Energía A Debate

No existen estudios y modelos geológicos petroleros detallados de los campos. Sólo se prioriza la explotación rápida de los yacimientos, pero no su conocimiento exhaustivo con fines de asegurar un desarrollo a largo plazo.

SALVADOR ORTUÑO ARZATE*

La provincia petrolera de Chicontepec nunca ha sido un área productora de primera línea. Presenta bajos niveles de producción por pozo y problemas técnicos (baja presión y declinación temprana). Ha habido varios proyectos de desarrollo integral fallidos o con mínimos resultados, bajísimos factores de recuperación y no hay esperanza tecnológica inmediata que resuelva su problemática geológica.

¿Por qué ahora se publica que tiene 139,000 millones de barriles (Mb) como recursos petroleros y que se necesitaría perforar más de 15,000 pozos? ¿Tiene sentido perforar los miles de pozos mencionados sólo para obtener menos del 10% de esa cantidad de hidrocarburos en 15 años? ¿Cómo se estimó y calculó esa cantidad de recursos cuando no se conocen adecuadamente la distribución y características de los posibles yacimientos y la información geológica-petrolera es, con toda evidencia, limitada? Todo apunta a pensar que Chicontepec es una quimera, para justificar el dispendio de recursos de Petróleos Mexicanos (Pemex) y poco compatible con el óptimo desarrollo de los recursos petroleros del país.

LOS PRIMEROS AÑOS

Chicontepec es una provincia petrolera conocida desde los primeros años del siglo XX, desde la época de las compañías extranjeras. Fue descubierta en la década de 1920, a partir de los primeros trabajos exploratorios geofísicos y por la perforación de los pozos del área de Poza Rica, Veracruz. Posteriormente, Petróleos Mexicanos (Pemex) inició trabajos exploratorios en la década de los años 40, luego del decreto de expropiación. A partir de los primeros pozos y por incipientes campañas de exploración, la provincia adquiriría cierta importancia petrolera para la cartera de proyectos de Pemex.

EL CONOCIMIENTO ACTUAL

Los datos e informaciones técnicas de la región petrolera de Chicontepec pueden sintetizarse en dos aspectos esenciales: el geológico y el petrolero.

El saber geológico:

Como provincia petrolera, Chicontepec debe su importancia a la existencia de una formación geológica de depósitos de “talud” constituida por intercalaciones de estratos de arenas y arcillas, denominada Formación Chicontepec de edad Paleoceno Superior al Eoceno Inferior. Su espesor oscila entre 800 a 1,000 metros, y su cima se localiza a profundidades de 1,000 a 2,000 metros de profundidad en el subsuelo. Estos depósitos se localizan entre las estribaciones de la Sierra Madre Oriental y la estructura anular de la “Faja de Oro”, en el subsuelo de la región de Poza Rica. Sus dimensiones son de 125 km de largo y 25 de ancho, con un área de 3,731 km². Las propiedades petrofísicas de las arenas ostentan muy bajas permeabilidades y porosidades, mientras que los niveles arcillosos constituyen una roca sello o impermeable. Respecto al sistema petrolero, el origen de los hidrocarburos se encuentra en las rocas más profundas del Jurásico Superior (Tithoniano), los cuales migraron y se emplazaron en los depósitos arenosos de la Formación Chicontepec.

Con relación a la adquisición de datos geofísicos, en la región se han realizado estudios sismológicos, magnetométricos y gravimétricos, así como una gran variedad de registros geofísicos de pozos pertinentes a los proyectos desarrollados. Todos los levantamientos de datos hasta ahora efectuados en Chicontepec distan mucho de ser suficientes para conocer con precisión la distribución y geometrías de los depósitos arenosos y yacimientos. En esta región se habían perforado 947 pozos hasta antes del año 2000. En estos momentos, Pemex Exploración y Producción (PEP) plantea una nueva fase de desarrollo, con 1,000 pozos nuevos ?o más? cada año.

Dadas las características geológicas de los depósitos arenosos, los factores de recuperación de hidrocarburos son muy bajos, del orden de entre 1 y 2% para aceite, en promedio, y de 5% en gas natural; y se espera incrementarlos a más de 3% para aceite y a 8% para gas hacia el año 2020, (según datos de la Cartera de Proyectos 2005-2020 de la Región Norte de PEP).

El saber petrolero:

Para el año 2000, existían 37 campos en operación en Chicontepec . Actualmente, la región cuenta con 29 áreas; de éstas, Soledad Norte es un campo desarrollado, mientras que los campos Agua Fría, Aragón, Coapechaca, Coyotes, Escobal, Horcones, Miquetla, Presidente Alemán, Soledad y Tajín se encuentran parcialmente desarrollados. También están Coyula-Japeto, Humapa-Bornita, Área 5 Chicontepec, Corralillo, Furbero, Agua Nacida, Ahuatepec, Amatitlán, Cacahuatengo, etc.

Respecto a los proyectos integrales actuales (cf. el Anuario Estadístico de 2003 y 2009 de PEP y la Cartera de Proyectos 2005-2020 de la Región Norte de PEP), se desarrollan los estudios Agua Fría-Coapechaca-Tajín (más de 300 pozos/año a perforar a partir de 2015 y hasta 2020) y Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco (más de 300 pozos/año a perforar a partir de 2015 y hasta 2020). Asimismo, se adquirirán más de 1,000 km2 de sísmica tridimensional. Como estos estudios, se han implementado un sinnúmero a lo largo de varios años, sin resultados decisivos para la problemática de Chicontepec.

Los aceites producidos varían en densidad de 18 a 45 °API, es decir, de pesados a muy ligeros, siendo la parte norte de Chicontepec la que produce aceites más ligeros. La producción actual promedio por pozo es entre 25 y 200 barriles diarios.

A pesar de los múltiples hallazgos de aceite, desde el inicio la característica distintiva de los campos descubiertos en Chicontepec ha sido la escasa producción petrolera, ya que en muy corto tiempo se presenta la disminución de la presión de los yacimientos y, consecuentemente, la declinación y la caída de la producción. En términos generales y, paradójicamente, aunque la provincia se conoce desde hace más de setenta años, el conocimiento geológico-petrolero es insuficiente, tanto por limitaciones tecnológicas reales como por falta de trabajos y estudios con objetivos precisos, así como por la complejidad geológica natural (sui generis e ininteligible) que posee la provincia.

Respecto a los recursos de hidrocarburos y reservas existentes, se ha publicado una gran cantidad de cifras, las cuales difieren entre sí, tanto para áreas y pozos específicos, como para la totalidad de la región de Chicontepec. Así, a partir de las actividades exploratorias de Pemex, se ha publicado la existencia de enormes recursos de hidrocarburos in situ. Por ejemplo, se dieron a conocer, al final de los años setenta, recursos por más de 100,000 Mb, y cuyas reservas probadas de crudo eran de 10,900 Mb, mientras que las de gas natural eran de 27 billones de pies cúbicos. Ya para el final de la década de los años noventa, la evaluación exploratoria arrojó, según Pemex, recursos in situ por más de 140,000 Mb, mientras que las reservas probadas sólo fueron de 6,546 Mb y las de gas natural de 18 billones de pies cúbicos. Incluso hoy día (2009), también se han dado a conocer recursos petroleros por 139,000 Mb.

Sin embargo, las reservas probadas estimadas para Chicontepec en la última década sólo alcanzan montos menores a 1,500 Mb y 3,822.4 millones de pies cúbicos de gas (Mpcg). La reserva probada para la Región Norte de PEP, donde se localiza Chicontepec, es de 1,628.2 Mb (Anuario Estadístico de PEP). Empero, la reserva probada de Chicontepec, estimada en 2003, por ejemplo, era de 478.7 Mb de aceite y 1,035.8 Mpcg para gas; mientras que la probable era de 6,120.3 Mb y de gas natural de 15,811.6 Mpcg. Ahora, datos de PEMEX para 2009 estiman montos de reserva probada de 412.4 Mbpce y 991.3 Mpcg, respectivamente. Y las reservas probables para 2009 (al 1 de enero) de 455.9 Mbpce; las correspondientes de gas: 1,264.5 Mpcg. ¡Esto es exiguo, en comparación con las sobrestimaciones difundidas en los medios!

Es importante mencionar que el monto de 139,000 Mb dado a conocer recientemente por PEP en los medios electrónicos correspondería a los recursos estimados in situ; y tomando en cuenta los bajos factores de recuperación (menores al 10%, o incluso del 2% según la Región Norte de PEP), el petróleo a recuperar sería menor a 13,900 Mb o quizá a 7,000 Mb. Si esta cantidad de hidrocarburos, según los planes de PEP, será producida en el transcurso de 15 años a través de 15 ó 17 mil pozos que se perforarían, el costo por barril sería enormemente alto; es ilógico. Los anuncios y las cuentas de PEP, según estas cifras, no son congruentes. Existe diferencia entre los datos publicados en el anuario estadístico de 2009 y los datos publicados a través de los medios. Aun con la más sofisticada “exégesis”, los datos y estimaciones de los anuarios estadísticos y los publicados en los medios no son concordantes.

Además, la incorporación de reservas últimamente no ha sido prolífica. Antes bien ha ido en descenso, como se menciona en el último anuario estadístico: “en 2008 las revisiones tuvieron un efecto a la baja. La reserva 3P se redujo 1,158 Mbpce. Las principales reducciones se concentraron en los campos del Paleocanal de Chicontepec (Agua Fría-Coapechaca-Tajín, Coyula-Japeto, Poza Rica, etc.), y en los campos Iride, Magallanes-Tucan-Pajonal y Muspac. Las reservas probadas también tuvieron reducciones por concepto de revisión y disminuyeron en 391 Mbpce.” En este tenor, no se olvide que la caída de la producción nacional de hidrocarburos es ya una realidad, tanto por la declinación de Cantarell como de otros campos maduros. Así, en 2008 la producción nacional alcanzó un promedio por día de 2,792,000 barriles diarios de crudo y 6,289 Mpc de gas natural, que corresponden a una producción anual de 1,451 Mb de petróleo crudo equivalente, cuando la restitución anual de reservas probadas real es menor al 10%.

Varios de estos campos han necesitado la aplicación de técnicas de recuperación secundaria o mejorada. A pesar de ello, no se ha conseguido aumentar el factor de recuperación o el alargamiento de la etapa de explotación. ¿Cómo será posible, entonces, relanzar varios campos en etapa de declinación y decir que la provincia tiene grandes expectativas futuras?

LAS BARRERAS DEL CONOCIMIENTO Y LA TECNOLOGÍA: LAS TAREAS PENDIENTES

Dadas las características geológicas singulares que presentan las rocas almacén en Chicontepec, para el desarrollo de sus campos sería necesario perforar una gran cantidad de pozos y con espaciamientos (áreas de drene) muy pequeños entre ellos. Sin embargo, también existe el inconveniente de que esas características geológicas no se conocen a detalle, principalmente su distribución, estructuración interna, arquitectura, facies litológicas, propiedades petrofísicas, etc., como para poder justificar plenamente la inversión en perforación de una tan cerrada malla de pozos. Actuar sin cautela y de manera precipitada implicaría un derroche irresponsable de recursos.

Además, no existen estudios y modelos geológicos petroleros detallados de los campos hasta ahora existentes en Chicontepec , ya que solamente se ha priorizado la explotación rápida de los yacimientos, pero no su conocimiento exhaustivo con fines de asegurar un desarrollo a largo plazo. No ha existido una verdadera gestión de yacimientos.

Los investigadores y especialistas mexicanos han realizado propuestas sobre estudios y tecnologías de vanguardia para abordar la problemática y abatir las barreras tecnológicas que existen actualmente para, en el futuro, explotar eficazmente Chicontepec. Tales enfoques, en el ramo de la geofísica, son el uso de nuevas tecnologías como la sísmica tridimensional, multicomposicional, los estudios de petrofísica?sísmica, la morfología sismoestratigráfica, facies sísmicas, registros de imágenes sísmicas en los pozos ya existentes, atributos sísmicos, análisis petrofísico, caracterización sísmica (inversión acustica/elástica simultánea, AVO), etc. En el plano del conocimiento geológico: caracterización diagenética y sedimentológica, la estratigrafía de secuencias, modelos geoestadístico-matemáticos de rocas almacén, o el modelado geológico y de yacimientos, la madurez de la roca generadora, caracterización y modelación matemática de sistemas petroleros, entre otros.

Todo lo anterior constituiría los primeros pasos para iniciar la solución de la problemática sobre la caracterización petrofísica de yacimientos (porosidad y permeabilidad) y la distribución y geometría de los cuerpos arenosos. Así, un mejor y más preciso conocimiento de los depósitos y yacimientos podría tener, tecnológicamente, un cierto aumento del factor de recuperación, para un manejo y gestión más adecuada y duradera de esta región petrolera. Debería ser prioritario que se resuelvan los problemas de caracterización geológica y geofísica integral y de detalle, primero, antes de planear una etapa de perforación masiva.

Finalmente, es fundamental abordar una evaluación lo más precisa y honesta posible de las reservas probadas, probables y posibles en Chicontepec. La falta de certidumbre en la evaluación de las reservas, en general, pone en riesgo la estabilidad técnica y financiera de la industria petrolera, así como la viabilidad económica del país.

REFLEXIÓN FINAL

La problemática petrolera actual de Chicontepec conlleva contingencias significativas, como el desconocimiento del modelo geológico de los posibles nuevos yacimientos, de su distribución y geometría, además de la existencia de bajos factores de recuperación. Frente al rezago en el conocimiento de Chicontepec existen, además, barreras tecnológicas por ahora insalvables, incluso en el ámbito mundial. Es falso que la contratación de compañías de servicio atraiga las soluciones tecnológicas que ahora no existen. El caso Chicontepec tiene aún demasiada historia por escribirse. No es la solución a la galopante declinación de la producción petrolera nacional, ni a la crisis económica que ahora comienza. Los sofismas publicitarios no resuelven las problemáticas nacionales. Urgen estrategias, proyectos y acciones económico-estructurales eficaces.

Tampoco la “reforma energética” hará posible sacar de los yacimientos más hidrocarburos de los que geológica y tecnológicamente es posible extraer. Chicontepec es ahora sólo un impacto mediático y un dislate político que encubre el dispendioso consumo y la cesión de los recursos petroleros nacionales.

⁽¹⁾Barbosa Cano, F., 2000.- Exploración y reservas de hidrocarburos en México. IIEc, UNAM.
⁽²⁾PEMEX, Exploración y Producción, 2009.- Las reservas de hidrocarburos del México al 1 de enero de 2009.
⁽³⁾Barbosa Cano, F., 2000.- Exploración y reservas de hidrocarburos en México. IIEc, UNAM.
⁽⁴⁾Barbosa Cano, F., 2000.- Exploración y reservas de hidrocarburos en México. IIEc, UNAM.
⁽⁵⁾Barbosa Cano, F., 2000.- Exploración y reservas de hidrocarburos en México. IIEc, UNAM.
⁽⁶⁾PEMEX, Exploración y Producción, 2003.- Las reservas de hidrocarburos de México al 1 de enero de 2003.
⁽⁷⁾PEMEX, Exploración y Producción, 2009.- Las reservas de hidrocarburos del México al 1 de enero de 2009.
⁽⁸⁾PEMEX, Exploración y Producción, 2009.- Las reservas de hidrocarburos del México al 1 de enero de 2009.
⁽⁹⁾PEMEX, Exploración y Producción, 2009.- Las reservas de hidrocarburos del México al 1 de enero de 2009.
(¹⁰⁾Barbosa Cano, F., 2000.- Exploración y reservas de hidrocarburos en México. IIEc, UNAM.

* Ex investigador del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), miembro del Sistema Nacional de Investigadores y consultor en Geología y Recursos Energéticos (soarenoir12@yahoo.fr )