Aunque la madurez digital varía de una empresa a otra, el segmento de exploración de la industria en general está digitalmente por delante del desarrollo y la producción. Durante décadas de comprensión de las ciencias de la tierra y tecnología de imágenes avanzadas que han ayudado a la exploración, un ecosistema complejo y una base de activos heredados han limitado la evolución digital de los segmentos de perforación y producción, respectivamente.
Sin embargo, no todos los subsegmentos dentro del segmento de exploración están por delante. De manera similar, hay algunos subsegmentos dentro de la perforación y la producción que se están adaptando y preparándose para sus saltos digitales. En lugar de detallar cada subsegmento, la siguiente sección habla de un subsegmento principal dentro de cada segmento (imágenes sísmicas, perforación de desarrollo y operaciones de producción) donde la transformación digital es más necesaria o tiene el mayor potencial de creación de valor.
Imágenes sísmicas
Las imágenes sísmicas, un proceso que la industria ha estado utilizando durante más de 80 años para evaluar y obtener imágenes de formaciones subterráneas nuevas y complejas, se encuentran en gran medida en una etapa avanzada de análisis y visualización de datos en el marco del modelo de transformación de operaciones digitales (DOT, por sus siglas en inglés). La estandarización de datos y formatos geológicos, la inversión en algoritmos avanzados por parte de las empresas y la evolución hacia computadoras de alto rendimiento que pueden analizar los datos geocientíficos de miles de pozos en unos pocos segundos explican el liderazgo analítico de este segmento. Hay empresas internacionales que, por ejemplo, están utilizando imágenes sísmicas para incluso predecir la distribución de fracturas en yacimientos estrechos, lo que les ayuda a mejorar el flujo y optimizar la ubicación de los pozos.
De manera similar, en el frente de la visualización, la industria ha logrado avances sólidos en el desarrollo de sistemas de interpretación 3D capaces de modelado geológico y de velocidad, interpretación estructural y estratigráfica e imágenes de profundidad. De hecho, algunas empresas han comenzado a utilizar modelos sísmicos 4D de lapso de tiempo que integran datos de producción para rastrear los cambios en los yacimientos de petróleo y gas.
Y algunos están pensando en el futuro añadiendo elementos de realidad virtual a las imágenes sísmicas para mejorar la percepción espacial de los objetos 3D. Por ejemplo, un equipo de investigadores de la Universidad de Calgary está utilizando realidad virtual, realidad aumentada y técnicas avanzadas de visualización para ayudar a los productores canadienses que utilizan drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) a gestionar mejor sus complejos yacimientos interactuando con simulaciones en 3D.
¿Deberían los involucrados detenerse aquí? Más que centrarse en yacimientos nuevos y complejos en ubicaciones fronterizas, el objetivo a corto plazo de la unidad de imágenes sísmicas de las empresas de petróleo y gas se ha desplazado hacia el redimensionamiento de su cartera de recursos existentes, incluida la identificación de recursos marginales subcomerciales que están reduciendo la rentabilidad y bloqueando capital importante.
¿Qué está en juego? Sólo en Estados Unidos, alrededor del 65% de los pozos productores de petróleo son pozos marginales, que producen menos de 10 barriles por día (bpd) de petróleo. De manera similar, las reservas 2P de la industria que tienen una certeza de extracción del 50% representan aproximadamente la mitad de sus reservas. Esta división entre recursos “buenos” y “malos” contribuye al desajuste de valoración entre compradores y vendedores de activos upstream. En julio de 2017, más de 1,250 activos upstream estaban a la venta en todo el mundo, y unos 100 activos buscaban compradores desde hacía más de tres años.
Para cerrar esta brecha o identificar nuevas áreas de creación de valor, los jugadores deberían considerar avanzar hacia la etapa de aumento, donde las máquinas revelan la geología a través del aprendizaje iterativo y se adaptan de forma independiente utilizando varios factores, patrones, relaciones y escenarios. Por ejemplo, una empresa de interpretación geológica está incorporando un flujo de trabajo cognitivo donde el análisis de componentes principales y los mapas autoorganizados analizan combinaciones de atributos sísmicos correspondientes a indicadores relevantes de hidrocarburos.
Sin embargo, al formular sus estrategias de salto digital, las empresas deberían considerar si la solución de aumento crea un equilibrio óptimo entre los aspectos basados en datos y los aspectos guiados por expertos en imágenes sísmicas.
La interpretación de los datos sísmicos es fundamental y sigue dependiendo de la cognición visual de los geocientíficos. En ellos está que se realicen interpretaciones mejoradas y una identificación temprana de las perspectivas. Sólo de esta manera existirán intereses en el bloque de los socios.
