Modelado estático 3D integrado para evaluar el potencial de hidrocarburos de las areniscas fluviales-aluviales de la Formación Nukhul, campo petrolero October, Golfo de Suez, Egipto

Petróleo oculto en un yacimiento famoso

El campo petrolero October, en el Golfo de Suez de Egipto, ha abastecido al país durante décadas, pero muchos expertos creían que una de sus capas clave, la Formación Nukhul, estaba en gran medida agotada. Este estudio demuestra que esa suposición era errónea. Al reconstruir una imagen tridimensional muy detallada de las rocas y fallas en profundidad, los autores revelan bolsillos de petróleo pasados por alto y nuevos lugares para perforar, ofreciendo un plan para extraer más energía de yacimientos maduros en todo el mundo.

Una mirada más detallada bajo el Golfo de Suez

La Formación Nukhul es un paquete antiguo de sedimentos de ríos y abanicos enterrado a varios kilómetros bajo el fondo marino. A lo largo de millones de años, fallas en movimiento fragmentaron la zona en bloques inclinados, creando un laberinto de compartimentos rocosos que pueden atrapar o filtrar petróleo. Los modelos anteriores de este entramado se construyeron con datos de pozos escasos e imágenes sísmicas de baja resolución, por lo que los ingenieros no podían trazar con fiabilidad dónde se hallaban los mejores cuerpos de arena ni cómo se conectaban. A medida que la producción de Nukhul se ralentizó, era fácil concluir que el yacimiento simplemente estaba agotado.

Construyendo un mapa subterráneo 3D

Los investigadores revisitaron el campo con una caja de herramientas mucho más completa: cuatro décadas de registros de pozos, núcleos, historiales de producción y líneas sísmicas reprocesadas recientemente. Integraron todo ello en un modelo estático 3D moderno, que describe las formas de las capas rocosas, su espacio poroso y cuánto contienen de arena frente a lutita. En lugar de considerar la Nukhul como un único yacimiento uniforme, la dividieron en cuatro zonas verticales, K1 a K4, cada una con tipos de roca y comportamiento de flujo distintos. Este paso fue crucial para convertir promedios difusos en una imagen nítida de dónde reside realmente el petróleo.

Separando rocas sellantes de arenas permeables

El nuevo modelo muestra que las dos zonas superiores, K1 y K2, están dominadas por calizas compactas, lutitas y basaltos. Estas capas apenas almacenan ni transmiten fluidos pero actúan como sellos efectivos, tapando el petróleo en las rocas inferiores y evitando que migre hacia arriba. En contraste, las zonas inferiores, K3 y especialmente K4, contienen los depósitos arenosos de ríos y abanicos que constituyen el verdadero yacimiento. K3 alberga lentes de arena más delgadas y parcheadas que son difíciles de conectar en un objetivo amplio y eficiente. K4, sin embargo, consiste en canales de arenisca gruesos y lateralmente continuos con buena porosidad y permeabilidad, dispuestos principalmente en franjas norte–sur controladas por una falla principal denominada F2.

Encontrando puntos sweet en un paisaje fracturado

Al superponer mapas de espesor de arena, contenido de lutita y porosidad sobre el modelo estructural, el equipo señaló corredores donde las areniscas limpias y bien seleccionadas son más gruesas y están menos contaminadas por lutita o cemento. También evaluaron cómo las fallas sellan o filtran, identificando bloques donde el petróleo puede acumularse en posiciones “ático” por encima del nivel de agua actual. El intervalo K4 destacó como el más prometedor: en algunas capas la arenisca domina y forma canales amplios que coinciden con áreas de alta productividad de los pozos. El modelo resalta varios altos estructurales y segmentos de canales sin perforar que deberían albergar petróleo remanente, algunos lo bastante próximos como para ser explotados con desvíos de bajo coste desde plataformas existentes.

Por qué esto importa para la energía y más allá

Para un lector no especializado, el mensaje central es que un mapeo subterráneo detallado puede convertir una capa petrolífera “cansada” de nuevo en un recurso valioso. El estudio demuestra que la limitación de la producción en la Formación Nukhul es menos la geología en sí y más cuánto la entendemos. Con una imagen 3D actualizada de fallas, capas sellantes y canales fluviales enterrados, los operadores pueden planificar pozos más inteligentes, evitar zonas ricas en agua y dirigirse a los cuerpos de arena más prometedores, potencialmente añadiendo miles de barriles por día. Más allá de este único campo, el mismo enfoque integrado puede aplicarse a otras cuencas riftadas, demostrando cómo la imagen y el modelado modernos pueden prolongar la vida de la infraestructura energética existente al tiempo que reducen la incertidumbre en la toma de decisiones subsuperficiales.

Cita: Khattab, M.A., Radwan, A.E., El-Anbaawy, M.I. et al. Integrated 3D static modelling to assess hydrocarbon potential of the fluvial-alluvial sandstones of Nukhul Formation, October oil field, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 10624 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-42298-1

Palabras clave: Golfo de Suez, Formación Nukhul, modelado de yacimientos 3D, campos petrolíferos fallados, areniscas fluviales