las posibles reservas petroleras de guatemala
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Las posibles reservas petroleras de Guatemala
Un estudio guardado celosamente por el Ministerio de Energía sugiere que Guatemala contaría con reservas probables de 850 millones de barriles de crudo.
Mientras la economía guatemalteca es impactada sin clemencia por un tercer shock petrolero mundial, un estudio realizado hace tres años por un grupo de expertos venezolanos, el cual es celosamente guardado por las autoridades del Ministerio de Energía y Minas (MEM), sugiere que Guatemala podría contar con unas reservas posibles (la probabilidad de que esta cantidad de crudo pueda ser confirmada es de un 10 por ciento) entre 4 mil y 6 mil millones de barriles de crudo, aunque las reservas probables (el margen de probabilidad se eleva a un 50 por ciento) podrían ascender a 850 millones de barriles distribuidos en cuatro cuencas.
Sin embargo, el potencial petrolero del país podría ser mucho mayor, señala Evanan Romero, ex director de Petróleos de Venezuela (PDVSA) y líder del Grupo Asesor Petrolero Venezolano (GAPV), que realizó ese estudio. Según él, Guatemala tiene un potencial estimado entre 4 mil millones y 6 mil millones de barriles de crudo en reservas posibles.
Las reservas probadas (cantidades de petróleo, que por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con “razonable certeza” que serán recuperables comercialmente) ascienden a 150 millones de barriles; de confirmarse las reservas probables, Guatemala podría alcanzar una producción petrolera de 50 mil barriles diarios (el consumo-país oscila entre 75 mil y 80 mil barriles de derivados de crudo al día), y se cuatriplicarían los actuales niveles de producción que promedian los 14 mil barriles diarios.
Según el experto, al precio actual del barril de petróleo de Guatemala (alrededor de US$80), las reservas probadas ascienden a un total de US$15 mil millones en valor de mercado.
Descarta teoría del popoteConsultado respecto a los hallazgos de petróleo en Belice, cercanos a la frontera guatemalteca, y México, un país productor, Romero señala que difícilmente podrían extraer el crudo de los yacimientos nacionales, ya que existen regulaciones internacionales y las áreas fronterizas no son las de mayor potencial, asegura.
¿Dónde está el petróleo?En la Política Energética y Minera 2008-2015 elaborada por el anterior Gobierno, se establece un portafolio con seis áreas petroleras listas para licitar a los inversionistas, las cuales se ubican en las cuencas Petén sur, Petén
norte, Amatique y costa del Pacífico.
El ex viceministro de Energía, Arturo Letona, ahora consultor residente de GAPV, explicó que la cuenca del Pacífico es la menos estudiada, se han perforado dos pozos en tierra firme y uno mar adentro con resultados desfavorables, se debe hacer pruebas con una plataforma marina para confirmar existencia de crudo.
Además de las dos cuencas en Petén y la zona del Pacífico, el país tiene su mayor potencial petrolero en el área de Amatique, hacia el mar Caribe, a partir de estudios realizados y utilizando un ejercicio probabilístico se pueden esperar rangos entre 2 mil 686 millones de barriles hasta 6 mil 482 millones de barriles, con un promedio alrededor de 4 mil 472 millones de barriles de petróleo. Sin embargo, los anteriores valores se deben manejar con cautela y requieren la necesidad de estudios más detallados para cuantificar las reservas y establecer una estrategia de manejo del recurso, advierte Letona.
“Se pudiera seguir hablando de los recursos petroleros de Guatemala, sus reservas probadas, las posibles y las probables, sin embargo, es evidente de que todo esto requiere la integración de un ente específico encargado del manejo de los recursos petroleros patrimonio del país”, concluye Letona.
Por su parte, Romero señala que se necesita de un plan de país para desarrollar los campos petroleros, que requieren un promedio de ocho años para producir. Ya existen algunos estudios técnicos, sólo falta que el Gobierno impulse la inversión en el sector, afirma; sin embargo, aconseja que no sea una empresa estatal porque puede constituir un potencial foco de corrupción.Aunque se trató de entrevistar a Carlos Meany, ministro de Energía y Minas, para tener sus consideraciones respecto al estudio realizado por los venezolanos, no accedió a lo solicitado. En una entrevista publicada en mayo pasado, Meany resaltaba que podría elevarse la producción petrolera nacional hasta unos 100 mil barriles diarios sólo con las áreas ya perforadas.
1. INTRODUCCIÓN
uatemala es un país que presenta tres grandes cuencas sedimentarias: la cuenca del Petén, la cuenca de la bahía de Amatique, y la cuenca del Pacífico. De estas, se ha explorado y explotado en una medida considerable
la cuenca del Petén y solamente se han realizado exploraciones en la cuenca de Amatíque; mientras que no se han realizado exploraciones en la cuenca del Pacífico. La cuenca de Amatique presenta varias formaciones que podrían contener hidrocarburos; la formación Herrería, la sub cuenca del Motagua y las formaciones de Río Dulce son ejemplos de esto.
G
En la cuenca de la bahía de Amatique se encuentran rocas sello, almacén y generadora de hidrocarburos y las perforaciones realizadas han encontrado importantes indicios de la posible existencia de reservas petroleras en la zona.
A pesar de que aún no se han encontrado trampas de importancia considerable; es necesario realizar aún mas estudios para concluir con la posible existencia de otras estructuras geológicas.
2. LOCALIZACIÓN DE LAS CUENCAS PETROLERAS DEL PAÍS
Cuadro geotécnio y estructural de Guatemala:
(A) Zona Norte:
Está conformada por cuencas sedimentarias del cenozóico y mesozóico, que recubren sedimentos antiguos que afloran en las montañas mayas.
(B) Zona Central:
Está formada por un arco convexo de rocas metamórficas, constituye la cordillera central del país, es una zona montañosa y fallada, limitada al norte por la falla del polochic.
(C) Zona Sur:
Está formada por aparatos y sedimentos volcánicos que recubren una cuenca mesozoica algo metamofizada
(D) Zona extremo-sur:
Formada por la zona de costa y su prolongación, hacia la fosa mesoamericana, llamada también cuenca del pacífico
3. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCIA DE AMATIQUE
3.1. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA ESTRATIGRAFÍA
Buenas indicaciones de gas y petróleo fueron encontradas en el pozo Manabique. Las rocas madre probablemente se desarrollaron hasta cierto grado tanto en secuencias Terciarias como en Cretácicas, pero únicamente estas últimas tienen probabilidades de haber alcanzado madurez. El historial de enterramiento y maduración de la secuencia Cretácica es incierto y, en el caso pesimista, hidrocarburos pudieron haber sido generados en tiempos del pre-Oligoceno y perididos en la Inconformidad de la Base del Terciario Medio. Como una alternativa, la generación de hidrocarburos pudo haber principado en el Terciario tardío cuando las trampas estructurales válidas estaban bien desarrolladas
3.2. ROCAS GENERADORAS
Se tomó una muestra de manadero y fué analizado por la empresa Petra-Chem, concluyendo que el petroleo es fuertemente biodegradable y que posee un alto contenido de azufre y una baja abundancia de alcanos de cadena recta; otras mediciones indicarían que el petróleo es más liviano que el de Petén.
La muestra (lignita) tuvo un 55.02% de COT y la producción de pirólisis fue de 41.662 ppm. La caracterización del kerógeno por pirólisis, indicó que la muestra produciría hidrocarburos gaseosos al alcanzar su madurez. Una medición promedio de la reflectancia de la vitrinita de Ro = 0.18% indicó que la muestra es muy inmadura.
Se calculó para la parte más profunda de la cuenca según información sísmica. Se asumieron las velocidades apropiadas para los clásticos Terciarios más recientes. Se asumió un gradiente de 1.90 °F/100 ft, la edad máxima para la secuencia en 10 millones de años y un historial de enterramiento constante e ininterrumpido. El resultado indca que se pudo haber alcanzado la madurez máxima.
Esto sugiere, que es valido asumir que el petróleo visto en la cuenca se deriva de una fuente Terciaria y que podría existir una roca madre considerable. Sin embargo, el potencial petrolífero de la cuenca no se encuentra o cae detnro de la madurez de la sección Terciaria, ya que en el área litoral, también podrían haber rocas madre Cretácicas.
3.3. ROCAS ALMACÉN
Existe una alta probabilidad de encontrar reservorios en las arenas someras de la formación Herrería, de la formación Río Dulce y en una variedad de unidades pre-Oligocénicas. Aún las rocas Pérmicas o de basamento podrían considerarse roca almacén si estuvieran fracturados y meteorizados.
Formación Herrería
En el intervalo de 1544-1658 ft se encontraron arenas de granos finos a gruesos no consolidados. Las arenas fueron reportadas como de mica y cloríticas. El registro de resistenca eléctrica muestran altos valores de rayos gamma. Las arenas son lutíticas según las porosidades de los registros. Las porosidades exceden del 30% pero el promedio es de mas o menos 25%, si se hacen correcciones de lutita. La base de las areniscas no se distinguen en los registros y está bien indicando en las descripciones de los cuttings. La bajas y uniformes resistividades indican que las areniscas contienen agua.
Espesor total 118 ft
Reservorio Neto 118ft
Neto/Total 1.0
Porosidad promedio 25%
Formación Río Dulce Superior
El Mioceno se extiende hasta los 4706 ft de profundidad y contiene carbonatos hasta los 3606 ft con carbonatos y carbones de 3606-4706 ft. los carbonatos son predominantemente dolomías hasta los 3378 ft. Debajo de este intervalo el pozo está muy lavado. Sin embargo las descripciones de los lodos determinan que los carbonatos contienen principalmente calizas.
Se reportó pérdida de circulación en el tope del intervalo carbonático, sugiriendo fracturas en la formación. Los altos valores de rayo gama y la forma errática del agujero también apoyan estas suposiciones. Los carbonatos superiores contienen capas delgadas de arcilla y podrían, en general, ser más arcillosos.
Las dolomías fueron descritas como duras, criptocristalinas, pero ocasionalmente vaculares, con una textura cristalina sucrosa. Las vacuolas algunas veces fueron descritas como rellenas. Los registros indican que los carbonatos varían de calizas dolomitizadas a calizas. Las porosidades en las dolomías son generalmetne de 15 a 20% pero en las calizas inferiores podrían oscilar entre 17 y 35%.
Espesor total 698 ft
Porcentaje de porosidad
Carbonato Netos Relación Neto/Total Porosidad promedio
Tabla 1 0% porosidad 652ft 0.934 8.6% 5% porosidad 353ft 0.504 13.0% 10% porosidad 197 ft 0.282 16.8%
Formación Río Dulce Inferior 4706-6358 ft
El oligoceno contiene predominantemente carbonatos con algunos intervalos de arcillas, únicamente, en los intervalos superiores de 4727 ft a 4864 ft y 5092-5380 ft. Los carbonatos son casi totalmente calizas con dolomitización, evidentes sólo en los 250 ft inferiores de la sección penetrada. Las calizas son descritas como blancas, de firmes a duras, cretosas a criptocristalinas. Los registros indican que las pororisdades mejoran con la profundidad. En los intervalos más superficiales, las porosidades varían hasta un 35% pero por lo general promedian un 12%. Sin embargo, abajo de los 5524 ft las porosidades se encuentran constantemente en el intervalo dolomitizado debajo de lo 6100 ft las porosidades bajan a un 15%
Espesor Total: 698 ft
Porcentaje de porosidad
Carbonatos netos Relación Netos/Total
Porosidad promedio
Tabla 2 0% porosidad 1437 ft 0.875 15.7% 5% porosidad 1350 ft 0.822 16.5% 10% porosidad 1162 ft 0.708 17.9%
Las zonas interesantes del reservorio se encuentran en los carbonatos Miocénicos de la Formación Rio Dulce y los carbonato masivos de la Formación Cobán del Cretácico. Han habido indicios de hidrocarburos en ambos pozos según los análisis de registros de varías compañías. Estos estuvieron en los carbonatos Terciarios y Cretácicos
Formación Rio Dulce 3600-5134 ft
Espesor Total 1534 ft
Porcentaje de porosidad
Carbonatos Netos Relación Neto/Total Porosidad promedio
Tabla 3 0% porosidad 1534 ft 1.000 10.9% 5% porosidad 1042 ft 0.680 14.6% 10% porosidad 708 ft 0.461 18.6%
3.4. ROCAS SELLO
El tope del almacén de la formación Río Dulce, coincide con un revestimiento de zapata y el límite entre los registros corridos. Sin embargo los carbonatos masivos están indicados en el registro sónico de los 3620 ft. Las condiciones del pozo en toda la unidad, son extremadamente erráticas con un registro de de densidad que frecuentemente pierde contacto. Estás características podrían ser el resultado de fracturamiento dentro de la formación. Pérdidas de circulación fueron reportadas en varias zonas dentro de este intervalo y particularmente a los 4230 ft, lo cual pudo confirmar aún más las indicaciones de fracturas. Se reporta que el operador calculó que unos 2.5 millones de barriles de agua salada fueron perdidos en la formación mientras se perforaba el pozo.
El sellamiento en la cuenca es más problemático. Los carbonatos de la Formación Río Dulce no necesariamente podrían proporcionar un sello para las estructuras pre-Oligocénicas. Sin embargo, se encontró lutitas basales en el Manabique 1-C, y si esto estuviera ampliamente desarrollado, sería suficiente para sellar los reservorios subyacentes. En la figura 2 , se observa una gran variedad de posibles tipos de trampas que se pudieron desarrollar dentro del área. A pesar de que estas son especulativas por necesidad, el diagrama por los menos inidca los tipo de rasgos que se podrían buscar si se contara con una cobertura adecuada de información sísmica de buenca calidad.
4. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
La sísmica y perforación realizadas hasta la fecha, han demostrado la existencia de una cuenca con una fallada y bien estructurada base terciaria-media, con una superficie erosionada y sobreyacida y por 11000 ft de carbonatos Oligo-Miocénicos y clásticos Plio-Pleistocénicos. La sección Terciaria tiene un busamiento regional hacia el sur, dentro de un depocentro al pie de la Falla del Polochic.
4.1. MAPAS Y PERFILES GEOLÓGICOS
4.2. TIPOS DE TRAMPAS EN LA CUENCA
Sub-cuenca Izabal: No se han reconocido trampas estructurales obvias de ningún tamaño, pero una gran variedad de trampas parcial a totalmente estratigráficas podrían existir. Las posiblidades incluyen:
(1) surcos clásticos con dirección de la falla localizada en el flanco norte
(2) arenas lenticulares turbidíticas o fluvio/deltáicas, interestratificadas con rocas madre maduras en las partes profundas de la cuenca y
(3) arenas de la línea costera que se encuentran sobrecorridas y surgen en el flanco sur de la cuenca
A pesar de la falta de buenas trampas estructurales, se considera que esta cuenca posee un potencial razonable para campos petroleros de tamaño mediano a pequeño.
Sub cuenca Motagua: En la cuenca podrían existir trampas anticlinales en los lugares donde ha existido compresión. Y todas las subcuencas del área de Amatique se pueden comparar con las cuencas productoras del sur de California. Estas pequñas cuencas están asociadas a un sistema de fallacimento de movimiento lateral activo.
5. ESTUDIOS REALIZADOS EN LA CUENCA
5.1. GEOQUÍMICA
La información geoquímica de la subcuenca del Lago de Izabal, está limitada al análisis de una muestra de un manadero prominente que se encuentra a lo largo de la ribera del Río Frío en el extremo este de la cuenca y, también a la información del análisis de una muestra de superficie de un afloramiento de la lignita Terciaria.
El manadero fué analizado por Petra-Chem, quienes concluyeron que el petróleo está fuertemente biodegradado. Tienen un alto contenido de azufre, alta actividad
óptica y una baja abundancia de alcanos de cadena normal. Las mediciones de isótopos de carbono revelan que este petróleo es significativamente mas liviano que el petróleo del Petén. Esto podría indicar que se deriva de una roca madre diferente.
5.2. PERFORACIONES
Manglar-1
Este pozo penetró unicamente los sedimentos Terciarios. Se encontraron tres intervalos principales de rocas madre. El más superficial estaba formado por arenas no consolidadas en la Formación Pleistocénica Herrería. Los dos intervalos más profundos fueron de carbonatos de edad Mioceno y Oliogoceno e incluían calizas y dolomías.
Manabique 1-C
El pozo Manabique 1-C está cerca de la costa, habiendo perforado una prundidad total de 13,845 ft (4229 m) en dolomías y anhidritas Jurásicas ó probablemente Pérmicas. El análisis de registros eléctricos en los 2,000 ft de carbonatos cretácicos Cobán, indicaron intervalos con algún potencial petrolífero. Sin embargo, las pruebas realizadas no respaldaron lo anterior. La sección estratigráfica muestra algunas similaridades con las encontradas más al oeste en la Cuenca Petén. Sin embargo, el grueso intervalo carbonático Cretácico, del Grupo Cobán, en el pozo Manabique contiene carbonatos masivos sin las gruesas anhidritas que se encuentran en el continente. (los estudios los realizó Union Texas).
El Manabique 1-C penetró una sección mucho más extensa que el pozo Manglar-1. El pozo alcanzó evaporíticas y dolomías Pérmicas después de penetrar los clásticos y los carbonatos Terciarios, gruesos carbonatos Cretácicos y evaporitas, carbonatos y arcillas Jurásicas de la Formación Todos Santos.
Se reportó que varios análisis de los registros del pozo Manabique 1-C tienen saturaciones de hidrocarburos computadas; en el Terciario de los 3620 ft a la base. El pozo está muy lavado y el nivel de confiabilidad para los análisis ha sido reconocido
Manabique 1-A: reportó flujos intermitentes de metano y ácido sulfídrico.
6. CONCLUSIONES
(1) Guatemala cuenta con tres cuencas principales: la cuenca Petén, la cuenca Manabique y la cuenca Pacífico.
(2) En la cuenca Manabique se han realizado estudios de geoquímica en el manadero sercano al río Frío, en uno de los bordes de la cuenca.
(3) Los análisis demostraron que el petróleo de la cuenca es mas liviano que el de Petén.
(4) Se han perforado varios pozos exploratorios en la cuenca Manabique; con los cuales se ha logrado determinar, entre otras cosas, la naturaleza de los hidrocarburos, las porosidades de las rocas, el espesor de las estructuras, la existencia de rocas madre, sello y almacen; respectivamente.
(5) Varias empresas han participado en la exploración de la cuenca de la Bahía de Amatique, entre ellas la Union-Texas y la empresa Petro-Chem
7. BIBLIOGRAFÍA
Kant César Exploración de hidrocarburos
1989
MS Corea