Evaluación de los reservorios no convencionales de la formación Nukhul en el yacimiento Rudeis-Sidri, Golfo de Suez: caracterización petrofísica y discriminación de unidades de flujo

Bolsillos ocultos bajo un mar antiguo

Profundamente bajo el Golfo de Suez, rocas depositadas en un mar poco profundo y cálido contienen en silencio petróleo que ayuda a impulsar la moderna Egipto. Este estudio examina una de esas capas rocosas, la Formación Nukhul, para responder a una pregunta práctica: ¿cuánto petróleo hay realmente y con qué facilidad puede llevarse a la superficie?

Dónde se sitúan las rocas y por qué importan

La Formación Nukhul se localiza dentro del yacimiento Rudeis–Sidri, una de las áreas petrolíferas de larga producción en la región del Golfo de Suez. Durante millones de años, el estiramiento de la corteza terrestre creó una cuenca de rift, inclinando bloques de roca y creando espacio para la acumulación de gruesas sucesiones de arenas, limos y carbonatos. Dentro de este paquete, las areniscas de Nukhul actúan como la principal capa portadora de petróleo, mientras que las lutitas y otras rocas circundantes funcionan como sellos y reservorios secundarios. Debido a que el yacimiento está atravesado por numerosas fallas y contiene una mezcla de litologías, el petróleo no se distribuye de manera uniforme; en cambio, se acumula en patrones complejos que requieren un estudio detallado antes de perforar nuevos pozos.

Cómo los científicos interpretan el registro rocoso

Para descifrar este sistema oculto, los autores combinaron mediciones realizadas directamente sobre fragmentos de roca recuperados por perforación con lecturas de herramientas bajadas al pozo. Estas herramientas registran radioactividad natural, densidad, velocidad sonora y resistividad eléctrica, que en conjunto revelan cuán arenosa o limosa es la roca, cuánto espacio vacío contiene y si ese espacio está ocupado mayoritariamente por agua o por hidrocarburos. En el pozo Sidri‑14, este enfoque integrado permitió al equipo dividir la Nukhul en cuatro unidades principales, etiquetadas A a D, y estimar qué parte de cada unidad podría, de forma realista, fluir hacia un pozo.

Buenos espacios para almacenar petróleo pero vías pobres para moverlo

Las mediciones muestran que las unidades A, B y C están constituidas mayoritariamente por arenisca mezclada con delgadas capas de lutita y caliza, mientras que la unidad D está dominada por caliza compacta con prácticamente ningún valor como reservorio. Incluso en las unidades de mejor calidad, los pequeños espacios entre granos son reducidos y están mal conectados. Los valores de porosidad son modestos y la permeabilidad, que controla la facilidad de movimiento de los fluidos, es en su mayoría muy baja. El agua a menudo ocupa más de la mitad del espacio poroso, limitando aún más el volumen útil de petróleo. Al seguir cómo varía la permeabilidad con la profundidad, el equipo encontró que el reservorio es altamente heterogéneo, con una amplia dispersión de capacidades de flujo en cortas distancias verticales. En términos cotidianos, la roca es como una esponja donde solo unas pocas vetas permiten que el líquido se mueva libremente, mientras que la mayor parte se comporta casi como piedra maciza.

Identificando las pocas autopistas rápidas

Para separar las raras «autopistas rápidas» de la roca circundante de baja permeabilidad, los investigadores agruparon las muestras en unidades de flujo hidráulico, u HFU, basándose en el comportamiento de sus espacios porosos. Emplearon varios índices que combinan porosidad y permeabilidad y que se relacionan con el tamaño efectivo de los estrechos de poro, los cuellos que conectan poros adyacentes. Surgieron ocho HFU distintas. Dos de ellas, asociadas a los mejores tipos de roca, presentan poros relativamente mayores y mejor conectados y representan la mayor parte de la capacidad de flujo de la formación, aunque solo constituyen una fracción del espesor. La mayoría de las unidades de flujo restantes tienen estrechos de poro diminutos y transportan fluidos con lentitud, mientras que la peor unidad contribuye prácticamente nada al flujo.

Qué implica esto para la producción futura de petróleo

Para un lector no especialista, el mensaje clave es que la Formación Nukhul no es un reservorio de petróleo de flujo libre clásico, sino uno compacto y parcheado. Hay petróleo útil presente, pero está encerrado en rocas que no lo ceden con facilidad. El estudio muestra que solo unas pocas zonas estrechas dentro de la formación actúan como vías efectivas, y los pozos exitosos deben diseñarse para apuntar a estos puntos óptimos. Se necesitarán técnicas como la perforación horizontal y la fracturación hidráulica para conectar más de estas limitadas unidades de flujo de alta calidad y hacer la producción económica, mientras que grandes porciones de la roca permanecerán efectivamente aisladas del flujo.

Cita: El-Sawy, M.Z., Nabawy, B.S., Shazly, T.F. et al. Assessing the unconventional reservoirs of the Nukhul formation in the Rudeis-Sidri Field, Gulf of Suez: petrophysical characterization and flow unit discrimination. Sci Rep 16, 14704 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-49085-y

Palabras clave: reservorio no convencional, arenisca compacta, unidades de flujo hidráulicas, Golfo de Suez, potencial de hidrocarburos