Evaluación de la heterogeneidad del yacimiento usando el factor de turbulencia como herramienta eficaz para la clasificación de unidades hidráulicas de flujo para el pozo BM-85, Golfo de Suez, Egipto

Por qué importan las capas rocosas bajo el Mar Rojo

Debajo de las aguas del Golfo de Suez en Egipto, delgadas capas de arena y fango controlan si un yacimiento petrolífero sigue produciendo o se agota. Incluso en pozos que parecen prometedores en los registros, algunas capas dejan fluir el petróleo con facilidad mientras que otras lo bloquean obstinadamente. Este artículo explora una manera nueva de clasificar estas capas ocultas en un único pozo, BM‑85, mirando no solo cuán porosas son las rocas, sino cuán caótico es el movimiento de los fluidos a través de sus diminutos pasajes.

Un mosaico subterráneo desafiante

El estudio se centra en la Formación Lower Senonian, un conjunto de rocas que yace en profundidad bajo el Golfo de Suez. Esta región es bien conocida entre los geólogos por su estructura rota y fallada y por los cambios bruscos en los tipos de roca. En lugar de una simple tarta estratificada uniforme, el yacimiento se comporta más como un parcheado cosido con arenas, margas y lutitas delgadas. Estas variaciones —conocidas como heterogeneidad del yacimiento— influyen fuertemente en cómo se mueven el petróleo, el gas y el agua en el subsuelo y pueden marcar la diferencia entre una producción eficiente y recursos inaccesibles.

Revelando las rocas con testigos y registros

Para desentrañar esta complejidad, los autores combinaron dos tipos de evidencia. Primero examinaron 103 pequeñas muestras cilíndricas de roca, o testigos, tomadas entre aproximadamente 3,4 y 3,5 kilómetros bajo la superficie. Ensayos de laboratorio midieron cuánto espacio vacío contienen estas muestras (porosidad) y qué facilidad tienen los fluidos para atravesarlas (permeabilidad). Segundo, analizaron mediciones continuas registradas por herramientas bajadas al pozo —rayos gamma, densidad, neutrón, sónico y registros de resistividad— para mapear cambios en el tipo de roca y en el contenido de fluidos a lo largo de toda la profundidad. Al correlacionar los resultados de los testigos con las respuestas de los registros, pudieron extender la información detallada de roca mucho más allá de los pocos puntos donde había testigos disponibles.

Encontrando los puntos más atractivos para la producción

Usando este conjunto de datos integrado, el equipo identificó dos principales «zonas pagadoras» capaces de producir hidrocarburos. Pay 1, el intervalo superior, muestra porosidad moderada alrededor del 21 por ciento y una saturación de petróleo relativamente alta, cerca del 63 por ciento, pero solo una capacidad de flujo moderada. Pay 2, el intervalo inferior, destaca como un yacimiento excelente: las mediciones de laboratorio revelan una permeabilidad media muy alta, en cientos de milidarcy, con porosidad efectiva entre el 18 y el 21 por ciento. En conjunto, estos números indican rocas que no solo almacenan petróleo sino que también permiten que éste se desplace con facilidad hacia un pozo. Sin embargo, el rango de permeabilidades medidas —desde casi selladas hasta extremadamente abiertas— confirma que incluso dentro de estas zonas pagadoras el yacimiento está lejos de ser uniforme.

Cuando el flujo deja de ser suave

Las evaluaciones tradicionales vinculan principalmente porosidad y permeabilidad, pero este estudio va un paso más allá al considerar cómo el flujo de fluido se vuelve irregular a mayores velocidades o en sistemas de poros complejos, un comportamiento llamado flujo no darciano. Los autores usan una magnitud conocida como factor de turbulencia, simbolizada por β, que aumenta cuando los caminos del fluido se retuercen y giran a través de poros estrechos o tortuosos. Calculando β a partir de la permeabilidad de cada testigo y trazándolo frente a una medida combinada de porosidad‑permeabilidad llamada Índice de Calidad del Yacimiento (RQI), separaron la roca en dos unidades hidráulicas de flujo. Un grupo tiene alto RQI y bajo β, lo que indica vías bien conectadas y de “flujo suave”. El otro muestra bajo RQI y alto β, señalando estructuras de poro más cerradas y caóticas que restringen el movimiento incluso si la porosidad parece aceptable en los registros.

Conectando el tamaño de garganta de poro con el comportamiento del flujo

Para comprender por qué surgen estas diferencias, el equipo estimó los tamaños de garganta de poro —los estrechos cuellos entre poros mayores— usando técnicas de laboratorio especializadas y ecuaciones reconocidas. Las rocas dominadas por gargantas de poro mayores (macro‑ y megaporos) tienden a tener alta permeabilidad y factores de turbulencia bajos, lo que las convierte en objetivos preferentes para la producción. En contraste, las rocas con principalmente gargantas muy pequeñas actúan como yacimientos compactos: almacenan fluidos pero los liberan con reluctancia, y muestran valores de β elevados que indican fuerte resistencia al flujo. Un análisis adicional de cómo varían la capacidad de almacenamiento y la capacidad de flujo con la profundidad revela que unas pocas vetas de alta permeabilidad transportan la mayor parte del flujo, mientras que capas más gruesas pero más cerradas actúan principalmente como almacenamiento.

Qué significa todo esto para producir más petróleo

Visto desde la perspectiva de un no especialista, el estudio demuestra que no toda roca «de buen aspecto» es igual. Dos capas con porosidad similar pueden comportarse de forma muy distinta si una tiene poros abiertos y bien conectados y la otra está obstruida por cemento o arcillas. Al añadir el factor de turbulencia a las mediciones estándar, los autores aportan una imagen más realista de qué partes del yacimiento entregan petróleo de forma eficiente. En BM‑85, la Zona Pagadora 2 coincide con la mejor unidad hidráulica de flujo, mientras que la Zona Pagadora 1 corresponde a una unidad más modesta, pero aún productiva. Este enfoque —que combina ensayos de testigo, registros de pozo, estimaciones de tamaño de poro y unidades de flujo basadas en β— ofrece a los operadores en el Golfo de Suez y en yacimientos similares una herramienta más afinada para localizar los puntos más productivos, planificar inyecciones de agua y, en última instancia, recuperar más hidrocarburos de paisajes subterráneos complejos.

Cita: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

Palabras clave: heterogeneidad del yacimiento, Golfo de Suez, unidades hidráulicas de flujo, factor de turbulencia beta, tamaño de garganta de poro