Incrementar reservas e IOR-EOR en México

M E X I C O
IOR-EOR:
Una oportunidad histórica para México
ESPECIALIDAD: Ingeniería Petrolera
Edgar René Rangel Germán
Doctor en Ingeniería Petrolera
26 de Febrero de 2015
México, Distrito Federal

IOR-EOR
Especialidad: Ingeniería Petrolera
2
CONTENIDO
Página
1 Resumen ejecutivo. 3
2 Introducción. 5
3 Recuperación Mejorada (EOR), Recuperación
Avanzada (IOR) y otras definiciones relevantes.
9
4 IOR-EOR vs otras alternativas. 18
5 Metodología para la selección de cadidatos. 34
6 Potencial de México. 45
7 Casos con mayor potencial para el IOR-EOR. 50
8 Requerimientos para su implementación. 58
9 Retos. 65
10 Conclusiones. 68
11 Referencias. 69
12 Bibliografía. 71
Agradecimientos. 74
Currículum Vitae. 75

IOR-EOR
3
1. RESUMEN EJECUTIVO
En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30
al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período
de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología,
como la recuperación mejorada de petróleo (EOR) hacen posible acceder
a reservas adicionales muy importantes (NPC, 2007).
A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee (aprox.
265,000 mmbpce1 de volumen remanente), la producción continúa
declinando, al igual que las reservas.
Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en
su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación
de volúmenes nuevos a través de la exploración, (ii) delimitación de
campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la
adquisición y el análisis de nueva información.
El desarrollo de campos ha evolucionado gracias al perfeccionamiento de
técnicas que permiten obtener recuperación adicional de hidrocarburos en
yacimientos conocidos. A este conjunto de técnicas se les conoce como
recuperación avanzada y recuperación mejorada o IOR-EOR, por sus
siglas en inglés (Improved Oil Recovery y Enhanced Oil Recovery).
El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de
Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta
nuestro país para incrementar la producción y las reservas de
hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada
y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las
actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar
recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.
Comparando los nuevos descubrimientos versus la recuperación
adicional, “la mayor parte del suministro mundial de petróleo no proviene
de los nuevos descubrimientos, sino de las reservas y la recuperación
adicional. Cuando un campo es descubierto por primera vez, se sabe muy
poco de él, y las estimaciones de un volumen son limitadas y
generalmente conservadoras. Conforme el campo se desarrolla, se tiene
un mejor conocimiento de sus reservas y su producción. De acuerdo con
un estudio del United States Geological Survey, el 86% de las reservas
1
Información al 1 de enero de 2014.

IOR-EOR
4
de petróleo en Estados Unidos no son el resultado de lo que se estimó
durante la etapa de descubrimiento, sino más bien del proceso de revisión
de información y de recuperación adicional durante la etapa de
desarrollo2.
Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido
proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los
beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se
desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y
técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es:
“abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas
técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación
secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y
proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los
campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran”.
Se presenta un análisis de los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR
vs otras alternativas como la exploración en aguas profundas y los
recursos no convencionales. Se concluye que los órdenes de magnitud
son diferentes y los riesgos geológicos y operativos son diferentes,
favoreciendo, aparentemente, los proyectos de IOR-EOR.
Con base en fundamentos teóricos, se desarrolla una metodología para la
identificación de las mejores oportunidades, priorizadas de acuerdo a su
potencial y los resultados numéricos para los campos de México. Se hace
una descripción particular para algunos casos mexicanos. También se
mencionan los retos para su implementación así como algunas
recomendaciones para su desarrollo a través de los diversos capítulos.
Palabras clave: Reservas, Tasa de Restitución de Reservas (TRR),
Recuperación Avanzada (IOR), Recuperación Mejorada (EOR), Factor de
Recuperación (FR), Aceite Remanente, Aceite Residual, Aceite no Barrido, Aceite
Incremental Recuperado (AIR), Campo Maduro, Campo Café (Brownfield),
Campo Marginal, Recuperación Incremental, Eficiencias de Desplazamiento,
Minería de Datos, Jerarquización Bayesiana, Recuperación mejorada con
químicos, Sudación Inteligente.
2
Yergin, 2011.

IOR-EOR
5
2. INTRODUCCIÓN
La Industria Petrolera en México se ha visto afectada, en años recientes,
por la declinación pronunciada de la producción de petróleo y el
decremento en las reservas de hidrocarburos (Figuras 2.1 y 2.2), pasando
de un máximo histórico de producción promedio de 3.38 millones de
barriles de petróleo por día (mmbpd) en 2004, con un pico promedio de
3.45 mmbpd a inicios de ese año, a 2.23 mmbpd a enero de 2015, lo cual
es equivalente a perder 300 bpd diariamente (Figuras 2.1 y 2.2). Esta
declinación se ha debido principalmente a la declinación de los principales
yacimientos de los campos Akal y Ku (el segundo, proporcionalmente en
menor medida).
La plataforma de producción podría verse todavía más afectada a la baja
a la luz de la franca declinación del campo Ku, y en los próximos años de
los campos Zaap y Maloob.
adquisición y el análisis de nueva información.
Figura 2.1 Histórico de producción de aceite3
.
3
Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2015.

IOR-EOR
6
Figura 2.2 Histórico de reservas probadas de aceite3
.
Similarmente, la Tasa de Restitución de Reservas (TRR) no ha visto sus
mejores años. La TRR es el volumen restituido de reservas en cada una
de las categorías en comparación con la producción total del año anterior,
derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de
campos, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en
el mismo periodo. Como se observa en la Figura 2.3, los valores actuales
de la tasa de restitución integral de reservas son los más bajos en los
años recientes.
Figura 2.3. Histórico de tasa de restitución de reservas
a nivel nacional3
.

IOR-EOR
7
El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de
Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta
nuestro país para incrementar la producción y las reservas de
hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada
y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las
actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar
recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.
Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido
proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los
beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se
desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y
técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es:
“abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas
técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación
secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y
proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los
campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran”.
Actualmente, existe discrepancia y confusión entre la Industria, la
Academia y la comunidad científica internacional sobre las diferencias
entre Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR); así
como entre campos maduros, campos cafés (brown fields) y campos
marginales, que han sido considerados tradicionalmente como candidatos
para la aplicación de estas técnicas, ya sea para recuperación incremental
o remediación. El capítulo 3 es dedicado precisamente a describir las
definiciones con mayor consenso y conceptos teóricos de tal forma que el
documento primeramente sea auto contenido y, por otro lado, facilite el
seguimiento del resto de los capítulos y las propuestas aquí incluidas. Se
presentan los enfoques y escalas tanto para la Recuperación Avanzada
(IOR) como para la Recuperación Mejorada (EOR), estableciendo con
claridad las diferencias entre éstas.
En el capítulo 4 se presenta un análisis comparativo entre los volúmenes
accesibles a través del IOR-EOR con respecto a otras alternativas de gran
potencial como la exploración costa afuera (con énfasis en aguas
profundas) y la explotación de recursos no convencionales como lutitas,
esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y
shale gas, respectivamente. Se incluye un análisis histórico de la
incorporación de reservas gracias a los esfuerzos exploratorios en los
Estados Unidos y en México, así como ejemplos internacionales de la
aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado
reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que
hubiese sido imposible obtener a través de técnicas tradicionales.

IOR-EOR
8
En el capítulo 5 se presenta una metodología de reciente creación
resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (uno) la aplicación
de metodologías clásicas de escrutinio para la selección del método de
EOR más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las
variables típicas para describir un sistema roca-fluido; y (dos) a través
del diseño matemático de un modelo para la aplicación de múltiples
herramientas de minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de
decisión, (c) análisis de clusters y (d) probabilidad condicional utilizando
el teorema de Bayes. Similarmente al primer enfoque, se utilizan las
variables consideradas en los enfoques tradicionales. Esta metodología
permite identificar las mejores técnicas de EOR, y priorizar los
yacimientos y campos con base en los volúmenes potencialmente
recuperables.
En el capítulo 6 se utiliza como caso de estudio el inventario de campos
de México, obteniendo resultados que permiten identificar los mejores
candidatos (yacimientos) para la aplicación de métodos y técnicas de IOR-
EOR, así como priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de
proyectos de recuperación avanzada y mejorada.
En el capítulo 7 se discuten los campos que, en la opinión del autor,
cuentan con el mayor potencial para el IOR-EOR como son Akal, Ku, Zaap
y Maloob, los que componen el proyecto Aceite Terciario del Golfo
(Chicontepec), así como los de aceite extra-pesado como Kayab, Pit,
Ayatsil, Cacaliao, Pánuco y Samaria Neógeno.
En el capítulo 8 se describen los retos identificados que probablemente
cualquier institución enfrentará en la aplicación exitosa de los métodos de
IOR-EOR.
En el capítulo 9 se describen brevemente los requerimientos para su
implementación. Se enlistan las condiciones que propician la práctica de
los métodos de IOR-EOR.
En el capítulo 10 se presentan las conclusiones en dónde se enfatiza la
importancia de la aplicación de métodos de IOR-EOR y los resultados más
sobresalientes del trabajo desarrollados en cada uno de los capítulos.

IOR-EOR
9
3. RECUPERACIÓN MEJORADA(EOR), RECUPERACIÓN
AVANZADA (IOR) Y OTRAS DEFINICIONES RELEVANTES
Actualmente existe discrepancia y confusión en la Industria, la Academia
y la comunidad científica internacional sobre las diferencias entre
Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR), así como
entre Campos Maduros, Campos Cafés (brown fields) y Campos
Marginales, los cuales han sido típicamente considerados candidatos para
la aplicación de estos métodos y técnicas.
La recuperación de petróleo tradicionalmente se desarrolla a través de
diferentes etapas de explotación:
Figura 3.1. Etapas tradicionales de recuperación.
Un perfil típico de producción incluye el incremento de producción como
resultado de la perforación de pozos, un pico de producción y/o un
plateau, y la declinación. La recuperación primaria es el resultado de la
energía propia del yacimiento, a través de los mecanismos de empuje
descritos en la Figura 3.1. La recuperación secundaria se utiliza para
adicionar energía a los yacimientos (para mantener su presión),
típicamente a través del método de inyección de agua y en algunos casos
de inyección de gas. La recuperación terciaria, tradicionalmente utilizado
como sinónimo de la recuperación mejorada (EOR), incluye cualquier
método utilizado después de la recuperación secundaria. Finalmente, y
más recientemente, el término de recuperación cuaternaria se utiliza para
referirse a técnicas más avanzadas, pero especulativas, posteriores a la
recuperación terciaria.
Recuperación Primaria
Expansión del sistema
roca-fluidos
Empujes: por gas en
solución, acuífero y/o
casquete de gas
Segregación
gravitacional
+ Sistemas artificiales
Recuperación Secundaria
Desplazamiento por
agua
Mantenimiento de
Presión
(Inyección de gas
immiscible)
Recuperación Terciaria
Cualquier método
aplicado después de la
Rec. secundaria.
• Miscible
• Térmico
• Químico
• Otros

IOR-EOR
10
3.1 Factor de recuperación y Aceite Remanente.
Todas las etapas de extracción tienen como objetivo recuperar una
fracción del petróleo en sitio. A la razón del volumen recuperado en las
diferentes etapas (Np) entre el volumen original total en sitio (N), ambos
a condiciones estándar, se le conoce como Factor de Recuperación (FR)
(Figura 3.2):
𝐹𝑅 =
𝑁𝑝
𝑁
Figura 3.2. Elementos del factor de recuperación (FR), volumen
original en sitio (N) y volumen recuperado en una cierta etapa (Np).
El volumen de aceite residente en el yacimiento después de cada una de
estas etapas se conoce como aceite remanente como se muestra en la
Figura 3.3. El volumen total de aceite remanente es el resultado de dos
fenómenos: (i) el aceite residual (Figura 3.3.a) en los cuerpos y gargantas
de los poros de la roca, resultante de la suma o competencia de las fuerzas
capilares, gravitacionales y viscosas, y (ii) el aceite no barrido (Figura
3.3.b), resultante de volúmenes que no fueron o fueron parcialmente
desplazados por los fluidos inyectados debido a la heterogeneidad de la
roca en cualquiera de las etapas a partir de la recuperación secundaria.

IOR-EOR
11
Figura 3.3. El aceite remanente en un medio poroso se puede
diferenciar en (a) Aceite residual y (b) Aceite no barrido.
3.2 Definiciones de EOR e IOR
La Recuperación Mejorada o Enhanced Oil Recovery (EOR, por sus siglas
en inglés se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes
externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede
ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y
secundaria). Internacionalmente se ha aceptado que se dividan en cuatro
grandes grupos: métodos térmicos, métodos químicos, métodos de
inyección miscible de gases y otros (como microbiana, eléctricos, otros).
Figura 3.4. Métodos de EOR.4
4
Lake et al., 1992.

IOR-EOR
12
Por otro lado la Recuperación Avanzada o Improved Oil Recovery (IOR,
por sus siglas en inglés fue un concepto definido posteriormente al de
EOR. En algunos países, IOR y EOR se utilizan como sinónimos; en otros,
el EOR es un subconjunto del IOR. El IOR en sentido estricto también
abarca un amplio rango de actividades como implementación de técnicas
mejoradas de caracterización de yacimientos, administración de
yacimientos, y perforación de pozos de relleno.
Figura 3.5. Métodos de IOR5
.
3.3 Aceite incremental recuperado (AIR) por EOR.
Para evaluar el éxito del EOR se debe calcular el volumen incremental
efectivamente recuperado por estos métodos y técnicas. Existen cuatro
casos posibles y para su análisis se utilizan gráficos de gasto de
producción vs recuperación incremental. Lake6 describe la explicación a
detalle; en todos los casos el aceite incremental recuperado (AIR) es
5
Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2012.
6
Lake, 2014

IOR-EOR
13
positivo, el límite económico se describe como “LE”, el volumen producido
acumulado como “Np” y el ritmo de producción como “q”. Para facilidad
de análisis, las figuras que a continuación se presentan consideran la
declinación exponencial previa y posterior al proceso de EOR.
3.3.1 Incremento en la recuperación sin acelerar la producción6.
La Figura 3.6 presenta el caso en que la recuperación mejorada no aceleró
la producción debido a que las tasas de declinación son iguales en ambos
periodos; sin embargo, el EOR incrementó el volumen de aceite móvil, el
cual a su vez, permite un incremento en recuperación adicional de aceite,
lo cual también causó un aumento en la recuperación de aceite. En este
caso, el aceite incremental recuperable (AIR) y el aceite móvil son iguales.
Estos casos idealizados son comportamientos típicos de procesos
térmicos, uso de surfactante/polímero (SP) y de solventes.
Figura 3.6. Incremento en la
recuperación sin acelerar la producción.
3.3.2 Misma recuperación acelerando la producción6.
La Figura 3.7 muestra un caso extremo en donde la producción es
acelerada (las declinación antes y después del EOR son diferentes), pero
el aceite recuperable es idéntico, y con un aceite incremental recuperado
(AIR) positivo. Es de esperarse que procesos de EOR que se comporten
de esta manera produzcan menos aceite que en los que se incrementa el
volumen de aceite móvil, pero pueden seguir siendo rentables,
especialmente si el agente utilizado para obtener estos resultados no es
caro. Estos comportamientos idealizados son típicos de procesos de
inyección de polímeros y polímeros en gel, los cuales no afectan la
saturación residual de aceite, sino que desplazan el aceite no contactado,
permitiendo su producción.

IOR-EOR
14
Figura 3.7. Misma recuperación acelerando
la producción.
3.3.3 Menor recuperación acelerando la producción6.
La Figura 3.8 muestra un caso desfavorable en el cual la aplicación del
EOR reduce el volumen de aceite móvil. En la práctica nadie buscaría
deliberadamente reducir el aceite adicional recuperable, pero el proyecto
podría ser rentable si, como en el caso mostrado en la Figura 3.8, la
producción acelerada compensa la pérdida de aceite móvil de tal forma
que el aceite incremental recuperable es positivo. Un comportamiento
como éste presenta un candidato para futuras aplicaciones de EOR.
Figura 3.8. Menor recuperación
acelerando la producción.
3.3.4 Mayor recuperación reduciendo la producción6.
La Figura 3.9 muestra otro caso común. Aquí el proceso de EOR
incrementa el volumen de aceite móvil, pero también reduce la tasa de
declinación. Comportamientos de este tipo son comunes en procesos de
inyección de solventes.

IOR-EOR
15
Figura 3.9. Mayor recuperación
reduciendo la producción.
3.4 Campos Maduros y Campos Marginales.
En nuestro país más del 80% de la producción de petróleo proviene de
campos maduros; y en el mundo, el 70% de los hidrocarburos líquidos
producidos provienen de campos que han estado en operación durante
más de veinte años, es decir, campos con cierta antigüedad y la mayoría
de ellos, probablemente maduros.
Un campo maduro se define como aquél que ha producido un volumen
considerable respecto a la reserva contenida en él: Np > X R2P; donde,
Np es la producción acumulada, R2P es la reserva 2P original, y X es una
fracción de la unidad. Típicamente se considera que X sea 0.5.
Adicionalmente, una definición consensuada por la Industria considera a
un campo maduro aquél que alcanzó su pico de producción y ha
comenzado su periodo de declinación. Algunos de los síntomas de
envejecimiento de un campo son: la declinación de la presión,
compactación del yacimiento, subsidencia, incremento en el flujo
fraccional de agua, producción de arena, reducción en los gastos de
producción, entre otros.
Según el US Geological Survey, las reservas estimadas de los 186 campos
principales de petróleo (definidos como aquéllos con reservas
recuperables de más de 500 millones de barriles) aumentó un 26% en el
período entre 1981 a 1996, equivalente a más de 160 mil millones de
barriles de reservas adicionales.
La extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes
dificultades como el lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y
decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas

IOR-EOR
16
nuevas. Obviamente el aspecto económico es el que rige la explotación
de estos campos.
Un campo marginal se refiere a aquél que no puede producir el ingreso
neto suficiente como justificar su desarrollo en un momento dado. Si las
condiciones técnicas o económicas cambian, éste podría ser
económicamente rentable. Por lo general se asocia con pequeñas
acumulaciones de hidrocarburos que tienen un plateau de unos cuantos
años. Los campos marginales tienen varios parámetros que afectan su
rentabilidad, y por lo tanto su desarrollo como: problemas ambientales,
estabilidad política, acceso a ellos, lejanía y, por supuesto, el precio y la
de los gases y/o líquidos producidos.
Por otro lado, los Campos Cafés o brownfields son aquéllos en donde se
han realizado actividades de desarrollo sin necesariamente obtener los
factores de recuperación esperados, por razones técnicas, económicas o,
en la mayoría de los casos, ambientales.
En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al
35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de
producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología
(principalmente estimulados por los precios del petróleo) harán posible
acceder a reservas adicionales muy importantes. Así, los campos maduros
y marginales son excelentes candidatos tradicionales para la aplicación de
métodos y tecnologías utilizadas en la Recuperación Avanzada y Mejorada
(IOR-EOR).
El tema más importante es identificar cómo desarrollar estos campos.
Para ello se requieren los siguientes pasos7,8:
a) Identificar cuánto volumen remanente existe y dónde se encuentra.
b) Reconstruir la historia de producción de sus yacimientos.
c) Identificar los métodos y las herramientas que se requerirán.
d) Optimizar la producción: pozos de relleno, sistemas artificiales,
pozos inyectores, buscando eficiencia de barrido.
e) Decidir el tiempo óptimo para la aplicación de estos métodos para
maximizar la recuperación final de hidrocarburos.
7
Sheng, 2011.
8
Babadagli, 2010.

IOR-EOR
17
3.5 Enfoque del IOR y del EOR.
De acuerdo a las definiciones arriba descritas, queda claro que el enfoque
del IOR y del EOR es distinto. Como puede verse en la Figura 3.10, el
enfoque del IOR es sobre el desplazamiento de fluidos a escala macro, a
nivel de yacimiento, es decir todas las acciones que permitan superar los
retos relacionados con el aceite móvil como son: drene gravitacional,
heterogeneidades, espaciamiento óptimo de pozos (pozos intermedios o
de relleno), monitoreo del flujo fraccional de agua o gas, conformance,
sísmica (mejor uso de la información o sísmica 4D, por ejemplo),
surgencia, buscando extender la vida económica del campos; mientras
que el enfoque del EOR ataca los retos relacionados con el aceite inmóvil
como son: las eficiencias de desplazamiento microscópico y la expulsión
de aceite de los poros, así como la inyección de fluidos que incrementen
la eficiencia volumétrica de barrido; destacan la alteración de mojabilidad,
reducción de tensión interfacial y variación de la viscosidad de los fluidos.
Claramente, la eficiencia de barrido total es objeto tanto del EOR como
del IOR; ambas con un objetivo claro: incrementar el factor de
eficiencia de los campos.
Figura 3.10. Enfoque del IOR y del EOR9,10,11
.
9
Izgec, 2012.
10
Zeinijahrom, 2011.
11
Rifaat, 2010.

IOR-EOR
18
4. IOR-EOR vs otras alternativas.
adquisición y el análisis de nueva información. Así, la tasa de restitución
integral de reservas se define como la suma algebraica de las tasas de
restitución por incorporación, por delimitación, por desarrollo y por
revisiones, en donde el denominador de todas estas es la producción
acumulada del año en análisis:
TRIntegral =
Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones
Producción
× 100
En este capítulo se discuten los volúmenes potenciales que puedan
contribuir a la restitución de reservas (y eventualmente a la plataforma
de producción), accesibles a través de alternativas que incluyen grandes
recursos prospectivos, como la exploración en aguas profundas y la
explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o
pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, para
posteriormente compararlos con los volúmenes recuperables a través del
IOR-EOR.
El objetivo es enfatizar en el gran potencial con el que cuenta nuestro país
para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través
de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR)
aplicables durante las actividades (iii) y (iv) mencionadas arriba.
Algunas consideraciones iniciales y muy importantes que debemos tener
en cuenta son7:
 La industria petrolera no puede garantizar nuevos grandes
descubrimientos.
 Los nuevos descubrimientos se encuentran costa afuera, en
aguas profundas o en áreas de difícil acceso para producir los
hidrocarburos.
 Producir recursos nos convencionales es más caro que producir
de los campos existentes mediante métodos de recuperación
mejorada.
 Las tecnologías para el EOR está probada en muchas partes del
mundo.

IOR-EOR
19
4.1 Incorporación de reservas a través de la Exploración
Costa Afuera (énfasis en aguas profundas).
México cuenta con recursos prospectivos muy interesantes en costa
afuera. Se estima que el potencial es del orden de 43 mil millones de
barriles de petróleo crudo equivalente (aproximadamente 15 mmmbpce
en aguas someras y 28 mmmbpce en aguas profundas)3. Esto sin duda
son excelentes noticias, y efectivamente la exploración en el Golfo de
México tanto en aguas someras como profundas ha arrojado algunos
descubrimientos dignos de mencionar. Sin embargo, excluyendo los
campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y KMZ, los volúmenes
de los nuevos descubrimientos tienen un orden de magnitud menor a los
volúmenes ya existentes y disponibles para IOR-EOR.
Para realizar el comparativo se describe un análisis de la actividad
exploratoria en costa afuera en los Estados Unidos. La Figura 4.1 presenta
la distribución de los descubrimientos en la zona de exclusividad
estadounidense en el Golfo de México12. El análisis incluye 1,292
descubrimientos comerciales que lograron incorporar reserva probada.
Excluyendo los campos gigantes y supe-gigantes (anomalías
estadísticas), esta distribución puede darnos una idea del orden de
magnitud de los descubrimientos esperados en nuestro país en las
siguientes décadas.
Figura 4.1. Dispersión de volúmenes de campos costa afuera en la zona
estadounidense del Golfo de México12
.
12
BOEM, 2014.
0
50
100
150
200
<0.062
<0.125
<0.250
<0.50
<1.00
<2
<4
<8
<16
<32
<64
<128
<256
<512
<1024
<2048
<4096
<8192
9 10
23
42
80
126
157 151 153 151 156
111
76
38 8
1 0 0
E.E.U.U.
Reservas Originales (mmbpce)
NúmerodeCampos

IOR-EOR
20
Se puede observar en la Tabla 4.1, que el tamaño promedio de
incorporación de reservas probadas por estos descubrimientos es de 44
mmbpce, con una mediana de 10 mmbpce (esto se debe a que el 13% de
estas reservas se encuentran en los 9 campos de mayor tamaño). La
Figura 4.2 presenta la misma información de forma porcentual.
Concepto
(mmbpce)
Costa afuera
E.E.U.U.
Total 56,155
Mediana 10
Media 44
Tabla 4.1. Parámetros estadísticos de la dispersión de campos
costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México.
Figura 4.2. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de
campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México12
.
Un análisis similar, para las mismas zonas comerciales, a escala de
yacimiento se presenta en la Figura 4.3. En este caso se consideran 2,334
yacimientos con una columna de aceite saturado y una capa de gas
asociada.
0%
10%
20%
30%
<0.062
<0.125
<0.250
<0.50
<1.00
<2
<4
<8
<16
<32
<64
<128
<256
<512
<1024
<2048
<4096
<8192
1 1
2
3
6
10
12 12 12 12 12
9
6
3 1 0 0 0
E.E.U.U.
PorcentajedeCampos

IOR-EOR
21
Figura 4.3. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de yacimientos
costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México12
.
Aunque actualmente no se han incorporado reservas probadas de aceite
en las aguas profundas del lado mexicano del Golfo de México, los
esfuerzos exploratorios tarde o temprano se verán reflejados como
reserva probada. Sin embargo, la información señala que la incorporación
de reservas probadas derivada de los descubrimientos esperados
producto de la actividad exploratoria futura estará en ese orden de
magnitud, es decir, decenas de millones de barriles de pce. Así, no es de
sorprender que los descubrimientos más recientes en las aguas profundas
del lado mexicano, desde el punto de vista de volumen original, son
comparables con la media observada del lado estadounidense; por lo que,
similarmente, la media de las reservas probadas a incorporar promedio,
por campo, en un futuro serán presumiblemente de ese mismo orden
(~50 mmbpce).
Lo anterior implica que para incorporar el equivalente al total de la reserva
1P del país se requerirían cerca de 250 pozos comercialmente exitosos en
aguas profundas. Si consideramos que el promedio de éxito en la
actividad exploratoria es de 20-30%, implica que se tendrían que perforar
más de mil pozos exploratorios y, a ésos, agregar otros tantos miles para
el desarrollo de los campos descubiertos y que sean económicamente
rentables, como ha sucedido en los Estados Unidos.
Los altos precios del petróleo han tenido su efecto en el mercado y por
supuesto en el sector de suministros. La perforación de un pozo en aguas
profundas actualmente representa costos que oscilan entre 500,000
dólares americanos diarios (USD/d) y poco menos de un millón USD/d;
0%
10%
20%
30%
0.000-0.001
0.001-0.002
0.002-0.004
0.004-0.008
0.008-0.016
0.016-0.031
0.031-0.062
0.062-0.125
0.125-0.250
0.25-0.50
0.50-1.00
1-2
2-4
4-8
8-16
16-32
32-64
64-128
>128
0.1 0.2 0.3 0.6 1 2
3
7
9
13
16 17
13
9
4
2 0.9 0.3
0
E.E.U.U.
NúmerodeYacimientos

IOR-EOR
22
así, un pozo que se perfora en 200 días puede costar hasta 200 millones
de dólares.
Adicionalmente, la perforación de pozos exploratorios en aguas profundas
y ultra-profundas tiene implicaciones importantes, como en cualquier
trabajo exploratorio, en donde se debe tomar cuantificar la probabilidad
de éxito geológico y posteriormente la probabilidad de éxito comercial.
Esto significa que una fracción pequeña de los recursos prospectivos
identificados podrá incorporarse como reservas, y eventualmente verse
reflejados en producción.
Para enfatizar en el orden de magnitud de los descubrimientos en aguas
profundas, la tabla 4.3 describe los principales descubrimientos durante
el año 2014 en distintas partes del mundo. De nuevo, como puede
observarse, los volúmenes de estos grandes descubrimientos mundiales
son del orden de magnitud de cientos de millones de barriles. Cabe insistir
en que solo una fracción de estos volúmenes se convertirán en reserva
probaba y eventualmente producción.
Es importante resaltar que no se encuentra dentro de los objetivos de
este trabajo sugerir que los esfuerzos exploratorios en aguas profundas
en nuestro país deban reducirse. Como se menciona al inicio de esta
sección, los volúmenes prospectivos son de grandes dimensiones y deben
ser evaluados. Los campos mexicanos Trión, Supremus, Exploratus y
Maximino son prueba fehaciente de que los descubrimientos tienen gran
potencial, y en un futuro muy cercano veremos algunos volúmenes de
estos campos reportados como reserva 1P; pero tomará varias décadas
para incorporar miles de millones de barriles de pce como reserva probada
y producción en el orden de magnitud de cientos de miles de barriles
diarios, para que su contribución a la plataforma de producción nacional
sea relevante.

IOR-EOR
23
Tabla 4.3. Grandes descubrimientos en agua profundas en el mundo13
.
4.2 Incorporación de reservas a través de la Exploración y
Desarrollo de los recursos no convencionales.
Similarmente México cuenta con recursos prospectivos no convencionales
aparentemente vastos. Se estima que el potencial es del orden de 60 mil
millones de barriles de petróleo crudo equivalente (32 mmmbls en aceite
y 28 mmmbpce de gas). Las estimaciones de la agencia que administra
la información energética (EIA, por sus siglas en inglés) del Departamento
de Energía de los Estados Unidos (DOE) consideran un potencial de
recursos técnicos recuperables del orden de 13 mmmbls y 545 mmmmpc
para aceite y gas, respectivamente. La Figura 4.4 describe los países con
mayores recursos no convencionales de aceite y gas de acuerdo a la EIA.
México se encuentra en el octavo lugar en aceite y sexto lugar en gas en
recursos técnicamente recuperables. Sólo una fracción muy pequeña de
estos volúmenes ha sido certificada como reserva.
13
Wood MacKenzie, 2014.
País Campo
Tirante
de Agua
(m)
Tipo de Fluido
Recursos
Totales
(mmbpce)
Angola Orca 990 Aceite 403
China Lingshui 17-2 1450 Gas 352
Senegal SNE 1100 Aceite 330
E.E.U.U. Anchor (GC 807) 1580 Aceite 300
E.E.U.U. Guadalupe (KC 10) 1209 Aceite 300
Tanzania Piri 2360 Gas 282
Colombia Orca 674 Gas 264
Mauritania Frégate 1627 Aceite, Gas y Cond. 250
Senegal FAN 1427 Aceite 240
Angola Bicuar 1560 Aceite, Gas y Cond. 194
Gabon Leopard 2114 Gas 176
China Lingshui 25-1 975 Gas 176
Tanzania Taachui 609 Gas 176
E.E.U.U. Leon (KC 642) 1867 Aceite 150
Tanzania Giligiliani 2500 Gas 141
México Exploratus 2500 Aceite y gas 125
Indonesia Merakes 1372 Gas 114
Tanzania Kamba 1379 Gas 114
Angola Ochigufu 1337 Aceite 105
Costa de Marfil Saphir 2300 Aceite 100
Brasil Pitu 1733 Aceite 100
E.E.U.U. Rydberg (MC 525) 2273 Aceite 100

IOR-EOR
24
Figura 4.4. (a) Países con los mayores recursos de Shale Oil y (b)
Países con los mayores recursos de Shale Gas.
Independientemente de la estimación que se considere, es claro que
México cuenta recursos vastos, principalmente en la cuenca de Tampico-
Misantla, donde la formación Pimienta y, en algunos casos también, la
formación Agua Nueva tienen un potencial envidiable, acumulando 24.3%
de los recursos prospectivos del país. De nuevo, estas son excelentes
noticias para nuestro país, ya que los recursos no convencionales,
específicamente para el caso del gas, representan la autosuficiencia de
este energético.
Es importante señalar que el shale gas es gas natural (metano más etano
más fracciones menores otros alcanos), con la diferencia de encontrarse
almacenado en la misma roca fuente (típicamente rocas lutitas). Como
referencia se puede decir que las arenas tienen una permeabilidad del
orden de darcies; 1Darcy ≈ 10e-12 m2); las areniscas menos permeables
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Pakistán
Canadá
México
Venzuela
Australia
Libia
Argentina
China
E. E. U. U.
Rusia
Países con los mayores recursos recuperables de
Shale Oil
(mmmb)
0 200 400 600 800 1000 1200
Brasil
Rusia
Sudáfrica
Australia
México
Canadá
EEUU
Alergia
Argentina
China
Países con los mayores recursos recuperables de
Shale Gas
(mmmmpc)

IOR-EOR
25
tienen un rango entre 0.1 y 1 mD; sin embargo, las lutitas en donde reside
el shale gas puede tener permeabilidades mucho menores a 0.001 mD, y
en algunos casos de nanoDarcies. Los pozos en este tipo de formaciones
normalmente tienen buena producción pero sufren una reducción en su
producción entre 30 y 90% en el primer año para después pasar a una
etapa estable de gastos bajos, y los parámetros para caracterizarlas son
muy complejos; en realidad, muy pocos laboratorios en el mundo pueden
medir de forma adecuada la permeabilidad de las lutitas.
Los únicos países que han logrado explotar de forma exitosa los recursos
no convencionales son los Estado Unidos y, en menor medida, Argentina
y Canadá. Este tipo de proyectos son sumamente intensivos en capital,
administración de suministros y recursos humanos; y dos han sido los
factores tecnológicos clave para su explotación exitosa: el fracturamiento
hidráulico y la perforación horizontal. Si bien México cuenta con
experiencia en estos dos rubros, el fracturamiento hidráulico multi-etapas
en pozos horizontales en rocas arcillosas es incipiente, además que como
país estamos aprendiendo a gestionar este tipo de proyectos en donde
sólo pocos países lo han logrado.
Adicionalmente, el desarrollo de recursos no convencionales en México
implicará la perforación de miles de pozos para llegar a niveles de
producción comparables con la de esos países; y eventualmente tener
niveles de tasas de restitución de reservas que contribuyan a la reserva
1P. Cabe mencionar que al día de hoy el país cuenta con menos de 1
millón de barriles de aceite de reserva probada de aceite en recursos no
convencionales, provenientes del campo Anhélido.
La infraestructura superficial necesaria para el desarrollo masivo de estos
recursos será de dimensiones nunca antes vistas en los tiempos tan cortos
que demandan estos proyectos para ser rentables.
Nuevamente, esta discusión no busca sugerir de la menor forma que los
esfuerzos en recursos no convencionales en nuestro país deban reducirse.
En mayor medida que el caso de aguas profundas, los volúmenes
prospectivos son inmensos y deben ser desarrollados. Los resultados de
los últimos dos años demuestran el potencial tangible tanto en aceite
(pozo Anhélido), como en gas (pozos Céfiro y Tangram), y sin duda lo
veremos reflejado en producciones importantes, pero tomará varias
década y el esfuerzo combinado de múltiples compañías para que las
reservas y la producción sean una realidad en la escala requerida (cientos
de miles de barriles diarios).

IOR-EOR
26
4.3 Casos de éxito de IOR-EOR
Se describen cuatro ejemplos internacionales de campos emblemáticos:
Duri en Indonesia, Ekofisk en Noruega, Prudhoe Bay en Alaska y Yates en
EUA de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han
incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado
volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas
tradicionales.
Figura 4.5. Contribución del IOR-EOR al factor de recuperación total de cuatro
campos emblemáticos.
Como se muestra en la Figura 4.5, la incorporación de producción por
técnicas de EOR de los yacimientos en este estudio es mayor al 50% del
factor de recuperación total. Destaca el caso de Prudhoe Bay, en el cual
tuvieron que recurrir a estas técnicas desde el comienzo de la explotación
del campo.
La razón del autor de presentar estos casos emblemáticos en la historia
del EOR, tiene dos objetivos: demostrar que el IOR-EOR es una realidad
probada y que los volúmenes recuperables son de magnitudes mundiales,
y que el IOR-EOR tiene gran versatilidad para la variedad en la densidad
del aceite de los diversos campos del mundo, desde ligero (36 °API) hasta
pesado (20 °API).
La correcta selección del método de EOR para un yacimiento en particular
puede aportar grades beneficios a la producción.

IOR-EOR
27
Tabla 4.3.Incremento en el FR por EOR para los yacimientos Sihapas (Duri),
Tor-Ekofisk (Ekofisk), Ivishak (Prudhoe Bay), y San Andrés (Yates).14
4.3.1 Duri
Este campo se ubica en la Cuenca Central de Sumatra en Indonesia. Tiene
un volumen original aproximado de 6,280 millones de barriles con aceite
de densidad de 20 °API almacenado en roca silisiclástica, el yacimiento
principal es Sihapas.
Figura. 4.6. Recuperación incremental por inyección continua de
vapor en el yacimiento Sihapas del campo Duri14
.
Inició su explotación en el año 1958 y durante dos años se aprovechó la
recuperación primaria compuesta por el empuje débil de un acuífero y la
expansión de un casquete de gas alcanzado un factor de recuperación de
9%. En los años 60s y 70s se probaron distintas técnicas de EOR, de las
cuales sobresalió la inyección de vapor. Posteriormente, en 1985 se inició
la inyección continua de vapor a gran escala y durante 51 años más (hasta
14
Información de la base de datos de C&C DAKS, 2014.
Tiempo FR Tiempo FR Tiempo FR
(° API) (años) (%) (años) (%) (años) (%)
Duri 20 2 9 51 51 53 60
Ekofisk 36 4 18 37 31 41 49
Prudhoe Bay 27.9 0 0 31 52 31 52
Yates 31 50 13 36 23 86 36
Campo
Densidad
Rec. Primaria Rec. EOR TOTAL
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
1955 1965 1975 1985 1995 2005
AverangeOilProductionRate(BOPD)
Year
1955:
1BBO produced
1985
large-scale
steamflooding
introduced
POST-STEAMFLOOD
RECOVERY FACTOR
50-80%
1967
cyclic
steam
injection
initiated 1975
pilot
steamflood
project
PRE-STEAMFLOOD
RECOVERY FACTOR: 8-11%
DURI

IOR-EOR
28
2011) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 51%. Es decir en
53 años de producción, el proceso de EOR aportó el 85% del aceite
recuperado.
La Figura 4.6 presenta el histórico de gasto de producción del campo Duri.
Destacan el piloto de inyección de vapor de 1975, y la masificación de la
inyección de gas en 1985. Se puede observar que en el periodo 1985 a
1995 el ritmo de producción de aceite creció de forma inimaginable,
llegando a producir 300,000 barriles por día de aceite de 20 °API, para
una acumulada de 1,000 millones de barriles.
4.3.2 Ekofisk
Ubicado en costa afuera en el Mar del Norte, tiene un volumen original de
cerca de 7,000 millones de barriles con aceite de densidad de 36 °API
almacenado en un yacimiento de calizas y arcillas fracturadas, el
yacimiento principal es Tor. Inició su explotación en 1971 y durante cuatro
años se tuvo la recuperación primaria por la expansión del gas disuelto
en el aceite alcanzando un factor de recuperación de 18%. En 1975 se
inició la re-inyección del gas producido en la parte superior de la
estructura. Posteriormente, 1987 se inició la inyección continua de agua
y durante 37 años más (hasta 2012) se obtuvo un factor de recuperación
adicional de 31%. Es decir en 41 años de producción, el proceso de EOR
aportó el 63% del aceite recuperado.
0
15
30
45
60
75
90
105
120
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
Water-cut(%)
OilPoductionRate(BOPD)
Year
EKOFISK
OIL RATE
WATER-CUT
1975
Gas
injection
started
1987
Water
injection
started
1997-98
New
surface
facility
Secondary
decline
2007-09
Secondary
plateau
2000-06
Rejuvenation
1988-99
Decline
1979-87
Peak/
plateau
1976-78
Developing
1971-75

IOR-EOR
29
Figura. 4.7. Recuperación incremental por inyección continua de gas y agua
en el del campo Ekofisk14
.
La Figura 4.7 presenta el histórico de gasto de producción del campo
Ekofisk. Destacan el proceso de inyección de gas, en donde el gasto de
producción de aceite incremento de cerca de 40,000 bpd a 270,000 bpd;
y el proceso de inyección de agua iniciado en 1987, en donde el gasto de
producción se logra incrementar de 90,000 bpd a 300,000 bpd.
4.3.3 Prudhoe Bay
Este campo de encuentra al norte de Alaska. Tiene un volumen original
de 25,000 millones de barriles con aceite de densidad de 27.9 °API. El
yacimiento principal es Ivishak. Inició su explotación en 1977 mediante
los mecanismos de recuperación primaria de la expansión del casquete de
gas asociado y el drene gravitacional. Sin embargo, desde un inicio, se
inyectó gas de forma miscible y agua durante 31 años (hasta 2008) y se
obtuvo un factor de recuperación adicional de 52%. Es decir en 31 años
de producción, el proceso de EOR aportó el 100% del aceite recuperado.

IOR-EOR
30
Figura. 4.8. Recuperación incremental por inyección de agua y gas en el
campo Prudhoe Bay14
.
Prudhoe Bay. Este campo es un ejemplo de la aplicación del EOR desde
el inicio de la producción, alcanzando gastos de producción de 1,600,000
bpd. Destaca el gran reto del manejo de agua. Se puede observar que
aproximadamente en 1987, cuando el campo producía 400,000 bpd, ya
tenía un flujo fraccional de agua del 20%, y diez años después el campo
ya producía 1,000,000 bpd con flujo fraccional superior al 50%. Al día de
hoy el campo tiene flujos fraccionales superiores al 80%.
4.3.4 Yates
Ubicado al Oeste de Texas, E.E.U.U. el campo Yates fue descubierto en
1926. Con un volumen original de 5,000 millones de barriles con aceite
de densidad de 31 °API, su producción primaria comenzó en 1926 se
debió a dos mecanismos: expansión de un acuífero en la parte inferior y
de un casquete de gas en la parte superior. A partir de 1976 se utilizaron
diversas técnicas para mejorar la recuperación de aceite como la
perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de
vapor, la inyección de polímeros y surfactantes, con lo que se obtuvo un
factor de recuperación adicional de 23%. Es decir en 86 años de
producción, el proceso de EOR aportó el 65% del aceite recuperado.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
Water-cut(%)
OilProductionRate(BOPD)
Year
PRUDHOE BAY
Water-cut
Oil Rate
1984
Large-scale
water and
miscible
WAG
injection
begins
Late
1990's
Horizontal
sidetrack
miscible
injection
begins
2002
Gas cap
water
injection
begins
1977
Field comes
onstream
and gas
re-injection
begins
1986
Gas
cycling
begins
MATURE
2007-
DECLINE:
1989-2006
PLATEAU
1980-88
DEVELOPING
1977-79

IOR-EOR
31
Figura. 4.9. Recuperación incremental por la perforación de pozos de
relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de
polímeros, surfactantes y CO2 en el campo Yates14
.
Yates. Este campo es quizás el ejemplo más emblemático de la aplicación
del IOR-EOR, ya que a este campo se le ha hecho prácticamente todo,
desde pozos de relleno o intermedios, aplicaciones de tecnología de
terminación (las llamadas “colas de Yates”), utilizando diversos métodos
de recuperación mejorada.
4.4 Comparativo de costos.
Adicionalmente a los comparativos previos, se debe poner énfasis en que
la decisión de qué proyecto se debe ejecutar debe estar regida por una
decisión económica, la cual típicamente está asociada al costo de
producción de un barril. Es un hecho que uno de los factores más
importantes para determinar la mejor alternativa tiene que ver con sus
costos de descubrimiento, de desarrollo y de producción.
La Figura 4.10 señala el rango de costos de producción para diferentes
categorías de proyecto en México. Es evidente que los costos de
producción de los proyectos en aguas someras en México son muy
competitivos (hasta 3.61 dls/bpce) esto gracias a la gran productividad
de nuestros grandes campos como Akal, Ku, Maloob y Zaap; sin embargo,
conforme los campos se van haciendo maduros, los costos de producción
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
1925
1930
1935
1940
1945
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
Water-cut(%)
OilProductionRate(BOPD)
Year
YATES
Oil Rate
Water-cut
1926
Field discovered and
put on production
1926-31
Wells
complete
d without
tubing
1940's
Enhanced
drilling
to meet
demand
1945-51
Two-thirds
of wells
re-cased
1968-72
Five
operators
allowed to
inject water
and gas for
pressure
maintenance
and
temporary
gas storage
1976
Field unitozed with Marathon
as operator and field-wide
gas injection commenced
1979
Started
water
injection
plot
1993: N2 injected into gas cap at 30
MMCFGPD; increased to 90 MMCFGPD in 1195
1998: Started
surfractant injection
project to alter
wettability. Started
water export
(dewatering) to
manage aquifer and
reduce gas injection
1998-2002
Thermally-assisted
gravity segregation
plot
2004:Immiscible
CO2injection
recommenced
2011:
Surfractant
flood plot
1976-88
hundreds of
infield wells
1985-91:
Immiscible CO2
injection into gas cap
on east side of field
1986-96:
105
short-radius
horizontal
wells
1983-89
Pattern
pollymer
flood
west
side
DEVELOPING
1927-28
PEAK
1929
DECLINE
1930-41
MATURE
1942-61
REJUVENATION
1962-78
SECONDARY
DECLINE
1985-2002
SECONDARY
MATURE:
2003-12

IOR-EOR
32
comienzan a incrementar y podemos ver proyectos en aguas someras que
pueden alcanzar los 30 dls/bpce.
Una lectura similiar se puede hacer de los proyectos terrestres
convencionales, en donde el rango de precios oscila entre 5.8 y 24
dls/bpce. Por otro lado, se puede ver que los proyectos de aceite pesado
y Chicontepec tienen costos de producción que pueden alcanzar 22 y 75
dls/bpce.
Figura 4.10. Comparativo de costos de diferentes alternativas para la
incorporación de reservas en México3
.
Para tener el contexto internacional, la Figura 4.11 muestra los costos por
barril de operación y de capital diferentes categorías en el mundo.

IOR-EOR
33
Figura 4.11. Comparativo de costos de OPEX y CAPEX diferentes alternativas
para la incorporación de reservas en el mundo13
.
Se puede observar que los costos por barril de aguas profundas y ultra-
profundas son altos, así como los costos para proyectos de aceite pesado
en aguas someras.
Así, algunos proyectos de EOR serán más competitivos que algunos de
los proyectos actuales. Es importante enfatizar en que los proyectos de
EOR por su naturaleza tienden a ser más costosos que los proyectos de
aceite convencional, sin embargo, éstos deben ser analizados en un
ambiente de cartera de proyectos, de tal forma que los más competitivos
encuentren un sitio adecuado en el orden de mérito establecido por la
empresa operadora.
4.5 IOR-EOR como una opción de bajo riesgo y de
compatibilidad con otros proyectos

IOR-EOR
34
Uno de los principales mensajes que el autor quisiera transmitir en este
trabajo es el relacionado con seleccionar la mejor opción para nuestro
país, dentro de las alternativas arriba mencionadas, considerando un
análisis técnico, económico, ambiental y estratégico.
Sin duda los tipos proyectos de las alternativas discutidas arriba deben
competir en un ambiente de portafolio. Como se mencionó arriba los
análisis deben considerar el barril más económico, pero incluyendo
aspectos adicionales como: posibles retrasos en la primera producción,
beneficio total esperado, tiempo de construcción de infraestructura de
producción, externalidades negativas como contribución al cambio
climático, y sinergias con otros proyectos.
Dentro de las ventajas del EOR, por ejemplo, es que los gases producto
de procesos industriales, como el CO2, es un método de recuperación muy
efectivo tanto en siliciclásticos como carbonatos, presentando una ventaja
adicional como es el caso de poder establecer sinergias con proyectos de
captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas
en inglés), contribuyendo a la captura y almacenamiento de este gas de
efecto de invernadero, obteniendo un doble beneficio: el relacionado con
el cambio climático y el de la recuperación adicional de petróleo por la
inyección de este gas.
Por otro lado, es importante poner énfasis en que las alternativas
discutidas arriba tienen diferente riesgo geológico y comercial. El riesgo
geológico en un proyecto de EOR es muy bajo comparado con los
proyectos exploratorios. Los volúmenes a recuperar, son volúmenes ya
descubiertos.

IOR-EOR
35
5. METODOLOGÍA PARA SELECCIÓN DE CANDIDATOS
En este capítulo se presenta una metodología de reciente creación
resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (i) la aplicación
combinada de metodologías clásicas para la selección del método de EOR
más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las variables
típicas para describir un sistema roca-fluido; y (ii) a través del diseño
matemático de un modelo para la aplicación de múltiples herramientas de
minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de decisión, (c)
análisis de clústeres y (d) probabilidad condicional utilizando el teorema
de Bayes. Similarmente, se utilizan las variables consideradas en los
enfoques tradicionales. Esta metodología permite identificar las mejores
técnicas de EOR, y priorizar los yacimientos y campos con base en su
potencial de volúmenes recuperables.
Es importante mencionar que esta metodología es aplicable para cualquier
cartera de proyectos, no sólo de México, sino cualquier subgrupo de los
campos mexicanos, grupos de mayor escala como los proyectos de todo
el mundo.
5.1 Métodos para escrutinio para la selección del EOR.
Es imprescindible identificar el proceso más adecuado para cada
yacimiento, pues de esto depende la eficiencia de recuperación e aceite
del mismo.
Existen diversos métodos para seleccionar un proceso de EOR: el
convencional, el cual se basa en la comparación de las propiedades
promedio de los yacimientos con casos de éxito para los diferentes
métodos, el geológico, el cual se basa en la heterogeneidad y conectividad
del yacimiento y otras propiedades geológicas que ayudan a reducir el
riesgo para correlacionar yacimientos, y los métodos avanzados.
5.1.1 Método Convencional15
Estos criterios de escrutinio han sido utilizados por muchos años para la
selección del mejor método de EOR para un candidato dado. Carcoana
15
Alvarado, 2010.

IOR-EOR
36
(1992) presentó el primer artículo clásico para la selección del mejor
método de EOR utilizando las características principales del sistema roca-
fluido. En la literatura se encuentran ejemplos muy completos como el de
Taber (1997), Green y Willhite (1998), Turta y Singhal (2001), respecto
a software, se encuentran PRIze, el cual utiliza una estrategia de una tabla
de consulta y Sword el cual mejora dicha consulta con la asignación de
indicadores entre 0 y 1 para jerarquizar los métodos de EOR. Mientras
que PRIZE fue desarrollado en Alberta, Sword fue desarrollado en
Noruega, por lo que las tablas de consulta contienen consideraciones de
expertos en petróleo pesado en el primer caso y aceite ligero en el
segundo.
Para que estos métodos sean útiles, se debe contar con una base de datos
amplia y de contenido diverso, así como conocer los detalles de los casos
de éxito para discernir entre varios métodos que pueden aplicarse. Para
lo anterior se utilizan gráficos cruzados y de tipo radar comparando
propiedades como la densidad, viscosidad, temperatura, porosidad,
permeabilidad y profundidad.
5.1.2 Método Geológico15
Es poco común que durante el escrutinio convencional se comparen
características más específicas del yacimiento como la litología e
indicadores de heterogeneidad. Es importante identificar los aspectos
geológicos críticos durante el proceso de escrutinio, así como para la
detección de yacimientos análogos.
Este método contribuye a que el análogo propuesto satisfaga los criterios
de la SEC o la SPE para la incorporación de reservas a través de un
método de EOR, y por lo tanto la aceptación del proyecto para comenzar
con los experimentos.
Las propiedades geológicas que comúnmente se comparan son: el tipo de
trampa, el ambiente de depósito, la era geológica, la litología, el tipo de
estructura, y diagénesis; así como los coeficientes de Dykstra-Parsons
(DP). Se tienen muchos ejemplos en la literatura de este método aunque
en su mayoría para formaciones silisiclásticas, Caers (2000), Cokinos
(2004), Henson (2001), Kanp (1999) y Marique (2007) y muy pocos para
carbonatos como Allan y Sun (2003).

IOR-EOR
37
5.1.3 Métodos Avanzados15
Estos métodos consisten en estrategias de minería robusta de datos y
técnicas de inteligencia artificial que consideran combinaciones
simultáneas de muchas propiedades.
Ejemplos de literatura de técnicas de inteligencia artificial como redes
neuronales, lógica difusa y sistemas expertos son: Abdulraheem (2009),
Alegre (1993), Ali (1994), Allain (1992), Balch (2000), Hamada (2009),
Hutchin (1996), Mohaghegh (2000), Peden (1991) y Weiss (2000).
La minería de datos simplifica la representación de las experiencias
internacionales en una base de datos clasificada que se representa como
un mapa de clústeres en 2-D denominado “mapas expertos”. Se realiza
un análisis estadístico para identificar la importancia de las variables en
términos de cómo influencian a los clústeres. Se obtiene un número
reducido de variables que representan valores promedio de cada
yacimiento y se utilizan para calificar los métodos de EOR.
Posteriormente, se recurre a otra base de datos con la información de los
métodos con mejor calificación para su aplicación en el candidato.
La tabla 5.1 presenta un resumen de los tipos de métodos que existen en
la literatura. Se incluye la metodología híbrida utilizada para este trabajo.
Método Consideraciones Material Autor Año
Carcoana 1992
Taber 1997
Green y Willhite 1998
Turta y Singhal 2001
PRIze, Canadá 2007
Sword, Noruega 2007
Kanp 1999
Caers 2000
Henson 2001
Cokinos 2004
Marique 2007
Allan y Sun 2003
Peden 1991
Allain 1992
Alegre 1993
Ali 1994
Hutchin 1996
Balch 2000
Mohaghegh 2000
Weiss 2000
Abdulraheem 2009
Hamada 2009
SelectEOR, Canadá 2011
EORgui, Reino Unido 2014
Convencional +
Geológico + Avanzado
Literatura
Rangel-German et
al.
2012
Convencional +
Geológico
Software
Híbridos
Literatura
Software
gráficas cruzadas y de
tipo radar comparando
propiedades como la
densidad, viscosidad,
temperatura, porosidad,
permeabilidad y
profundidad
Convencional
Geológico
tipo de trampa, el
ambiente de depósito,
la era geológica, la
litología, el tipo de
estructura, y
diagénesis; así como
los coeficientes de
Dykstra-Parsons (DP)
Literatura
silisiclásticas
carbonatos
Avanzados
minería robusta de
datos y técnicas de
inteligencia artificial
como redes
neuronales, lógica
difusa y sistemas
expertos
Literatura

IOR-EOR
38
Tabla 5.1 Métodos de escrutinio para selección del método de EOR15
.
5.2 Metodología híbrida16
Esta metodología permite identificar las mejores oportunidades de los
métodos de EOR para clasificar los proyectos de acuerdo a criterios
técnicos, estadísticos y económicos dentro de una cartera de proyectos y
programarlos para su óptima ejecución y de esta manera aumentar las
reservas rápidamente.
Como se observa en la Figura 5.1, el flujo de trabajo se puede dividir en
dos etapas principales: En primer lugar, se aplican varios criterios técnicos
ampliamente utilizados para identificar las mejores oportunidades. La
segunda etapa incluye el análisis de los casos exitosos de la base de datos
del O&GJ (2010) a través de herramientas estadísticas avanzadas para
explicar la información del conjuntos de datos, estableciendo modelos
estadísticos para probar los candidatos desarrollados en la primera etapa.
Figura 5.1 Diagrama de flujo de la metodología híbrida16
.
16
Rangel-Germán, 2012.

IOR-EOR
39
5.2.1 Rangos de aplicabilidad con base en los criterios clásicos de
escrutinio.
Este análisis considera, en la primera etapa, los criterios de selección de
Taber (1996), Carcoana (1992), Chierici (1995) y Dickson (2010). Los
criterios de selección establecidos por estos autores incorporan las
propiedades del aceite tales como gravedad API y la viscosidad, y
características del yacimiento, tales como saturación de aceite, tipo de
formación, permeabilidad promedio, profundidad del yacimiento y
temperatura, entre otros. Para cada una de las variables de selección se
realiza el análisis para conocer el consenso o discrepancia entre los
criterios clásicos. La Figura 5.2 (a, b y c) presenta los resultados para el
caso de los grados API, viscosidad y profundidad.
a)
b)

IOR-EOR
40
Figura 5.2. Consenso y discrepancia entre los criterios clásicos de escrutinio
para las variables a) densidad en grados API, b) viscosidad y c) profundidad16
.
Posteriormente, se realiza para todas las combinaciones relevantes
posibles, para posteriormente graficar los candidatos (yacimientos) a
través de sus características. En la Figura 5.3 se incluyen los principales
yacimientos de México, diferenciando entre formaciones siliciclásticas o
carbonatadas, y entre fluidos de diferente densidad. Este análisis permite
identificar no sólo los candidatos más adecuados para un método de EOR,
sino el “margen de certidumbre” en su aplicación. Un candidato que está
alejado de los límites de las áreas identificadas tiene una mayor
probabilidad de éxito que uno que se encuentra cercano a alguno de los
límites.
Figura 5.3. Límites de aplicación de los métodos EOR basados en los criterios
consolidados de los autores16
.
c)

IOR-EOR
41
En la segunda etapa, los cuatro modelos estadísticos son, Regresión
Logística, Árbol de Decisiones, Identificación de Clústeres y, Estimación
Bayesiana. Sobre la base de estos análisis, se obtiene una probabilidad
de éxito y una cartera clasificada de proyectos EOR.
5.2.2 Regresión Logística
Los modelos de regresión lineales son típicamente aplicados para predecir
y trabajar naturalmente con atributos numéricos. Representan fronteras
lineales con un plano (o hiperplano) que separa los casos en el set de
datos. Sin embargo, estos modelos pueden ser utilizados para clasificar
también. En particular, se utiliza la regresión lineal para una clasificación
donde la frontera de decisión recae donde la probabilidad de predicción
es 0.5, y es la variable dependiente del objetivo, la cual toma valores de
0 y 1 para el fracaso o éxito respectivamente
La Tabla 5.2 muestra los coeficientes de la regresión logística de la base
de datos del O&GJ. El tamaño de los coeficientes (a la izquierda) muestra
el impacto de cada variable en el objetivo (Ejemplo: cambio en la
saturación menos del 15% en cada caso), tomando en cuenta todas las
variables del modelo simultáneamente. Del lado derecho, se muestran las
posibilidades de relación, las cuales presentan el impacto de cada
variable, pero en este caso excluyendo el efecto de las otras variables.
Tabla 5.2. Coeficientes de regresión logística16
.
5.2.3 Árboles de Decisión

IOR-EOR
42
Un árbol de decisión es una forma gráfica de representar un grupo de
variables independientes en términos de un objetivo o dependientes de
una variable. La construcción de un árbol de decisión involucra un
algoritmo que separa la información de acuerdo al concepto de entropía
máxima, es decir, la forma en que se tenga la mayor separación de la
información (la mayor entropía). Este método permite la obtención de
árboles de decisión balanceados. La Figura 5.4 muestra un ejemplo de
árbol de decisión de la base de datos del O&GJ para 48 proyectos.
Figura 5.4. Árbol de decisión de análisis de 48 proyectos de
la base de datos del Oil and Gas Journal.
5.2.4 Identificación de Clústeres
La Identificación de Clústeres o Agrupamiento es una donde los individuos
se dividen en grupos homogéneos. K es la técnica clásica de agrupación,
y consiste en definir un número de clústeres para el modelo, donde los
puntos K son elegidos aleatoriamente como agrupaciones centrales.
Todos los ejemplos son asignados a sus clústeres más cercanos de
acuerdo a la distancia métrica Euclideana, para posteriormente calcular el
centroide de los individuos en cada agrupación. Iterativamente, el
centroide es recalculado hasta que los mismos ejemplos sean asignados
a cada agrupación en rondas consecutivas. La tabla 5.3 muestra un
ejemplo para 2 diferentes casos para aplicaciones de agrupación en
clústeres utilizando la base de datos del OGJ. En este caso los candidatos
son divididos en dos clusters: algunos candidatos para la inyección de CO2
y otros para inyección de vapor.

IOR-EOR
43
Tabla 5.3. Agrupación en dos clústeres16
.
5.2.5 Probabilidad Condicionada (Naive Bayes)
Esta técnica se basa en uno de los teoremas fundamentales de la
estadística moderna, el teorema de Bayes, el cual define que las variables
independientes contribuyen a la dependencia de una igual e
independientemente de las otras. Asumir la independencia es una razón
fuerte por lo que en la literatura se refieren a esta recopilación de
información como Naïve Bayes. Como sabemos, en Ciencas de la Tierra,
no todas las variables son independientes.
El teorema de Bayes se aplica de tal forma que se busca calcular al
probabilidad de éxito dadas las características del sistema roca-fluido
(variables utilizadas en el escrutinio) y la tecnología de EOR a estudiar
(inyección de vapor, inyección de gas, etc).
Para este caso, el éxito se define como los casos que logran una reducción
en la saturación de aceite, y específicamente para los cálculos, se define
de que orden debe ser esa reducción (ej: 5%, 10% o 15%). Así, uno
establece la ecuación como: calcular la probabilidad de éxito (reducción
de saturación de aceite del 15%) dado que el candidato tiene una
porosidad, permeabilidad, saturación inicial, temperatura, grados API,
profundidad, etc, y si se aplicara el método de inyección de gas.
𝑃𝑟[(𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15) 𝐸𝑖⁄ ] =
𝑃𝑟[𝐸𝑖 (𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15)⁄ ] ∗ 𝑃𝑟[𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15]
𝑃𝑟[𝐸𝑖]
Los resultados de la aplicación de esta técnica se presentan con más
detalle en el capítulo 6, donde se utilizan los casos de la base de datos
del OGJ como entrenamiento de la herramienta y los campos de México
como caso de estudio.

IOR-EOR
44
5.3 Comentarios adicionales
Es importante mencionar que las herramientas de minería de datos, son
lo que el autor llama métodos “ciegos”, es decir, que el software no sabe
si está tratando con datos de Biología, Astronomía o Ingeniería Petrolera;
es por eso que la revisión de los resultados de cada uno de los métodos
es importante. Como validación se puede encontrar que las herramientas
arrojen resultados consistentes con el conocimiento general de ingeniería
petrolera, como que la porosidad está positivamente correlacionada con
la permeabilidad; que los casos de aceite pesados siempre son
favorecidos por los métodos de inyección térmica, que los métodos de
inyección de vapor no son muy eficientes en grandes espesores, etc. La
experiencia y el análisis de los ingenieros encargados de los proyectos de
EOR no podrán ser superados por las herramientas de inteligencia
artificial, en el futuro cercano
Debido a la complejidad de algunos yacimientos, es necesario incluir
criterios especializados relativos a la complejidad del yacimiento, el
abastecimiento de fluidos, la madurez de la tecnología, el acceso a
tecnología avanzada específica, las limitaciones ambientales, el impacto
a las comunidades cercanas, consideraciones legales y la política
energética.
Finalmente, se debe realizar un evaluación económica y evaluación de
reservas para clasificarlos por los valores presentes netos del yacimiento,
tomando en cuenta restricciones presupuestarias y metas de restitución
de reservas.

IOR-EOR
45
6. POTENCIAL DE MÉXICO
En este capítulo se utiliza como caso de estudio el inventario de los
principales yacimientos de los campos más relevantes de México,
obteniendo resultados que permiten identificar los mejores candidatos
para la aplicación de métodos y técnicas de IOR-EOR, así como
priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de proyectos de
recuperación avanzada y mejorada.
Es importante conocer la base de la cual se podría diseñar una estrategia
de EOR, es decir, los volúmenes disponibles para estos métodos de
recuperación. En nuestro país se han descubierto acumulaciones de que
suman cerca de 321,000 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente; 266,000 millones de barriles más 289 billones de pies
cúbicos de gas, de los cuales se han producido1 cerca de 42,000 millones
de barriles de aceite y 74 billones de pies cúbicos de gas en toda su
historia. La Figura 6.1 presenta la distribución de del volumen de aceite
tanto producido como remanente. Se puede observar que cerca de
224,300 millones de barriles de aceite descubiertos no han sido
producidos. Evidentemente una fracción importante de estos volúmenes
no pueden ser producidos bajo las condiciones tecnológicas y económicas
actuales. Al paso del tiempo la tecnología nos permitirá acceder más y
más volúmenes, y hacerlos técnicamente recuperables, para convertirlos
en recursos contingentes y, en caso de ser, económicamente rentables,
reserva.
Hasta ahora los planes de desarrollo que sustentan las reservas
certificadas del país tienen un factor de recuperación promedio del 15%
lo que equivale a cerca de 30,000 millones de barriles de aceite como
reserva 3P; sin embargo, sólo el 5% del volumen remanente está
clasificado como reserva 1P. Esto señala que existen recursos vastos para
ser incorporados como reservas y eventualmente contribuir a la
plataforma de producción. Es evidente que aún después de varias décadas
de despliegue tecnológico y optimización de planes de desarrollo, sólo una
fracción de estos 224,300 millones serán producidos.
Lo anterior representa excelentes noticias, ya que los depósitos han sido
descubiertos, es decir, el riesgo geológico ha sido considerablemente
reducido, y la magnitud de estos recursos no es menor. Este trabajo parte
de la premisa conservadora de tratar de acceder inicialmente a sólo 5%
de estos volúmenes remanentes, esto es, incrementar el factor de
eficiencia promedio en 5 puntos porcentuales. Como se explicó en el
capítulo 4, los casos más exitosos en el mundo han logrado factores de

IOR-EOR
46
recuperación incrementales de hasta 50%, para alcanzar más de 60%
total. Establecer una meta inicial para México de 5 a 10% de factor de
recuperación incremental no parece ambicioso, pero sí realista.
Figura 6.1. Distribución del volumen de aceite tanto producido como
remanente1
.
En el año 2014, tan sólo en los Estados Unidos, se tienen cerca de 200
proyectos de EOR, de los cuales aproximadamente 66% son de inyección
de gases y el 32% son térmicos y pocos de otros métodos.
La inyección de agua con químicos aditivos ha sido aplicada desde hace
muchas décadas tanto en los Estados Unidos con en Canadá, básicamente
por ser el método más económico, de menor riesgo operativo y, en
algunos casos, el que representa el mayor incremento en el factor de
recuperación por dólar invertido – el más simple.
Por otro lado, en México todavía sólo contamos con un proyecto de
inversión en EOR en el portafolio de hidrocarburos. Afortunadamente,
existen algunas pruebas piloto que han sido exitosas. Es importante
señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren de acceso
a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos humanos, por
lo que para desarrollar estos métodos es necesario establecer áreas
especializadas dentro de las dependencias y entidades que puedan
identificar los mejores candidatos (campos) para estos métodos, su
diseño, evaluación, validación en pruebas piloto y su masificación.
11.7 Bn bbl
Producción
Acumulada
41.5 mmmb
16%
Volumen no
producido
224.3 mmmb
84%
Potencial para
nuevas
tecnologías
195 mmmb
Aceite
Posibles
Probables
Probadas
5.2 %
3.5 %
4.3 %
7.8 Bn bbl
9.8 Bn bbl
3P
Reservas
13%
IOR/EOR?

IOR-EOR
47
Una de las preguntas claves para la aplicación del IOR-EOR es identificar
los candidatos con los que se debe iniciar los primeros pilotos para ver la
aplicabilidad de los métodos en campo; así como identificar si es más
viable conseguir un 5% de recuperación adicional de los campos Akal y
Ku, o 20% de campos de menor magnitud.
Como ejercicio para la validación de la metodología híbrida descrita en el
capítulo 5, se utilizaron los 129 principales yacimientos de México, y sólo
considerando los métodos EOR más utilizados (térmicos y gases). En el
capítulo 7 se describe con más detalle el tema de Recuperación mejorada
a través de químicos.
6.1 Aplicación de la Metodología Híbrida
Se aplicó la metodología híbrida en 129 de los principales yacimientos de
México, y considerando los métodos EOR más utilizados, se obtuvo un
histograma de frecuencias para cada método. No se consideró CEOR pues
no existe suficiente información estadística.
6.1.1 Métodos aplicables
Dadas las características geológicas, petrofísicas y del tipo de
hidrocarburos que tiene nuestro país, el potencial del EOR se puede dividir
en tres grandes rubros:
i. El EOR en carbonatos (la mayoría de los proyectos de Cantarell,
KMZ, Complejo Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, entre otros) y
ii. El EOR en siliciclásticos (la mayoría de los yacimientos de
Chicontepec, siliciclásticos en Cinco Presidentes y otros). Como
es bien sabido, el 90% del volumen se encuentra en un número
pequeño de yacimientos, lo cual establece una oportunidad para
el escrutinio detallado de los métodos más recomendables para
ellos. Utilizando los métodos más comunes de EOR se puede
identificar que los yacimientos en rocas carbonatadas requerirán
principalmente la inyección de gases y los yacimientos en rocas
de origen clástico tienen un poco de mayor flexibilidad,
permitiendo, para el caso de aceites pesados, el uso de métodos
térmicos, por ejemplo.

IOR-EOR
48
iii. El EOR en campos de aceite pesado y extrapesado y viscoso,
claros candidatos para la recuperación térmica.
6.1.2 Jerarquización Bayesiana
Utilizando la metodología descrita se calcularon dos jerarquizaciones:
La primera es una jerarquización basada en la probabilidad de éxito, éste
definido como la reducción en 15% en el factor de recuperación (como
caso de estudio, el éxito puede definirse como 5, 10 y 40%, por ejemplo).
La segunda jerarquización se calcula con el volumen esperado a ser
recuperado, es decir, el volumen recuperable, multiplicado por la
probabilidad Bayesiana asociada a al menos un cambio de 15% en la
saturación de aceite. Esto permite identificar oportunidades que nos den
acceso a mayores volúmenes de hidrocarburo. Si tenemos la misma
probabilidad de éxito, pareciera lógico ir por aquélla que tenga el mayor
volumen asociado.
Tabla 6.1. Ejercicio con 2 jerarquizaciones, la primera de acuerdo a la
probabilidad de obtener un cambio en la saturación de aceite de al menos
15%, y la segunda respecto al volumen de aceite que se espera recuperar.
La tabla 6.1 describe uno de los “n” ejercicios que se pueden realizar con
la herramienta. La primera columna describe el ranking de los yacimientos
con base en la probabilidad de éxito de lograr una reducción en la
saturación de aceite. Es de destacar el número 1 en ese ranking; un
campo que de acuerdo a la metodología descrita arroja una probabilidad
de 93% de éxito (Soi – Sof >= 15%). Éste es un campo de aceite pesado
Two rankings were calculated: (1) According to the probability of having a change
in saturation of at least 15%. (2) With the expected oil volume to be recovered,
(i.e. the recoverable volume times the Bayesian probability associated to at least
a 15% change in oil saturation).
Ranking Ranking2 Candidate # Prob[Si-Sf]>15
Porosity
(%)
°API
Depth
(mts)
Temperature
(°C)
Viscosity
(cp)
Formation
Permeabilities
(mD)
Technology
RV
(MMBbl)
E[0.15*RV]
(MMBbl )
3 1 30 58% 10 29 1,250 60 1 Siliciclastics 0.19 Steam 6,880 597
5 2 22 53% 10 29 1,250 60 1 Siliciclastics 0.19 CO2 6,880 546
2 3 182 88% 3 12 2,061 34 2 Carbonates 515.68 CO2 3,282 432
1 14 654 93% 25 10 650 48 1,084 Siliciclastics 2,248.93 Steam 647 90
11 15 342 30% 8 38 975 62 4 Siliciclastics 0.15 Steam 1,763 80
14 16 334 26% 8 38 975 62 4 Siliciclastics 0.15 CO2 1,763 70
12 19 526 30% 11 37 1,150 63 2 Siliciclastics 0.17 Steam 899 40
15 20 518 26% 11 37 1,150 63 2 Siliciclastics 0.17 CO2 899 35

IOR-EOR
49
(10 API) y viscoso (> 1,000 cp) con alta probabilidad de éxito para la
aplicación de métodos térmicos; sin embargo, al multiplicar el volumen
disponible por la probabilidad de éxito por el 15% de recuperación para
cada candidato, se crea una nueva jerarquización basada en el volumen
esperado recuperable. Así, el candidato número 1 en el primer ranking
baja hasta el ranking 14; y el candidato número 3 en el ranking inicial, se
convierte en el primer lugar conforme al volumen esperado.
6.2 Volúmenes recuperables a través de IOR-EOR
Como se mencionó arriba, nuestro país cuenta con más de 220,000
millones de barriles de aceite, conocidos y disponibles para su
explotación. Es obvio que sólo una fracción de este volumen será
producido (factor de eficiencia) por razones físicas y termodinámicas,
además de las económicas. De la fracción producible, una parte será
producida por recuperación primaria y secundaria, pero claramente los
factores de eficiencia y la recuperación final será mucho mayor si se
aplican métodos de EOR.
Si el 5% del volumen remanente que se establece como objetivo inicial
pudiera lograrse, tendríamos más de 10,000 millones de barriles de
aceite, esto es un potencial superior a las reservas 1P (9,800 millones de
barriles)1. Si este volumen pudiera ser explotado en 30 años, representa
un potencial de producción nacional de hasta 1 millón de barriles diarios
adicionales a la producción base. Es importante destacar que esto se
presenta como el potencial nacional, y no debe dejarse de lado todas las
implicaciones presupuestarias y capacidades técnicas, financieras y de
ejecución que las empresas operadoras puedan alcanzar en conjunto
derivado de la reforma energética. Es claro que los presupuestos y
capacidad de ejecución de éstas serán finitos. La Figura 6.2 representa
de forma gráfica este argumento. Se distinguen los poco más de 80,000
millones de barriles de crudo de Chicontepec, por los evidentes retos
técnicos que representa.
Figura 6.2. Volúmenes de aceite remanente3
.
Aceite
Remanente en
sitio
144 mmmb
80 mmmb
EOR @
5% ROIP
7 mmmb
4 mmmb
Ritmo de
producción
máximo
@ R/P = 30 años
1 mm bpd

IOR-EOR
50
7. CASOS CON MAYOR POTENCIAL PARA EL IOR-EOR
Para materializar el potencial descrito en el capítulo anterior, verlo
reflejado en las reservas de México y en un incremento considerable de
la producción nacional es necesario, inicialmente, establecer una
Estrategia de Recuperación Mejorada como parte de la Política de
Hidrocarburos con una visión de largo plazo, tomando en cuenta que los
proyectos de inversión del sector hidrocarburos (incluidos los de EOR)
tienen horizontes de 20 años o mayores y requieren un análisis adecuado
de costos.
Debido a que el 80% de la producción nacional proviene de campos
maduros, prácticamente la mayoría de ellos requerirán eventualmente
incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de IOR-EOR,
incluyendo nuestros valiosísimos campos cuyos principales yacimientos
se encuentran en rocas carbonatadas como los de los campos Akal, Ku,
Zaap y Maloob, pasando por los campos retadores pertenecientes a
Chicontepec, los grandes campos de aceite extrapesado y, en el largo
plazo inclusive, los campos que descubramos en aguas profundas. Es por
esto que es de suma importancia establecer una estrategia y hacer las
adecuaciones en las dependencias y entidades, así como en la industria y
academia para prepararnos para este recompensable reto.
En este capítulo se describen los casos que en opinión del autor tienen
mayor potencial por el volumen disponible.
7.1 Carbonatos Fracturados (Cantarell y KMZ)
Históricamente, la producción mexicana se ha basado en los yacimientos
de los campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-
Zaap. Cantarell, por ejemplo, alcanzó una producción máxima de poco
más de 2 millones de barriles diarios en 2004, y KMZ alcanzó su pico de
producción en 2014 con cerca de 870,000 bpd. En la actualidad, Cantarell
produce aproximadamente 271 mil barriles por día (133 mil de ellos de
Akal) y KMZ produce 864,000 bpd 187,000 de Ku, 299,000 de Zaap y
369,000 de Maloob). El mantenimiento de presión a través de la inyección
de gas como método de recuperación secundaria, así como la
incorporación de nuevas tecnologías de perforación y terminación de
pozos (terminaciones “Cantarell”, basadas en las terminaciones del
campo Yates), por ejemplo, permitió el incremento en la producción de

IOR-EOR
51
Akal y Ku con resultados históricos, dejando claro el potencial del IOR-
EOR.
Los yacimientos principales de estos campos son lo que se conoce como
Yacimientos Naturalmente Fracturados, que tienen la peculiaridad de ser
altamente fracturados y vugulares, con fracturas de gran permeabilidad
(del orden de varios Darcies), mientras que el sistema matricial tiene
permeabilidades del orden de miliDarcies). Este gran contraste en la
transmisibilidad (km << kf) permite que la fuerza de gravedad sea
superior a las fuerzas capilares y viscosas, favoreciendo ampliamente el
drene gravitacional a un ritmo mucho mayor en el sistema fracturado que
en el matricial, generando un vaciamiento del sistema fracturado;
mientras, que las fuerzas capilares son de mayor escala en el sistema
matricial. Esto provocó que la mayor contribución en la recuperación
acumulada haya sido proveída por el sistema fracturado. La Figura 7.1
muestra de forma esquemática la distribución promedio aproximada de
volúmenes al momento de su descubrimiento con respecto a la
distribución al día de hoy. En resumen, después de décadas de
explotación de estos campos, la mayor parte del aceite remanente se
distribuye principalmente en aceite residual en la matriz, y una pequeña
fracción en aceite no barrido (ver Capítulo 3), dejando claro que los
esfuerzos del EOR deben estar enfocados al sistema matricial.
Figura 7.1 Distribución del aceite remanente en Akal16
.
Matriz
Fractura
1979
60
%
40
%
Volumen Original
2015
Volumen Remanente
10
%
90
%

IOR-EOR
52
Hablando específicamente de éste, ha habido debates históricos (desde
los años 80s) hasta la fecha sobre la mojabilidad de la matriz. Gracias a
los estudios más recientes se ha logrado un consenso acerca de que la
matriz de Akal y Ku son de mojabilidad mixta, preferentemente mojable
al aceite, eso provoca que las fuerzas capilares logren retener el aceite
en la matriz, a pesar de tener fracturas adyacentes en franco vaciamiento
por drene gravitacional en la zona invadida por gas; o aceite atrapado en
la matriz en la zona invadida por agua. Esto indica que los métodos de
EOR que podrían ser exitosos son aquéllos que tienen que ver con la
reducción en la tensión interfacial y la alteración de la mojabilidad,
actualmente, conocidos como recuperación mejorada por químicos
(CEOR, por sus siglas en inglés).
7.1.1 CEOR
Entre las alternativas se encuentra el uso de surfactantes espumados17.
Las dos condiciones principales que limitan la expulsión del aceite del
sistema matriz, cuando las fuerzas capilares y gravitacionales dominan,
son la preferencia de mojabilidad y la tensión interfacial. Los surfactantes
pueden intervenir para que dichas condiciones sean favorables; sin
embargo, el reto de su inyección en un yacimiento fracturado es lograr
que penetren en la matriz lo suficiente para generar los cambios que
justifiquen su inversión.
Para distribuir un surfactante a lo largo del sistema fracturado ya sea en
el casquete o en el acuífero, éste debe suspenderse (transportarse) en un
sistema que supere los obstáculos que representa la diferencia de
densidades y viscosidades y le permita adherirse al bloque de matriz el
tiempo suficiente para que interaccione con el aceite contenido en ella.
Una espuma es un sistema que cumple con ambas funciones.
7.1.2 Sudación Inteligente18
Una alternativa adicional a los métodos descritos en la sección anterior,
tiene que ver con la optimización de la explotación IOR-EOR, esto es, la
aplicación de métodos de recuperación con químicos durante la
explotación de los YNF durante su etapa de recuperación por drene
gravitacional. Esto es lo que se denomina Sudación inteligente o drene
gravitacional asistido por químicos.
17
Ramírez-Ovalle, 2015.
18
Rangel-Germán, 2013.

IOR-EOR
53
Esta estrategia de explotación requiere el despliegue de tecnologías de
IOR con la aplicación temprana de métodos de CEOR, lo que implica la
explotación óptima de los campos a través del cálculo del flujo matriz-
fractura, permitiendo el incremento en el factor de recuperación.
Durante la sudación inteligente el CEOR provee volúmenes del sistema
matricial (ver aceite incremental recuperable en Capítulo 3) adicionales a
los proveídos por el drene o la imbibición, incrementando el flujo de la
transferencia matriz-fractura, de tal forma que el avance del contacto
gas-aceite se reduce por mayor contribución de la matriz (EOR) y gasto
óptimo de extracción y manejo de gas (o agua) con perforación y
terminación avanzada (IOR). En un escenario ideal los volúmenes
extraídos de la columna de aceite son iguales a los volúmenes proveídos
por el sistema matricial, logrando balance, que a su vez, permite un
plateau de producción que se puede extender por muchas décadas.
Si bien, en el caso de Akal sea tarde para la aplicación de la sudación
inteligente; es probable que para los campos Ku, Zaap, Maloob y demás
campos con YNF pueda ser una opción viable. En otros casos, es probable
que sea adecuado considerar el IOR-EOR desde el inicio de la explotación
de los campos, o al menos, al inicio del drene o de la imbibición co-
corriente.
7.2 Chicontepec
El Proyecto Aceite Terciaro del Golfo (PATG), incluye el depósito de
hidrocarburos más grande del país en lo que se conoce como “tight oil”,
contando con un sinnúmero de yacimientos de aceite con gas disuelto en
depósitos areno-arcillosos de muy baja permeabilidad. Este depósito
cuenta con un volumen de un poco m 80 mil millones de barriles de crudo,
superior a los 25 mil millones del Activo Cantarell (casi 18 mil de ellos de
Akal) y los 35 mil millones del Activo Ku-Maloob-Zaap (casi 14 mil de ellos
son de Ku, Maloob y Zaap), es decir que es Chicontepec es más grande
que la suma de nuestros campos super-gigantes. Chicontepec cuenta con
todo tipo de aceite (ligero, intermedio y pesado), su geología es sui
generis y sumamente compleja, siendo el resultado de depósitos
turbidíticos con eventos geológicos intermitentes que provocaron gran
heterogeneidad (Figura 7.2).

IOR-EOR
54
Figura 7.2 Descripción de las facies que componen el paleocanal de
Chicontepec19
.
La mayoría de sus yacimientos se encuentran a una presión muy cercana
de la presión de burbuja del aceite residente (con una ligera caída de
presión provocada por unas semanas de producción, el gas disuelto se
libera y empieza a fluir hacia los pozos, dejando gran parte del aceite
detrás). Es claro que la aplicación del IOR en etapas tempranas es
indispensable para el mantenimiento de presión.
El lógico pensar que dadas las heterogeneidades de estos campos, no
habrá una solución mágica y única para la explotación de éstos. Es
indispensable primero generar un conocimiento del subsuelo suficiente
para tener caracterizadas las diferentes áreas del paleocanal.
Para un desarrollo óptimo de estos campos, es indispensable conocer la
distribución de facies, el contenido mineralógico, entre otros, de tal forma
que se pueda diseñar un esquema de explotación para cada área,
incluyendo por supuesto, los métodos de EOR. El IOR-EOR incluirá
entonces diferentes tecnologías de perforación, fracturamiento múltiple y
terminación inteligentes, así como sistemas artificiales de producción
19
Santillán, 2011.

IOR-EOR
55
(IOR) y métodos de EOR ad hoc a los sistemas roca-fluido de que se trate,
que pueden ir desde la inyección de gas hidrocarburo, CO2 o métodos
térmicos, químicos o combinados.
De acuerdo a los análisis realizados en este estudio, los campos de
Chicontepec paracen ser buenos candidatos para la inyección de gas
hidrocarburo, C02 y en algunos casos agua alternada con gas (WAG, por
sus siglas en inglés). Establecer un programa de mantenimiento de
presión para los campos es indispensable, ya que como se mencionó
anteriormente, de otra forma se tendrá que lidiar con el problema de
manejo de gas por las altas RGAs de los campos al atravesar las presiones
de burbujeo de cada uno de estos miles de yacimientos. Es importante
tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado
no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la
explotación de los campos.
Queda claro que la explotación de Chicontepec tomará varias décadas y
los esfuerzos conjuntos de varias empresas operadoras probando
diferentes proyectos tecnológicos, lo cual implicará posiblemente una
combinación de varios métodos de EOR. Es de destacar que dados los
volúmenes almacenados en Chicontepec, el IOR-EOR es toral en la
materialización del potencial de este depósito para que eventualmente se
cumpla la promesa de que efectivamente puede contribuir de forma
sustancial a la plataforma de producción de nuestro país.
7.3 Aceites Pesados y Extrapesados Terretres y Marinos
Otra categoría digna de destacar en el potencial de IOR-EOR del país, es
la relacionada con los grandes volúmenes de aceite pesado y extrapesado
y viscoso. Los campos principales son aquéllos en mar. Destacan los
campos Kayab, Pit, Ayatsil, Cacalilao y Pánuco, con valores cercanos o
superiores a los 3,000 millones de barriles de aceite. La Tabla 7.1
presenta la lista de los principales campos de aceite pesados y
extrapesado en el país. Se puede notar que los volúmenes almacenados
en estos campos son inmensos, alcanzando valores superiores a los
30,000 millones de barriles de aceite.
Los aceites pesados y extrapesados tienen una gravedad API baja y
típicamente, aunque no necesariamente, una viscosidad alta. La
viscosidad del aceite es sensible a los cambios de temperatura y, en el
mundo se ha demostrado con gran éxito que la aplicación de métodos
térmicos de recuperación mejorada pueden conseguir recuperaciones
adicionales muy importantes (ver casos de éxito en el capítulo 4).

IOR-EOR
56
Tabla 7.1 Principales campos de aceite pesados y extrapesado en México.
Dentro de los proyectos pilotos exitosos en México se encuentran el
proyecto Samaria Neógeno. Ubicado a 17 kilómetros al Oeste de
Villahermosa, este campo fue descubierto en 1961 con el pozo Samaria
2, el cual produjo aceite extra-pesado con densidad de entre 5 y 11 grados
API. Sus yacimientos son arenas no consolidadas que cubren un área de
25 kilómetros cuadrados, de 120 a 150 metros de espesor con un volumen
original superior a los 600 mmbbl. Cabe destacar que los esfuerzos de
EOR han sido exitosos a través de inyección térmica de vapor.
Inicialmente de forma cíclica (huff and puff) y en planeación para la
masificación en forma continua. El diseño de los pozos para soportar altas
temperaturas, las generadoras de vapor y demás elemento tecnológicos
(IOR) con el adecuado diseño del método térmico de EOR, han
demostrado el potencial inmenso que tiene el IOR-EOR en campos de
aceite pesado y extrapesado. Este proyecto ha arrojado resultados
similares a los campos Duri y Prudhoe Bay, en donde, si bien en diferentes
escalas, al aceite tiene excelente respuesta a la inyección de calor.
Además de los casos de éxitos que se describen en el Capítulo 4, se debe
tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado
Campo ° API
Volumen
Original de
aceite 3P
Kayab 8.6 6966
Pánuco 12 5204
Cacalilao 12 3630
Ayatsil 10.5 3619
Pit 10.8 2870
Ébano Chapacao 12 2211
Pohp 8 1266
Tson 8.2 1084
Chapabil 10 1043
Tekel 10 1008
Utsil 9.5 811
Samaria 10 649
Kastelán 11 614
Kach 13 586
Aksha 9.6 450
Nab 8.5 408
Zazil-Ha 9 261
Alak 14 261
Numan 8.8 258
TOTAL 33199

IOR-EOR
57
no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la
explotación de los campos. En muchos casos de aceites pesados y
viscosos del mundo (Alaska, Canadá, Venezuela, Rusia) los métodos de
recuperación térmica son necesarios desde el inicio de la explotación de
los campos, de otra forma los factores de recuperación esperados son
muy bajos (<6%).

IOR-EOR
58
8. REQUERIMIENTOS PARA SU IMPLEMENTACIÓN
8.1 Paradigma en la explotación de campos.
Debido a razones históricas, a través del tiempo se creó un paradigma
operativo que prescribía que la explotación de un yacimiento iniciaba con
la recuperación primaria (mecanismos naturales de producción como:
expansión del sistema roca-fluidos, gas en solución, empuje del acuífero,
expansión del casquete de gas asociado, o drene gravitacional o mediante
sistemas artificiales de producción), posteriormente, una vez agotada una
fracción importante de la energía propia del yacimiento, se continuaba
con la recuperación secundaria (métodos para aumentar o mantener la
energía natural del yacimiento, al inyectar agua y/o gas bajo condiciones
inmiscibles para mantenimiento de presión); y finalmente con la
recuperación terciaria (cualquier técnica usada después de la
recuperación secundaria).
Dadas las particularidades de algunos de nuestros campos más
importantes (yacimientos carbonatados altamente fracturados y
vugulares; Chicontepec; aceites extrapesados costa fuera) discutidos en
el capítulo anterior, y retomando los casos de éxito documentados en el
mundo (Capítulo 4) debemos cuestionar el paradigma de etapas
cronológicas y sugerir que debe superarse de tal forma que IOR-EOR sea
considerado desde etapas tempranas en la explotación de los campos que
así lo requieran. (Figura 8.1).
Figura 8.1 Cambio del paradigma de etapas secuenciales de recuperación a
una implementación temprana de IOR-EOR5
.

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