Actividad Exploratoria. Introducción

Transcripción

1 Introducción Guatemala está ubicada en América Central, directamente al sur de México. Muchas compañías petroleras han realizado actividades de exploración y producción aquí desde que han encontrado una continuidad geológica entre los grandes yacimientos de petróleo en México y en Guatemala. A pesar de este interés, Guatemala es todavía una región subexplorada. Alrededor de 156 pozos se han perforado en una zona donde la cuenca sedimentaria tiene una extensión de unos km2. Hasta la fecha, no existen correlaciones y estudios que establezcan ambientes deposicionales similares a los encontrados en México. Estas han conducido a nueve descubrimientos y la producción en tres campos diferentes. El campo principal, xan, produce aproximadamente barriles de crudo al día, con un promedio de 16 API Rubelsanto produce 650 barriles por día (22 API) Chocop (14 API) tiene una baja tasa de producción debido a lo limitado de su desarrollo. Por otro lado, los campos petrolíferos en ambientes marginales no son prueba concluyente de la potencial de reservas existentes en Guatemala, ya que todavía hay muchas áreas que han quedado sin explorar. Guatemala tiene tres grandes cuencas sedimentarias con potencial de hidrocarburos. La cuenca Petén, una cuenca de que abarca más del 40% de la parte norte del país. Las otras dos cuencas, amatique (atracción aparte) y el Pacífico (primer plano). La mayoría de los descubrimientos se han realizado en la cuenca Petén, y es el centro de atención para la futura exploración en Guatemala. Desde una perspectiva geológica, es una espesa secuencia sedimentaria compuesta de carbonatos naturalmente fracturados depositados en una formación de lecho marino. La cuenca es estructuralmente heterogénea con el norte un bajo relieve plataforma (monoclinal), mientras que el sur y el oeste es moderada y fuertemente plegadas (hay tres eventos tectónicos importantes que son identificables). Su límite meridional es la zona de falla Motagua-Polochic, que es donde el Norte y el Caribe colisionan.

2 Historia Tectónica La tectónica regional se enmarca dentro de la evolución de toda la región Centroamericana y del Caribe. El país está atravesado por una falla importante sistema conocido como sistema Polochic-Motagua -jocotán. Se extiende desde México en el oeste hasta que se convierte en el límite entre América Central y las placas tectónicas del Caribe en el oriente. Esta transformación está asociada a la extensión en el Caiman de trincheras y se cree que han sido activos desde el Eoceno (38 millones de años atrás). Tiene un movimiento lateral de aproximadamente km. Geológicamente se cree que Guatemala es una combinación de al menos dos diferentes terrenos geológicos. Estos terrenos tienen diferentes historias estructurales, iniciando con la apertura del Golfo de México y la separación del Norte y América del Sur a fines del período Jurásico. La cuenca Petén está situada al norte del Polochic-Motagua -jocotán zona de falla que es parte del bloque Yucatán. Este bloque se traslado al sur durante la apertura del Golfo de México y llegó a su actual posición relativa en México y América del Norte, durante el Cretácico temprano. Estratigrafía Según Norconsult, A.S. (1988), la cuenca Petén está dividida en dos sub cuencas separadas por una estructura característica conocida como Arco de La Libertad. Los dos sub cuencas son identificados como Petén y Petén Norte Sur. Originalmente se pensó que eran estratigrafías diferentes, pero trabajos recientes han demostrado que pueden ser correlacionados, especialmente en el período cretácico. Los más antiguos sedimentos hallados son Permo- Carboniferous y pertenecen al Grupo Santa Rosa, que fueron muy plegada durante el pre Jurásico. La secuencia estratigráfica comienza en el Jurásico y en gran medida muestra la relación entre la cuenca Petén y el Reforma zona en México. Los más antiguos depósitos de esta secuencia provienen de la formación Todos Santos, que se compone principalmente de areniscas rojizas y pelitas continentales. Espesas hacia el oeste, y que tiene algunas intercalaciones de evaporita. La mayoría de sus sedimentos de esta formación en pertenecen a la parte superior Jurásico y Cretácico temprano. La formación suprayacente Cobán se divide en cuatro miembros conocidos como D, C, B, y A. cobán D, C, y B que están compuestas de carbonatos y anhidritas inter estratificadas con sal (especialmente en Cobán (D). Durante su deposición ( Aptian-Cenomanian ), la cuenca Petén fue la

3 porción de facies a espaldas del arrecife. El cobán C y D, y Todos Santos espesar al oeste, con un espesor combinado de pies en oriente a más de pies en occidente. Las variaciones en el grosor original del cobán B han sido oscurecidas por un evento erosivo. Existe un desfase en la estratigrafía durante el cretácico medio. En la cuenca sur petén un importante acontecimiento en donde los carbonatos invaden la formación Cobán en variaciones discordantemente sobre diversas dependencias del cobán B y C con más de pies de sección. En la cuenca Petén Norte no hay discordancia angular visible, pero una gran parte del Cretácico superior sección es parece haberse deteriorado. Durante el Cretácico Superior, la deposición en la cuenca sur Petén fue un depocentro con orientación este-oeste. Más de pies de carbonatos fueron depositados sobre un abierta plataforma marina (Cobán A y La Angostura). En las últimas etapas del Cretáceo en el medio del depocentro de una fuente rica en sedimentos volcánicos. Esto continuó con excepción de una pequeña interrupción durante el Eoceno temprano, crear depósitos de turba de sedimentación de las formaciones Sepur y Exchange. En la cuenca Petén Norte el Cretácico superior está desaparecido y las rocas del Paleoceno y Eoceno temprano están representadas por una delgada secuencia de carbonatos y anhidritas (formaciones Santa Amelia y Buena Vista). Desde el Eoceno hasta el presente no ha habido ningún depósito importante cuenca Petén, aunque durante el recorrido potámico en una forma localizada en la cuenca sur Petén, llenando sinclinales colgados. Estructura La evolución estructural de la cuenca Petén puede verse en términos de tres fases tectónicas. La primera fase fue el período de prórroga que duró desde el Jurásico hasta mediados del Cretáceo. Esta fase implica la división del Norte y América del Sur y el movimiento del Yucatán bloque relativo a América del Norte. Se caracteriza por movimientos extensional que forman los márgenes continentales pasivos. Algunos de estas fallas pueden haberse interpretado en las líneas sísmicas, pero no hay no son tan evidentes en otros lugares. La segunda fase dura desde el Cenomaniano hasta el Eoceno y es compresional. Durante el Cretácico superior la margen sur del Yucatán bloque chocó con el arco volcánico de las Antillas Mayores, que se traslada al norte. Esta fase se define por la discordancia en la base del cobán A. compresión de la ribera occidental fue localizado en el Cretácico y terminando en el Eoceno medio. Esto produjo pliegues con NW-SE las tendencias en la parte occidental de la cuenca.

4 La tercera etapa inicia en el Eoceno y continúa hasta el presente. Es principalmente traslacional y refleja desplazamiento hacia el este de la placa del Caribe relativo a la placa de Norte América junto al Polochic-Motagua - jocotán zona de falla. Esto produjo una serie de anticlinales con circulación inversa y ejes paralelos a la zona de la falla en la parte sur de la cuenca. Además, con la reactivación del Arco de La Libertad en donde la parte norte de la cuenca ha sufrido movimiento lateral probablemente producido por un eje lateral en el flanco norte que desplaza sedimentos terciarios Historial de exploración y descubrimientos Inicia con el primer pozo wildcat perforado en 1960, dede entonces alrededor de 158 se han perforado pozos en el país, de los cuales 95% se encuentran en la cuenca Petén. De estos, aproximadamente 76 puede considerarse como pozos de exploración. Más de Km de sísmica 2D y 450 Km de información sísmica 3D se han obtenido. Además, existe una buena cobertura de datos gravimétricos y aeromagnéticos. Todos estos aspectos se han concentrado en la cuenca petén Se han descubierto campos con hidrocarburos, 7 en la cuenca sur y 2 en la cuenca norte. En los campos del sur, la producción proviene de las diferentes unidades en Cobán C (principios y mediados del Cretáceo). La capacidad de producción de muchos de los campos no ha sido certificado. El crudo obtenido varía de 22 a 38 API y el promedio Gas-Aceite es de Los pozos en estos campos son poco profundos y no han alcanzado el la sección Jurásica, aunque existe el potencial para depósitos más profundos como los que se encuentran en México, ya que las condiciones geológicas se cree que son regionales. Rocas Generadoras En México las rocas generadoras son de origen marino y profundas conocidas como lutitas negras de la parte superior Jurásico y Cretácico. Estas fueron depositadas al norte del arrecife frontal los sedimentos del Cretácico, que forman el principio depósito del petróleo. El desarrollo de este tipo de sedimentos marinos profundos no está bien definido en Guatemala. Sin embargo, numerosas rocas generadoras se han encontrado en los intervalos que conforman la facies de arrecife frontal. Estos parecen estar concentrados en la base del cobán C y Cobán B, aunque pueden estar presentes en otros niveles. Las rocas generadoras desarrollan principalmente en intervalos de los carbonatos. Debido a la ausencia de vitrinita y la falta de esporas, las mediciones directas de la madurez en la roca generadoras las hipótesis han sido concluyentes y contradictorias, que ha creado la necesidad de aplicar nuevas técnicas para estimar la madurez del la secuencia Pérmica.

5 El método Lopatin ha dado resultados consistentes en la distribución de hidrocarburos. Las rocas generadoras de la formación Cobán C han llegado a la ventana principal del petróleo (TTI) en una gran parte de la zona. Además, la base del cobán B también es marginalmente madura (3-20 TTI) en la mayoría de la cuenca, que podría explicar las rocas generadoras mas pesadas no biodegradables de petróleo se han encontrado en xan y chocop. Reservorios (Formaciones) Como hemos mencionado antes, los reservorios probados son aquellos que se encuentran en los carbonatos de Cobán C y Cobán B. El cobán C tiene un espesor promedio de pies y de carbonatos el 20% de la sección. El Cobán B es más variable en su espesor (debido a erosión) en donde los carbonatos conforman cerca del 50% de la sección. En general los carbonatos productivos del Cobán B y C son relativamente delgados y fracturos, con la excepción de Chinajá Oeste campo, donde el embalse intervalos parece estar verticalmente aislado uno de otros. La evaluación de los registros de pozo es difícil a causa de una serie de factores que hacen que la porosidad efectiva y saturación de agua cálculos imprecisos. Sin embargo, cobán C y B son sin duda los mejor embalses en la cuenca. La intrusión masiva de los carbonatos de Cobán A y formación La Angostura son más atractivos y en las formaciones del cobán D y Todos Santos formación también tienen un gran potencial de hidrocarburos. El Cobán D posee facies de sal por debajo de los campos productivos en la cuenca Petén sur, aunque en el oriente hay una transición de carbonatos y anhidritas similar a la parte superior cobán D, que pueda contener gas y petróleo. La tabla siguiente muestra un resumen de los parámetros típicos de un embalse del análisis detallado de algunos pozos. Estos valores cambian lateralmente en toda la cuenca. Formaciones Espesor Espesor Porosidad Net/Total Pies neto promedio Angostura %+ Cobán A (total) % Cobán B (Xan horizon) % Cobán C % Cobán C % Cobán D (total) % Todos Santos %

6 Conceptos Diversos conceptos son reconocidos para reflejar la diversidad estructural de la zona y el potencial de sus embalses. La parte norte de la cuenca es un escenario pasivo que ha sufrido sólo deformación moderada, mientras que la parte sur tiene una larga y variada historia estructural. La historia estructural de la parte meridional de la cuenca comienza con un margen pasa por elevar y plegado en el cretácico medio, seguida por hundimientos y terminando con plegamientos y fallas en el Terciario. La Exploración en la cuenca aún no es total, lo cual lleva a ciertas interpretaciones estructurales incompletas. En la cuenca petén sur los principales campos productivos son aquellos que se encuentran en pliegues con fallas inversas en los flancos. Embalses de aguas poco profundas a Cobán B son erosionadas o lavados por el agua de lluvia. Las capas delgadas de carbonatos fracturados de Cobán C están sellados por interestratificadas anhidritas. Muchas de estas capas han demostrado ser productivos, tales como el C-8, -9, -13, -16, -17, -18 y -19. Pruebas de petróleo y gas ha sido encontrado en algunos pozos fuera de los campos conocidos, incluidos algunos donde no hay estudios sísmicos para correlacionar los intervalos. El potencial del cobán B ha sido encontrado en los embalses recientemente situado plegada en las estructuras que están principalmente obturado por lutitas de la Angostura formación. Este concepto se concentra principalmente en la parte occidental de la cuenca sur Petén. Más hacia el oriente, que es el principal potencial se encuentra en los mayores embalses como el cobán D y la formación Todos Santos. El cobán D es de particular interés si puede estar relacionado con la apertura del océano. Esto podría aumentar la posibilidad de que el desarrollo de los carbonatos con porosidad primaria precoz y trampas en la formación. En la cuenca Petén Norte se han descubierto en el horizonte y xan en la base del cobán B. Los embalses son porosos los carbonatos y la roca fuente se cree que es marginalmente madura para la producción de petróleo según los cálculos efectuados por el método Lopatin.

7 El descubrimiento en chocop sísmicamente definió como el cierre de un pliegue terciaria. El descubrimiento en xan es un bajorrelieve estructura de arrecife, pero también puede ser considerado una estratigrafía trampa provocada por montículos de carbonato. Sobre la base de los resultados de perforación el cobán B (especialmente la xan horizonte) es considerado como el principal objetivo. La mayor parte oriental de la cuenca se desconoce, aunque el cobán D y la formación Todos Santos se considera, de hecho objetivos potenciales. Conclusiones El doblamiento de la cuenca Petén sur es superficial y contiene acumulaciones de petróleo. Existen grandes áreas prospectivas de esta cuenca que carecen de cobertura sísmica. El Arco de La Libertad es de particular interés ya que se cree que actúa como una barrera para la migración de petróleo. Se cree que esta zona tiene potencial para la producción de gas, en particular en el jurásico superior, a profundidades de entre a pies. Gas se ha puesto de manifiesto en varios pozos (la Sabana, San Francisco, Laguna Blanca, etc.). Los objetivos exploratorios propuestos son profundos, encontrándose en el cobán D y/o formaciones subyacentes que pueden ser exploradas. La cuenca Petén, aunque es la más conocida de las tres, todavía requiere de estudios y análisis para cuantificar el potencial de hidrocarburos en el área. Uno de los aspectos que justificaría esos estudios es el hecho de que las acumulaciones hasta ahora evaluadas no son las únicas existentes en el área, como se mencionó anteriormente; por lo que conocer mejor las fuentes generadoras de hidrocarburos (potencialidad de las diferentes rocas madres), el origen y tipo de los yacimientos y los lugares más probables a contener hidrocarburos conllevaría a estimar, en un tiempo razonable, el potencial petrolífero que dispone la cuenca Petén.