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23.10.2013  | REVISTA PETROQUIMICA

YPF reconoce que no habrá una única receta para explotar Vaca Muerta

Ante las heterogéneas características de la formación

Sobre la base de la caracterización regional hecha hasta el momento, la petrolera estatal detectó una amplia diversidad de datos minerológicos, de fluidos, de espesores y de profundidad, entre otros ítems. Según especialistas, el play deberá encararse de manera diferente en sus distintos ámbitos.

Si hay una certeza con respecto al futuro de los recursos hidrocarburíferos de la formación Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina, es que su puesta en valor no se llevará a cabo de manera uniforme.

“Entre 2010 y lo que va de este año han sido completados 40 de los 48 pozos perforados en Vaca Muerta. Comenzamos a explorar en Loma La Lata y alrededores en 2010, mientras que hoy el foco está en el oeste y el sur de la formación. Y si en un principio pensábamos en un potencial reservorio de shale gas, Loma La Lata nos mostró que éramos capaces de producirlo, ampliando la zona de interés e incluyendo además al petróleo como target”, explica Iván Lanusse, líder de equipo de Exploración Geológica de YPF, uno de los disertantes del “World Shale Oil & Gas Latin America Summit”, llevado a cabo entre el 4 y el 6 de septiembre en el Hotel Intercontinental del microcentro porteño.

Según sus palabras, los ensayos en el área datan de la década del 70, con una mayoría de casos sin estimular. “Hay más de 500 pozos de exploración y miles de desarrollos atravesando Vaca Muerta. Poseemos datos geoquímicos, de coronas y testigos laterales y de fluidos (agua, gas y petróleo), además de sus características y procedencia. Pero necesitamos seguir sumando información para entender el sistema a nivel regional”, anticipa.

Para esa caracterización, indica que YPF trabajó primero con mapas geoquímicos y luego con petrofísicos. “Ya detectamos importantes heterogeneidades minerológicas, de fluidos, espesores y profundidad en la formación, por lo que está claro que no existirá una única receta mágica para la completación de todos los pozos. El play deberá encararse de manera diferente en sus distintos ámbitos”, señala.

Trabajo de campo

El análisis sísmico y estratigráfico regional le permitió a YPF definir diversas secuencias con sus peculiaridades. “Seguiremos insistiendo con estudios de bioestratigrafía, estructurales y geomecánicos. Debe destacarse la importancia del análisis de la roca a nivel corona. Hay que volver a trabajar con el dato continuo”, añade Lanusse.

A su entender, será clave la participación de los distintos socios para obtener nuevas ideas, más equipamiento y más inversión. “Debemos recoger la mayor cantidad de datos en todos los pozos para integrarlos y así generar conocimiento frente a la heterogeneidad del play. Y dado que hay muchos estudios focalizados casi con exclusividad en los afloramientos convencionales, estamos yendo mucho al campo y relevando Vaca Muerta con nuestros propios ojos”, subraya.

Estimación compleja

A decir de Matías Fernández Badessich, jefe de Ingeniería de Yacimientos No Convencionales de YPF, Vaca Muerta es un play nuevo del que resulta muy difícil pronosticar cuándo podrá producir. “Desde hace 70 años la forma tradicional de estimar reservas es el análisis declinatorio, según el cual no hay otra forma de predecir el futuro más que mirar lo sucedido en el pasado. Pero esto no se aplica directamente con el shale”, puntualiza.

El clásico análisis declinatorio, indica, es rápido y sencillo, ya que sólo requiere conocer caudales, pero no brinda información del reservorio, asume condiciones de producción futura constantes, presenta dificultades cuando la producción se mantiene restringida por algún motivo, sus resultados no son unívocos y no es aplicable para el flujo transiente. Por otro lado, prosigue, los métodos analíticos son físicamente robustos, permiten visualizar problemas, y brindan parámetros del reservorio y sensibilidades, pero requieren más tiempo y recopilar una mayor cantidad de datos.

“En cuanto a los métodos de declinación modernos –como el ‘Power Law’, creado por Dilham Illk en 2008; el ‘Stretched Exponential’, ideado por Peter Valkó y John Lee en 2010; y el diseñado por Ahn Duong en 2011–, son atractivos y rápidos de aplicar, pero sólo sirven cuando hay varios años de producción para comparar. Obviamente, no es el caso de Vaca Muerta”, detalla.

El método elegido

Dadas las limitaciones de las metodologías tradicionales y de otras más modernas, YPF resolvió adoptar el análisis de transientes de caudal. “Este método nos da una mayor consistencia en gráficos de diagnóstico y nos ayuda a optimizar el plan de desarrollo. Así, incorporamos datos de presión, de fluidos, de petrofísica y de terminación, entre otros”, sostiene Fernández Badessich.

A su criterio, este tipo de análisis posibilita comprender y capturar el impacto de parámetros que afectan la performance de producción, junto con las sensibilidades (para conocer la permeabilidad del shale, la conductividad y altura de las fracturas, la presión inicial, etc.).

“En ese sentido, algunos de los pasos a seguir son la identificación de regímenes de flujo, el estudio del régimen de flujo en fracturas hidráulicas de conductividad infinita, la estimación del parámetro de flujo lineal, el uso del balance de materia influyente, el diseño del modelo numérico, el ajuste de la historia de producción, la orientación del esfuerzo máximo y el cálculo del distanciamiento óptimo de las perforaciones, entre otros. Todas estas variables nos llevan a un pronóstico sólido de producción”, concluye.

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