Evaluación de yacimientos agotados para el almacenamiento de CO₂: inyectividad, capacidad y contención

Screening Depleted Reservoirs for CO₂ Storage: Injectivity, Capacity and Containment

La última venta de arrendamientos costa afuera de California ha vuelto a poner sobre la mesa superficies maduras, áreas que produjeron hidrocarburos durante décadas y que ahora se encuentran en fase de abandono o cerca de ella. Si usted posee esos activos, la vieja pregunta era sencilla: taponar y retirarse. Esa ya no es la cuestión. A los equipos de subsuelo se les pregunta si el yacimiento puede almacenar CO₂ de forma comercial, y cómo responder a eso antes de invertir capital en un programa de delimitación. Errar en la evaluación en cualquier dirección tiene un coste. Los falsos positivos queman el presupuesto de ingeniería en sitios que fallan en la evaluación detallada. Los falsos negativos dejan varada una infraestructura que podría haber sustentado un proyecto viable de almacenamiento de carbono.

Este artículo cubre los tres criterios técnicos rectores — inyectividad, capacidad de almacenamiento y contención de la roca sello — al nivel de detalle necesario para realizar una evaluación de primera fase en un yacimiento agotado candidato.

Why Depleted Reservoirs Deserve Serious Consideration

Los yacimientos de petróleo y gas agotados superan a los acuíferos salinos profundos en varios aspectos estructurales. La geometría de la trampa ya está probada: una columna de hidrocarburos permaneció en ella durante tiempo geológico. Se dispone de datos petrofísicos, registros de pozos, núcleos e historial de producción. Las instalaciones de superficie, los pozos y los derechos de paso de los ductos a menudo siguen en su lugar, lo cual es fundamental cuando se analiza el panorama completo de costes del proyecto y no solo el subsuelo.

Callas et al. (2022, Stanford/SCCS) presentan un flujo de trabajo que comienza con datos fácilmente disponibles y reduce la lista de candidatos paso a paso. La lógica es válida para cualquier operador que trabaje con activos heredados: gaste primero los datos baratos.

Los tres pilares técnicos

Inyectividad

La inyectividad indica si el CO₂ puede entrar físicamente en la formación a las tasas que requiere un proyecto de almacenamiento comercial. Los controles son la permeabilidad del yacimiento, el espesor neto (net pay), los contrastes de viscosidad de los fluidos, los efectos de permeabilidad relativa y el daño de formación (skin) cerca del pozo.

En un yacimiento agotado, comience con las pruebas de pozos y los datos de producción que ya posee. Los productos de permeabilidad-espesor (kh) derivados del análisis de restauración de presión durante la producción de hidrocarburos se transfieren directamente a una estimación de inyectividad, con correcciones para el sistema de fluidos diferente. El CO₂ supercrítico tiene una viscosidad muy inferior a la de la salmuera del yacimiento, lo que suele favorecer la inyectividad. Pero la permeabilidad relativa CO₂–salmuera, además del riesgo de secado cerca del pozo o precipitación de sal, puede reducir la inyectividad efectiva con el tiempo.

La revisión de MDPI Energies (2024) sobre inyectividad en pozos señala el daño por skin debido a incrustaciones, migración de finos y reacciones geoquímicas en la cara del pozo como las principales amenazas operativas para las tasas de inyección sostenidas en pozos reutilizados. Además, los pozos existentes en yacimientos agotados a menudo presentan daños heredados o problemas de integridad del cemento que deben subsanarse antes de la inyección de CO₂.

Una evaluación práctica inicial debería plantear:

• ¿Es el producto kh, derivado de las pruebas de pozos existentes, suficiente para mantener las tasas de inyección objetivo sin exceder la presión de fractura?
• ¿Están los pozos heredados en una condición mecánica que permita la reperforación o el reacondicionamiento para el servicio de inyección?
• ¿Proporciona el agotamiento de la presión del yacimiento suficiente margen de inyectividad antes de que la presión de poro se acerque al esfuerzo horizontal mínimo?

Capacidad de almacenamiento

La capacidad de almacenamiento establece el límite máximo de cuánto CO₂ puede admitir un yacimiento durante la vida del proyecto. Para un yacimiento agotado, el límite superior teórico es el volumen poroso que solían ocupar los hidrocarburos, ajustado por la compresibilidad de los fluidos remanentes y la roca, y por la fracción de ese volumen poroso que el CO₂ contactará de forma realista dada la eficiencia de barrido.

Callas et al. (2022) dividen esto en capacidad estática (el volumen poroso geométrico disponible) y capacidad dinámica, la cual está limitada por la inyectividad, la gestión de la presión y el comportamiento de la pluma. Un yacimiento con gran capacidad estática pero baja permeabilidad puede terminar con una capacidad dinámica que es una pequeña fracción de la cifra teórica.

El informe de IEAGHG señala que la evaluación de la capacidad debe tener en cuenta:

• La saturación residual de hidrocarburos, que reduce el volumen poroso disponible para el CO₂
• El soporte del acuífero, que afecta al aumento de presión y, por tanto, al volumen de inyección práctico antes de alcanzar los límites de presión
• La geometría del cierre estructural, que delimita la pluma de CO₂ en fase libre

La gestión de la presión suele ser la restricción vinculante en yacimientos agotados. Donde la presión del yacimiento ha caído muy por debajo de las condiciones originales, hay margen para inyectar antes de alcanzar la presión de fractura. Donde un acuífero fuerte ha represiurizado parcialmente el yacimiento, ese margen se reduce. Ninguna condición puede asumirse sin verificar el dato de presión actual frente al gradiente de fractura.

Contención del sello (Caprock)

La contención es el criterio no negociable. Un yacimiento que no pueda retener el CO₂ durante el período de almacenamiento reglamentario (normalmente medido en siglos) no es un sitio viable, independientemente de su capacidad o inyectividad.

El mecanismo de contención primario en un yacimiento agotado es el mismo sello de roca (caprock) que retuvo los hidrocarburos. Esa es una ventaja real: si el sello mantuvo una columna de hidrocarburos flotante durante tiempo geológico, ha demostrado su integridad a la escala relevante. El CO₂, sin embargo, plantea desafíos geoquímicos que los hidrocarburos no presentan. El CO₂ disuelto forma ácido carbónico, que puede reaccionar con los cementos de carbonato en el sello. Para una evaluación inicial, existe una comprobación mecánica más económica que solo requiere datos geomecánicos existentes: resistencia a la compresión simple, cohesión y ángulo de fricción a partir de estimaciones de núcleos o registros, combinados con el estado de esfuerzos in-situ.

Las preguntas clave para la evaluación de la contención son:

• ¿Tiene el sello una capacidad de altura de columna documentada que supere la columna de CO₂ propuesta?
• ¿Existen fallas mapeadas que intercepten el sello dentro del cierre? Si es así, ¿cuál es su orientación respecto al campo de esfuerzos actual?
• ¿Cuál es el recuento de pozos heredados que penetran el sello y cuál es la integridad del cemento documentada de esos pozos?

Esa última es usualmente la más difícil en la práctica. Un campo maduro puede tener docenas de pozos heredados con registros de calidad de cemento de fiabilidad variable. Cada penetración es una vía potencial de fuga. Callas et al. (2022) tratan la integridad del pozo como un subcriterio de contención, evaluado pozo por pozo, no como un promedio a nivel de campo.

Comparación de criterios de evaluación: Fuentes de datos y modos de fallo

Escenario de evaluación ilustrativo

Lo siguiente es ilustrativo y no representa un campo específico.

Considere un yacimiento de gas de arenisca agotado a una profundidad suficiente para que el CO₂ permanezca en estado supercrítico bajo las condiciones del yacimiento. El agotamiento de la presión ha llevado la presión del yacimiento muy por debajo de las condiciones originales, por lo que existe un margen sustancial de inyectividad antes de acercarse a la presión de fractura. Los datos de producción muestran un producto kh moderado a partir de pruebas de pozos históricas, suficiente para sugerir que un pequeño número de pozos de inyección podría mantener tasas comercialmente relevantes.

El cierre estructural es un cierre por buzamiento en cuatro direcciones con una roca sello de lutita de espesor documentado. La capacidad de altura de columna, derivada de mediciones de presión de entrada capilar en núcleos, supera la altura de columna de CO₂ propuesta. Pero el campo tiene múltiples pozos productores legados, y varios tienen registros de adherencia de cemento incompletos. Esos pozos son el principal riesgo de confinamiento. Necesitarían pruebas de presión y cementación remedial antes de que cualquier solicitud regulatoria pudiera prosperar.

El resultado de la evaluación: el yacimiento aprueba en inyectividad y capacidad; el confinamiento es condicionalmente aceptable a la espera de la remediación de la integridad de los pozos. Ese es un resultado realista para muchos activos maduros: el subsuelo funciona, pero el inventario de pozos requiere inversión.

Lista de verificación práctica de evaluación

Inyectividad

• Recopilar todos los datos de pruebas de pozos disponibles y derivar el kh para los intervalos de inyección candidatos
• Comparar la presión de fondo de pozo de inyección estimada frente al gradiente de fractura en el horizonte de inyección
• Evaluar la condición mecánica de los pozos legados para determinar su idoneidad para la recompletación

Capacidad de almacenamiento

• Construir o actualizar el modelo volumétrico estático utilizando los datos existentes de registros y núcleos
• Establecer el datum de presión actual del yacimiento y compararlo con la presión original y el gradiente de fractura
• Identificar la conectividad del acuífero y estimar la fuerza del soporte del acuífero

Confinamiento de la roca sello

• Confirmar la litología, el espesor y la continuidad lateral de la roca sello a partir de los datos sísmicos y de pozos existentes
• Realizar una evaluación de la envolvente de fluencia o de la altura de la columna utilizando los datos geomecánicos disponibles
• Inventariar todos los pozos legados que penetran la roca sello; marcar aquellos que carecen de registros de adherencia de cemento para una evaluación remedial
• Mapear todas las fallas dentro del cierre y evaluar su orientación con respecto al campo de esfuerzos actual

Infraestructura y preparación regulatoria

• Identificar instalaciones de superficie, tuberías y pozos de inyección reutilizables
• Confirmar la jurisdicción regulatoria y la vía de obtención de permisos de almacenamiento aplicable

Conclusión y próximos pasos

La evaluación de un yacimiento agotado para el almacenamiento de CO₂ es un ejercicio de escritorio. Puede finalizarlo con los datos que ya están en los archivos, antes de comprometer nuevo capital. Los marcos de trabajo de IEAGHG y Stanford/SCCS apuntan en la misma dirección: comience con lo que es barato y rápido (capacidad volumétrica, inyectividad de pruebas de pozos existentes, altura de columna de la roca sello) y luego trabaje hacia la geomecánica y la integridad de los pozos, que requieren más datos.

Si usted es un ingeniero de yacimientos o de CCUS que gestiona áreas maduras, el primer paso es recopilar el archivo de pruebas de pozos existentes y el datum de presión de abandono, y luego realizar el cálculo del margen de inyectividad frente al gradiente de fractura. Si supera ese filtro, el siguiente gasto es un análisis del sello de la roca sello utilizando datos de núcleos y registros existentes. La integridad de los pozos legados es casi siempre el elemento con el plazo de entrega más largo, así que defina su alcance temprano.

Los sitios que superan una rigurosa evaluación de tres pilares representan una opción real para los operadores que navegan la energy transition. No porque la economía esté garantizada (no lo está), sino porque décadas de datos de producción acotan el riesgo del subsuelo de una manera que un acuífero salino virgen simplemente no puede igualar.

Nota: el borrador aprobado tal como se suministró no contenía ningún bloque de metadatos json, por lo que no se reproduce ninguno aquí.