Yo me dedico más a la exploración, así que algo puede que no explique bien o se me escape.
Se intenta que la producción inicial de petróleo no tenga prácticamente agua. Si ves las curvas de producción típicas al principio las cantidades de agua son irrisorias, de unos pocos barriles. Pero eso no quiere decir que por lo que sea los cálculos iniciales no estuvieran bien, o que hayan pillado una arena con agua en la completación, que la cementación en algún nivel con agua no haya sido buena y te entre al pozo, que reactives fracturas/fallas y te conecten zonas de agua con zonas de hc...
En esos casos toca ver si la productividad de ese pozo es suficiente como para compensar seguir produciendo así, o si gastar pasta en revisar cementaciones, cambiar cañerías de producción....
La idea generalmente es que en el plan de desarrollo del pozo se establecen una serie de pozos productores para ir produciendo desde el principio (y por tanto, generando flujo de caja). Se crean modelos digitales del reservorio (modelo estático o geológico y dinámico o de ingeniería) y según estos modelos se planifica cuándo va a empezar a decaer la producción natural del yacimiento, por lo que se hacen los cálculos económicos para ver si merece la pena utilizar recuperación secundaria (EOR) y qué tipo de recuperación. Asímismo varios de los pozos de producción pueden convertirse en pozos de inyección con el tiempo. Y teniendo en cuenta que la inyección no produce cambios instantáneos en el yacimiento. P.ej en mi modelo puede que yo perfore 3 pozos por año durante los 3 primeros años (=9 pozos), y a partir del 4º haga un inyector, para que el 6º año se me compense la caída de la producción/presión. Con el tiempo además puede que siga explorando el área y encuentre nuevas acumulaciones de hc, por lo que vaya cambiando mis planes iniciales y haga otros 5 pozos más.
Además la producción se proyecta según 3 modelos matemáticos más probables, pero luego hay que ir haciendo recalibraciones y replanteando los pozos según el modelo geológico y de ingeniería van mejorando y viendo a qué modelo se ajusta más.
Como ves el crudo se produce desde que se pone el primer pozo de producción y lo ideal es que la fase de producción natural dure lo máximo posible, porque implica menores OPEX que cualquier producción secundaria. Pero a su vez uno quiere sacar lo máximo posible lo antes posible por el tema de flujo de caja, especialmente cuando tienes un contrato de 25 años de explotación, así que se trata de buscar la mayor producción con el menor CAPEX y OPEX.
Los pozos horizontales tienen la gracia de que aumentan brutalmente la zona de producción. Ten en cuenta que un pozo vertical típico tiene un radio de 4-½” y una altura típica de 20-50m (raramente llegas a 200m), delimitados además por las perforaciones que has hecho en la cañería de drilling. Comparemos eso con pozos verticales donde tienes fácilmente >1km de tubería de producción (o el mayor del mundo, con 15km de pozo horizontal). Estos pozos, por tanto, tienen productividades brutales.
El texto que pones, ¿lo tienes en original? el enlace de crisisenergetica no funciona. Yo intuyo que o se refiere a que muchos de estos pozos están ya cerca del OWC, o que la producción está próxima a su plateau