Optimization of Infill Well Placement in Clastic Reservoirs of Toma South Oilfield
Este estudio optimiza la ubicación de pozos de relleno en los reservorios clásticos del Campo Petrolífero Toma Sur mediante el uso de simulación integrada de yacimientos y análisis económico para demostrar que la perforación de seis pozos horizontales, combinada con la optimización de sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), maximiza la recuperación de petróleo en un 4.8% y ofrece el mayor retorno económico en comparación con las alternativas verticales o direccionales.
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Bajo la superficie de la Tierra, el petróleo no siempre se encuentra en un solo pozo uniforme esperando ser extraído. En cambio, a menudo reside en capas de arenisca, un tipo de roca formada por antiguos granos de arena que fueron transportados por ríos y viento y luego cementados a lo largo de millones de años. Estas capas de roca rara vez son perfectas; están llenas de variaciones en qué tan apretados están los granos o qué tan fácilmente pueden moverse los fluidos a través de ellos. En muchos yacimientos petrolíferos, los métodos iniciales de perforación y bombeo dejan atrás bolsas de petróleo que los pozos originales no pueden alcanzar, atrapadas en estas capas complejas e irregulares. Esto es particularmente cierto en la Cuenca de Muglad en Sudán del Sur, donde el campo petrolífero de Toma South ha estado produciendo desde 1999. Si bien el campo ha sido productivo, las variaciones naturales de la roca han dejado una cantidad significativa de petróleo sin tocar, oculto tras barreras de roca menos permeable o en capas delgadas que los pozos verticales estándar simplemente no pueden alcanzar con eficacia.
El desafío para los ingenieros es encontrar una manera de alcanzar este petróleo restante sin desperdiciar dinero en pozos que podrían fallar o producir demasiada agua. En campos maduros como Toma South, la presión que empuja el petróleo hacia la superficie ha disminuido naturalmente, y el agua ha comenzado a ascender, lo que dificulta la extracción del valioso oro negro. Para resolver esto, un investigador llamado J. Junior Rier Mayek, de la Universidad de Heriot-Watt, se propuso encontrar la mejor manera de ubicar nuevos pozos, conocidos como pozos de relleno (infill wells), en el subsuelo. Estos no son los primeros pozos perforados en un campo, sino que son pozos adicionales colocados estratégicamente entre los existentes para drenar el petróleo que previamente se había omitido. El objetivo era determinar no solo dónde perforar, sino qué tipo de pozo perforar —vertical, horizontal o direccional— y si el costo adicional de estas técnicas avanzadas valdría la pena por el petróleo extra que podrían producir.
Para responder a estas preguntas, el investigador construyó un gemelo digital detallado de todo el campo petrolífero. Utilizando un software especializado, combinó mapas geológicos, datos sísmicos que actúan como una radiografía del subsuelo y décadas de historial de producción de los pozos existentes. Este modelo virtual les permitió simular cómo se mueven el petróleo y el agua a través de la roca a lo largo del tiempo. Antes de confiar en el modelo, lo probaron contra datos del mundo real del pasado, verificando si las predicciones de la computadora sobre la presión y los niveles de agua coincidían con lo que realmente sucedió en el terreno. Una vez que el modelo demostró ser preciso, el investigador lo utilizó para ejecutar varios escenarios diferentes. Simularon qué pasaría si no hicieran nada y simplemente dejaran que los pozos existentes continuaran produciendo hasta que dejaran de ser rentables. También simularon la perforación de nuevos pozos verticales, que van directamente hacia abajo, así como pozos horizontales, que giran y corren lateralmente a través de las capas de roca, y pozos direccionales, que se inclinan hacia objetivos específicos.
Los resultados de estas simulaciones revelaron un claro ganador. Mientras que no hacer nada eventualmente resultaría en una recuperación de aproximadamente el 50.2% del petróleo en sitio, añadir nuevos pozos podría mejorar significamente ese número. El estudio encontró que la perforación de pozos verticales ayudaría, recuperando un 3.5% adicional de petróleo, pero eran más efectivos solo en las capas más gruesas y simples del yacimiento. Los pozos direccionales ofrecieron un punto medio, recuperando un 4.2% más de petróleo al rodear fallas y bordes estructurales donde el petróleo había quedado atrapado. Sin embargo, la estrategia más exitosa consistió en perforar pozos horizontales. Al hacer que estos pozos corrieran de lado a través de las capas de roca delgadas y complejas, los investigadores descubrieron que podían recuperar un 4.8% adicional del petróleo total, elevando el factor de recuperación total a casi el 55%. Se predijo que este enfoque añadiría 17.3 millones de barriles de tanque estándar de petróleo a la producción del campo para el año 2028.
Más allá de la cantidad de petróleo, el estudio también analizó la realidad financiera de estas opciones. Perforar pozos horizontales es más costoso inicialmente que perforar verticalmente, pero la simulación mostró que el petróleo extra que producen los convierte en la opción más rentable. El análisis calculó que esta estrategia generaría un valor presente neto de $215.46 millones, con un retorno de inversión del 29% y un periodo de recuperación de solo 2.5 años. En contraste, intentar bombear más agua de los pozos existentes para extraer más petróleo resultó ser menos eficiente, ya que el costo de manejar el agua adicional consumiría las ganancias. El estudio también destacó que el mejor espaciamiento entre estos nuevos pozos es de unos 750 metros, lo que permite que drenen el petróleo de manera efectiva sin interferir entre sí.
La recomendación final de esta investigación es proceder con la perforación de seis pozos horizontales en las áreas más prometedoras del campo de Toma South, apuntando específicamente a las capas delgadas y ricas en petróleo que se han omitido hasta ahora. Esto debe acompañarse de la optimización de las bombas en los pozos existentes para manejar mejor el agua. Aunque el estudio reconoce que la perforación de estos pozos complejos conlleva riesgos y requiere tecnología precisa para guiar la broca bajo tierra, las simulaciones sugieren que la recompensa es sustancial. Al utilizar el modelado computacional avanzado para guiar estas decisiones, la compañía operadora puede maximizar la cantidad de petróleo recuperado, asegurando que el recurso se utilice de manera eficiente y contribuyendo al crecimiento económico de Sudán del Sur. El trabajo demuestra que, incluso en un campo petrolífero envejecido, la planificación cuidadosa y la tecnología adecuada pueden desbloquear un valor significativo que antes estaba fuera de alcance.
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