La producción de hidrocarburos en la plataforma continental del Reino Unido (United Kingdom’s Continental Shelf, UKCS, por sus siglas en inglés) ha disminuido constantemente desde su punto máximo de 4,3 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (bepd) en 1999, sin superar nunca los 2 millones de bepd después de 2010.
Se esperaba que los prometedores resultados de la exploración realizada por Hurricane Energy en los yacimientos de los sótanos fracturados, que antes no se habían explotado en el Reino Unido, reavivaran hasta principios de este año la producción del país hasta los 2,1 millones de bepd para 2035, según las estimaciones de Rystad Energy. Ahora esas esperanzas se han visto frustradas.
Un reciente descenso de la calidad del campo de Lancaster de Hurricane Energy reveló que el embalse es más complejo de lo que se pensaba. El resultado es una drástica reducción de recursos para toda la cartera de activos de la empresa, ya que todos sus recursos se encuentran en depósitos subterráneos fracturados.
Esto es un gran golpe para las perspectivas de la futura producción de petróleo del Reino Unido, ya que se estima que los recursos de los sótanos fracturados representan casi una quinta parte de la futura producción de petróleo y gas del UKCS.
La baja en la calificación ha llevado a Rystad Energy a revisar su pronóstico de producción para el UKCS. Las proyecciones ahora muestran que la producción nunca más excederá el umbral de 2 millones de boepd, sino que alcanzará un máximo de 1,7 millones de bepd en 2035 antes de disminuir a casi nada a mediados de siglo. La producción del UKCS se situó en 1,65 millones de bepd el año pasado y se prevé que descienda a 1,59 millones de bepd en 2020.
“El pronóstico de producción a largo plazo de la UKCS ha sido impactado bastante significativamente. La principal conclusión aquí es que puede que nunca más veamos un aumento significativo de la producción de UKCS. Un posible cambio de juego podría ser ahora sólo un desarrollo de las habilidades técnicas para producir a partir de los depósitos del sótano fracturado para aumentar el factor de recuperación”, dice Olga Savenkova, analista upstream de Rystad Energy.
Figura 1. Fuente: Rystad Energy
Los juegos de sótano en el UKCS fueron en gran medida ignorados en términos de evaluación e inversión hasta que surgió el Hurricane Energy en 2004, fundado en la creencia de que estos complejos sistemas de reservorios eran un recurso significativamente sin explotar en el Mar del Norte.
Hurricane emprendió primero una campaña de exploración para probar la producibilidad del basamento fracturado de Lancaster, y desde entonces ha anunciado sólidos resultados de más de 2.000 millones de barriles de equivalente en petróleo (boe) en recursos de reservorios del basamento fracturado que se cree que han sido descubiertos.
Lancaster se convirtió en el primer yacimiento de sótanos fracturados del Reino Unido en 2015 y está situado en la cresta de Rona en la zona occidental de Shetland. El yacimiento está penetrado por seis pozos, el primero de los cuales fue perforado en 1974. Este primer pozo encontró petróleo en el yacimiento del sótano, pero como el sótano no era el objetivo de la perforación, se descartó el potencial en ese momento.
En el 2009, Hurricane se embarcó en una campaña de exploración para probar la producibilidad del sótano fracturado de Lancaster. Desde entonces, la compañía ha perforado 11 pozos a través de sus licencias en el área y anunció cuatro descubrimientos de sótanos fracturados: Lancaster, Lincoln, Halifax y Warwick West. Hurricane es hasta ahora la única compañía en el Reino Unido que ha perforado en un sótano fracturado.
La primera fase de desarrollo de los activos de Rona Ridge, el sistema de producción temprana de Lancaster (EPS), se puso en marcha en 2019. Sin embargo, los datos de producción del EPS de Lancaster no confirmaron las expectativas originales sobre las propiedades del yacimiento. La presión del yacimiento cayó más rápidamente de lo previsto, lo que provocó una reducción sustancial de los recursos en toda la cartera de los sótanos fracturados.
La degradación ha reducido los recursos estimados del huracán en nueve décimas partes y ha hecho que las reservas se desplomen. La estimación total de recursos de 2P+2C para los recursos del sótano fracturado se redujo a 0,2 mil millones de barriles de petróleo equivalente de los 2,3 mil millones de boe reportados por el huracán en su informe de persona competente (CPR) de 2017.
La estimación de recuperación de los dos pozos existentes en la EPS de Lancaster, suponiendo que no haya más actividad, se ha reducido a más de la mitad por el huracán Energy, a 16,0 millones de barriles desde 37,3 millones de barriles. Se estima que las reservas restantes de 2P al 1 de septiembre de 2020 son de 9,4 millones de barriles. Como reflejo de estas nuevas interpretaciones técnicas, la estimación de los recursos del contingente 2C en Lancaster se ha reducido a 58 millones de barriles restantes de 486 millones de barriles en la RCP de 2017.
Los recursos 2C sólo para el sótano del campo de Lincoln se redujeron a 45 millones de barriles. Las revisiones de los recursos para Halifax no han sido comunicadas todavía pero, en base a las revisiones de Lancaster, ahora estimamos estos recursos en 88 millones de barriles – una reducción que cambia el juego de los 1.235 millones de barriles anteriores.
La explotación de los yacimientos subterráneos se reconoce en todo el mundo como fuente de petróleo y de producción comercial, pero en gran medida se pasa por alto.
En la actualidad, más de 100 yacimientos están produciendo a partir de depósitos subterráneos, pero los volúmenes producidos son comparativamente pequeños, ya que los depósitos subterráneos fracturados tienen una baja porosidad y una roca de baja permeabilidad.
La roca es generalmente incapaz o muy poco apta para almacenar hidrocarburos, pero la meteorización y los movimientos en la roca han creado fracturas donde los hidrocarburos pueden almacenarse y moverse dentro de la roca.
Para comprender mejor el tamaño de la red de fracturas y, por lo tanto, el tamaño del yacimiento y los volúmenes de petróleo, una opción es realizar una prueba de pozo prolongada durante un período más largo. Una prueba de duración más corta puede decir algo sobre la calidad del yacimiento y la tasa de producción alcanzable, pero no puede determinar el tamaño del yacimiento.
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