Estudio sobre los mecanismos y patrones de interferencia entre segmentos de tramos horizontales en un patrón combinado de pozos horizontales y verticales en yacimientos marinos

Por qué esto importa para el petróleo marino

Los yacimientos marinos que han producido durante décadas afrontan un problema persistente: la mayor parte del petróleo de fácil recuperación se ha ido, pero una gran cantidad permanece atrapada en bolsillos de difícil acceso. En el mar de Bohai, los ingenieros emplean redes de pozos verticales y largos pozos horizontales para impulsar agua a través del yacimiento y barrer más petróleo. Sin embargo, a medida que los campos envejecen y el agua constituye casi todo el fluido producido, adivinar dónde se encuentra el petróleo remanente se vuelve arriesgado y caro. Este estudio muestra, con modelos de laboratorio cuidadosamente escalados y simulaciones por ordenador, cómo diferentes secciones de un pozo horizontal interfieren entre sí y cómo eso determina dónde se esconde el último petróleo recuperable —y cómo diseñar disposiciones de pozos para alcanzarlo.

Cómo la inyección de agua moldea las últimas gotas

Los investigadores se centraron en un yacimiento de crudo pesado real en el campo de Bohai que ya está en una etapa de «corte de agua ultraalto», lo que significa que más del 90 % del fluido producido es agua. En estos yacimientos, el agua inyectada por algunos pozos empuja el petróleo hacia los pozos productores a través de un laberinto subterráneo complejo. Debido a que la roca varía en la facilidad con la que los fluidos fluyen por ella, el agua prefiere las zonas de alta permeabilidad y puede adelantarse, dejando petróleo atrapado en zonas más compactas. Cuando los pozos horizontales se combinan con pozos verticales o direccionales, distintas secciones del largo pozo horizontal atraviesan capas con propiedades de flujo diferentes, y esas secciones pueden apropiarse de presión y flujo entre sí. El estudio se propuso entender estas interferencias entre secciones y cómo controlan la distribución del petróleo remanente.

Construyendo un yacimiento marino en miniatura

Para captar este comportamiento, el equipo construyó un modelo físico tridimensional basado en la geometría y las propiedades de roca de un bloque de Bohai denominado QHD32‑6. Montaron una placa de 60 cm por 60 cm por 10 cm rellena con núcleos de roca que representaban capas de baja, media y alta permeabilidad e integraron tanto pozos horizontales como verticales. Tras saturar cuidadosamente el modelo primero con agua y luego con petróleo pesado que imitaba el crudo real, realizaron experimentos de inyección de agua a temperatura y caudales controlados. Sensores de resistividad eléctrica repartidos por el modelo les permitieron seguir cómo cambiaba la mezcla de aceite y agua en muchos puntos, revelando con qué rapidez cada segmento cedía su aceite a medida que se bombeaba más agua.

En qué coincidieron el laboratorio y la simulación

En los experimentos, los segmentos de alta permeabilidad liberaron petróleo rápidamente y lograron factores de recuperación cercanos al 50 %, mientras que los segmentos de baja permeabilidad quedaron muy rezagados, rara vez superando aproximadamente el 30 % incluso después de grandes volúmenes de agua. Cuando se cerró deliberadamente la salida de la sección más permeable, más agua inyectada se vio forzada a entrar en la zona de permeabilidad media, que mostró entonces un salto brusco en petróleo recuperado. Aun así, las zonas más compactas siguieron siendo obstinadamente poco barridas. Las simulaciones numéricas que escalaron este modelo físico a tamaño de campo reprodujeron los mismos patrones: ganancias rápidas iniciales seguidas de una desaceleración, fuerte dependencia del contraste de permeabilidad y una acumulación característica de aceite residual en la parte central del yacimiento, entre los pozos de inyección y producción. Esta concordancia dio confianza de que las simulaciones podían usarse para explorar muchos más escenarios de los que permitía el laboratorio.

Dónde se esconde el petróleo remanente y por qué

Al variar en las simulaciones la permeabilidad de la roca, el espesor de las capas, el contenido de agua y las diferencias de presión entre pozos de inyección y producción, los autores identificaron umbrales claros más allá de los cuales el sistema se comporta mal. Si el contraste de permeabilidad entre las zonas de flujo más fácil y más difícil crecía por encima de aproximadamente tres a uno, el agua favorecía abrumadoramente la capa más permeable, atajando hacia los productores y privando de flujo a las zonas más compactas. De forma similar, si el contraste de presión entre segmentos excedía aproximadamente un factor de dos, o si la diferencia en saturación de agua entre segmentos se hacía muy grande, la interferencia se intensificaba y la recuperación global caía. A través de múltiples patrones de flujo emergió una imagen consistente: la región central de la sección horizontal, que carece de su propio inyector, tendía a acumular aceite residual porque dependía enteramente del agua empujada desde los extremos.

Un nuevo parámetro para el diseño de pozos

Para convertir estos conocimientos en orientación práctica, el equipo combinó sus resultados físicos y numéricos en una fórmula empírica que calcula un «coeficiente de interferencia» para distintos segmentos de un pozo horizontal. Este índice vincula la intensidad con la que los segmentos compiten entre sí con parámetros medibles del yacimiento, como el contraste de permeabilidad, contraste de corte de agua, diferencia de presión y espesor de la capa. En la práctica, proporciona una forma rápida para que los ingenieros evalúen si un patrón de pozos propuesto hará que el agua fluya de manera uniforme por todas las zonas objetivo o dejará grandes bolsillos de petróleo sin tocar. El modelo también destaca qué palancas —reducir contrastes de permeabilidad mediante tratamientos dirigidos, moderar diferencias de presión o ajustar qué segmentos permanecen abiertos— son más eficaces para mejorar el barrido.

Qué significa esto para los campos marinos envejecidos

Para los no especialistas, el mensaje central es que en yacimientos marinos maduros, el desafío tiene menos que ver con perforar nuevos pozos y más con encauzar con delicadeza el agua a través de un paisaje subterráneo muy desigual. Este estudio muestra que la forma en que las diferentes secciones de un largo pozo horizontal interactúan puede ayudar u obstaculizar ese encauzamiento. Al identificar rangos seguros para los contrastes en calidad de roca, contenido de agua y presión, y al proporcionar una fórmula práctica para diagnosticar la interferencia, el trabajo ofrece a los operadores una hoja de ruta para explotar petróleo previamente soslayado con menos pozos nuevos. A largo plazo, un diseño de inyección de agua más inteligente puede ampliar la vida útil de los campos marinos existentes y reducir la gestión innecesaria de agua y el impacto ambiental.

Cita: Kuiqian, M., Zhang, Z., Lilei, W. et al. Study on inter-segment interference mechanisms and patterns between horizontal well sections in a combined well pattern of horizontal and vertical wells in offshore oilfields. Sci Rep 16, 11583 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-41737-3

Palabras clave: yacimientos marinos, pozos horizontales, inyección de agua, heterogeneidad del yacimiento, aceite remanente