¿Que probabilidad de éxito tiene un proyecto con o sin nuevos datos o datos actualizados que se pueden obtener, pero que requieren de alguna mínima inversión adicional? Muchas veces la única diferencia entre una buena y una mala decisión o entre las ganancias y las perdidas reside en identificar factores que influyen en la solución que hay de seguir, escogiendo el camino óptimo para lograr los resultados deseados. En todas las compañías, quienes toman decisiones deberían captar los beneficios de un proceso de análisis de decisiones coherente basado en un conocimiento exhaustivo del problema, lo cual permite además una excelsa planificación y que el personal técnico aumente la eficiencia y el valor de su trabajo. Este artículo tratará de demostrar el valor y el alcance que tiene la información para reducir la incertidumbre y aminorar el riesgo de cualquier proyecto en la industria del petróleo y del gas.

Actualmente la industria de Exploración y Producción (E&P) enfrenta el reto de combinar adecuadamente la integración total de sus procesos operativos con sus diversas fuentes de información, sin embargo la capacidad de generar información adecuada por parte de la empresa es mayor que la capacidad humana de procesarla. Las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos deben tener la habilidad para transformar una serie de datos específicos a cada una de las geociencias en información precisa, confiable y de rápido acceso que soporte las necesidades de los usuarios operativos, mandos medios y de la alta dirección, mejorando así, su capacidad para tomar decisiones. Hoy en día, pocas industrias son tan dependientes de los datos técnicos que les proveen sus especialistas como lo es la industria del petróleo y del gas. Por eso, la información técnica operativa reside en el corazón del negocio de exploración y producción dentro de la industria petrolera mientras que esa información tenga las siguientes tres características indispensables para su uso: confiable, completa y oportuna. Por lo tanto, se podrá finalmente convertir en una ventaja competitiva para cualquier empresa y contribuir así al logro de sus objetivos y misión como empresa de E&P.

El hecho de que las compañías de registros eléctricos o perfilajes son solamente compañías de servicios puede ser objetado y recusado a conciencia. Sus objetivos primordiales deben ser siempre de proveer datos precisos e información correcta que resultarán, una vez procesados y/o debidamente interpretados, en soluciones específicas para un problema en particular que enfrenta la compañía operadora. Un registro o perfilaje es un sub-producto de información que incluye algunas características fundamentales de del reservorio, pero que tendrá cierto valor para la organización únicamente si responde a las necesidades y expectativas del cliente o usuario. Por ejemplo, que tan crítico es medir de manera precisa la porosidad de mi formación productora ? En un reservorio homogéneo de 10 metros de espesor con una saturación de agua de 30%, una porosidad de 20 p.u. (porosity units), y un radio de drenaje de 200 metros, un error en la medición de la porosidad de 1 p.u. corresponde a un error de más de 55 mil barriles de petróleo en reservas, o sea al precio de hoy, un prejuicio de casi 3 millones de dólares US por cada pozo perforado!

Figura 1: Recalibración de pronósticos de una prospección de E&P.

Los operadores de Mar del Norte han sido siempre demasiado optimistas al pronosticar el tamaño de una prospección de E&P. El diagonal superior (amarillo) representa los pronósticos subestimados por un factor de 10, mientras que el diagonal inferior (rojo) representa los pronósticos sobrestimados por ese mismo factor de 10. La suma de todos los descubrimientos reales equivale a solamente el 38% del tamaño pronosticado inicialmente. Sobre esas estimaciones, cuál fue la influencia de la carencia de información, o simplemente la escasez de la misma por restringir la adquisición de datos imprescindibles en la etapa de exploración? Eso no lo dice el informe!

Cada vez más, la industria de E&P reconoce la necesidad de expresar tales estimaciones y/o evaluaciones en rangos probabilísticos precisos, en lugar de ser sólo valores incautos promediados tomados sin los recursos necesarios de una información exacta, y por eso mismo existe una fuerte influencia de los prejuicios y predisposiciones en las estimaciones de los proyectos de exploración y producción:

No es en esencia un problema de tecnología, porque existen en el mercado servicios y/o productos altamente tecnológicos y muy avanzados que podrían ayudar a disminuir la subjetividad y a reducir el riesgo global de cualquier proyecto. Varios estudios recientes independientes reflejan esas situaciones: cuando el manejo de las inversiones en un ciclo de E&P se realiza en forma integrada, probabilística, sistemática y coordinada con la obtención de datos relevantes propios al yacimiento bajo estudio, se obtienen mejores resultados que con los métodos tradicionales de recursos y conocimientos limitados.

Figura 2: Relación no lineal entre parámetros petrofísicos cruciales que afectan las distribuciones de   probabilidad.

La simple y conocida fórmula de Archie para una formación dada con factores a, m, n y Rt constantes, genera una relación hiperbólica entre la saturación de agua, Sw y la porosidad (en azul). Una distribución de incertidumbre normal, tipo binomial, en torno a un valor de porosidad dado (en verde), se convierte ahora en una distribución logarítmica para la incertidumbre resultante respecto de Sw (en rojo). Esas mismas distribuciones de Sw se distorsionan aún más en los valores altos (recuadro), dejando en claro de manera irrefutable la obligación de conseguir toda la información imperativa para minimizar esa probabilidad, que puede resultar muy comprometedora para la rentabilidad de cualquier proyecto de E&P.

Si los yacimientos fueran todos homogéneos, sería muy simple deducir las reservas recuperables de esos mismos, utilizando un valor único para cada parámetro o cada propiedad de la roca. Pero en general, por restricciones inconsistentes y discrecionales a la hora de adquirir esos datos críticos del reservorio no es posible asignar valores precisos a cada uno de esos parámetros necesarios para ese tipo de evaluación. Entonces, los técnicos en cada geociencia deben estimar y considerar valores promedios y/o inferidos por medios externos a través de todo el volumen de un campo sobre la base de información incompleta, para propiedades tales como la porosidad, la arcillosidad, la densidad de matriz, los valores de resistividad o el volumen total de almacenaje de la roca para mencionar algunos. Lo que ellos pueden hacer con esos datos limitados con que cuentan es trazar una curva de distribución es decir, una curva que describe la probabilidad de que ocurra un valor predeterminado, para cada variable ingresada en el cálculo ( ver figura 2 ). Sin embargo, sería mucho más eficiente y recomendable medir directamente cada una de esas variables con la precisión adecuada para optimizar el árbol de decisiones y así minimizar de manera notable los riesgos del proyecto de E&P bajo escrutinio. En un mundo ideal, las curvas de distribución deberían basarse en muchas mediciones. Los expertos involucrados en las distintas disciplinas de exploración pueden sugerir, con sus conocimientos y experiencia, la forma ideal de la curva probabilística que concuerda con la limitada cantidad de datos disponibles. Pero todos ellos concuerdan en manifestar que la toma sistemática de información es el único y sencillo camino a seguir cuando se requiere eliminar cualquier incidencia negativa en los pronósticos y así acrecentar las ganancias del ciclo completo de E&P, con un mínimo de inversión adicional a la fuente.

Por lo tanto, los requerimientos para llevar a su fin de manera eficiente y óptima un proyecto de exploración son relativamente sencillos: datos representativos del reservorio son necesarios para que los especialistas caractericen de manera exhaustiva el yacimiento. En un ambiente tan variable y complejo como la exploración petrolera, la base de toda evaluación y/o estudio de desarrollo de un yacimiento pasa por una recolección escrupulosa de datos geofísicos, geológicos, petrofísicos y de reservorio. Esos mismos deben incluir, pero no se limitan a análisis de coronas o núcleos, registros eléctricos o perfilajes, pruebas de producción, y sus correspondientes interpretaciones. Los resultados de tales pericias serán usados para construir de la manera más exacta y precisa posible un modelo dinámico del yacimiento para posteriormente tomar decisiones que determinaran el curso de millones de dólares cada año (detallado plan de desarrollo del campo, diseño óptimo de los pozos y de las terminaciones, equipamiento e instalaciones de fondo y superficie, planeamiento de una etapa de recuperación secundaria o terciaria si necesario, etc.). La obligación imperiosa de realizar esa tremenda inversión con el mínimo de equivocación es una verdadera hazaña que solo se puede lograr con conocimiento, o sea información. El simple hecho de que no podamos volver a recuperar núcleos o perfiles una vez que se complete el pozo, nos lleva a considerar la etapa de exploración y la fase de evaluación como primordiales para definir la rentabilidad y sustentabilidad del proyecto de E&P. Durante esas fases y operaciones iniciales, una cantidad básica de datos, pero no necesariamente limitada por cuestiones presupuestales, deberían ser adquiridos considerando los puntos siguientes:

Finalmente y para concluir, podemos decir que las diversas herramientas de análisis de riesgo que existen ya en la industria cuentan con un enorme potencial para mejorar el rendimiento de la exploración y producción, cada vez que podemos suministrarles todos los datos necesarios para realizar esa tarea de manera óptima. Para desarrollar plenamente y perfeccionar esos procedimientos de toma de decisiones es preciso tener acceso a una gran cantidad de datos o parámetros característicos del yacimiento, como también comprender los mecanismos de incertidumbre inherente a cada medición empleada para obtenerlos ( ver figura 3 ). Por fortuna de las compañías operadoras, la casi totalidad de esa información es disponible o adquirible de manera directa mediante mediciones rigurosas realizadas en laboratorio sobre núcleos y/o muestras, de manera continúa con registros eléctricos durante o justo después de la perforación, y con pruebas de producción. La industria de E&P ha vivido con riesgos desde sus comienzos a principio de siglo. No dejemos que la duda y el desconocimiento frenen nuestros esfuerzos de expansión, dotamos nos de toda la tecnología necesaria para afrontar esos retos: Con clara y precisa información en mano, las compañías podrán tomar mejores decisiones comerciales e inclinar la balanza de la relación riesgo – recompensa hacia la posición envidiosa de mayor recompensa y menor riesgo.

Figura 3: Fórmula básica y listado de parámetros mínimos involucrados para estimar las reservas recuperables de hidrocarburos de un yacimiento.

Modelo sintético (ecuación de Archie) de algunas propiedades imprescindibles del reservorio que debemos de medir directamente para un conocimiento adecuado del mismo. Por razones obvias de claridad, no aparecen allí los datos obtenidos a partir de un relevamiento sísmico (preferible 3D) que nos proporcionarán información sobre el tamaño / geometría / estructura de nuestro yacimiento, así como la multitud de información geológica (ambientes deposicionales, sedimentología, litología, facies, etc.) requerida para definir nuestro modelo dinámico definitivo del yacimiento.

Lista no exhaustiva de algunas referencias básicas:

Articulo SPE-49039 titulado “Risk analysis: Lessons learned” de Alexander J.A. et al. (Nueva Orleáns, EUA – Septiembre 1998);

Articulo SPE-49181 titulado “Corporate risk taking and performance: A 15 years look at the oil industry” de Walls M. et al. (Nueva Orleáns, EUA – Septiembre 1998);

Articulo SPE-65144 titulado “Best practices and methods in hydrocarbon resource estimation, production and emissions forecasting, uncertainty evaluation and decision making” de Jonkman R.M. et al. (Paris, Francia – Octubre 2000);

Articulo SPE-78329 titulado “A stepwise example of real options analysis of a production enhancement project” de Bailey W. et al. (Aberdeen, Escocia – Octubre 2002);

Articulo SPWLA-C titulado “Uncertainty evaluation in well logging: Analytical or numerical approach ?” de Vega F. et al. (Japón – Junio 2002);

En revista “The Log Analyst” número 26-1 páginas 23-40 (Enero 1985) titulado “The evolution of shaly-sand concepts in reservoir evaluation” de Worthington F.;

En revista “Oil and Gas Journal” número 51 páginas 93-100 (Diciembre 1998) titulado “Decision trees optimize workover programs” de Macary S.;

En revista “Journal of Petroleum Technology” número 28-8 páginas 843-850 (1976) titulado “The difficulty of assessing uncertainty” de Capen E.C. ;

En “AAPG Bulletin” 81 páginas 1087-1109, titulado “A process for evaluating exploration prospects” de Otis R.M.;

Libro titulado “Decision analysis for petroleum exploration” de Newendorp P.D. (Colorado, EUA – Planning Press 1996);