Sep 24, 2025

Orange Basin

En el 2022, mientras la industria petrolera, se recuperaba del COVID-19, la Orange Basin, frente a las costas de Namibia, se convirtió en un punto clave para la exploración petrolera gracias a dos descubrimientos en aguas ultraprofundas: Graff, de Shell, y Venus, de TotalEnergies. 

Rasoul Sorkhabi

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Orange Basin

Llamada así por el río Orange, en la frontera entre Namibia y Sudáfrica, es una importante cuenca sedimentaria en el margen del Atlántico Sur, entre Namibia y Sudáfrica, y delimitada por dos fallas de transferencia: Lüderitz, al norte, y Agulhas, al sur.

Retrospectiva

Antes de 2022, solo se habían realizado unos pocos descubrimientos en la Cuenca Naranja. En 1974, Chevron descubrió el yacimiento de gas Kudu en arenas eólicas de la era Barremiana, con reservas probadas de 1,3 billones de pies cúbicos. Sin embargo, el yacimiento ha permanecido improductivo debido a la falta de infraestructuras y a la escasez de un importante mercado local en Namibia.

Los descubrimientos del yacimiento petrolífero A-J en 1988 y del yacimiento de gas Ibhubesi en 1991 situaron a Sudáfrica en el mapa petrolero. En 2012, Petrobras perforó Kabeljou-1 y en 2013, HRT perforó Moosehead-1 en la Cuenca Naranja de Namibia, pero ambos resultados fueron secos. Estas dos compañías brasileñas esperaban encontrar yacimientos subsalinos análogos a las cuencas de Santos y Campos en Brasil.

Geología a la Deriva

La Cuenca Naranja se originó a finales del Jurásico (hace unos 150 millones de años), cuando Gondwana Occidental comenzó a dividirse a lo largo de lo que hoy es el margen del Atlántico Sur.

El proceso comenzó como un rift continental con semisombras rellenas de sedimentos clásticos y lacustres. Estos sedimentos de sinrift están enterrados a gran profundidad bajo la plataforma continental de Namibia y Sudáfrica. Durante el período de hace 123-132 millones de años, basaltos de inundación, probablemente relacionados con la pluma del manto de Tristán, invadieron la cuenca y marcaron la transición del rift continental a la expansión del fondo oceánico. Los volcanes de Etendeka, en la costa de Namibia, son remanentes de este vulcanismo. Los flujos de basalto, probablemente también intercalados con sedimentos, forman reflectores que se sumergen en el mar, los cuales se visualizan en secciones sísmicas en la base de la Cuenca Orange, más allá de las cuencas del rift continental.

A finales del Barremiense (hace 121 millones de años), una gruesa capa de esquisto marino llenó la cuenca. Desde el Aptiano hasta el Maastrichtiano (hace 66-121 millones de años), la Cuenca Orange, como margen continental pasivo, se llenó de sedimentos deltaicos, marinos someros y de aguas profundas, con varias secuencias estratigráficas separadas por cambios eustáticos.

Al comenzar el Cenozoico, el hundimiento térmico de la corteza bajo la Cuenca Orange finalizó y se estableció una plataforma continental estable. La plataforma y el talud del Maastrichtiano se convirtieron en un espacio de acogida para los sedimentos cenozoicos. Las fallas de crecimiento en el borde de la plataforma y los cabalgamientos de la cuenca profunda distal desmembraron los sedimentos del Cretácico Superior y el Terciario.

Yacimientos Petrolíferos

La perforación de pozos (incluso secos) en la Cuenca Naranja ha proporcionado información clave sobre la disponibilidad de formaciones de roca madre ricas en materia orgánica (3-14 % de carbono orgánico total) y térmicamente maduras (desde petróleo hasta ventanas de gas/condensado húmedo), con kerógeno tipo II principalmente, particularmente en los horizontes estratigráficos Barremiense, Albiano y Turoniano.

Las rocas de yacimiento son principalmente areniscas marinas del Cretácico Inferior (campos Kudu, Ibhubesi, Venus y Capricornus) y del Cretácico Superior (campos Graff, Jonker, La Rona, Lesedi, Enigma, Mangetti, Tamboti y Mopane). Los sedimentos de edad Hauteriviana sin-rift también presentan un buen potencial para rocas madre y de yacimiento lacustres, como lo demuestra el pozo petrolífero A-J1 en Sudáfrica. Sin embargo, estas cuencas de rift son restringidas y más pequeñas que los extensos yacimientos de margen pasivo que se encuentran sobre ellas.

Tanto la migración terrestre ascendente a través de lechos portadores como la migración vertical a través de fallas han acumulado petróleo y gas en una combinación de trampas estratigráficas y estructurales. Las estructuras del basamento y los cambios de facies en el relleno de la cuenca han controlado la ubicación de las trampas.

Retos y oportunidades

En enero de 2025, cuando Shell dedujo cerca de 400 millones de dólares en costos de exploración en su área de la Cuenca Naranja de Namibia, esto supuso un shock para la industria. Shell había perforado seis pozos de exploración y tres de evaluación, y había realizado descubrimientos significativos en la Cuenca Naranja. La calidad del yacimiento, en particular la baja permeabilidad y la alta relación gas-petróleo, fueron las causas de la preocupación de Shell sobre la producción comercial en sus campos.

La baja permeabilidad de las rocas del yacimiento se debe a la obstrucción de los poros por cementación de arcilla, clorita o calcita secundaria. Los altos contenidos de gas requerirán estrategias de producción optimizadas y una gestión del yacimiento a largo plazo para evitar la fuga de gas a expensas de la producción de petróleo. También se han mencionado la baja permeabilidad del yacimiento y/o el alto contenido de gas en la mayoría de los pozos perforados en la Cuenca Naranja. Dos acontecimientos en 2026 serán importantes para el futuro de la Cuenca Naranja de Namibia. En primer lugar, TotalEnergies ha pospuesto su decisión final de inversión para el desarrollo de Venus hasta 2026. Si la compañía decide seguir adelante, Venus entrará en producción en 2030. En segundo lugar, BW Energy, con sede en Oslo, planea desarrollar el yacimiento de gas Kudu en 2026. De concretarse, contribuirá a la construcción de infraestructuras críticas en Namibia para el desarrollo de yacimientos de gas natural.

La anchura y profundidad máximas de la Cuenca Naranja están determinadas por el delta del río Naranja, y se espera que la exploración futura se centre en este depocentro. Los descubrimientos namibios han atraído la atención internacional hacia la Cuenca Naranja y aún existen algunos prospectos sin perforar (por ejemplo, Ushivi en PEL 56 y Olympe en PEL 91) en Namibia. Sin embargo, la mayor parte de la Cuenca Naranja se encuentra frente a las costas de Sudáfrica. Actualmente, TotalEnergies y Eco Atlantic (Azinam) tienen una sólida posición en la Cuenca Naranja de Sudáfrica.

Para los 24 pozos perforados en la Cuenca Naranja de Namibia desde 2022, una tasa de éxito del 75 % es impresionante. Sin embargo, perforar a 2000 metros de profundidad en yacimientos a 3000 metros o más de profundidad bajo el lecho marino es una operación costosa, y la exploración requerirá la reducción de riesgos geológicos y propuestas económicas adecuadas.