EL POTENCIAL DE PETRÓLEO DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS BRASILERAS MÁS ALLÁ DEL PRESAL

20.12.2012

 

 

Pedro Victor Zalán

ZAG Consultoría en Exploración de Petróleo Ltda.

 

El anuncio hecho por el Ministro de Minas y Energía, Edison Lobão, de que la 11ª ronda de la ANP de licitación de bloques exploratorios de petróleo y gas (Subasta 11) estaba finalmente confirmada para Mayo de 2013, me impulsó a escribir un artículo sobre la potencialidad de petróleo de las áreas sedimentarias brasileras fuera de la llamada “picanha azul”*, polígono famoso con área de 149.000 km2 que delimita el tan alabado presal en las Cuencas de Santos, Campos y Espírito Santo. Intentaré pasar el mensaje de que el potencial brasilero para hidrocarburos va más allá del sistema petrolero llamado de presal de estas cuencas. Es posible que en ninguna otra cuenca encontremos sistemas de petróleo tan ricos como este, pero, con una alta probabilidad, encontraremos a lo largo de las próximas décadas sistemas de petróleos diversos significativamente ricos en petróleo y gas. Brasil posee 30 cuencas sedimentarias que presentan potencial para descubrimientos de hidrocarburos (Fig. 1).

* El depósito del presal fue bautizado por los técnicos de Petrobras de “picanha Azul”.

Esta visión general de conceptos e ideas es el fruto de 34 años de vida profesional en una de las mayores y más importantes compañías de petróleo del mundo, Petrobras, y espero que contribuya para una homogeneizaciónde conocimientos en todos los ramos que lidian con la industria petrolera de Brasil en el día a día (operadores, proveedores de servicios, bancos, fondos de inversiones, políticos, reporteros, etc.). Serán aquí analizados el potencial de recursos convencionales de las cuencas marítimas (offshore) y terrestres (onshore).

CUENCAS MARÍTIMAS (OFFSHORE)

En este universo, surgen inmediatamente las cuencas de la margen ecuatorial (Potiguar, Ceará, Barreirinhas, Pará-Maranhão y Foz do Amazonas, que no poseen la sal Aptiana). ¿Por qué? Porque en los últimos cinco años, diversos hallazgos de campos de petróleo, gas y condensado fueron hechos en las aguas profundas de Ghana, al otro lado del Océano Atlántico Ecuatorial. Alrededor de 15 acumulaciones de petróleo ligero fueron descubiertas en las areniscas turbidíticas del Cretácico Superior. De estos, el campo de Jubilee es el más notable, con reservas estimadas en alrededor de 1.000 millones de barriles de petróleo y 1 TCF de gas. La consecuencia directa es que las Cuencas de Barreirinhas y Pará-Maranhão que son las cuencas homólogas presenten una gran probabilidad de contener el mismo sistema petrolero de suceso del Cretácico Superior en sus aguas profundas.

Para estimular aún más el entusiasmo de los exploracionistas, fue descubierta, en la Guayana Francesa, a 50 km de la frontera marítima con Amapá, el campo de Zaedyus, con estimativas iniciales de alrededor de 800 millones de barriles de petróleo recuperables, derivados del mismo sistema petrolero del Cretácico Superior. Inmediatamente, la Cuenca de la Foz do Amazonas, su vecina y mucho mayor, pasó a ser considerada como potencialmente portadora de la misma riqueza. En suma, la inmensa faja marítima de aguas profundas (por encima de 600 m de profundidad) enfrente a los estados de Amapá, Pará, Maranhão y Piauí se encuentran hoy entre las áreas más codiciadas por la industria petrolera mundial.

Paralelamente a esto, Petrobras anunció el descubrimiento de Pecém en aguas ultra profundas (más de 1800 m de profundidad) de Ceará. Aunque no hayan sido revelados mayores detalles en lo que se refiere a este descubrimiento, expertos exploracionistas lo consideran de gran impacto para todas las aguas profundas de las cuencas marítimas del Ceará y Rio Grande do Norte (Potiguar), en el sistema petrolero diferente de aquel exitoso en Ghana.

Y es exactamente en esta margen ecuatorial que la ANP colocará 87 bloques en licitación en esta próxima 11ª ronda. Es absolutamente previsible anticipar que varias asociaciones de grandes y medianas compañías petroleras compitan ferozmente por algunos de estos bloques, con bono de firmas que seguramente estarán en la casa de las decenas de millones de reales, y, muy probablemente, centenas de millones de reales. La probabilidad de que haya numerosos hallazgos de petróleo ligero y gas en las aguas profundas de la margen ecuatorial, aún en esta década, es muy, my alta. Y nada de esto es presal....

Otra cuenca marítima cuya área de aguas profundas está sufriendo un tremendo upgrade en su potencial petrolero es la Cuenca de Sergipe-Alagoas. De manera gradual, silenciosa y competente, Petrobras está abriendo una nueva frontera exploratoria con gran suceso. Después del descubrimiento del campo de Piranema, que ya se encuentra en producción desde 2007, un campo gigante de gas, condensado y petróleo fue anunciado (acumulación de Barra)y su evaluación está siendo muy exitosa. Recientemente, otro descubrimiento de características similares fue anunciado por Petrobras, Moita Bonita. De ese modo, se consolida un sistemapetrolero post-sal (sí, pues la cuenca posee la sal Aptiana) de gas, condensado y petróleo en areniscas turbidíticas del Cretácico Superior, semejante a lo que ya era conocido en las aguas profundas de la Guinea Ecuatorial, su cuenca homóloga en el Oeste de África. Tras el éxito de esta cuenca de Sergipe-Alagoas, quedan las menos conocidas cuencas de Jacuípe (al sur) y Pernambuco-Paraíba, al norte. Ambas poseen geologías semejantes y, por lo tanto, es razonable extrapolar para ellas un potencial petrolero significativo. La probabilidad de que haya otros descubrimientos significativos de petróleo ligero y gas en estas tres cuencas, aún en esta década, es alta; desde que, naturalmente, sus bloques sean licitados.

La Cuenca de Espírito Santo ya es actualmente la cuarta mayor productora de petróleo de Brasil. Además de eso, después de Santos y Campos, es la cuenca que ha presentado el mayor número de descubrimientos significativos, especialmente en las aguas profundas de su post-sal, en los últimos diez años. Después del Complejo de Golfinho, que ya se encuentra en producción con declive, descubrimientos de gas y petróleo como Canapu, Carapu, Camarupim, Tot, Indra, Cocada, Pé-de-Moleque, Quindim, Malombe y Grana Padano han demostrado el gran potencial petrolero de esta cuenca. Todos los hallazgos son en areniscas turbidíticas del Cretácico Superior y Cenozoico. La geología de las aguas profundas y ultra profundas de esta cuenca es extremadamente compleja, semejante en algunos aspectos a las del Golfo de México y de Angola. Las acumulaciones son generalmente pequeñas, pero numerosas y próximas unas de las otras, permitiendo así su aprovechamiento comercial. En este aspecto, la experiencia internacional de Petrobras en estos países fue de gran importancia en el suceso comercial de la Cuenca de Espírito Santo. Y hallazgos semejantes deberán seguir siendo hechos en los próximos cinco años.

Presentadas las cuencas marítimas de mayor potencial, pasamos a analizar las cuencas con un potencial más desconocido. Las cuencas de Cumuruxatiba, Jequitinhonha, Almada y Camamu componen lo que se llama de cuencas de la Bahia Sul. Aunque ya haya producción de gas en el campo de Manati, en Camamu, y varios otros descubrimientos sub-comerciales hayan sido anunciados a lo largo de 3 décadas de exploración, no hubo aún un descubrimiento de impacto que pudiese caracterizar una provincia petrolera emergente.Sin embargo, dice la lógica geológica que, en cualquier cuenca que presente la cantidad de indicios y descubrimientos sub-comerciales que estas cuencas presentan, las posibilidades de que ocurra uno o más descubrimientos comerciales brevemente son grandes. Consideramos ser cuestión de tiempo el descubrimiento de sistemas petroleros productores de hidrocarburos en estas cuencas. Lo que falta a los exploracionistas es descubrir cual es el play geológico (o carbonatos presal, o carbonatos albianos, o turbidíticas del Cretácico Superior, u otro aún desconocido) que funcione con suceso. Una vez detectada la cola del elefante rápidamente se descubre el resto del animal. Recuerden aquí la necesidad de que el IBAMA revise su decisión de prohibir permanentemente la exploración de petróleo en la prometedora cuenca de Cumuruxatiba.

Ya la gigantesca Cuenca de Pelotas es más problemática. Ella es una cuenca de margen volcánica. Aunque no posea la sal Aptiana, las correlaciones geológicas con la vecina Cuenca de Santos permiten especular que la sección de misma edad del presal de Santos sea prácticamente toda compuesta de rocas volcánicas. Siendo esto así, la probabilidad de de que ocurran grandes volúmenes de petróleo sería bastante reducida. Pero, se resalta aquí que el conocimiento actual de la cuenca permite apenas una especulación. Más datos y más perforaciones podrían cambiar este escenario. Si la predominancia de rocas volcánicas fuese confirmada, restaría la sección equivalente al post-sal de la Cuenca de Santos, que es significativamente espesa, pero geológicamente poco perturbada (característica mala para la existencia de hidrocarburos). La Cuenca de Pelotas se ubica hoy en día en la categoría de gran frontera exploratoria, región de altísimo riesgo y premio desconocido. Tal vez su mayor triunfo sea justamente lo que aún no conocemos de ella. Un equipo de exploracionistas con una idea revolucionaria en el área de la geología de petróleo podrá, eventualmente, llevar una compañía a descubrimientos de impacto global en una cuenca con las dimensiones de la Cuenca de Pelotas. Al parecer, esto es lo que llevó a varias empresas multinacionales (BP, BG, Total, Tullow) a adquirir todos los bloques vecinos a Pelotas en la margen continental uruguaya, en reciente licitación realizada con gran éxito.

CUENCAS TERRESTRES (ONSHORE)

Las cuencas terrestres brasileras pueden ser divididas en tres grupos: las gigantescas cuencas de edad Paleozoica (Solimões, Amazonas, Parnaíba y Paraná), las gigantescas cuencas del São Francisco y del Parecis, de edad Precámbrica, y las diminutas cuencas terrestres de edad Cretácica (Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo), meras continuaciones en tierra de cuencas marítimas mucho mayores, pero, muchas veces, más importantes que estas en términos de producción petrolera.

Las cuencas paleozoicas siempre alimentaron el sueño de los grandes descubrimientos petroleros en Brasil, pero apenas entre 1978 y 1985, Petrobras concretizó el sueño de una cuenca paleozoica con reservas y producción significativas con los descubrimientos de gas y petróleo ligero en las áreas de Juruá y Urucu. Poca gente ha percibido que en los últimos 10 años la cuenca de Solimões fue frecuentemente la segunda unidad de toda Petrobras en términos de producción de barriles de petróleo equivalente, superando grandes unidades productoras como la Cuenca Potiguar, Recôncavo, Espírito Santo, Argentina y Bolivia. De momento, la Cuenca de Solimões es la tercera mayor productora de Brasil (105.000 boepd). Petrobras todavía descubriría dos pequeñas acumulaciones comerciales de gas en la cuenca de Amazonas, y dos acumulaciones sub-comerciales de gas, una en la cuenca de Paraná y otra en la de Parnaíba. Posteriormente, próximo a esta última, fueron verificados dos descubrimientos comerciales de OGX.

Los principales problemas de estas cuencas, especialmente Paraná, Parnaíba y Amazonas, son las dimensiones gigantescas, una geología compleja dominada por derrames de rocas volcánicas basálticas en la superficie, intrusiones de rocas ígneas llamadas de diabasas en profundidad y una deficiencia en la generación de imágenes sísmicas del subsuelo derivada de esta geología compleja. La falta de datos geológicos y geofísicos en estas cuencas es crónica. Aún así, después de una campaña bien estructurada por la ANP de adquisición de datos geofísicos y de licitación de bloques, y de una campaña exploratoria basada en sísmica 3D, OGX consiguió descubrir dos acumulaciones comerciales de gas en la cuenca de Parnaíba.

Estos nuevos datos obtenidos demostraron que, al contrario del dogma geológico predominante de que la geología de estas inmensas cuencas fuese simple y monótona, la estructura en subsuelo se ha mostrado altamente compleja y extremadamente variable a través de pequeñas áreas. Se considera que para una exploración efectiva en estas cuencas la utilización de sísmica 3D sea indispensable. La existencia de numerosos casos de hidrocarburos en la superficie y subsuelo de estas cuencas apunta hacia una razonable probabilidad de descubrimientos más significativos. La ANP ha realizado un esfuerzo consistente y meritorio de adquisición de datos geofísicos en estas tres grandes cuencas y que, seguramente, resultará en un mayor interés por parte de las compañías de petróleo, licitaciones de bloques con ofertas exitosas (ya ahora en la subasta 11 para Parnaíba), una mayor actividad exploratoria y, consecuentemente, en hallazgos comerciales en las próximas dos décadas.

Las Cuencas de São Francisco y Parecis sufren de una discriminación de origen geológica, sea cual sea, la edad de sus rocas, Precámbricas. Rocas de estas edades (más viejas que 560 millones de años) son mundialmente muy pobres en reservas de petróleo. Sin embargo, filtraciones de gas en superficie e indicios de gas en algunos pozos, activaron y mantienen la esperanza de descubrimientos de campos de gas. Principalmente, en la Cuenca de São Francisco, esta esperanza resultó en la venta total de bloques ofrecidos durante la  SéptimaRonda y, después, en la Décima Ronda de la ANP. Hoy en día, esta es la única cuenca brasilera que tiene la totalidad de sus bloques adjudicados. Las perforaciones realizadas por Orteng y por Petra han confirmado la existencia de gas en subsuelo, pero, la declaración de la comercialidad de las mismas aún demandará más pesquisa y más inversión.

Aquí también, la ANP ha realizado un respetable esfuerzo de fomento para la exploración a través de la adquisición de datos geofísicos de carácter regional. En la Cuenca de Parecis, por ejemplo, sus líneas sísmicas confirmaron la existencia de un tipo de deformación hasta ahora no conocida en cuencas sedimentarias brasileras, o sea, fajas de plegadoy empujes de gran porte.En cualquier cuenca de menor edad que el Precámbrico este hecho tendía enorme impacto en el upgrade de su potencial petrolero. Las dos cuencas precámbricas constituyen áreas de nuevas fronteras, de alto riesgo exploratorio y premio desconocido. La probabilidad de hallazgos comerciales de gas convencional en la Cuenca de São Francisco, en los próximos cinco años, es de mediana a pequeña. Para la Cuenca de Parecis, con los datos actuales conocidos, esta probabilidad aún es pequeña. Sin embargo, la exploración de petróleo avanza a través de la continua adquisición de datos geológicos y geofísicos seguida de la constante reinterpretación de los mismos y reevaluación del potencial estimado. Y esto, la ANP y las compañías que operan en esta cuenca están realizando de manera ejemplar.

Las pequeñas cuencas terrestres Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo y Espírito Santo (de edad cretácica) ya cumplieron su papel de “cuencas escuela” para el aprendizaje exploratorio de Petrobras y de cuencas pioneras que sustentarán la producción nacional de petróleo y gas en las cuatro primeras décadas de existencia de la compañía. Actualmente, todas pueden ser consideradas como cuencas maduras o súper maduras, con la mayor parte de su potencial petrolero agotado en lo que se refiere al interés de grandes compañías de petróleo. Hoy en día, estas cuencas deben ser vistas como “cuencas piloto” y “cuencas escuela” para las pequeñas y emergentes compañías brasileras de petróleo, que se desarrollarán y se consolidarán gestionando acumulaciones pequeñas. Estas empresas serán las semillas de las futuras empresas medianas y grandes de una industria petrolera genuinamente nacional, mucho más amplia y diversificada que la actual. El potencial petrolero de estas cuencas es incuestionable, tanto que ya fue encontrado y prácticamente agotado. Existe potencial indudable para descubrimientos convencionales de petróleo y gas, pero las probabilidades de que sean significativas son pequeñas. Por lo tanto, es necesario dejar que compañías de porte compatible corran tales riesgos y para esto hay que realizar frecuentemente las licitaciones de campos maduros y bloques exploratorios (como agora en la subasta 11).

CONCLUSIONES

Aunque el tema principal de E&P en el mundo sea el presal de las Cuencas de Santos, Campos y Espírito Santo en Brasil, hay otras varias cuencas sedimentarias en el país con potencial significativo para nuevos e importantes descubrimientos de petróleo y gas en un futuro próximo, en sistemas petroleros diferentes del presal. Se destacan, en el mar, las cuencas cretácicas de la margen ecuatorial y las aguas profundas y ultra profundas de las Cuencas de Sergipe-Alagoas y Espírito Santo. En las Cuencas de Santos y Campos el potencial de la sección post-sal también es grande. En tierra, las probabilidades de descubrimientos de gas convencional en las cuencas paleozoicas serán grandes, después que el reto de una mejor generación de imágenes sísmicas de sus subsuelos sea superado.