Desarrollo de Yacimientos Petroleros en Cuencas Tipo Foreland con Ejemplos de México y el Mundo - Gomez Islas, Carlos Adrian (My University, 2015)
Una cuenca sedimentaria se puede definir como una depresión topográfica en la corteza terrestre correspondiente a una región donde se acumulan sedimentos, en estas, su espesor puede ir desde cientos hasta miles de metros y con extensiones de hasta millones de km2. Se forman como resultado de la subsidencia de la Corteza Terrestre producida principalmente por eventos tectónicos de diversa naturaleza con variaciones en el nivel del mar. En función de sus relaciones tectónicas, las cuencas sedimentarias tienen una gran variación en cuanto a su tamaño, tiempo de vida y potencial de preservación. El criterio de clasificación mejor aceptado para las cuencas sedimentarias es de acuerdo al tipo de escenario o límite de placas más cercano (divergentes, intraplaca, convergentes, transformantes, híbridos o mixtos), la proximidad a los límites de placas, y al tipo y características de las secuencias estratigráficas. Las cuencas Foreland o también llamadas Foredeep, se ubican en el margen externo del cinturón orogénico en dirección a la corteza continental sin deformar, este levantamiento topográfico es generalmente lo suficientemente amplio para causar un flexionamiento del cratón continental, el que ocurre como respuesta a un proceso geodinámico relacionado con el cinturón orogénico y asociado a un sistema de subducción, crea una depresión que se extiende más allá de donde ocurrió el engrosamiento de la corteza sobre el cratón continental. La cuenca creada recibe el material sedimentario producto de la erosión proveniente de las montañas generadas donde ocurrió el cinturón de deformación. Se caracterizan por ser largas y elongadas con un perfil asimétrico, además de tener altos índices de aporte de sedimentos y múltiples variaciones de facies. A nivel mundial existe gran cantidad de cuencas tipo foreland, las más importantes para la industria petrolera se encuentran en China, Rusia, Estados Unidos y México. En México se tienen dos importantes cuencas tipo foreland productoras de hidrocarburos, la Cuenca de Chicontepec y la Cuenca de Veracruz, juntas representan más del 30% de las reservas totales del país. Debido a que el frente de la Sierra Madre Oriental es muy amplio existen otras Cuencas Foreland en la zona pero no se han evaluado con detalle para conocer su potencial petrolero. La Cuenca de Chicontepec se ubica dentro de la Provincia Tampico-Misantla, desde el punto de vista geológico comprende una historia que comienza en el Triásico, sin embargo, la Cuenca de Chicontepec abarca el Paleoceno y Eoceno únicamente. Las trampas más comunes en Chicontepec son formadas por cuerpos lenticulares, en la mayoría son areniscas intercaladas con lutitas de origen turbidítico por lo que la producción es en lóbulos y rellenos de canal. La Cuenca de Veracruz se formó sobre un cinturón de pliegues y fallas inversas del mesozoico, cuyo relleno se alterna entre lutitas, areniscas y conglomerados, con una amplia distribución y gran variación litológica. Las secuencias turbidíticas se formaron a partir de terrígenos que cruzaron la plataforma se transportaron y sedimentaron por un sistema de paleocañones submarinos en el piso de la cuenca formando depósitos de talud y abanicos submarinos. La perforación de pozos en yacimientos en cuencas tipo foreland no se realiza en la mayoría de los casos de forma convencional, ya que una trayectoria vertical no es la más adecuada considerando los espesores de los yacimientos, que son especialmente delgados, en cambio, se realiza mediante la perforación direccional, una técnica clave en la explotación de este tipo de yacimientos pues permite desviar el agujero a lo largo de una trayectoria horizontal donde con el mismo pozo se pueden extraer los hidrocarburos acumulados en diferentes zonas simultáneamente. Al ser más rentable la explotación de hidrocarburos ubicados en diferentes zonas con el mismo pozo, la perforación de pozos de alcance extendido es una práctica muy común y recomendada para este tipo de yacimientos. En este tipo de pozos la relación del desplazamiento horizontal es al menos dos veces mayor que la profundidad vertical, por lo existe una mayor sección en contacto con el yacimiento y por lo tanto un drenado más eficiente de las zonas almacenadoras de hidrocarburos. Otras prácticas utilizadas para conseguir la mayor recuperación del volumen original es perforar pozos; altamente desviados, multilaterales e hidráulicamente fracturados, además de la instalación desde un inicio de sistemas artificiales adecuados para evitar las rápidas caídas de presión; a este tipo de pozos se les conoce como pozos no convencionales. Debido a que las caídas de presión en este tipo de yacimientos son en muchos casos especialmente rápidas, es importante mantener los pozos en condiciones de producción favorables. El mantenimiento preventivo y correctivo debe proporcionarse puntualmente para no elevar los costos de producción. El fracturamiento hidráulico permite mejorar las condiciones de flujo mediante la apertura de canales generados por la inyección de un fluido al vencer la resistencia de la roca, estos canales se mantienen abiertos al introducir un apuntalante que mantiene la fractura abierta. En este tipo de yacimientos el mantener las condiciones de los yacimientos en óptimas condiciones para su explotación depende en gran parte a las tareas de fracturamiento hidráulico realizadas. Desde que la explotación de hidrocarburos en la Cuenca de Chicontepec fue retomada como Proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG), se han aplicado de forma regular estas técnicas de desarrollo de yacimientos. En 2013 se perforaron 23 pozos no convencionales, los cuales fueron de costo y riesgo operacional mayor, pero para yacimientos de poco espesor se demostró que la eficiencia de explotación es considerablemente mayor y debe ser una práctica utilizada siempre para aumentar la recuperación del volumen original de hidrocarburos en la cuenca. La producción en la Cuenca de Chicontepec ha dependido principalmente de las tareas de fracturamiento que se realizan. En 2012, durante pruebas piloto de fracturamiento hidráulico, campos que contaban con producciones del orden de 100 barriles diarios o menos, tuvieron aumentos en su producción de hasta un 549% mayor después de cambiar a una configuración de terminación con multifractura utilizando un fluido viscoelástico libre de polímeros y con esferas biodegradables divergentes como apuntalante. Debido al éxito obtenido con las tareas de fracturamiento hidráulico realizadas en los campos de la Cuenca de Chicontepec, se han realizado proyectos importantes para el desarrollo de nueva tecnología. Un ejemplo de ello es el Proyecto Piloto Hectárea Fracturada, donde mediante la perforación de varios pozos horizontales paralelos desde una Macropera y con varias etapas de fracturamiento transversal por pozo, se obtuvo un aumento de producción importante, como en el caso del Pozo Escobal 197 que aumentó su producción de 1000 bpd hasta 4800 bpd de gasto inicial. En la Cuenca de Veracruz los proyectos actuales de explotación tienen como objetivos el asegurar la continuidad de producción de aceite y gas. Actualmente el desarrollo de yacimientos también se realiza desde Macroperas a fin de optimizar el desarrollo de yacimientos, disminuir costos de perforación y minimizar el impacto al medio ambiente y afectación a las comunidades cercanas. Para aumentar la producción se cuenta con un programa operativo de reparaciones mayores y menores. Dentro de las técnicas utilizadas se encuentran cedazos expandibles, empacadores expandibles combinados con camisas deslizables, tuberías de revestimiento ranuradas, tubing less y empacamientos de arenas para mejorar la productividad. Una de las prácticas que se han llevado a cabo recientemente, tanto en la Cuenca de Chicontepec como en la Cuenca de Veracruz, es la instalación de Sistemas Artificiales de Producción desde un inicio, como el Bombeo Neumático y Bombeo Mecánico, para aumentar los porcentajes de recuperación. Ha resultado importante implementar métodos de recuperación secundaria como la Inyección de Agua o la Inyección Continua de CO2 para reducir las caídas de presión en los yacimientos aunque en varios casos la declinación de la producción persistió.
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