Jun 29, 2026

Plan de Desarollo Futuro del Campo Ranger

El campo petrolero Ranger, en el condado de Eastland, centro-norte de Texas, fue descubierto en 1917, en la región de la estructura llamado “Bend Arch” y dentro de la Sección 7B definida por la Texas Railroad Commission (TRRC).

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

June 2026

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Introducción

Este campo, que cubre un área de aproximadamente 80 millas cuadradas, consiste de yacimientos mayormente de caliza naturalmente fracturadas que han producido grandes volúmenes de petróleo, condensado y gas a lo largo de aproximadamente un siglo. Dado que se perforaron numerosos pozos verticales desde el descubrimiento del campo, se cuenta con abundantes datos geológicos básicos y sobre las estructuras regionales asociado con la producción de los hidrocarburos y las características de los yacimientos (Figura 1).

Sin embargo, es necesario obtener información detallada sobre la orientación y densidad de los sistemas de fracturas que están asociadas con factores importantes que determinan el entrampamiento, la migración y la producción de hidrocarburos. Por lo tanto, resulta fundamental aplicar tecnología sísmica 3D para resolver estas incógnitas estructurales. 

Entre las décadas de 1970 y 1990, pequeñas empresas con presupuestos reducidos operaron el campo y muchas de ellas lograron éxitos moderados mediante pozos verticales en yacimientos compuestos mayormente por caliza, obteniendo tasas iniciales de producción (IP) promedio de 20 barriles de petróleo por día (bopd) y 120 mil pies cúbicos de gas natural por día (mcfgd). 

Con el paso del tiempo, las tasas diarias promedio de estos pozos verticales descendieron a un rango de entre 1 bopd y 3 bopd para el petróleo, y a unos 40 mcfgd para el gas. Sin embargo, con la tecnología de perforación horizontal aplicada a estos yacimientos de caliza compacta y naturalmente fracturadas, caracterizados por una baja porosidad (del 5 % al 8 %) y una permeabilidad promedio de un milidarcy, es posible alcanzar tasas de producción inicial hasta diez veces superiores. 

Este objetivo es viable hoy día debido a dos factores: 1) Los bajos costos operativos actuales y 2) Los escenarios de precios elevados para el petróleo y el gas. 

En 2019, el autor de este artículo con sus socios, tenían información sobre la producción histórica de esta inmensa área madura tan importante como el campo Ranger. Vieron la posibilidad de desarrollar el área con tecnología de punta y realizaron una investigación que incluyó una evaluación regional de nueve bloques de nueve millas cuadradas cada uno para luego seleccionar un área más pequeña. Los conjuntos de datos geológicos y de yacimiento disponibles se obtuvieron de: 1) La literatura publicada, 2) DrillingInfo, 3) La base de datos de la TRRC de Texas (Texas Railroad Commission) y 4) Los registros eléctricos de pozos de la zona.

La fase de investigación geológica y de caracterización de los yacimientos a escala regional y local se completó. Sin embargo, con la llegada del COVID en 2019, la caída del precio del petróleo y la desaparición de inversionistas petroleros, el interés en el proyecto se vio afectado. Sin embargo, se concluyó que un operador que cuente con suficiente flujo de caja y experiencia operativa en el sector petrolero de Texas, tendrá éxito económico significativo desarrollando al menos una zona seleccionada dentro de este extenso campo petrolífero (Figura 2). Lo que se requiere es aplicar tecnologías modernas como levantamientos sísmicos 3D y la perforación horizontal.

Basado en estas consideraciones y después de la evaluación de las nueve áreas, se seleccionó el Área #8, que abarca aproximadamente 3 por 3 millas (9 millas cuadradas (5760 acres) donde se realizó la investigación detallada. Cabe señalar que, a partir de 1980, se reanudó la actividad de perforación de pozos verticales en dicha área. Se perforaron unos 33 pozos, dirigidos principalmente al yacimiento de caliza Marble Falls. Algunos pozos también produjeron de los yacimientos de arenisca Ranger y del yacimiento Lake Sand. De ellos, 23 fueron productores de petróleo y gas de la Formación Marble Falls. 

Los motivos para seleccionar el Área # 8 para el proyecto de desarrollo futuro fueron los siguientes:

• La proximidad del Área #8 al pueblo de Ranger.
• A diferencia de la mayoría de las otras áreas, esta no presenta una saturación de pozos que dificultaran la perforación horizontal en la zona.
• El área aún contiene importantes reservas remanentes recuperables de petróleo y gas en la caliza Marble Falls, susceptibles de ser explotadas con perforación horizontal.
• El mapa base más reciente de la TRRC muestra la ubicación de los pozos secos, los pozos abandonados (P&A) y varios pozos productores que fueron cerrados temporalmente y que requieren trabajos de workover.
• Se localizaron registros eléctricos en la base de datos de la TRRC, y otros pozos contaban con registros disponibles para su adquisición a través de proveedores externos.
• Esta información se utilizó para elaborar mapas estructurales e isopácos, así como secciones estructurales y estratigráficas que atraviesan el Área #8. Asimismo, se logró una mejor comprensión de la extensión areal de los yacimientos productores dentro de la zona.

La Historia del Descubrimiento de Ranger

En 1917, William K. Gordon, junto con un grupo de inversionistas locales, financiaron la perforación de varios pozos de prueba cerca de la localidad de Ranger. Tras un intento fallido con un pozo poco profundo de unos 1500 pies, Gordon decidió perforar un segundo pozo utilizando una plataforma de perforación por percusión (sistema de cable) en Octubre de 1917. 

Se completó el pozo McClesky No. 1 a una profundidad de 3.431 pies con una producción inicial de 1700 bopd. El resultado de este pozo desencadenó el auge petrolero de Ranger y después de arrendar (lease) la mayor parte del yacimiento, varios pozos surgentes produjeron en conjunto 10,000 bopd.

Operadores independientes y pequeñas empresas comenzaron a perforar cerca del pueblo Ranger y lograron éxitos en varios yacimientos. La zona más destacada fue el yacimiento Brewer, que en 1918 produjo petróleo por un valor superior a los $2 millones, lo que dio lugar a una importante campaña de perforación. Para 1919, ocho horizontes habían producido cerca de cuatro millones de barriles de petróleo y la Texas Pacific Coal Company perforo 22 pozos exitosos. Asimismo, había ocho refinerías activas o en construcción. Todo ello se debió a la buena calidad del crudo y a su precio económico en aquel entonces, alrededor de $4.5 por barril.

Es importante mencionar que el conocimiento limitado que tenían los operadores sobre la geología y la dinámica de flujo de los yacimientos, se cometieron graves errores. El desarrollo del campo durante esta fase inicial de exploración petrolera, a principios de los 1900s, acarreó graves consecuencias negativas. Por ejemplo, muchos operadores, guiados por la errónea doctrina de la “regla de captura”, dejaban escapar el gas natural hasta que el petróleo comenzaba a fluir por el pozo. Asimismo, alteraban la dinámica del yacimiento al perforar pozos adyacentes a lo largo de los límites de propiedad, lo que acabó con el negocio petrolero para muchos de ellos. Como resultado, gran parte del petróleo y el gas quedó en el subsuelo.

A lo largo de un período de 30 años, entre 1950 y 1980, los niveles de producción descendieron gradualmente debido a las altas tasas de declinación que alcanzaban el 60% en cuestión de meses. En 1982, la empresa Sun Oil Company inyectó agua procedente de un lago cercano en numerosos pozos inactivos del campo Ranger, forzando así el ascenso a la superficie de las reservas de petróleo restantes. Aunque aquella época de auge ya ha quedado atrás, hoy en día en el campo Ranger todavía existen unas pocas pequeñas empresas que operan pozos verticales de baja productividad de menos de 10 bopd (stripper wells), en su mayoría productores de la Formación Marble Falls.

Producción Histórica del Yacimiento Marble Falls 

Desde la década de 1950, se han perforado más de 2,400 pozos verticales que han producido a partir de trampas estructurales y estratigráficas en la Formación Marble Falls, tanto en el condado de Eastland, así como en los condados vecinos. La producción histórica registrada en el yacimiento Marble Falls, dentro del campo petrolífero Ranger, indica que sus intervalos productivos son responsables del 90 % de la producción total (Tabla #1).

Durante las décadas de 1980 y 1990, la optimización en técnicas de perforación de pozos verticales aumentó la recuperación final estimada (EUR) promedio. La producción pasó de la cifra histórica de 32,000 BOE a un rango de entre 150,000 y 250,000 BOE en las áreas principales de producción de Marble Falls. 

En su momento, dichos pozos verticales, caracterizados por bajos costos de perforación y terminación, precios elevados del petróleo y gas natural, y una recuperación mejorada, incrementaron notablemente las tasas de retorno. Además, es evidente que el marco tectónico del Bend Arch y los factores litológicos fueron determinantes para el entrampamiento y la calidad del yacimiento, así como influir en las tasas de producción. Esta tendencia estructural se extiende desde las áreas actualmente en desarrollo dentro el condado de Eastland y más al sur. Por estas razones, se considera que el potencial del yacimiento de Marble Falls puede incrementarse significativamente mediante la aplicación de perforación horizontal como sucedió con el Barnett Shale en la Cuenca Fort Worth al lado este. 

Historia de Producción Del Área #8

En cuanto al Área # 8, después de 1980, se perforaron aproximadamente 33 pozos verticales. De ellos, 23 fueron productores de petróleo y gas del yacimiento Marble Falls con completaciones a hueco abierto (open-hole). Dichos pozos se limitaron a pequeñas operaciones de lavado con ácido, logrando tasas modestas de producción inicial (IP) de 20 bopd y 120 mil pies cúbicos de gas por día (mcfgd) (Tabla #2). Del total, tres pozos verticales registraron una producción inicial (IP) superior a 50 bopd, cuatro superaron los 20 bopd y otros cuatro, unos 5 bopd. Sin duda, aquellos con valores elevados de IP se encuentran cerca de sistemas de fracturas que mejoraron la permeabilidad del yacimiento.

Un análisis detallado de la producción histórica de la caliza Marble Falls indica que las tasas de producción inicial (IP) promedio por pozo varían considerablemente de un pozo a otro. Se considera que las tasas IP elevadas en los pozos verticales, que oscilan entre 30 bopd y 84 bopd, son consecuencia de la proximidad de dichos pozos a sistemas de fracturas. No obstante, al promediar las tasas IP de todos los pozos, se obtiene una media de 20 bopd y 120 mil pies cúbicos (mcf) de gas diarios (Tabla # 2). Los volúmenes acumulados de petróleo y gas indican una relación directa con el número de meses de producción de los pozos y presentan grandes variaciones entre ellos. El Área #8 acumuló aproximadamente 82,000 barriles de petróleo y 2.1 mil millones de pies cúbicos (BCF) de gas (Tabla #2).

Los datos históricos de producción indican que la IP de petróleo en los pozos verticales perforados cerca de sistemas de fracturas promediaron 35 bopd y aproximadamente 200 mcfg diarios. Sin embargo, conociendo el comportamiento de declinación (60% el primer año) de los 33 pozos verticales a lo largo del tiempo (1983-1994), la producción promedio bajo, como era de esperar, situándose en niveles promedios de 2.5 bopd y 40 mcfgd de gas natural (Tabla #3). Se estima que los pozos futuros, perforados horizontalmente en yacimientos de caliza Marble Falls, podrían alcanzar una IP significativamente mayor al conectar las fracturas naturales con el pozo. Sin embargo, debe mencionarse que las tasas de declinación de pozos horizontales serán similares (60% el primer año) al de los pozos verticales.

En resumen, los volúmenes totales de hidrocarburos acumulados de estos pozos verticales se consideran bastante bajos para un área tan extensa como el Área #8, que abarca 5760 acres. Es evidente que apenas drenaron el petróleo original en sitio (OOIP) disponible de aproximadamente 105 millones de barriles (MMbbl) y  43 mil millones de pies cúbicos (BCF) de gas. Un mapa de burbujas muestra la distribución y acumulación de la producción de petróleo (Figura 4).

Geología y Características del Yacimiento Marble Falls

En el condado de Eastland, Texas, miles de pozos históricos han atravesado la Formación Marble Falls, perteneciente al Pensilvánico Inferior. Sin embargo, hasta hace poco, los registros modernos de pozo abierto y los registros de lodo (mudlogs) eran escasos, y prácticamente no existían datos de núcleos. Los nuevos datos, núcleos y registros de imagen obtenidos en las décadas de 1980 y 1990 en el campo Ranger y en el Área #8 han sido fundamentales para entender las características importantes de los sistemas de fracturas naturales. 

Por ejemplo, el registro tipo (API 35177) indica que la formación Marble Falls tiene un espesor promedio de 50 pies y produce a una profundidad de 3170 pies (Figura #5). Además, dichos registros se utilizaron para elaborar un mapa estructural preliminar que muestra una estructura anticlinal fallada (Figura #5 y Figura #7).

Desde el punto de vista litológico, la Formación Marble Falls comprende litofacies de limolita silícea, (mudstone), arcillolita silícea, limolita fosilífera y caliza micrítica. Las matrices son generalmente microcristalinas y están fuertemente cementadas, lo que resulta en una porosidad de matriz muy baja (5% a 8 %) y una permeabilidad reducida (<1 md). Los registros de imagen y los análisis de núcleos revelan que el yacimiento consiste en una red interconectada de fracturas naturales condicionadas por la litología, con dimensiones verticales que oscilan entre la escala milimétrica. Las tendencias de producción de Marble Falls son atípicas en comparación con la mayoría de los yacimientos dominados por fracturas. No obstante, presentan gran similitud con los yacimientos de recursos no convencionales (resource plays), caracterizados por tasas iniciales elevadas seguidas de altas tasas de declinación hiperbólica del 60 % en un plazo de pocos meses. El yacimiento produce petróleo con una gravedad API de 42 grados y gas con una gravedad específica de 0.76.

La abundancia de fracturas naturales y su orientación son los dos factores geológicos principales que determinaran la eficacia de la perforación horizontal y, en última instancia, la producción. Se estima que la abundancia de fracturas en el yacimiento de Marble Falls parece estar controlada por una combinación singular de litología y estructuras tectónicas, las cuales predominan cerca de la cresta del arco de Bend (Figura 1). No obstante, en el futuro, resulta imprescindible realizar levantamientos sísmicos 3D, principalmente para obtener los atributos sísmicos necesarios para predecir la densidad y orientación de las fracturas, información clave para planificar futuras operaciones de perforación horizontal. Además, en el Área #8, estos datos sísmicos 3D confirmarán que Marble Falls es una formación de caliza naturalmente fracturada y cuya explotación económica solo es viable mediante tecnología de perforación horizontal.

Cálculos Volumétricos del Yacimiento Marble Falls

Los datos históricos de producción y los parámetros del yacimiento necesarios para realizar el análisis volumétrico se obtuvieron de la base de datos de DrillingInfo, de registros eléctricos y de literatura publicada. Los parámetros del yacimiento Marble Falls utilizados en los cálculos volumétricos de las reservas recuperables remanentes en el Área #8 fueron los siguientes: 1) área productiva de 5760 acres y espesor neto productivo (net pay) de 50 pies; 2) porosidad promedio del 8 % (datos de núcleos); 3) saturación de agua promedio del 40 %; 4) presión original de 1463 psig (gradiente de 0,45 psi/pie); 5) temperatura de fondo de pozo (BHT) original de 125 °F; y 6) factor de recobro del 12 % para el petróleo y del 60 % para el gas natural. Los análisis volumétricos indican que el Área #8, que abarca 5760 acres del yacimiento Marble Falls, contiene aproximadamente 12.5 millones de barriles de petróleo (MMbbl) y 22 mil millones de pies cúbicos (BCF) de gas recuperables mediante varios pozos horizontales (Figura # 6).  

La Producción Estimada de Un Pozo Horizontal

Los parámetros utilizados para calcular las reservas recuperables que pueden producirse a partir de un pozo horizontal son los siguientes:

• Área de drenaje de 5.74 acres correspondiente a un tramo horizontal de 5000 pies en un yacimiento Marble Falls de 50 pies de espesor.
• Porosidad promedio del 8 % (basada en datos de núcleos de roca).
• Saturación de agua promedio del 40 %.
• Presión original de 1463 psig (gradiente de 0.45 psi/pie).
•  Temperatura de fondo de pozo (BHT) original de 125 °F.
• Factor de recobro del 12 % para el petróleo y del 60 % para el gas.

Los resultados del análisis volumétrico indican que un área de drenaje de 5.74 acres a lo largo de un tramo lateral horizontal de 5000 pies contiene aproximadamente 1.26 millones de barriles de petróleo (MMbbl) y 2,830 millones de pies cúbicos (MMCF) de gas o 2.83 BCF.

Estimación de Costos: Sismica 3D & Un Pozo Horizontal

Inicialmente, se seleccionó un área de 2.25 millas cuadradas (1440 acres) para perforar el primer pozo horizontal. A partir de los resultados de un levantamiento sísmico 3D, el cual incluye la adquisición, el procesamiento y la interpretación de datos con un costo de $400,000 y basándose en criterios de ingeniería de perforación, se determinará la ubicación del primer pozo horizontal. Primero, se perfora un hoyo piloto vertical hasta una profundidad de 4000 pies para obtener registros (Triple Combo, Sónico, Resonancia Magnética-NRM). Luego se determina la profundidad del lateral horizontal y se perfora la sección de 5000 pies y completar el pozo a hueco abierto (openhole). Se estima que dicho pozo tendrá un costo de $4 millones. De tener éxito, se podrían perforar tres pozos adicionales, con un espaciado de 360 ​​acres, dentro de esta Área #8 de 2.25 millas cuadradas (Figura 7).

Se estima que los costos operativos (OPEX) de un pozo, incluida la electricidad será de $5,000 dólares mensuales por pozo. La infraestructura de superficie (CAPEX) necesaria para gestionar la producción diaria de fluidos (petróleo, agua y gas), que debería constar de tanques de petróleo, un separador, un tanque de agua, una bomba de agua con capacidad de 7,000 barriles diarios, una unidad de bombeo (balancín) y líneas de flujo de petróleo y agua, puede sumar un total de $135,000 dólares. Ya existe un pozo (SWD) en las proximidades para la inyección del agua de formación (salmuera) producida, por lo que no será necesario perforar uno nuevo. El CAPEX y OPEX totales para un pozo horizontal (terminación a hueco abierto), incluida la infraestructura de superficie, se estiman en $4.5 millones de dólares.

Conclusiones

Para que este proyecto tenga éxito, se recomienda implementar el siguiente plan de negocio inicial en una superficie de 2,25 millas cuadradas (1440 acres) seleccionada dentro del Área #8, con la perforación del primer pozo horizontal. Se requerirá una inversión total (CAPEX y OPEX) de aproximadamente $4.5 millones para obtener los datos sísmicos 3D y perforar el pozo horizontal inicial de 5000 pies de longitud.

El inconveniente de este proyecto de desarrollo con pozos horizontales es la elevada tasa de declinación (60%) que suele producirse dentro un plazo de ocho meses a un año en yacimientos de caliza de baja permeabilidad y fracturados naturalmente. Aunque las proyecciones económicas resultan atractivas con la perforación horizontal, dichas tasas de declinación afectarán ligeramente a las previsiones económicas a corto plazo.

Considerando los precios actuales del petróleo ($70 por barril) y del gas natural ($3.5 por mcf), y combinando unos bajos costos de perforación con unas elevadas tasas estimadas de producción inicial (IP) de una media de 200 bopd y 2 mil pies cúbicos de gas por día (mcfgd), un programa de perforación de pozos horizontales puede alcanzar un éxito económico significativo.