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Petróleo en Latinoamerica -
Brasil
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Martes, 16 de Febrero de 2010 22:00 |
Exploración y producción
PETROLEO INTERNACIONAL
Después del presal, ¿el subsal del postsal?
En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el
área donde están las nuevas reservas de petróleo
Diciembre 2009
Desde el descubrimiento de las gigantescas reservas de hidrocarburos
del llamado presal brasileño hace dos años, la palabra dejó de ser
desconocida para transformarse en parte del vocabulario básico en
periódicos, revistas y sitios de Internet de todo el mundo. Sin
embargo, no todos conocen la existencia de otra palabra en el universo
petrolero, casi desconocida en Brasil: el subsal
El presal es la capa geológica formada antes de una extensa capa de
sal, que puede sobrepasar los dos mil metros de espesor. Esta sería
llamada capa madre de sal, o sea la faja original de acumulación de sal
en el océano. Y la capa formada geológicamente después de la de sal se
denomina postsal. Eso significa que la arena, la materia orgánica y
otros detritos se acumularon en un período posterior a la capa original
de sal.
El subsal
Esta forma de clasificación (presal versus postsal) considera la edad
de formación de las diferentes rocas donde hay potencial para la
generación y acumulación de hidrocarburos. El término subsal es ya otra
manera de observar las camadas del océano, que sólo considera su
ubicación en relación con una capa de sal, ya sea la capa madre o
cualquier faja de sal. En este caso podemos hablar del subsal (debajo
de la sal) o del sobresal (encima de la sal), independientemente del
período geológico en el cual se formó tal camada.
En general, la mayor parte de las áreas del subsal son presal, o sea
que se formaron en un período anterior al de la capa de sal. Pero,
debido a movimientos tectónicos, la sal puede escurrirse de la capa
madre por alguna fractura geológica, formando una segunda capa o faja
de sal. Así se crea una nueva cavidad y dentro de esta área puede haber
generación de petróleo –explica el geólogo Ivan Simões, integrante del
Comité de Exploración y Producción del Instituto Brasileiro do Petróleo
(IBP).
Ese sería el petróleo en el subsal, pero en el área del postsal. O sea,
está debajo de una capa de sal, pero en un área que geológicamente se
formó después de la capa de sal.
Para explicar cómo es posible la formación de una segunda capa de sal,
Simões hace una analogía entre la sal y la pasta de moldear
(plastilina). La sal tiene la capacidad de deformarse bajo presión y
escurrirse por las fisuras. La sal que se escurre, formando la segunda
capa de sal, puede mantenerse ligada a la capa madre o desligarse
completamente, dice el geólogo.
En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el
área donde están las nuevas reservas de petróleo. Sobre la existencia
de petróleo en el subsal en la capa del postsal, el geólogo dice que
hay señales de reservas en esta área, pero todavía no están confirmadas
ni exploradas.
Para Ivan Simões, la Cuenca de Santos es la que tiene más
probabilidades de contener petróleo en el subsal del postsal. Según
dice, como el espesor de la capa madre de sal en esta región es mayor
–más de 2000 metros– resulta también mayor la probabilidad de
movimientos geológicos.
Subsal en el postsal del golfo de México
Simões destaca que existe amplia exploración de petróleo en el subsal
del postsal en la región del golfo de México, de Estados Unidos. Más
aún, se cree que también contenga reservas de crudo en esa área en el
oeste de África.
Las empresas activas en el golfo de México explotan desde hace muchos
años petróleo en el subsal del postsal, o sea, en el área que se formó
después de la capa madre de sal. "Ya he visto estudios sísmicos que
indican la existencia de petróleo en el subsal y el postsal de Brasil”,
afirma. Recalca, sin embargo, no haber sido informado de cuáles serían
esas áreas.
Tecnologías semejantes de exploración
Pese a la diferente ubicación del presal, Simões explica que no hay
diferencias entre la tecnología usada para explorar en busca de
petróleo en el subsal del postsal o en el presal.
“La dificultad tecnológica de exploración resulta semejante, pero no
es posible predecir si el costo va a ser más alto o más bajo”, agrega
Ivan Simões.
No obstante, para Rafael Schechtman, profesor de la Universidad de Río
de Janeiro y miembro del Centro Brasileiro de Infraestrutura, el costo
tiende a ser más bajo ya que las capas secundarias de sal son
generalmente más delgadas que la capa madre. Otros factores siguen
influyendo en el costo, por ejemplo, la distancia de la costa.
Si consideramos que otras condiciones se mantienen igual, las capas
secundarias de sal generalmente tienen un espesor menor y eso tiende a
significar un costo menor de exploración. Es necesario ver otros
factores como la distancia de la costa y la profundidad de las
reservas. Cuanto más lejos, más cara será la exploración debido a los
costos mayores de transporte, explica Schechtman.
El presal duplica las reservas de Brasil
Según Petrobras, las pruebas preliminares realizadas en cuatro áreas
del presal (tres en la Cuenca de Santos y una en la de Campos) indican
volúmenes recuperables de 10.600 a 16.000 millones de barriles
equivalentes (crudo y gas). En caso de que este volumen sea confirmado,
tras la evaluación de los descubrimientos, las reservas brasileñas de
hidrocarburos se duplicarían. Actualmente esas reservas alcanzan la
cifra de 14.000 millones de barriles de petróleo equivalente.
El campo de Tupi, ya en producción, tiene el mayor volumen de reservas
recuperables, de 5000 a 8000 millones de barriles, seguido por el campo
Iara, también en la Cuenca de Santos (entre 3000 y 4000 millones de
barriles), Guará con 1100 a 2000 millones de barriles, y Parque das
Baleias (en la Cuenca de Campos, frente a las costas de Espirito Santo)
con 1500 a 2000 millones de barriles.
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