El presente artículo es una síntesis del libro “Ciclos Exploratorios de Hidrocarburos en Bolivia: Capital, Empresas y Política”
Es imposible asegurar que existen hidrocarburos en tal o cual lugar sin antes haber perforado pozos”. Así empieza cualquier texto de perforación exploratoria, añadiendo que: Para determinar la existencia de una acumulación de hidrocarburos en alguna zona, la geología petrolera hace uso de diferentes métodos de estudio, tales como la geología de superficie, la sísmica, la gravimetría, la geología de detalle y muchos más estudios que, si bien son integrales, pero con decisiones en tiempo real (VCR).
Una vez analizada y procesada esta parte técnica, se decide si el área es o no favorable. Si la respuesta se muestra positiva, se elige el sitio para la perforación del primer pozo exploratorio. De ninguna manera esto significa que se van a encontrar reservas de hidrocarburos. Análisis estadísticos mundiales demuestran que sólo una de cada diez perforaciones exploratorias es exitosa.
En Bolivia, las estadísticas demuestran que el éxito de perforaciones exploratorias es mejor y de cada diez perforaciones dos y hasta tres son exitosas. Veamos con ejemplos concretos el desarrollo de la industria petrolífera boliviana, dentro los cuatro ciclos exploratorios.
PRIMER CICLO
La primera perforación exploratoria se inició el 24 de agosto de 1922 a cargo de la Standard Oil (Bermejo X-1) y concluyó en 1924 a la profundidad de 561 metros y resultó seco. En 1923 perforó otros dos pozos en Cambeiti y Saipurú, que llegaron a 805 y 683 metros respectivamente, pero resultaron también improductivos, hasta que en 1924 perforaron el pozo Bermejo X-2 que descubrió petróleo con poco gas a la profundidad de 635 metros, convirtiéndose en el primer pozo de hidrocarburos en Bolivia.
Después de la primera nacionalización de la Standard Oil en 1937, los esfuerzos de YPFB se concentraron en desarrollar los campos descubiertos por la Standard, que hizo una gran contribución científica al país, al descubrir cuatro campos productores y llegar al Devónico, que era la meta más preciada de esa época.
Para 1957, alrededor de 14 millones de hectáreas con potencial hidrocarburífero, estaban adjudicadas en concesión a 13 compañías de varios países. Muchas de estas empresas ni siquiera llegaron a perforar, y sólo la Gulf Oil tuvo éxito, que no fue inmediato ya que tuvo que realizar campañas exploratorias intensivas, incluso perforó 20 pozos sin obtener resultados.
El cambio de rumbo a la exploración se debió a los estudios de tres geocientistas de Gulf que propusieron buscar prospectos en el Carbonífero, que no fueron avizorados por Standard, y lógicamente, tampoco por YPFB, que seguía los pasos de esta escuela.
SEGUNDO CICLO
El 31 de agosto de 1960, mediante la perforación del pozo CAR-X01, la Gulf Oil encontró un enorme campo petrolífero, mayor que Camiri, en una zona llamada Caranda. Se trató del primer campo hallado en una zona no tradicional, para ese entonces, una planicie amplia y poco plegada y cuyos yacimientos petrolíferos no pertenecían al Período Devónico, sino al Cretácico y al Terciario. Se trataba de las Formaciones Escarment, Taiguati y Petaca, con caudales de producción iniciales de entre 300 y 1.500 barriles diarios.
Posteriormente, entre 1960 y 1969, la Gulf descubrió varios campos como Colpa, Río Grande, Santa Cruz, El Palmar, La Peña y Yapacaní. Además de otras perforaciones fallidas, que demuestran su gran labor exploratoria, la Gulf Oíl mostró una gran eficiencia en el desarrollo de los campos Caranda, Colpa y Río Grande. Hacia fines de 1968, el 80% de las reservas de líquidos y el 90% de las de gas natural, estaban en poder de esta empresa, lo que la convirtió en dueño de los hidrocarburos bolivianos, y es por eso, que se equiparó el poder de la Gulf con el de los barones del estaño, convirtiéndose en un nuevo “superestado”. El 19 de octubre de 1969, la Compañía Norteamericana Gulf Oil fue nacionalizada y expulsada del país.
TERCER CICLO
El tercer ciclo exploratorio a cargo de YPFB, se inició en 1963, con la perforación de un pozo profundo en Camiri (CAM-201) buscando las areniscas del Devónico medio. La perforación del pozo duró 18 meses y los resultados fueron negativos. En 1978, con la perforación del Bermejo X-44 se alcanzó la Formación Huamampampa del Devónico medio a la profundidad de 4.350 metros, lo que representó el descubrimiento del primer campo de condensado de gas.
Con el descubrimiento del Bermejo X-44, YPFB decidió explorar en profundidad la estructura de San Alberto, donde tenía pozos productores de la Formación Tupambi (Carbonífero), perforados en 1967, a relativa poca profundidad. Se inició la perforación del pozo San Alberto X-9 en marzo de 1990, hallando las areniscas del Huamampampa entre los 4.479 a 4.518 metros.
Las pruebas de producción determinaron 176 barriles de petróleo al día y 7,73 millones de pies cúbicos día de gas, a la presión de 2.260 libras/plg2 en boca de pozo. La reserva estimada para el pozo fue de 0,77 trillones de pies cúbicos (TCF) y para todo el yacimiento de 8,7 TCF.
Con este descubrimiento, YPFB había culminado con pleno éxito el hallazgo de las acumulaciones del tipo de condensado de gas, que estaba desarrollando en niveles profundos de los anticlinales de la faja Subandina y cubriendo una gran extensión, desde Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz.
Como quiera que YPFB no tenía recursos económicos y tecnológicos para desarrollar este campo, se optó por ceder el campo para que opere la empresa brasilera Braspetrol, que sirvió de intermediaria para averiguar y comprobar el enorme potencial del campo y así despertar los apetitos gasíferos de Brasil, que no sólo se incrementaron, sino que forzaron la suscripción de dos contratos de asociación entre Petrobras y YPFB, conforme la Ley 1194, para la exploración y posible explotación de los bloques San Alberto y San Antonio.
Lo que sigue a esta graciosa concesión, es bien conocido por la opinión pública, que con la capitalización y sobre todo con el DS 24806 le otorgan a Petrobras las mayores ventajas, con la clasificación de yacimientos nuevos y antiguos, donde aparece San Alberto X-9 como “redescubierto, pagando regalías del 18% para el mega campo, en vez de 50% como correspondía a un campo ya descubierto por YPFB.
Restaurado el dominio estatal sobre la producción de gas y petróleo, mediante el Decreto Supremo 28701, Héroes del Chaco, de nacionalización de los hidrocarburos, este fue gradual y negociada a diferencia de las dos anteriores nacionalizaciones, ya que fue relativa en los sectores de exploración y extracción de carburantes.
Con la suscripción de los contratos de operación (exploración y explotación) con 10 empresas petroleras transnacionales, se inicia un nuevo periodo. Es así, que la empresa Total fue la primera en estar conforme con estas nuevas reglas de juego al adjudicarse los Bloques Aquío e Ipati, y sirve de ejemplo para comprender mejor las etapas que se deben transitar para que un proyecto pueda ser calificado de exitoso técnica y económicamente.
BLOQUE AQUÍO-IPATI
Entre 1962 y 1963 perfora YPFB hasta una profundidad de 2.209 m y alcanza la Formación Los Monos. Si bien el objetivo era llegar al Huamampampa, pero llegar a Los Monos en esa época, constituyó una hazaña y dejó información valiosa de pozo que Total supo aprovecharla.
Recién durante los años 2003-2004, Total perfora el ICS-X1ST hasta una profundidad de 5.600 m y llega a la Formación Huamampampa, que era su objetivo. Esta perforación tuvo muchas dificultades, ya que la comprensión de la trampa gasífera cambió mucho durante la ejecución del pozo y como bien indican los geocientistas de Total, se necesitaba hacer varios pozos en el mismo campo, antes de tener una idea más clara de la ubicación y de la geometría del yacimiento.
Tuvieron que pasar varios años, esperando un nuevo marco jurídico y, aprovechando ese tiempo, los geocientistas de Total siguieron investigando la realidad geológica en profundidad y, a partir del cubo sísmico, pudieron contar con un mapa estructural al tope del Huamampampa. Con esta información básica, se animaron a perforar el 2009 un pozo de avanzada, el AQI-X1001 que tuvo dificultades iniciales y tuvo que ser complementado recién el año 2013.
Con tres pozos perforados en el Bloque Aquío-Ipati, recién el 29 de abril de 2011 se aprueba su declaración de Comercialización por YPFB y a partir de esta fecha se inicia un procedimiento financiero contable establecido en el D.S. 3278 para que los costos incurridos en la exploración básica y la perforación exploratoria, sean restituidos al operador.
Además, la declaratoria de comercialización significa el cumplimiento de muchos estudios y actividades más, como la asignación de mercado con sus porcentajes para cumplir con el mercado interno y el externo, la construcción de líneas y ductos de recolección, contar con una planta de adecuación y muchos más. En resumen, la declaratoria de comercialización se la aplica después de la perforación de dos o tres pozos productivos que son necesarios para comprender la ubicación, la geometría del yacimiento en profundidad y su potencialidad.
Luego de esto se tienen que incurrir en gastos millonarios en líneas y ductos de recolección, la planta de adecuación y luego de asignación de mercado, fijar el punto de fiscalización y la entrega de producto al transportador. Este proceso, para el Bloque Aquio-Ipati operado por Total tardó cuatro años para que los costos de más de 1.000 millones de dólares invertidos por la compañía puedan ser pagados mediante los costos recuperables admitidos y certificados por YPFB.
BLOQUE CAIPIPENDI
Campos Margaríta-Huacaya: El campo Margarita fue descubierto en el año 1998 con la perforación del pozo exploratorio MGR-X1 que comprobó la existencia de hidrocarburos (gas y condensado) en la Formación Huamampampa del Sistema Devónico, a una profundidad de 4.410 m.
Posteriormente, se perforó un pozo de delimitación de campo el MGR-X2 al sur del primero y resultó en fase acuosa. Recién, con el MGR-X3, que resultó productivo, se declaró la Comercialidad del campo con tres pozos perforados.
El campo Huacaya fue descubierto el 2007 por medio de la perforación del pozo exploratorio HCY-X1D. Inicialmente se pensaba que los campos Margarita y Huacaya, se encontraban desconectados. Sin embargo, con el desarrollo del campo y monitoreo del comportamiento y presiones de los reservorios, se ha demostrado que es un solo campo ubicado entre los departamentos de Tarija al sur y Chuquisaca al norte.
Así, el análisis de interferencia entre los pozos HCY-X1D como observador y el MGR-X3 como único productor del reservorio H1B durante junio de 2009 y septiembre de 2011, ha permitido llegar a la conclusión de la conectividad hidráulica de todo el sistema. De igual forma con los registros de presiones MDT durante la perforación del pozo HCY-2ST se comprobó la conectividad de la formación Icla, corroborando lo concluido en 2011.
Planificación de los Pozos Boyuy X-2 y Boicobo X-1: La Cuenca de Tarija cuenta con importantes campos productores de petróleo, condensado y gas, fruto de años de investigación, adquisición de datos y análisis interpretativos y multidisciplinarios de yacimientos, que se los analiza como una unidad geológica e hidráulica integral.
En base a esa información del área de explotación y exploración, donde Repsol tiene gran conocimiento, experiencia y eficacia en la producción, más el apoyo permanente de los geocientistas de su casa matriz, se planificó la perforación exploratoria de los pozos Boyuy X-2 y Boicobo X-1.
LA PERFORACIÓN DEL POZO BOYUY X-2
El pozo Boyuy se considera como un pozo exploratorio, en función de la poca data disponible. El prospecto se encuentra en el mismo tren estructural que el Margarita-Huacaya, pero estaría desvinculado del yacimiento por fallas o discontinuidades de estructura, lo que podría dar lugar a nuevos volúmenes de hidrocarburos a ser explotados.
En el año 1976 fue perforado el pozo Boyuy-X1 con objetivos someros (areniscas del Carbonífero), alcanzando la Formación Los Monos a 2.660, sin llegar al Huamampampa. Durante el año 2014, Repsol adquirió 5 líneas sísmicas 2D y desde el 2015 las procesó, interpretó y definió el prospecto. Al finalizar el 2016 se obtuvo la aprobación para perforar el pozo Boyuy Profundo (BUY-X2).
El objetivo principal de esta perforación es alcanzar con éxito las areniscas naturalmente fracturadas de la Formación Huamampampa en el bloque bajo de la Falla Mandiyuti. El pozo se plantea como vertical, con una profundidad total a alcanzar de 8.000 m (TD) y una profundidad estimada del reservorio profundo de 7.620 m (HF). Esto lo planificado, y si lo comparamos con lo real perforado, vemos que, no sólo se cumplió con el objetivo de alcanzar las areniscas del Huamampampa en el bloque bajo de la falla Mandiyuti, sino que se lo hizo con tal precisión, que deberíamos destacar el trabajo de ingeniería, diseño de perforación y prognosis geológica.
La próxima perforación exploratoria del BCS-X1: En cuanto a la planificación del Boicobo-X1, que tiene un interés especial en el Departamento de Chuquisaca, podemos mencionar que los estudios empezaron el año 2014, con la adquisición de sísmica 3D sobre Huacaya y dos líneas 2D al norte de la misma.
El 2015 se procesan e interpretan las líneas 2D y se procesa el cubo 3D. El 2016 se finaliza el procesamiento e interpretación de datos sísmicos y los trabajos de geología de campo, con lo que se llega a una pre-visualización del área. Con este trabajo se identificó la continuidad y el hundimiento del reservorio Huamampampa de la estructura de Huacaya hacia el norte, mostrando claramente la desvinculación de ésta con el área de Boicobo. La estructura de Boicobo consiste en un anticlinal de bloque alto de la falla Mandiyuti, que se extiende desde la silla estructural hacia el norte sobre unos quince kilómetros.
CASO DE ÉXITO
A modo de conclusión, podemos afirmar que la perforación del pozo Boyuy X-2 fue un éxito técnico, sin precedentes al alcanzar el objetivo previsto y haber llegado a esas profundidades con asombrosa precisión. En cuanto al éxito económico, no puede ser inmediato, ya que se espera la perforación de más pozos para confirmar la potencialidad del área y lógicamente la profundización hasta el bloque bajo del Boicobo, puede acercarnos a ese éxito económico con la apertura del cuarto ciclo exploratorio en Bolivia. Lo importante por ahora, es reiterar que se descubrió un nuevo Sistema Petrolero Activo y el más profundo de Subandino Sur.
AUTOR
Geólogo, consultor en Hidrocarburos y docente en las carreras de Geología
