Nov 10, 2025

Porosidad, Permeabilidad y Swi*

Al cierre recibimos este artículo técnico, que publicamos sin editar, porque es el más valioso aporte que se le ha hecho a la ingeniería de petróleo a nivel universal.

Rafael Sandrea & Martín Essenfeld

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Antes de comenzar nuestras discusiones sobre esta nueva era de exploración, quisiera dedicar un momento a reconocer respetuosamente a Venezuela, nuestro país anfitrión, y compartir algunas reflexiones sobre su potencial para el desarrollo petrolero futuro. 

Venezuela ha sido un proveedor clave de petróleo a nivel mundial desde el reventón del pozo Barroso n.° 2 en 1922, con una producción máxima de 3,2 millones de barriles diarios en el año 2000. Durante el último siglo, Venezuela ha producido más de 75 mil millones de barriles de petróleo y podría poseer actualmente las mayores reservas mundiales de petróleo pesado no convencional. Los pequeños reactores modulares (SMR), que ya operan en Rusia y China y se espera que estén en funcionamiento comercial en un plazo de cinco años, podrían respaldar la recuperación de petróleo pesado al suministrar calor y energía limpios para los proyectos de extracción de petróleo de arenas bituminosas mediante SAGD. ¡Más reservas! Venezuela también cuenta con una extensa costa, en gran parte inexplorada, que podría ofrecer importantes nuevas reservas de petróleo y gas en alta mar.

La exploración es estratégica para la industria petrolera. Sin embargo, desde 2010, la producción mundial ha aumentado y los descubrimientos han disminuido:

Producción (miles de millones de barriles) Descubrimientos (miles de millones de barriles)

2010-14 254 85 >>>>>>>> 31%

2020-24 290 33 >>>>>>>> 11%

Razones: Reducción de las inversiones y aumento de los costos.

*Aumento de los costos*: Durante la década de 1960, el costo de perforar un pozo exploratorio era de aproximadamente 200 000 dólares para los nuevos descubrimientos a profundidades de 3048 metros (10 000 pies). Para 2025, los gastos ya han alcanzado los 150 millones de dólares, dado que la exploración se centra en profundidades de 9144 metros (30 000 pies) en aguas de más de 2438 metros (8000 pies) de profundidad. Si se tiene en cuenta el desarrollo del campo, las inversiones rentables pueden ascender rápidamente a miles de millones de dólares. *Avances tecnológicos*: La industria ha desarrollado la fracturación hidráulica, la perforación horizontal y los pozos desviados, además de materiales para alta presión y alta temperatura (HPHT).

*Complejidad geológica creciente*: Las técnicas de imagen mejoradas, como el procesamiento 3D mediante inversión de forma de onda completa (FWI), han proporcionado soluciones oportunas para abordar estos desafíos.

La FWI (inversión de forma de onda completa) fue desarrollada por académicos a principios de la década de 1980. Durante décadas, su uso comercial 3D a gran escala resultó computacionalmente inviable. Su implementación comercial requirió un crecimiento exponencial de la potencia informática y el desarrollo de algoritmos avanzados. Se aplicó por primera vez en 2010 en el campo Valhall (Total) en el Mar del Norte y en 2016 en el campo Atlantis (BP) en el Golfo de México. Importantes empresas de servicios como CGG/Viridien y TGS ahora ofrecen este servicio, considerado un avance revolucionario en el procesamiento sísmico 3D. El Dr. Henk Kombrink, editor de la revista GeoExPro, publicó una nota en 2021 donde destacaba su impacto en Vp. Esto captó nuestra atención.

Vp, ∅, k y Swi

¿Cómo se integran ∅, k y Swi en la exploración? Las grandes inversiones exigen análisis de alta calidad. El tamaño de un prospecto se define por el petróleo in situ (OIP), que depende de ∅ y Swi. Con solo datos sísmicos disponibles, estos valores críticos se estiman utilizando análogos de pozos en campos cercanos, aunque este método presenta importantes limitaciones, especialmente al representar grandes áreas potenciales: datos de pozos puntuales frente a un prospecto típico de más de 100 km². En la exploración de fronteras, puede que no existan análogos, y los informes de cesión de derechos rara vez abordan estos detalles con los inversores.

Nuestro exclusivo modelo XploroilgasAI genera con precisión estos valores básicos del yacimiento directamente a partir de los datos sísmicos del prospecto, eliminando la necesidad de análogos.

La estimación de los ingresos de un proyecto mediante modelos económicos requiere conocer el tamaño del prospecto, su potencial de producción y su perfil. Este último (producción) depende de la permeabilidad (k), dato que suele faltar en los informes para inversores.

Nuestros algoritmos avanzados, desarrollados a partir de extensos datos de campo y laboratorio de más de 100 yacimientos a nivel mundial, emplean técnicas de IA, como los métodos bayesianos y gaussianos, para mejorar la fiabilidad.

La velocidad sísmica (Vp), en particular la Vp obtenida mediante FWI, constituye el vínculo principal entre los datos sísmicos y las correlaciones de yacimientos. La relación entre Vp y porosidad ha sido la base de nuestro enfoque de modelado. Estas correlaciones pueden ajustarse para simular diversos entornos geológicos, como la conocida tendencia de Wilcox en el Golfo de México. Tradicionalmente, la Vp ha sido esencial para el procesamiento sísmico y, durante muchos años, se utilizó principalmente para convertir las mediciones de tiempo en profundidad. Sin embargo, con la llegada de la FWI, la importancia de este parámetro clave —a menudo descrito como el “ADN” de los estudios sísmicos— se ha ampliado considerablemente.

¿En qué se diferencia XploroilgasAI?

AVO (amplitud vs. offset) es el estándar en el procesamiento sísmico, basado en las diferencias de densidad entre los fluidos del yacimiento. Si bien es eficaz para detectar estratos gasíferos, su efectividad es menor para capas petrolíferas o acuíferas.

XploroilgasAI adopta un enfoque único, centrado en la humedad relativa (Swi). Originalmente, todos los yacimientos contenían agua (Swi ≈ 100%) antes de la llegada del petróleo, mientras que la mayoría de los yacimientos petrolíferos comerciales tienen una Swi ≤ 40%. Las arenas gasíferas son inusuales; en gran medida, son… No se ve afectado por la calidad del yacimiento y no muestra correlación con factores como la porosidad o la permeabilidad, excepto con Vp.

Aunque XploroilgasAI se diseñó inicialmente para identificar los fluidos del yacimiento, sino sus características, se ha convertido en una herramienta eficaz para el reconocimiento de tipos de fluidos. El modelo es fiable, rápido, funciona en un ordenador portátil estándar y es significativamente más económico que AVO. Permite tomar decisiones fundamentadas sobre la ubicación de las perforaciones y proporciona una identificación temprana de prospectos de gas utilizando datos reales del yacimiento, siendo adecuado tanto para yacimientos de silicato como de carbonato, y para su simulador.

Le invitamos cordialmente a visitar www.xploroilgas.ai, donde podrá acceder a nuestro modelo y evaluarlo. El acceso gratuito está disponible por tiempo limitado.

Rafael Sandrea