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Por Ing. Edmundo Pérez P.

En Bolivia las reservas probadas de gas y petróleo, están disminuyendo aceleradamente al influjo de la producción de importantes volúmenes volúmenes de gas y que son monetizados para reforzar principalmente el erario nacional y también para la recuperación de los capitales invertidos por empresas que han desarrollados aquellos activos. Causa preocupación evidenciar que aquellos volúmenes de gas, no son reemplazados con nuevas reservas que son el resultado en última instancia de la actividad de pozos exploratorios. Un informe de  YPFB CORPORAC ION  ION , indica que las reservas podrían durar hasta el año 2023 (10 años), esta posibilidad surge en base a las 11 TCF que maneja la estatal petrolera, pero reservas sin certificar. También existe un estudio realizado por un especialista, en el cual indica que a partir del año 2017, se presentarían problemas, Presumimos que tomo las 9.9 TCF de reservas certificadas. En general son lapsos de tiempos apremiante apremiantes. s. Posiblemente Posiblemente

por la urgencia de paliar esta situación mueve a que  YPFB CORPORACION, mediante, YPFB CHACO, a perforar  el pozo exploratorio CAIGUAperforación del del pozo exploratorio exploratorioTIMBOYX1001D, y YPFB Petroandina SAM SAM, inicie la perforación  X2. Estos pozos tienen similitud en cuanto a condiciones estructurales-estratigráficas y buena información litológica, si consideramos que están ubicados en el mismo cordón morfoestrutural morfoestrutural del Aguarague y a una una relativa corta distancia. Brevemente se realizara un análisis geológico de los posibles resultados, resultados , apuntalados en valores geológicos de pozos y en información geológica de revistas especializadas especializadas

HISTORIA EXPLORATORIA

El largo cordón plegado y sobrecorrido sobrecorri do del Aguarague, (Serrania de Aguarague), ha sido investigado con fines petroleros desde comienzos del siglo pasado. La historia exploratoria marca el año 1926 el inicio de la fase de la perforación exploratoria, siendo la empresa Standart Oil Company la que perfora el pozo exploratorio Sanandita-X1, alcanzando una profundidad final de 615 metros bajo la boca del pozo (mbbp), descubriendo petróleo en un reservorio de la Formación Tarija del Sistema Carbonífero. Continuando Continuando hacia el norte, la mencionada mencionada empresa, en el año 1931 1931 perfora el pozo exploratorio explorato rio Caigua-X1, llegando a una profundidad profundida d final de 1433.7 mbbp, posiblemente investigo los reservorios reservorios de la Formación Huamampampa. Huamampampa. Posteriormente YPFB, en el año 1970, con la perforación del pozo Los Monos-X8, que alcanzo una profundidad final de 1501 mbbp, descubre petróleo y denomina a los reservorios Huamampampa B, C, D y E. Para los fines del presente análisis los valores estratigráficos y estructurales estructurales del sondaje, son muy importantes. En Bolivia, Bolivia, fue el primer pozo que produjo petróleo liviano de la Formación Huamampampa Continuando con la exploración del largo cordón morfoestructural Aguarague, YPFB, en el año 1983 perfora los pozos Pilcomayo-X1 e Itacuami-X1, Itacuami- X1, ambos ambos resultaron secos pero brindaron valiosa información geológica. El campo Caigua, con sus 11 pozos perforados , brinda la mejor información geo petrolera, en cuanto a contactos de fluidos, formaciones y secuencia estratigráfica, está situado al norte del rio Pilcomayo

  Otros pozos de importancia ubicados al norte del campo Caigua son: Camatindi-X10, Camatindi-X36 y Camatindi-X1000, todos resultaron acuíferos y estructuralmente en hundimiento norte de la culminación Caigua. (Correlación de abajo)

INFORMACION DISPONIBLE DEL SUBSUELO-POZOS

Consiste en la siguiente: Topes de formaciones, secuencia estratigráfica, contactos de petróleo-agua, registros eléctricos de pozo, recortes de pozo, etc.

NORTE DEL RIO PILCOMAYO

Pozos de los campos Caigua y Camatindi SUR DEL RIO PILCOMAYO

Pozo: Pilcomayo-X1, pozos del Campo Los Monos. Itacuami-X1, Timboy X1 y X2, pozos del campo Sanandita. POZO EXPLORA TORIO CAIGUA-X1001D (YPFB CHACO)

El pozo CAI-X1001D, está ubicado en el CAMPO CAIGUA. Por la importancia de este campo en cuanto al aporte al conocimiento del potencial petrolero de la Formación Huamampampa, presentamos un corto resumen: El campo está situado en la estructura anticlinal de Caigua, aproximadamente en la parte central del Cordón morfoestructural Aguarague y hacia el norte del rio Pilcomayo. EL CAMPO CAIGUA, fue uno de los primeros donde se obtuvo producción comercial de

petróleo de los reservorios cuarciticos denominados B, C y D, de la Formación Huamamampapampa del Sistema Devónico. La producción de petróleo acumulada al 3006-96, alcanzo a 6.267.514 barriles. En total se han perforado 11 pozos; El CAI-X11, perforado el 27-10- 1979 por  YPFB antiguo  fue el último realizado en esta estructura. Este descubrió gas en las formaciones Icla y Santa Rosa, cuyas reservas probadas calculadas preliminarmente por  YPFB antiguo, alcanzan a 8.340 y 15.740 MMpc de gas, fue cerrado y las reserva catalogadas como marginales. La perforación del CAI-X11, con sus 2932 metros de profundidad final, dejo establecida, los aspectos geológicos siguientes: Una secuencia estratigráfica normal del tiempo Devónico, compuesta por las formaciones Los Monos, Huamampampa, Icla, Santa Rosa y la Formación Tarabuco del Sistema Silúrico, reiteramos sin complicaciones tectónicas.

Como se menciona en párrafo superior el fallamiento en la estructura anticlinal CAIGUA, no afecta la secuencia estratigráfica. Sin embargo de acuerdo a las técnicas modernas del análisis estructural, se puede denominar LÁMINA DE CORRIMIENTO CAIGUA, a los volúmenes de rocas conformadas por las formaciones de los Sistemas Devónico y Silúrico, productoras de petróleo y con reservas de gas (líneas superiores). Se aclara que la falla inversa basal CAIGUA que tendría que dar el nombre a LÁMINA DE CORRIMIENTO CAIGUA, no fue atravesada por ningún pozo perforado en el tren estructural AGUARAGUE. El pozo TIMBOY-X2, ( YPFB Petroandina SAM), por su profundidad final atravesara principalmente la falla inversa basal CA IGUA. Estos sondeos están muy ligados en sus condiciones geológicas.

Volviendo al análisis del pozo CAIGUA-X1001D, se concluye en los siguientes aspectos 

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La inversión económica es mayormente de   YPFB CORPORACION, por poseer la mayoría de las acciones bancarias de la ex empresa Chaco. El pozo CAIGUA-X1001D, está ubicado en la planchada del CAIGUA-5 La profundidad final que alcanzara es de 3500 metros, y su objetivo principal es la Formacion Tarabuco, se colige que los metros finales dentro esta Unidad litológica serán horizontalizados. La secuencia estratigráfica que investigara el pozo, no tendrá alteraciones tectónicas. Es la misma del CAI-X11.

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Los pozos del campo CAIGUA, tienen una alineación en fila india, de donde sus alturas estructurales para una correlación longitudinal estratigráfica-estructural, con el fin de direccionar el nuevo pozo es muy buena. Las nuevas reservas de la formación Tarabuco que aportara este sondaje, posiblemente no superaran a las de las formaciones Icla y Santa Rosa, descubiertas por el pozo CaiguaX11, en este último clasificadas como marginales. No es un proyecto exploratorio expectante. TIMBOY-X2 Y SUS POSIBLES RESERVAS BREVE COMENTARIO SOBRE EL AVANCE DE LA PERFORACION DEL POZO EXPLORATORIO TIMBOY-X2 Y SUS POSIBLES RESERVAS DE GAS Y PETROLEO.

Por Ing. Edmundo Pérez P.

En Bolivia, la fase exploratoria para descubrir reservas de gas y petróleo con objetivos profundos fue iniciada en el siglo pasado. Esta actividad explorativa, requiere de grandes inversiones y debe ser intensiva y sostenida pues, debe perdurar en el tiempo debido al actual ritmo de producción y que por consecuencia los volúmenes de reservas tienen una disminución acentuada y su reposición debe efectuarse prontamente. En la subprovincia geológica y petrolera del Subandino Sur de Bolivia, actualmente esta circunstancia es evidente en el largo cordón morfoestructural del Aguarague, donde se perfora el POZO EXPLORATORIO PROFUNDO TIMBOY-X2, que alcanzara una profundidad final de 5150 metros, para sondear los reservorios profundos del tiempo Devónico, distribuidos en las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Como antecedente fundamental estos son importantes productores de gas y condensado en los Megacampos, distribuidos en esta subprovincia.

Este pozo está operado por la empresa subsidiaria de YPFB Corporación, YPFB Petroandina SAM. Con una inversión de hasta 70 millones de dólares y de acuerdo al paquete accionario a YPFB corporación, le corresponde el 60 % En este breve análisis, consideramos una corta información publicada:

La perforación, al mes de mayo de la presente gestión, alcanzo la profundidad de 2070 metros bajo la boca del pozo y atravesó la Formación Huamampampa, sin inconvenientes técnicos, de seguir la actividad perforadora a este ritmo, la profundidad final de 5115 metros se alcanzaría en el mes de octubre. Fueron explicaciones del Ing. Luis Carlos Sánchez, Gerente Nacional de Evaluación de Recursos Hidrocarburiferos de YPFB Corporación (Revista Energy Press, del 28 de abril al 4 de mayo de 2014, pág. 15). Con el conocimiento geológico regional del cordón morfoestructural del pliegue anticlinal, del  Aguarague, se ha establecido la existencia de una falla en el subsuelo que se la ha denominado FALLA CAIGUA. , (Nominación del autor, en número anterior de este blog). En el bloque alto de esta fractura, está ubicado el pozo en cuestión y otros, como los del campo Caigua que fueron productores de petróleo y gas de reservorios someros y perforados sin detectar zonas con presiones anormales en la Formación Los Monos. (Sin inconvenientes técnicos)  Atravesar con la perforación el Bloque Bajo de la Falla Caigua, es muy importante para la vigencia del proyecto POZO TIMBOY-X2, puesto que volvería a repetirse la secuencia estratigráfica Devónica, (formaciones Los Monos, Huamampampa, Icla y Santa Rosa) y que son los objetivos profundos de la investigación. La perforación se inició el17 de septiembre de 2013, para perforar 5115 metros, en un tiempo de 365 días y es posible que luego de un poco de más de un año, (al mes de octubre de 2014) del avance de la perforación, se hubieran penetrado los objetivos profundos señalados en líneas superiores. (No se conoce ninguna información actualizada) Sin embargo puntualizamos lo siguiente: Supuestamente al estar perforando nuevamente la Formación Los Monos, (bloque bajo de la falla Caigua), pueden presentarse las zonas con presiones anormales en la Formación Los Monos, restringiendo el avance de la perforación y de acuerdo con la experiencia, obligaría a cubrir estas zonas con una cañería. Bajo esta situación, el avance de la perforación por la complejidad geológica, no es una suma aritmética, tal como lo indica el ejecutivo de YPFB Corporación, en la publicación mencionada en líneas superiores. De acuerdo con la certificación realizada por JLJ Petroleum Consultants al 31 de diciembre de 2013, Bolivia, tiene reservas probadas de 10,45 TCF de gas natural, es decir,descontado el

consumo, sólo subió 0,51 TCF en los últimos cuatro años, con respecto a la certificación de 2009, de 9,94 TCF. Lo cierto es que es un volumen de gas natural muy bajo que no proviene de un descubrimiento exploratorio. Bajo esta marco , los volúmenes de reservas de gas natural de 0.7 TCF, que podría descubrirse con la perforación del pozo exploratorio Timboy-x2, se hacen expectantes. Lo poco es mucho, es un adagio popular  EN RESUMEN:

Es un proyecto de elevado costo, alto riesgo. Y una importante contribución al conocimiento geo-científico. Es un pozo exploratorio en profundidad que investigara la secuencia estratigráfica Devónica, integrada por las formaciones Los Monos, Huamampampa, Icla y Santa. En la actividad de la perforación lleva un año y un mes a octubre de 2014.