El proceso para evaluar los prospectos de exploración Concepto de play La distribución de hidrocarburos en la corteza terrestre sigue una distribución normal de muchos otros recursos naturales. Tal distribución implica que los hidrocarburos se concentran en relativamente pocas cuencas, y que la exploración no es un juego de igualdad de oportunidades. En nuestro proceso de evaluación se evalan cuatro conceptos di!erentes de exploración en !unción del grado de conocimiento sobre el proyecto espec"!ico# marco de la cuenca, marco del sistema petrolero, play y prospecto.
$arco de Cuenca %Existe un volumen de rocas sedimentarias capaces de contener ingredientes potenciales de una &m'quina de hidrocarburos& en !uncionamiento# !uente, reservorio, trampa y sello, y sincronización y migración adecuadas( Esta evaluación es un dispositivo de proyección solamente, y no incluye consideraciones económicas
$arco del )istema *etrolero La estructura del sistema petrolero se de!ine como un volumen de rocas sedimentarias que contienen hidrocarburos y se cargan con una nica roca !uente. La de!inición requiere mani!estaciones de hidrocarburos +!iltraciones, demostraciones, o un pozo productor y es aplicable en muchas cuencas !ronterizas sólo por analog"a. El reconocimiento de un sistema de petróleo activo tambi-n sirve sólo como dispositivo de proyección porque no tiene valor volum-trico +y por lo tanto, no económico.
*lay El play es la parte elemental de un sistema petrolero, y se reconoce que tiene una o m's acumulaciones de hidrocarburos identi!icadas por un car'cter geológico comn de depósito, trampa y sello sincron"a y migración preservación /n car'cter de ingenier"a comn de la ubicación, el medio ambiente y las propiedades de !lujo y !luidez 0 una combinación de estos. Los play individuales, por lo tanto, tienen caracter"sticas geológicas e ingenier"a nicas, y pueden ser usados como base para la caracterización económica.
*rospectos Los prospectos representan una potencial acumulación individual. Cada prospecto es percibido como perteneciente a un play individual, caracterizado por componentes de riesgo y una distribución probabil"stica de potenciales volmenes de hidrocarburos dentro de sus l"mites de trampa. En las 'reas !ronterizas, los an'logos geológicos proporcionan los mejores modelos para evaluar la capacidad de la cuenca evaluada para producir acumulaciones comerciales de hidrocarburos. En 'reas m's maduras, se ha demostrado la presencia de un sistema de petróleo y la evaluación se en!oca en los tipos de play. 1ndependientemente de la madurez de la exploración o de la cantidad de producción existente, sin embargo, cada prospecto requiere una revisión detallada de los componentes de riesgo individuales. /n gr'!ico de riesgo de tiempo +2igura 3, modi!icado a partir de las ideas originales de $agoon +4567, proporciona un resumen muy til y !'cil de usar y la visualización del concepto de play.
Evaluación de riesgos 8entro del proceso de evaluación, el riesgo considerado es el riesgo geológico Es decir, el riesgo de que exista una acumulación de hidrocarburos que pueda producirse. Consideramos que una acumulación producible es capaz de probar un !lujo estabilizado de hidrocarburos. El riesgo geológico se evala considerando la probabilidad de que existan los siguientes cuatro !actores independientes del concepto de juego. +4 *resencia de roca !uente madura +*source
+3 *resencia de roca reservorio +*reservoir +9 *resencia de una trampa +*trap +: La din'mica de juego +*dynamics o el momento apropiado de la !ormación de la trampa en relación con el momento de la migración, las v"as de migración de los hidrocarburos desde la !uente hasta el yacimiento y la preservación de los hidrocarburos hasta nuestros d"as. La probabilidad de -xito geológico +*g se obtiene multiplicando las probabilidades de ocurrencia de cada uno de los cuatro !actores del concepto de play *g ; *source < *reservoir < *trap < *dynamics )i cualquiera de estos !actores de probabilidad es cero, la probabilidad de -xito geológico es cero. Las probabilidades de que se produzca cualquiera de los !actores de play +o de riesgo se calculan analizando primero la in!ormación disponible.
=olumetr"a Los volmenes de petróleo y gas se expresan como un producto de una serie de par'metros individuales. 8ebido a la incertidumbre en el valor de cada uno de los par'metros individuales, los volmenes de petróleo y gas pueden representarse como una distribución. >eneralmente se supone que la distribución es lognormal +Capen, 4559. En nuestro proceso, la distribución representa la gama de hidrocarburos recuperables +o reservas, en su sentido m's general que se espera encontrar cuando se per!ora el pozo, asumiendo el -xito geológico +!lujo estabilizado de hidrocarburos en la prueba. ?o es la distribución que representa la gama de reservas comerciales, reservas probadas o cualquier otro tipo de reservas ligadas a consideraciones económicas. Tenga en cuenta que utilizamos el t-rmino reservas como intercambiables con volmenes recuperables a lo largo de este texto basado en la de!inición general de reservas que son &aquellas cantidades de hidrocarburos que se prev- que se recuperar'n a partir de una !echa dada&. +@ournal o! *etroleum Technology, 455A, *'gina A5:. Bbordamos la comercialidad durante la !ase económica del proceso. /n m-todo que se puede utilizar para obtener esta distribución de reservas es la simulación de $onte Carlo. La distribución se obtiene especi!icando distribuciones para cada uno de los par'metros individuales y luego multiplicando los valores seleccionados aleatoriamente juntos muchas veces, creando as" un histograma altamente muestreado que se aproxima a la distribución real. El nmero de estimaciones +iteraciones necesarias para obtener una representación
satis!actoria de la distribución oscila entre unos pocos cientos y varios miles. Los programas de simulación $onte Carlo est'n ampliamente disponibles y el c'lculo se puede hacer en pocos minutos, dependiendo del nmero de iteraciones utilizadas.
Bpoyo y econom"a en ingenier"a La cantidad de tiempo dedicado a hacer un plan de desarrollo conceptual para una perspectiva de exploración es m"nimo. Con la pequea cantidad de in!ormación disponible sobre la naturaleza y extensión del embalse +o incluso si hay un reservorio, propiedades !luidas o cantidad de recursos presentes, nuestra experiencia indica el tiempo y los costos de preparar un plan de desarrollo detallado para un caso general, no est'n justi!icadas. )in embargo, se presta mucha atención a la credibilidad de los planes generales que abarcan una serie de casos que dependen en gran medida de los an'logos o de ejemplos de producción cercanos. Este en!oque se discute en los siguientes p'rra!os. El primer paso es tomar el caso de reserva media de la distribución volum-trica y construir un plan de desarrollo &medio&. Este plan utiliza los par'metros medios de los par'metros volum-tricos y medios de las propiedades del !luido del depósito y del !lujo para construir un per!il de producción medio. Esto se convierte en el caso medio +caso base para el cual se calculan las instalaciones, la per!oración y los costos de transporte. B partir de esta in!ormación, el per!il de los ingresos, basado en el per!il de producción y el supuesto de precio del producto /n per!il de inversión, basado en la !ase de per!oración, instalaciones y costos de transporte /n per!il de costos operativos, basado en un opex D bbl esperado en !unción del tiempo un per!il de gastos miscel'neos que caracterizan el plan de desarrollo &medio& y se utilizan como insumo para el modelo económico preparado para el prospecto. El modelo económico se prepara entonces sobre la base del contrato del pa"s an!itrión, si est' disponible. )i no hay contrato disponible, el modelo económico se basa en otros contratos conocidos u otra in!ormación publicada pertinente para el pa"s. El modelo económico toma como insumo los per!iles de producción, inversión, costos operativos y diversos y aplica los t-rminos del contrato, resultando en per!iles de salida del ingreso neto a la empresa y otros per!iles relacionados con impuestos, como depreciación, regal"as e impuesto sobre la renta. El modelo sigue siendo !lexible )i las negociaciones no est'n completas, el contrato generalmente se convierte en un tema de las negociaciones y comnmente cambia.
Fevisión postdrill
La in!ormación postdrill se utiliza principalmente como retroalimentación para las !ases de evaluación del riesgo y estimación volum-trica del proceso. La retroalimentación a las secciones de ingenier"a y econom"a generalmente no ocurre dentro de un marco de tiempo que puede a!ectar el proceso. En otras palabras, cuando se desarrolla un campo descubierto y se obtiene retroalimentación, el proceso ya ha cambiado debido a otras razones m's oportunas. La in!ormación postdrill se obtiene de una revisión de pozos postdrill realizada dentro de unos meses despu-s de completar el pozo. Los an'lisis de datos se recopilan y revisan para# 4 determinar las razones del !racaso si el pozo no tiene -xito 3 comparar los par'metros previstos y reales de las reservas si el pozo tiene -xito y 9 revisar las lecciones aprendidas independientemente del resultado. Las revisiones individuales de los pozos posteriores se compilan anualmente para proporcionar retroalimentación estad"stica, utilizando histogramas simples tanto para la evaluación del riesgo como para la estimación volum-trica.
