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Índice de oportunidad: una oportunidad para jerarquizar áreas
prospectivas en yacimientos maduros
Opportunity index: an alternative to prioritize prospective areas in
mature reservoir
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.15642856
Recibido: 2025-01-21 Aceptado: 2025-03-07
Bastardo González, Jeoriannys del Jesús
1
Correo: bastardojd@pdvsa.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0009-5458-8632
Resumen
Los yacimientos maduros, son aquellos que han sobrepasado su pico de producción, y a su vez
se relaciona con un futuro poco prometedor y un bajo potencial. Esta declinación de la producción
esta generalmente asociado a la madurez del yacimiento, existen otras variables que considerar,
entre ellas, agotamiento de la presión, relación agua-petróleo, antigüedad de los datos existentes,
así como las instalaciones y finalmente la rentabilidad económica. En este tipo de yacimientos es
difícil jerarquizar las áreas prospectivas, es por eso, que la metodología del índice de oportunidad
plantea la posibilidad de esta jerarquización con data existente, reduciendo los costos
drásticamente. En el caso de estudio se logró identificar estas zonas y se modificó el plan de
explotación. Como conclusión se obtuvo que la mayoría de los pozos de los yacimientos en
estudio se ubican en el rango aceptable-malo y solo el 8% presenta un índice de oportunidad
aceptable.
Palabras clave: índice de oportunidad, petrofísica, presiones, prospectividad.
Abstract
Mature reservoirs are those that have exceeded their peak of production, and in turn are related
to an unpromising future and low potential. This decline in production is generally associated with
the maturity of the reservoir, there are other variables to consider, including pressure depletion,
water-oil ratio, old existing data, as well as facilities and economic profitability. In this type of
reservoirs, it is difficult to prioritize the prospective areas, which is why the opportunity index
methodology presents the possibility to build this hierarchy using existing data, reducing costs
drastically. In the case of study, it was possible to identify these areas and modify the exploitation
plan. In conclusion the majority of wells from the reservoirs under study are in the acceptable-bad
range and only 8% present an acceptable opportunity index.
Keywords: opportunity index, petrophysics, pressures, prospectivity
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Dra. en Gerencia Empresarial. MSc. Caracterización y Explotación de Yacimientos. Ingeniero en Petróleo. Especialista
en Geología Petrolera. Petrozamora-Lagunillas, Zulia, Venezuela.
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Bastardo González, Jeoriannys del Jesús
PetroRenova Indexed. Revista científica de la energía
Vol. 1, núm. 1, 5-17, abril-junio, 2025.
ISSN-e: 3080-6666 / Maracaibo (4005), Zulia - Venezuela
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Introducción
Al evaluar yacimientos maduros, entendemos que normalmente permanecen al margen del
plan de explotación, dejando la adquisición de datos nuevos, es por esto que, al momento de
tomar decisiones relevantes respecto a los mismos, el tema financiero cobra mayor valor, debido
a que los costos se incrementan al establecer la necesidad de información nueva para retomar la
explotación de estos yacimientos. De igual manera, se han dejado yacimientos altamente
complejos, fuera de los planes de explotación de un campo, debido al descubrimiento de otros
yacimientos cuyas características hacen más fácil la recuperación de producción, y los primeros
quedan mal clasificados como marginales.
En este escenario, la interrogante sería ¿es posible evaluar oportunidades nuevas con la
data existente?
1. Fundamentos teóricos
El índice de oportunidad es un método inteligente para jerarquizar áreas prospectivas,
debido a que permite identificar áreas de alto potencial de producción, reduciendo drásticamente
los recursos requeridos y la incertidumbre para definir estas áreas. Dicho índice, es calculado a
partir de las propiedades de la roca y los fluidos, así como, incluye un factor determinante, como
lo es la presión de operación.
Al determinar las áreas prospectivas a través de la metodología del índice de oportunidad,
se reduce drásticamente los recursos necesarios y la incertidumbre para definir estas zonas,
siendo una herramienta práctica para apoyar el plan de desarrollo del yacimiento.
Según Molina y Rincón (2009), el potencial de producción de un área es calculado basado
en las propiedades de la roca y el fluido, combinado con la capacidad energética asociada
principalmente a la presión del yacimiento. Los parámetros anteriormente mencionados son
combinados y normalizados, para generar un “índice de oportunidad” con valores entre 0 y 1,
capaz de identificar zonas de gran potencial. En la figura 1 se evidencian las variables
involucradas en la determinación del índice de oportunidad.
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Figura 1: Variables involucradas en la determinación del Índice de Oportunidad
Fuente: Bastardo (2021)
Donde,
𝐼𝑜𝑝𝑝= Indicie de oportunidad (fracción)
𝐼𝐾𝐻=Índice de capacidad de flujo del petróleo (fracción)
𝐼𝐻𝐶𝑃𝑉𝑚=índice del volumen poroso movible (fracción)
𝐼𝑃_𝑜𝑝𝑒𝑟=Índice de presión de operación (fracción)
La proporción que ocupa cada índice dentro de la determinación del índice de productividad
se puede evidenciar en la matriz planteada en la tabla 1.
Los coeficientes que tienen mayor peso al definir el grado de certidumbre son los asociados
a propiedades de la roca y el fluido, es decir, que al momento de aplicar esta metodología debe
existir un Modelo Petrofísico robusto. Una vez que estos coeficientes son generados, las
ecuaciones son construidas y leídas en un simulador numérico, y se puede verificar el potencial
de cada una de las áreas evaluadas. Un criterio para iniciar el análisis de resultados del índice
de oportunidad, se visualiza en la tabla 2.
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Tabla 1: Matriz de evaluación del peso de los coeficientes para definir el grado de incertidumbre
Fuente: Molina y Rincón (2009)
Tabla 2: Clasificación del Índice de oportunidad
Fuente: Molina y Rincón (2009)
2. Metodología
En el campo costanero Bolívar, los yacimientos de edad Eoceno, se caracterizan por tener
alta complejidad estructural, poca data y baja producción por lo cual no son incluidos en los planes
de explotación de los campos por el alto grado de incertidumbre que representa. Los yacimientos
en estudio contaban con datos disponibles pero dispersos, no existía un modelo petrofísico
establecido, y por ende las áreas prospectivas eran desconocidas, es por ello que la metodología
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a utilizar implica el desarrollo del modelo petrofísico para luego determinar las áreas prospectivas
a través del índice oportunidad. En la figura 2 se puede observar el diagrama de flujo de la
metodología a utilizar.
Figura 2: Esquema de la Investigación
Fuente: Bastardo (2021)
3. Resultados
3.1. Inventario de los datos
Registros. Se validó la disponibilidad de registros corridos por pozo de los que se
encuentran actualmente completados en el yacimiento, lo cuales se pueden evidenciar en la
figura 3.
Figura 3: Inventarios de registros disponibles en el yacimiento
Fuente: Bastardo (2021)
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Núcleos. Se realizó una revisión de los pozos completados en el yacimiento de estudio a
los cuales se le había tomado núcleos y se validó análisis disponibles De acuerdo a la revisión
se determinó que existen 9 pozos en los yacimientos, que poseen toma de núcleos, sin embargo,
solo 4 de ellos poseen análisis. Estos datos se observan en la tabla 3.
Tabla 3: inventario de núcleos en el área
Fuente: Bastardo (2021)
Datos de presión. Se realizó una revisión de la data de presión existente, y se incluyó data
de presiones obtenidas a partir de niveles estáticos de las diferentes entradas de taladros de
subsuelo. Los datos recopilados se observan en la figura 4.
Figura 4: Presiones tomadas en el yacimiento JB1-CAMPO a lo largo de su vida productiva
Fuente: Bastardo (2021)
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3.2. Modelos petrofísicos
Modelo de arcillosidad y porosidad. De acuerdo a la metodología planteada, en ausencia
de análisis de difracción de rayos X, se seleccionó como modelo de volumen de arcilla, aquel que
permita la mejor correlación con los análisis de núcleos referidos, específicamente a la porosidad.
El método que presento mejor correlación en cuanto a los valores de porosidad, es el
generado con el método de volumen de arcilla de Stieber 3, por lo que se establece, que este es
el método a utilizar para los yacimientos en estudio. Dicha comparación se observa en la figura
5.
Figura 5. Porosidad del núcleo Vs porosidad del registro
Fuente: Bastardo (2021)
.
Modelo de permeabilidad. Se logró establecer, una relación entre la porosidad y la
permeabilidad obtenida del pozo JB1-0048 (pozo clave de la investigación), observándose que a
medida que incrementa la porosidad, incrementa la Permeabilidad. De igual forma, la
permeabilidad promedio a lo largo de ambos yacimientos, no supera 2 md, lo que permite
establecer una abundante laminaridad. Estos resultados validan los obtenidos por el registro de
resonancia magnética corrido al pozo JB1-0051, ubicado en el área Norte. Los resultados se
observan en la figura 6.
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Figura 6. K núcleo Vs. K modelos
Fuente. Bastardo (2021)
Modelo de saturación. Se generaron las curvas de Saturación de agua, para cada uno de
los modelos estándar, y se compararon con la generada a partir de datos de núcleo. Se observa
que los valores que presentan mejor correlación son: el modelo generado a partir de datos de
núcleos y el modelo de Waxman-smits utilizando un valor de Qv de 0.25. los resultados se
observan en la figura 7.
Figura 7. Sw Núcleo Vs. Sw Modelos
Fuente. Bastardo (2021)
Luego de establecer los modelos para los yacimientos, se generó la evaluación petrofísica
final en el pozo clave y se comparó con los análisis de núcleos. Esta comparación se evidencia
en la figura 8.
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Figura 8. Modelos Petrofísicos establecidos y su correspondencia con los valores de Núcleos
Fuente. Bastardo (2021)
Evaluación de pozos y mapas de isopropiedades. Se obtuvo sumarios petrofísicos por
unidad estratigráfica, sin embargo, para efectos del objetivo de la investigación, se utilizó el
promedio general por pozo, los sumarios discretizados por unidad, con su respectiva sabana
petrofísica. El ejemplo de los sumarios generados se observa en la tabla 4.
Tabla 4. Sumario Petrofísico por pozo
Fuente. Bastardo (2021)
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3.3 Índice de oportunidad yacimiento de edad eoceno
Para la elaboración de los mapas para determinar el índice de oportunidad se utilizó la
aplicación OFM.
Índice de capacidad de flujo IKH. Las mejores propiedades se observan en la parte central
del yacimiento.
Índice de Almacenamiento o Volumen Poroso Movible IHCPVm. Referente al volumen
poroso que tiene la capacidad de almacenar fluido, se mantiene que el mejor comportamiento
esta al centro del yacimiento.
Índice de presión de operación IPOPER. Hacia el norte se mantiene un rango de 500-600
lpc, mientras que hacia el sur se pueden encontrar presiones de 235 lpc.
El mapa de los índices de oportunidad se evidencia en la figura 9.
Figura 9. Mapas de índices IKH, IHCPVm, IPOPER
Fuente. Bastardo (2021)
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Índice de oportunidad. El índice de oportunidad relaciona los tres índices calculados
previamente y permite jerarquizar, las áreas donde existen las mejores oportunidades. En la figura
10 se observan los resultados, evidenciándose que aun cuando existan propiedades de roca
excelentes, la presión de operación influye de manera determinante en la productividad de los
pozos.
Figura 10. Mapa de índice de oportunidad
Fuente. Bastardo (2021)
3.4. Análisis y discusión de los resultados
De acuerdo al resultado y utilizando la clasificación mencionada tenemos que del 100% de
la población en estudio, solo un 8% es aceptable, un 23% regular y un 69 % malo, por lo cual de
establecer un plan de explotación de los yacimientos debería estar dirigido principalmente a las
zonas donde se muestra un índice de oportunidad aceptable. Gráficamente, el resultado se
observa en la Figura 11.
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Figura 11. Porcentaje de pozos por categoría según la clasificación del Índice de Oportunidad
Fuente: Bastardo (2021)
Consideraciones finales
- Los yacimientos en estudio presentan datos muy antiguos, de baja resolución, y se
encuentran dispersos a nivel de bases de datos corporativos.
- La presión actual de los yacimientos se ubica en 400 lpc para el área Campo y 600 lpc para
el área Norte.
- La mejor capacidad de flujo y el mejor almacenamiento se observan al Norte al centro-
Noreste del yacimiento.
- La presión de operación más alta se observa al norte donde están en el rango de 500-600
lpc, mientras que para el sur llega a ubicarse en valores menores a los 300 lpc.
- El índice de oportunidad para los pozos de los yacimientos en estudio se ubica en el rango
aceptable-malo, donde la mayor población de pozos se encuentra en esta última categoría, solo
el 8% presenta un índice de oportunidad aceptable.
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Referencias
Avendaño, J. (2015). Análisis de los Modelos Petrofísicos para Formaciones Clásticas. (Trabajo
Especial de grado). Instituto Politécnico Nacional. México.
Bastardo, J. (2021). Determinar áreas prospectivas a través de la metodología del índice de
oportunidad en yacimientos de edad eoceno del campo Bachaquero Tierra. EM
Petrozamora. UVH. Venezuela.
Molina, A. y Rincón, A. (2009). Explotation Plan Desing Based On Opportunity Index Analysis In
Numerical Simulations Models. [Versión Electrónica]. SPE 122915.
Pérez, A. et al. (2019). Implementación optimizada del índice de oportunidad del yacimiento (ROI)
en campos maduros [Versión Electrónica]. Universidad Autónoma de México.
Para citar este artículo (APA):
Bastardo, J. (2025). Índice de oportunidad: Una oportunidad para jerarquizar áreas prospectivas en
yacimientos maduros. PetroRenova Indexed, Revista Científica de la Energía. Vol.1, núm. 1.
https://doi.org/10.5281/zenodo.15642856
Declaración de conflicto de interés y originalidad
Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
Indexed, Revista Científica de la Energía, el autor Bastardo González, Jeoriannys del Jesús
declara al Comité Editorial que no tiene situaciones que representen conflicto de interés real,
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para jerarquizar áreas prospectivas en yacimientos maduros, en relación con su publicación.
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