Especialistas de Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger y Weatherford resaltaron la importancia que posee una rigurosa caracterización de los reservorios para dotar de viabilidad al desarrollo local de los hidrocarburos no convencionales, al incrementar la eficiencia en las operaciones.
Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger y Weatherford llevaron a cabo casi la totalidad de los estudios realizados hasta ahora sobre el shale argentino. A partir de dicha información, expertos de las cuatro compañías expusieron las mejores opciones de desarrollo que hoy ofrecen los clusters no convencionales en el país.
A decir de Héctor Domínguez, Unconventional Project Manager de Weatherford, el nuevo paradigma que representan los hidrocarburos no convencionales obliga a tener un acceso constante a la información de laboratorio a fin de conocer el contenido orgánico e inorgánico de la roca. “El desarrollo del segmento incluye tres etapas básicas: en primer término, la prospectividad (a la hora de evaluar el espesor, la extensión areal y ciertos modelos de la cuenca para entender el potencial de los recursos); una segunda instancia de exploración (con toma de coronas y registros de lodo, entre otros estudios, para detectar calidad de los recursos), y una tercera fase analítica (con microsísmica y otros análisis destinados a cuantificar la productividad de los recursos). En definitiva, de una etapa de predicción debe pasarse a una de piloto, y luego a una de producción, combinando e integrando una serie de técnicas”, explicó durante la segunda jornada del Foro de la Industria de los Hidrocarburos (FIH), celebrado en el marco de la exposición Argentina Oil & Gas (AOG) 2013.
Para ello, apuntó, la industria ya cuenta con la capacidad de tomar datos del gas encerrado dentro del lodo. “También podemos utilizar fluorescencias de rayos X, registros eléctricos y lecturas de rayos gamma, entre otras herramientas. Este combo de datos nos otorga una mayor certeza sobre las condiciones con las que podemos encarar la completación de un pozo”, indicó.
En pos de obtener un resultado favorable, añadió, hay que dar pasos complejos que dependen mucho de la logística y la coordinación de la información disponible. “Es clave mancomunar los esfuerzos de la operadora y la compañía de servicios”, completó.
Entender para invertir
De acuerdo con Federico Sorenson, Unconventional Reservoir Manager de Halliburton, antes de invertir en la aplicación de tecnologías en el segmento, lo principal es entender el reservorio. “Vaca Muerta es una formación heterogénea, cuyas secciones tienen espesores que oscilan entre los 80 y los 500 metros. En ese sentido, nos ha ayudado mucho ir al campo y observar tanto la complejidad de los afloramientos como lo que hallamos en el subsuelo”, comentó.
Según sus palabras, combinando la información de superficie con distintos análisis (geofísicos, minerológicos, petrofísicos, etc.) es posible entender la respuesta productiva en el corto plazo y los distintos mecanismos de producción del reservorio, entre otras variables.
Las pequeñas imperfecciones que se generan en la roca cuando se la perfora, puntualizó, hablan de su resistencia durante la fractura. “En muchos casos hemos notado que necesitamos dejar las fracturas con agentes de sostén para que sigan siendo conductivas”, detalló.
En cuanto a la producción, sostuvo que resulta muy útil bombear fracturas diferentes, utilizar fluidos limpios, inhibir las arcillas, efectuar divergencias dentro de las fracturas, emplear fluidos ácidos y usar arenas de bajo costo y origen local. “Asimismo, estamos aplicando imágenes 3D para obtener una mejor caracterización de la roca”, agregó.
Información integrada
Por su parte, Richard Brown, vicepresidente de Recursos No Convencionales para Latinoamérica de Schlumberger, presentó un estudio realizado por esa firma para un consorcio de operadores en la formación norteamericana Eagle Ford.
A su criterio, Vaca Muerta no tiene comparación a nivel mundial, y por eso deberá desarrollarse de manera única. “No sirven las comparaciones, pero este estudio presenta una metodología que puede replicarse aquí”, justificó.
Está extendida la creencia, indicó, de que la combinación de perforaciones verticales y horizontales redunda en pozos que producen mejor y con mayor consistencia. “Por desgracia, eso no suele ser así”, advirtió.
Para el experto, la industria debe aceptar que la producción en los reservorios no convencionales nunca es uniforme. “Por eso es tan relevante la integración de la información. Una estrategia basada en datos aislados sólo brindará resultados parciales”, señaló.
Finalmente, Martín Paris, coordinador de Geosciencias de Baker Hughes en Neuquén, manifestó que el surgimiento del negocio del shale en el país ha venido acompañado por nuevos conceptos, como el cluster (aglomeración de empresas en un lugar geográfico) o el bundle (set de wireline, de fractura y de coiled tubing gerenciado como un único producto).
“Hace unos años, cuando comenzó a hablarse de este negocio en la Argentina, lo primero que hicimos fue mirar hacia Estados Unidos. Muchos de nosotros viajamos y aprendimos de su éxito indiscutido, pero 15 años después ellos se han dado cuenta de que algunas cosas pueden hacerse mejor. De hecho, está demostrado que un 70% de los pozos no convencionales estadounidenses no alcanzan sus objetivos productivos y que un 60% de todas las etapas de fractura son ineficaces”, precisó.
En esa dirección, ponderó la importancia del aislamiento eficaz de la fractura, el diseño óptimo del tratamiento de la misma, la utilización de fluidos limpios y el monitoreo con microsísmica y trazadores químicos o acústicos. “Saber qué pozos perforar y cuáles son las fracturas para hacer implica un ahorro de muchísimo dinero”, concluyó.
