Mapeo refinado del yacimiento mientras se perfora para una explotación estratégica de yacimientos de desarrollo profundo

Encontrar petróleo oculto en campos antiguos

Muchos de los campos petrolíferos del mundo envejecen. Pozos que antes manaban petróleo hoy en día mayoritariamente producen agua, sin embargo todavía quedan grandes bolsillos de petróleo ocultos entre ellos. Este estudio muestra cómo una nueva forma de “ver” dentro de las rocas mientras se perfora puede revelar esos bolsillos a tiempo para dirigir el pozo directamente hacia ellos, aprovechando mejor los campos existentes y reduciendo el despilfarro.

Por qué los yacimientos antiguos siguen importando

En campos maduros, años de producción suelen dejar un mosaico confuso de petróleo, gas y agua en el subsuelo. El petróleo restante ya no está en una sola piscina grande, sino fragmentado en pequeñas zonas dispersas que son difíciles de alcanzar. Si las empresas simplemente perforan más pozos o bombean con más intensidad, corren el riesgo de producir principalmente agua, dañando el yacimiento y reduciendo la recuperación a largo plazo. Los autores se centran en un yacimiento de “desarrollo profundo” en la cuenca de la bahía de Bohai, en China, donde el agua ya constituye más del 80–90 % de la producción de los pozos, aunque los modelos por ordenador indican que aún quedan bolsillos de petróleo considerables.

Ver más profundo y con mayor nitidez mientras se perfora

Las herramientas tradicionales ofrecen una compensación frustrante. Las prospecciones sísmicas pueden mirar cientos de metros bajo la superficie, pero de forma borrosa. Los instrumentos dentro del pozo pueden ver las propiedades de la roca con gran detalle, pero solo a un metro aproximadamente del taladro. El nuevo servicio de mapeo ultra-profundo del yacimiento (UDRMS) pretende salvar esa brecha. Utiliza un conjunto de perforación especial equipado con antenas electromagnéticas que detectan con qué facilidad las corrientes eléctricas fluyen por las rocas circundantes. Dado que el petróleo, el agua y los distintos tipos de roca conducen la electricidad de manera distinta, la herramienta puede reconstruir una imagen bidimensional de las capas y los contactos fluidos hasta unos 30 metros de distancia, con detalle vertical del orden de un metro. Esta imagen se actualiza casi en tiempo real a medida que avanza la broca, transformando la perforación de una operación a ciegas en una guiada.

Guiar los pozos hacia las zonas ricas

El equipo aplicó esta tecnología en un bloque del campo Q, donde las capas de roca están cortadas por fallas y modeladas por antiguos ríos trenzados, creando fuertes cambios en espesor y calidad de la roca en distancias cortas. En un pozo de ejemplo, su objetivo fue perforar horizontalmente a través de una zona de petróleo que se sitúa por encima de agua ascendente del fondo. A medida que la broca se acercaba al objetivo, las mediciones ultra-profundas detectaron la parte superior del yacimiento aproximadamente 16 metros por delante y también revelaron una banda conductiva interpretada como agua, mostrando que la frontera petróleo-agua se había elevado nueve metros más de lo esperado. Con esta información, los ingenieros curvaron el pozo suavemente hacia arriba para aterrizar cerca de la cima de la zona petrolífera y luego mantuvieron la sección horizontal de manera segura por encima del agua. Aunque perforaron solo alrededor del 40 % de la longitud horizontal originalmente planificada, la tasa inicial de petróleo del pozo y su bajo contenido de agua superaron las previsiones en aproximadamente un 18 %, y la recuperación total de ese bolsillo aumentó en torno a un cinco por ciento.

Rescatar una capa rocosa difícil

En otro caso, un pozo horizontal apuntaba a una capa delgada pero prometedora de arena formada por depósitos fluviales. Los pozos cercanos sugerían que esa capa debería tener unos seis metros de espesor y estar cerca de una tapa de gas, una configuración que puede atrapar petróleo de alta calidad. En cambio, las imágenes ultra-profundas mostraron que la geología local era muy distinta: la arena esperada era más delgada y fragmentada, y sus propiedades cambiaban bruscamente lateralmente. En lugar de aceptar un resultado pobre, el equipo utilizó los mapas en tiempo real para rediseñar la trayectoria del pozo. Dirigieron la perforación hacia una parte vecina de la misma capa que era más gruesa, más limpia y lateralmente continua, y luego siguieron una “zona dulce” irregular a lo largo de ella. Ese pozo desviado produjo más del doble de la tasa de petróleo pronosticada con casi nada de agua en el arranque, y a lo largo de dos años añadió aproximadamente un 7,5 % extra de recuperación del petróleo restante en esa área.

De la conjetura al uso dirigido de campos antiguos

En conjunto, el estudio muestra que combinar gran alcance con detalle fino durante la perforación puede convertir un campo maduro inundado de agua en un recurso más predecible y sostenible. Al mapear capas rocosas, fallas y límites de fluidos alrededor de la broca en tiempo real, UDRMS permite a los ingenieros situar pozos donde extraen más petróleo evitando la producción temprana de agua. Los autores sostienen que este enfoque desplaza la gestión del campo de la extracción a corto plazo hacia una planificación a largo plazo centrada en el valor—“entender un área perforando un pozo”. Mirando al futuro, ven oportunidades para extender el método hacia imágenes tridimensionales completas y aplicarlo más allá del petróleo y el gas, por ejemplo en almacenamiento subterráneo de energía e inyección de dióxido de carbono, dondequiera que conocer la estructura oculta del subsuelo tenga verdadera importancia.

Cita: Hu, X., Wang, F., Li, W. et al. Refined reservoir mapping while drilling for a strategic exploitation of deep-development reservoirs. Sci Rep 16, 9302 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-40240-z

Palabras clave: mapeo de yacimientos, geosteering, resistividad ultra-profundidad, campos petrolíferos maduros, cuenca de la bahía de Bohai