Raul Morales 
Investigadores del Departamento de Ingeniería Civil y Medioambiental del MIT han desarrollado una tecnología capaz de generar un mapa que, potencialmente, permitirá incrementar significativamente la cantidad de petróleo extraída de las reservas.
Los ingenieros civiles y medioambientales suelen trabajar para desarrollar una estrategia energética sostenible. Las energías renovables están jugando ya un papel muy importante en esta estrategia, pero el petróleo todavía “manda” en muchos ámbitos, sobre todo en el transporte. Los métodos actuales de extracción del petróleo de sus reservas geológicas son muy caras y, en muchos casos, poco eficientes. Sólo una tercera parte de las reservas petrolíferas están siendo recuperadas.
Estos bajos índices de recuperación han obligado a las compañías petrolíferas a investigar para mejorar las técnicas de recuperación, que se basan, por ejemplo, en el uso de flujos de agua para mover el crudo atrapado bajo el suelo. Estas labores de recuperación son guiadas mediante predicciones en tiempo real de variables como la saturación del petróleo o su presión.
Las propiedades geológicas necesarias para estas predicciones no se pueden medir, sólo inferir indirectamente de datos sísmicos. Este es, precisamente, uno de los principales problemas por los que esos índices de recuperación no son más altos. Se puede decir que la extracción del crudo se hace prácticamente a ciegas.
Imágenes digitales
La tecnología del MIT viene a poner un granito de arena para mejorar las técnicas de extracción. En concreto, usa una técnica de compresión de imágenes digitales en formato JPEG para crear mapas con un aspecto muy realista y comprensivos de los reservas de petróleo que se acumulan bajo el suelo. Según sus creadores, estos mapas serían los primeros en proporcionar suficientes detalles sobre las reservas de crudo en tiempo real.
Habitualmente, los ingenieros caracterizan propiedades de la reservas (los valores de permeabilidad o porosidad, por ejemplo) mediante unos pequeños bloques espaciales llamados pixeles, como ocurre en la fotografía digital. En una reserva típica, se necesitan millones de pixeles para describir adecuadamente las complejas rutas que hay en el subsuelo que conducen el petróleo hasta los pozos de producción. Desgraciadamente, las observaciones de los pozos o mediciones sísmicas disponibles para estimar los valores de estos píxeles son muy limitadas.
“Nuestros estudios indican que este innovador sistema tiene la capacidad de mejorar las técnicas de caracterización de las reservas a actuales y, además, proporcionan mejores predicciones en relación a la producción”, comenta Behnam Jafarpour, que ha participado en esta investigación junto a Dennis McLaughlin, también del MIT, en un comunicado. “Nuestra esperanza es hacer mejores predicciones para, en última instancia, incrementar la producción.
La estructura especial de las formaciones geológicas hace posible que puedan comprimirse mapas de las propiedades de la roca. El formato JPEG comprime los muchos pixeles que conforman una determinada imagen en sólo unos pocos trozos de información, de tal modo que no necesitan mucho espacio para ser almacenados.
Descripción concisa
En el caso de la caracterización de las reservas de petróleo desarrollada por el MIT, se usa un mecanismo muy similar para proporcionar una descripción concisa de las propiedades de las rocas donde está situada esa reserva. La nueva técnica usa porcentajes de flujo de petróleo, así como datos de presión del pozo petrolífero para crear una imagen realista de la reserva subterránea.
“En una reserve típica, se necesitan millones de pixeles para describir adecuadamente las complejas vías subterráneas que lo conducen hasta los pozos. Desgraciadamente, el número de observaciones sísmicas y de los pozos para la estimación de los valores de estos pixeles son muy limitado”, comenta McLaughlin. “El método que hemos desarrollado extrae más información de esas escasas mediciones para proporcionar mejores descripciones de las vías subterráneas y del petróleo que se mueve por ellas”.
En una simulación de recuperación de petróleo que ha durado 36 meses, las estimaciones de McLaughlin y Jarfarpour han conseguido captar las tendencias esenciales en la conductividad del fluido y en la formación de la reserva. De esta manera, han demostrado que esta nueva técnica es robusta, fiable y eficiente.
“Nuestro siguiente paso, ya en proceso, es probar nuestra idea en reservas petrolíferas reales y evaluar su impacto en la recuperación del crudo”, concluye Jarfarpour.
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