de los núcleos proporcionan un valor empírico de la porosidad, si bien el daño producido durante el proceso de recuperación de los núcleos puede afectar el valor medido. Un parámetro crucial La porosidad es uno de los parámetros más cruciales para la cuantificación de las reservas de hidrocarburos. Los petrofísicos han desarrollado numero- sas formas de determinar la porosidad para asegurarse de contar con los datos de mayor precisión posible. El objetivo final es utilizar estos datos para conocer el potencial de producción de un yacimiento y asegurar la recuperación efectiva de sus hidrocarburos. Oilfield Review 66 DEFINICIÓN DE LA POROSIDAD Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 4 ORAUT 12-DEFPOR 4 Cruzamiento Cruzamiento Cruzamiento Efecto de la lutita Efecto de la lutita Efecto de la lutita F o r m a c i ó n d e a r e n i s c aLutita Matriz: Arenisca Densidad asumida de la matriz: 2,65 g/cm 3 Las curvas se superponen entre sí Diferencia del 4% Diferencia del 12% Matriz: Caliza Densidad asumida de la matriz: 2,71 g/cm 3 Matriz: Dolomía Densidad asumida de la matriz: 2,87 g/cm 3 Gas Petróleo Agua Porosidad, % 60 0 Porosidad, % 60 0 Porosidad, % 60 0 > Efectos de la litología y de los fluidos. Las mediciones de porosidad del registro de densidad (rojo) y porosidad-neutrón (guiones azules) se computan a partir de relaciones que dependen de la litología. Los analistas de registros utilizan las respuestas características de las herramientas para ayudar a determinar el tipo de fluido y la litología. Por ejemplo, en una formación de arenisca, con la porosidad 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 considerable en el gas y se separan en las lutitas. Si se utiliza una matriz incorrecta, tal como caliza (centro) o dolomía (derecha), las porosidades computadas son incorrectas en un 4% y un 12%, respectivamente. 12-OR-0004-S Volumen 24, no.3 Muestreo y mediciones de presión en condiciones extremas Propiedades térmicas de las rocas yacimiento Tectónica de placas en exploración Oilfield Review S C H L U M B E R G E R O I L F I E L D R E V I E W M A R Z O D E 2 0 1 3 V O L U M E N 2 4 N U M E R O 3