Nov 07, 2023

Exploración y pozos horizontales

en anticlinales en Cuba

Por Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum/Noviembre 2023

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Resumen
Cuba tiene una larga historia de exploración petrolera en tierra desde 1881 con el descubrimiento del campo petrolero de Motembo. A lo largo de los años, su actividad petrolera ha descubierto aproximadamente 30 campos petroleros en tierra y cerca de la costa en la cuenca norte de Cuba y a lo largo de una tendencia estructural hacia el este desde la ciudad de La Habana hasta el pueblo de Pina en el centro de Cuba (Figura 1). Además, el esfuerzo de exploración también dio lugar a un gran número de excelentes publicaciones técnicas. Quizás, el más completo de ellos ha sido la publicación del USGS de 2008, Capítulo 2 de Christopher Schenk titulado “Sistema Petrolero Total Compuesto Jurásico-Cretácico y Evaluación Geológica de los Recursos de Petróleo y Gas de la Cuenca del Norte de Cuba, Cuba”. Muchas otras excelentes publicaciones de geólogos cubanos en la AAPG, en el Journal of Petroleum Geology y en publicaciones técnicas cubanas han sido de gran utilidad para la elaboración de este breve articulo (Echevarría-Rodríguez, et al. 1991; Campos-Jorge, P.G. et al., 1994; López-Quintero et al., 1994; Navarrete-Reyes et. al. (1994); Letouzey, J., et. al., 2003, Lopez-Rivera, J.G., et. al., 2003a & 2003b; Moretti, I., Tenreyro-Perez, et al. 2003a & 2003b).

Con el apoyo de ese gran volumen de información en las publicaciones técnicas, uno de los enfoques de este artículo es explicar cómo la tecnología de perforación horizontal puede utilizarse para el desarrollo de prospectos anticlinales importantes ubicados en la región norte-central de Cuba. Se considera que dichas estructuras con yacimientos de calizas naturalmente fracturadas, de baja porosidad, baja permeabilidad de esta región son candidatos ideales para dicha tecnología.

Poco después de que el gobierno cubano aprobó una ley en 2014 para fomentar la inversión adicional en Cuba, la empresa petrolera nacional, Cupet, firmó un contrato de producción compartida con algunas empresas de Australia para comenzar un programa de exploración. Para ello, seleccionaron un área terrestre en el norte de Cuba denominada Bloque 9 (Figura 2). La superficie consiste en gran parte de terrenos agrícolas planos y con carreteras que conectan el Bloque 9 con La Habana. Los profesionales petroleros de Cupet y sus socios extranjeros tienen una vasta experiencia al haber trabajado a nivel mundial y en Cuba durante muchos años. Su sólido conocimiento de la geología y los sistemas petroleros del país les ha permitido identificar tres niveles geológicos importantes dentro del Bloque 9.

• “Prospecto Profundo” desde 11,000 pies (3350 m) a 12,000 pies (3,660 m)
• “Prospecto Medio Superior” desde 2625 pies (800 m) a 9840 pies (3,000 m)
• “Prospecto Terciario” poco profundo desde 1300 pies (400 m) a 3950 pies (1,200 m).

Aunque Cuba tiene experiencia en la perforación de pozos horizontales poco profundos, el objetivo de este artículo es presentar un panorama general sobre la factibilidad técnica de perforar un pozo horizontal profundo en el Bloque 9, perforando primero un hoyo piloto vertical a una profundidad de 12,500 pies. En el pozo piloto, se tomará una suite de registro necesaria y que se utilizará para determinar la profundidad y la extensión del lateral horizontal. Los objetivos son los yacimientos de Carbonato Placetas, Mesozoico del “Prospecto Profundo” de una estructura anticlinal. Cupet es muy consciente de que estos yacimientos de caliza fracturados naturalmente con baja porosidad y baja permeabilidad son candidatos ideales para la perforación horizontal y están al tanto de los altos costos y los altos riesgos involucrados.

Historia de Exploración en Cuba

Desde el descubrimiento en 1881 del campo petrolero de Motembo, ubicado en tierra en el centro-norte de Cuba, el país ha disfrutado de una historia activa de exploración petrolera. Inicialmente, las operaciones se realizaban con empresas petroleras estadounidenses hasta 1959 y luego por los profesionales petroleros del país. La nueva administración cubana creó institutos científicos para desarrollar los recursos, con la ayuda de organizaciones de la URSS y Europa del Este. La exploración aumentó a finales de la década de 1960 en adelante, lo que llevó a varios descubrimientos de petróleo a lo largo del cinturón de pliegues y cabalgamientos. Estos se extendieron hacia el este desde La Habana a lo largo de la costa norte, incluyendo los grandes campos petrolíferos de Boca de Jaruco y Varadero (Gonzales et. al. 2013). Cupet, formada en 1992, continuó desarrollando los yacimientos de carbonato fracturados del Jurásico Superior y Cretácico con pozos verticales y de alto ángulo perforados desde la costa. Más de 10 yacimientos en costa afuera somera siguen en producción en la actualidad.

En la década de 1990, investigaciones geológicas y geoquímicas detalladas realizadas por profesionales petroleros cubanos (Echeverría-Rodríguez et.al 1991; López-Quintero et. al., 1994) contribuyeron muchos datos básicos sobre el petróleo y el gas y antecedentes que ayudaron significativamente en la elaboración de este artículo. La empresa extranjera más grande en Cuba, Sherritt International de Canadá, tiene más de 25 años explorando y produciendo petróleo y gas en la Isla. Durante este tiempo, conjuntamente con Cupet, han desarrollado una experiencia y una capacidad comprobada para encontrar, desarrollar y producir petróleo en los complejos yacimientos de plegamiento y cinturón de empuje de Cuba. Esta tendencia estructural denominada “cinturón de plegado del norte” fue descubierta en 2004.

Inicialmente, un buen pozo produjo 1,250 bopd de petróleo de gravedad de 22°API. En 2012, las tasas de producción iniciales fueron de hasta 1,600 bopd y la producción acumulada alcanzó los 7.4 millones de barriles de 18 pozos. Los pozos fueron perforados direccionalmente y ubicados a lo largo de la costa norte entre La Habana y Cárdenas, al este. En 2007, Sherritt realizó un estudio sísmico 3D en el Golfo de México frente a Cuba (O&GJ, marzo de 2007). En ese momento, reportó promedios de producción de 30,000 bopd de campos de petróleo pesado a lo largo de la costa norte de Cuba. Después de alcanzar una producción diaria de petróleo hace unos años, de hasta 50,000 bopd, hoy en día, el país produce un promedia 30,000 bopd y 3 millones de metros cúbicos de gas por día (106 millones de pies cúbicos / día (mmcfgd). La empresa petrolera nacional, Cupet, opera actualmente la mayor parte de la industria petrolera.

Cabe mencionar que en 1999 el gobierno cubano abrió su Zona Económica Exclusiva (ZEE) en el Golfo de México para la exploración con empresas petroleras extranjeras (Figura 3). Al año siguiente, el programa de exploración comenzó con CGG de Francia adquiriendo 7.000 km (4.349 millas) de datos sísmicos 2D en esta área costa afuera (López-Rivera, et. al., 2003a; Valladares-Amaro, et. al., 2003a). Dividió la ZEE en 59 bloques y firmó acuerdos con varias empresas para aproximadamente la mitad de los bloques. Repsol S.A., una empresa petrolera española que estuvo activa en Cuba durante muchos años, perforó el primer pozo en 2004. Statoil-Hydro, una empresa noruega, también participó en la exploración con Repsol en los bloques. Este primer pozo, a 145 millas al oeste-suroeste de Key West, Florida, fue el Yamagua #1, perforado en 2004 a una profundidad de 11,185 pies (3.410 m) en 5,445 pies (1.660 m) de agua. Encontró evidencia de generación de hidrocarburos y un excelente complejo de carbonatos (OGJ, 2005).

Otras empresas petroleras nacionales (NOC) involucradas, incluyen Petróleo Brasileiro (Petrobras), Pdvsa de Venezuela y Petronas de Malasia. En 2009, también se firmó un acuerdo entre Cupet y Zarubezhneft, una empresa petrolera rusa para explorar aguas profundas en el Golfo de México frente a la costa norte de Cuba. Resumiendo, en la ZEE, las perforaciones exploratorias se iniciaron en 2004 y las últimas concluyeron en 2012 tras la perforación de tres pozos en las aguas profundas entre Cuba y el Estado de Florida. Ninguno encontró hidrocarburos comerciales, pero algunos tenían muestras de petróleo. El análisis de biomarcadores indicó que se habían originado en carbonatos pelágicos del Jurásico tardío que también prevalecen en el cinturón plegado.

Marco Geologico Regional

Recientemente, se han publicado varios artículos y documentos técnicos excelentes que describen el complicado marco geológico regional del Caribe norte, incluyendo la cuenca del norte de Cuba. La mayoría de los autores se enfocaron en los aspectos tectónicos relacionados con los límites de las placas de América del Norte y el Caribe y sus sistemas de fallas de deslizamiento asociados, el desarrollo de sistemas de plegamiento y los procesos de subducción y transferencia de los cinturones de empuje (Mann y Lawrence, 1991, Echeverría-Rodríguez et.al 1991; Pszczołkowski, 2003, A Garcia Casco, 2006) (Figura 4).

Una condición importante asociada a la tectónica de la región es la abundante deposición de ofiolitas volcánicas. Proporcionan modelos para los procesos en las cadenas montañosas oceánicas del medio Atlántico. Las ofiolitas son un conjunto de lavas máficas y ultramáficas y rocas hipabisales que se encuentran en asociación con rocas sedimentarias como grauvacas y cherts (J. L. Cobiella-Reguera, 2005; García-Casco et. al., 2006). Las ofiolitas mesozoicas de Cuba (Cinturón de Ofiolitas del Norte de Cuba, y las Ofiolitas del Este de Cuba), constituyen la exposición superficial más extensa de la litosfera oceánica en la región Circumcaribe. Las unidades de ofiolitas representan grandes trozos de material de placa oceánica de la litosfera oceánica abducidos en el paleomargen pasivo de la Placa Norteamericana. Esto ocurrió desde el Cretácico Superior al Eoceno Superior durante la colisión entre ésta y la Placa del Caribe. También estuvieron involucrados en la colisión los márgenes pasivos del Jurásico-Cretácico del bloque Maya continental y de la plataforma de las Bahamas.

Modelo Geológico de un Prospecto Anticlinal Exploratorio

Una empresa australiana, socio de Cupet, en 2019 aplicó una metodología única para predecir los aspectos estructurales y estratigráficos de un prospecto anticlinal de interés. Se basó en: 1) estrés y fuerzas impulsoras involucradas con modelos tectónicos y cinemáticos de placas, 2) datos de afloramientos y pozos, 3) bioestratigrafía, 4) gravimetría y 5) datos sónicos de velocidad. Además, combinando conjuntos de datos sísmicos, gravimétricos y magnétometricos, observaron varias estructuras dúplex con fallas anticlinales. Esto les permitió diferenciar acumulaciones similares de petróleo de alto potencial al estilo Varadero de las de baja prospectividad. La evaluación técnica de estas empresas ha identificado un total de 19 prospectos estructurales, uno de los cuales fue un enorme anticlinal que llamaremos en este artículo “Prospecto Anticlinal” (Figura 5).

La estratigrafía (Figura 6) y el modelo geológico (Goddard) propuestos para el Bloque 9 (Figura 7), combina la información de las publicaciones técnicas y de la interpretación sísmica integrada de Cupet/Melbana (2022). Por ejemplo, el intervalo de interés, el “Prospecto Profundo”, consiste de varios yacimientos convencionales de carbonato fracturado, similar a los campos de producción existentes en Cuba y ubicado a profundidades típicamente entre 6500 pies (2,000 m) y 11,500 pies (3,500 m). En los campos adyacentes, estos yacimientos fueron altamente productivos, con caudales iniciales reportados entre 1,250 bopd y 1,600 bopd (Melbana, 2019).

Estimación de Reservas Volumétricas en Pozos Horizontales

El Bloque 9 de Cupet es un área de exploración con importantes parámetros de yacimiento descritos en varias publicaciones técnicas y donde se incluyen reservas recuperables promedio, estimadas en 848 millones de barriles de petróleo. En cuanto al Prospecto Anticlinal de interés, se ha estimado un promedio de 114 millones de barriles de reservas de petróleo recuperables (Melbana 2020). Uno de los objetivos de exploración de interés de este bloque consiste en la litología de calizas del Jurásico/Cretácico con características de yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad. Son bastante similares a otros yacimientos de carbonatos productores de hidrocarburos del Mesozoico ubicados en América Latina y en el norte del Caribe.

Utilizando dichos parámetros del yacimiento, también vale la pena calcular las reservas recuperables que un pozo horizontal puede drenar a partir de su volumen lateral. Para el análisis, se aplicaron los siguientes parámetros: 1) Un área de drenaje de 11.5 acres que representa un intervalo de petróleo horizontal de 5000 pies a través de un intervalo de petróleo de 100 pies de espesor en el yacimiento de la Caliza Placetas. 2) Porosidad promedio del 8 %. 3) Saturación promedio de agua del 40%. 4) Presión original de 3,250 psi (gradiente de 0.5 psi/pie), 5) BHT original (F°) de 250 grados, y 6) factor de recobro del 20 % para petróleo de gravedad media.

Los resultados del análisis volumétrico indican que un área de drenaje de 11.5 acres, a lo largo de un lateral horizontal de 5000 pies, contiene aproximadamente 2.4 millones de barriles de petróleo (mmbls) (Tabla 2).

Perforación de Un Pozo Horizontal

Este articulo presenta la factibilidad técnica de realizar la perforación de un pozo horizontal y se recomienda: 1) Perforar un hoyo piloto vertical a 12,500 pies donde se tomará el conjunto de registros (Triple Combo, Sonico, FMI y herramienta de resonancia magnética-NRM). 2) Luego, y basado en la información de los registros tomados en el hoyo vertical, seleccionar la profundidad donde se comenzará la construcción de la curva requerida, y 3) perforación de un tramo lateral de 5000 pies de largo y con azimut perpendicular a la tendencia de la fallas y fracturas observadas en la sísmica 3D.

Una sugerencia es completar el pozo a “hoyo abierto” en el tramo lateral sin cementar una tubería de revestimiento. Debido a que las calizas son apretadas y de baja porosidad y permeabilidad, es esencial realizar una estimulación con ácido (acid frac). Esto para abrir y extender fallas y fracturas existentes y así aumentar la permeabilidad. Dependiendo del éxito de un primer pozo, existe la posibilidad de perforar pozos horizontales adicionales. De acuerdo a la interpretación y las observaciones en el estudio sísmico 3D y de los criterios de ingeniería de perforación, los pozos futuros pueden estar espaciados a 180 acres (1580 pies) de distancia. Con estos pozos adicionales dentro del área del Prospecto Anticlinal, se pueden esperar tasas iniciales de producción considerables.

Este prospecto anticlinal es una oportunidad de exploración de alta prioridad para Cupet y donde en 2022 se perforó un importante pozo vertical (Zapato #1) hasta una profundidad de 3152 metros (10,340 pies). Fue diseñado para probar un cierre del intervalo “Pospecto Profundo” en las proximidades y en rumbo con los yacimientos menos profundos del campo petrolífero de Motembo. Históricamente este campo produjo un petróleo liviano de alta calidad (50° – 64 ° API) en el Complejo Ofiolitico. La profundidad total del pozo vertical Zapato #1 todavía estaba dentro de la sección de roca ofiolita del cual no salió. Ahora se estima que la parte superior de la cresta del “Carbonato de Placetas” del “Prospecto Anticlinal”, el nuevo objetivo importante, y basado en la interpretación de la sismica 3D, su tope se ubica más profundo, a aproximadamente 3350 metros (11,000 pies).

Antes de perforar el pozo vertical Zapato #1, las investigaciones sísmicas, gravimétricas y magnetometrícas realizadas por el equipo técnico de Cupet presentaron evidencia que indica la alta prospectividad del “Prospecto Anticlinal” algo más profundo. En la sísmica 3D resultó ser una estructura dúplex de gran tamaño de carbonato con casi 1.000 metros (3280 pies) de relieve vertical. Esta importante información, junto con los parámetros de perforación obtenidos en el pozo de exploración vertical, combinando los datos de la sísmica 3D, serán ventajosos a la hora de diseñar futuros pozos horizontales.

Conclusiones

En el Bloque 9 de Cuba, el “Prospecto Anticlinal”, un importante objetivo profundo que consiste en yacimientos de caliza de baja porosidad y baja permeabilidad de la TSU de Carbonato de Placetas del Jurásico/Cretácico, es un excelente candidato para la perforación con un pozo horizontal. De ser exitoso este primer pozo, existen otras estructures similares dentro del Bloque 9 con posibilidades de producir petróleo con tasas similares que oscilan entre 1000 bopd y 3000 bopd por pozo.

La ventaja es que con los precios actuales del petróleo $80/barriles, combinados con altas tasas de producción inicial (IP) de petróleo estimadas, un programa de perforación horizontal logrará un éxito económico significativo a mediano y largo plazo.

Aunque las proyecciones económicas son positivas, la alta tasa de declinación del 60% al 80% que generalmente ocurre dentro de un año en yacimientos de caliza de muy baja porosidad y permeabilidad, puede afectar negativamente las proyecciones económicas a corto plazo.