Oct 27, 2025

Formación Smackover del Jurásico

Se presentan los detalles técnicos del Proyecto de Exploración realizado hace quince años del Prospecto Condado Trinity en Texas, localizado a 80 kilómetros al noreste de Houston, en una superficie de 7,285 hectáreas del Bosque Nacional Davy Crockette.

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

…………El proyecto implicó investigaciones geológicas y geofísicas del subsuelo en formaciones Jurásicas a profundidades de entre 16,800 y 18,600 pies, con especial énfasis en el potencial de petróleo y gas del yacimiento de calizas de la Formación Smackover. Existen varios campos petrolíferos conocidos en los Condados de Houston, Trinity y León que requerían investigación y que se sabía que estaban asociados con la Tendencia de Caliza Austin. 

La empresa propietaria del proyecto contrató a un equipo de cuatro profesionales petroleros con amplia experiencia para realizar una investigación detallada del área del Prospecto Condado Trinity, seleccionada tras revisar varios campos petrolíferos maduros de la región. Los profesionales incluyeron:

1) Un geofísico y un geólogo (el autor) responsables de mapear y describir el marco estructural del área de interés y de las características de los yacimientos.

2) Un ingeniero de perforación dedicado a armar el programa de perforación de pozos profundos (19,000 pies) y costosos ($22 millones) hasta el objetivo, las calizas de la Formación Smackover.

3) Un Landman, un geólogo, encargado de los aspectos de arrendamiento (leasing) con los propietarios de las tierras en el área y de obtener los permisos de perforación requeridos con las agencias gubernamentales y en particular con el Servicio Forestal de los Estados Unidos (USFS) y la Oficina de Administración de Tierras (BLM).

El equipo técnico dedicó tres años a la finalización de la fase de investigación del subsuelo del proyecto (2009-2012) y completó la tramitación de los permisos de perforación. Sin embargo, la fase y sus objetivos nunca se implementaron, y ningún pozo fue perforado.

Se considera que las dos razones principales por la falta de éxito del proyecto fueron:

• Tras finalizar los estudios del subsuelo y entregar el informe final en el 2012, durante los dos años siguientes, el propietario del proyecto intentó atraer inversionistas. En Junio del 2014, los precios del petróleo se desplomaron desde aproximadamente 90 dólares por barril a 44 dólares por barril, y para el 28 de Enero del 2015, se alcanzó una caída del 59 %. El precio del gas pasó de 6 dólares por mcf a 4 dólares por mcf. Como era de esperar, la fuerte caída de los precios de los hidrocarburos eliminó cualquier interés en este proyecto de alto costo.
• El mayor derrame de petróleo marino en la historia de Estados Unidos de Deepwater Horizon, en el Golfo de México, frente a la costa de Louisiana, ocurrido el 10 de Abril del 2010,  afectó negativamente la disposición de la Oficina de Administración de Tierras (BLM) a aprobar permisos de perforación en la zona de este proyecto, considerada un área sensible dentro de un bosque nacional. Por lo tanto, a pesar de los múltiples trámites para obtener permisos de perforación, estos fueron rechazados por razones ambientales y arqueológicas (artefactos indígenas).

Desde el punto de vista económico, el proyecto era sólido y rentable, con reservas recuperables de aproximadamente 2,000 millones de barriles de petróleo equivalente (BOE). La información técnica producto de la investigación detallada de las características geológicas y geofísicas del subsuelo eran muy valiosa y se consideran muy interesante desde la perspectiva del petróleo y el gas. Sin embargo, después de pocos años, la empresa propietaria del proyecto se declaró en quiebra, se clausuro y sus propietarios ya han fallecidos. 

No obstante, algunos detalles del prospecto se mencionan en términos generales para proteger la confidencialidad de ciertas actividades relacionados con el mismo. Por lo tanto, el objetivo de este artículo es presentar algunos de los aspectos técnicos más interesantes que se tomaron en cuenta durante la planificación de un proyecto de exploración tan prometedor.

Bosque Nacional Davy Crockette

Debido a la estrecha relación entre el Bosque Nacional Davy Crockette y la ubicación del Prospecto Condado Trinity, cabe mencionar algunos detalles sobre este bosque. 

Ubicado en los condados de Houston y Trinity, este importante recurso natural fue declarado bosque nacional el 13 de Octubre de 1936. Se encuentra en el centro de las cuencas de los ríos Neches y Trinity y abarca una superficie de 160,000 acres. Es uno de los cuatro bosques nacionales del este de Texas y el único que no contiene un importante embalse superficial de agua dulce. Todos son administrados por el Servicio Forestal de los Estados Unidos (USFS), que forma parte del Departamento de Agricultura de los Estados Unidos (USDA).

Una publicación arqueológica en 1979 titulada “Recursos culturales de los bosques nacionales Davy Crockett, Sam Houston, Angelina y Sabine de Texas” por el arqueólogo, Ross C. Fields, describió los sitios culturales y arqueológicos en el bosque. Consistían de montículos dentro y cerca de los límites del bosque, como el sitio Davis que es un montículo indígena (Neches) ubicado justo fuera del límite del bosque. Continuaron las investigaciones de seguimiento de recursos arqueológicos/culturales dentro y alrededor de las áreas forestales. Como resultado, en el 2009, un equipo encabezado por el Dr. Robert Z. Selden Jr., del Centro de Investigación del Patrimonio Regional en la Universidad Estatal Stephen F. Austin, exploró el área y recopiló datos adicionales. Sus artefactos de varias ubicaciones dentro del bosque nacional Davy Crockett fueron recolectados, etiquetados y almacenados. Sin embargo, aunque se encontró un abundante patrimonio cultural, no todas las partes eran igualmente ricas o conservadas. Esta era la situación arqueológica cuando el Proyecto del Condado de Trinity estaba en progreso y lo cual afectó negativamente el progreso del proyecto.

Otra preocupación que enfrentó el equipo de exploración de Trinity fue la existencia de pájaros carpinteros en peligro de extinción dentro y cerca del Bosque Nacional Davy Crockett. La especie principal es el pájaro carpintero de cresta roja (Picoides borealis), que habita en los pinos. Estas aves fueron catalogadas históricamente como especies en peligro de extinción. En Estados Unidos desde 1970, y en el 2024, el Servicio de Pesca y Vida Silvestre de EE. UU. lo rebajó de la categoría de especie en peligro de extinción a amenazado, debido a los éxitos de conservación a largo plazo. En un caso, se observaron pájaros carpinteros en los árboles donde se planifico la perforación del primer pozo del proyecto. Por lo tanto, el Servicio Forestal de EE. UU. exigió a la empresa que trasladara la ubicación a 1224 metros de donde se observaron las aves.

En resumen, durante este proyecto de exploración (2009-2012), en principio era posible obtener un permiso para perforar un pozo petrolero en el Bosque Nacional Davy Crockett, aunque implicaba múltiples trámites y aprobaciones. Existía un amplio precedente, ya que varias empresas habían presentado la Solicitud de Perforación (APD) requerida. Para proyectos de perforación de pozos vertical aprobados, el Servicio Forestal de los Estados Unidos (USFS) realizó al menos esfuerzos administrativos y regulatorios para permitir la perforación, y se otorgaron permisos ocasionales. 

Estos incluyeron los siguientes cinco requisitos legales y regulatorios, que fueron abordados por el Landman, quien fue contrató para el proyecto.

1. La superficie estaba administrada por el USFS y para fines de perforación se requería una Autorización de Uso Especial / “permiso de uso especial” , que es un plan de uso de la superficie y condiciones consistentes con el plan de gestión del USFS.
2. Debido a que los derechos minerales se arriendan (minerales federales), se necesita un permiso (APD) presentado ante la BLM, con aportes del USFS para el uso de la superficie.
3. Toda operación de perforación en terrenos del Servicio Forestal de los Estados Unidos (USFS) requiere una evaluación ambiental (NEPA). El Plan de Operaciones de Uso de la Superficie debe contemplar los impactos ambientales, la mitigación, el acceso vial, las alteraciones de la superficie, etc.
4. La perforación no debe entrar en conflicto con el Plan Forestal (vida silvestre, cuenca hidrográfica, recreación, etc.). El USFS debe evaluar si las operaciones propuestas son consistentes.
5. La construcción o uso de caminos dentro del Bosque Nacional con fines de perforación requiere permisos para perturbación de la superficie, uso de caminos, etc.

Antecedentes Históricas de Exploración

La actividad de perforación exploratoria comenzó en esta región de la Costa del Golfo a principios de la década de 1930.  Hasta la fecha, en esta región, se han descubierto hidrocarburos en yacimientos de arenisca y de caliza que se extienden desde intervalos Terciarios someros hasta intervalos Jurásicos profundos como el Smackover y Norphlet. Los posibles yacimientos de interés en esta región del este de Texas se basan en los resultados positivos de los pozos Hunt Oil, Hoyt Moore #1 (1976) y Nuevo Energy (1997), y se muestran en el pronóstico geológico y la columna estratigráfica a continuación.

En 1935, se realizaron las primeras pruebas en la zona de la Formación Carrizo en el área de Beulah, en el condado de Trinity. En 1947, los descubrimientos en el campo Northwest Glendale, en el condado de Trinity, revelaron que, bajo la Formación Buda, la caliza Edwards, del Cretácico Inferior, albergaba un potencial petrolífero interesante. Sin embargo, el pozo de descubrimiento se completó en la caliza a 3,100 metros (10,310 pies) de profundidad, con una baja producción petrolera.     

En 1976-1977, la renovada actividad de exploración en yacimientos del Cretácico-Jurásico en condados cercanos y a lo largo de las Formaciones Austin Chalk/Woodbine dio como resultado descubrimientos de petróleo y gas. El campo Northwest Glendale en el condado de Trinity agregó nuevas formaciones productoras del Cretácico. Los principales objetivos exploratorios en esta tendencia fueron las arenas del Grupo Navarro del Cretácico Superior, Austin Chalk, Woodbine Sandstone y la Buda Limestone del Cretácico Inferior. Para esa fecha, se completaron algunos pozos en rocas calcáreas del Cretácico Inferior, incluyendo Georgetown, Glen Rose y Sligo-Pettet. En febrero de 1976, Hunt Oil perforó el pozo Hoyt Moore #1 a través de la Formación Cotton Valley y el Bossier Shale con una profundidad de 18,731 pies (e-log). Aunque el registro de lodo mostró varios intervalos dentro de las Formaciones Sligo y Travis Peak con indicios de petróleo y gas, el pozo todavía fue abandonado. 

En 1991, en el campo petrolífero M. Gaston, en el condado de Trinity, se descubrió el yacimiento Carrizo-b, del Eoceno, que produjo petróleo somero a 588 metros (1930 pies) de profundidad (subsea). El yacimiento estaba asociado con una trampa estructural contra el lado buzamiento abajo de una falla con orientación suroeste-noreste. Los parámetros básicos del yacimiento incluyen una porosidad promedio del 30%, una saturación de agua promedio del 35% y un espesor neto promedio de 3.6 metros. Para el año 2000, el yacimiento acumuló 132,179 barriles de petróleo de 19° gravedad API.  El pozo L.W. Gaston #3 por sí solo recuperó 36,000 barriles de petróleo (análisis de declinación de producción).

En 1997, la Formación Austin Chalk en el condado de Trinity tuvo una producción exitosa. Ocurrió cuando se perforó el primer pozo horizontal en el Austin Chalk. Primero se perforó un hoyo piloto vertical hasta los 9,800 pies y luego horizontalmente hasta aproximadamente 4000 pies. El pozo Great Western CMT #1-H registró una producción inicial (PI) de 3.6 millones de pies cúbicos de gas natural por día (mmcfgd ) con 486 barriles de condensado de 53° API por día.

En Junio del 2005, Range Oil Company inició un programa de perforación de 12 pozos en su campo petrolífero Laura La Velle, en el condado de Houston y ubicado dentro del Bosque Nacional Davy Crockette.

Uno de los pozos más recientes autorizados por la BLM en el Bosque Nacional Davy Crockette fue el pozo exploratorio Temple Industries #1, perforado en Abril del 2016 a una profundidad de 5,900 metros (19,490 pies). Estaba ubicado a 3.5 kilómetros al norte de la ciudad de Apple Springs y a 6.4 kilómetros al norte de la zona del Prospecto Condado Trinity. Produjo una pequeña cantidad de gas del yacimiento de caliza de la Formación Smackover durante un breve período y luego fue abandonado (P&A) en Julio del 2017. Previamente, el pozo exploratorio Forest #1, perforado en Marzo del 2011 a una profundidad de 5,700 metros (18,800 pies), a poca distancia del Temple Industries #1, sufrió la misma suerte y fue P&A en Septiembre del 2017, después de producir por seis años. 

Características Geológicas y de Yacimiento

De importancia fundamental fue que se tenían 18 pozos verticales profundos significativos, asociados con este prospecto. De estos pozos, nueve alcanzaron el Jurásico Smackover. En el pozo Shell Temple #1, fue obvio que habían más de 800 pies de engrosamiento en la Formación Bossier y Knowles en comparación con las características de sal crestal. 

El objetivo principal, la Formación Smackover, es una caliza naturalmente fracturada de 250 pies a 350 pies de espesor. Litológicamente, consiste predominantemente en caliza oolítica densa y dolomita oomóldica con (porosidad debido a la disolución de aragonito). Se observó facies de algas dolomitizadas dentro del Smackover superior e inferior con porosidad regular (8% – 20%) y permeabilidad promedio de 50 md. Por lo general, los yacimientos de gas y condensado de gran profundidad (18.600 pies) tienen temperaturas altas (350 °F – 380 °F) y gradientes de alta presión (0.65 psi/pie). 

Se observa un cambio litológico en el reflector Smackover/ Norphlet del pozo Shell Temple #1, perforado en un ambiente marino somero en la parte posterior de la flexura Angélica. Nueve millas al suroeste, el pozo Hoyt Moore #1 de Hunt Oil Company, se perforó a una profundidad de 5,700 metros (18,980 pies) en dirección de buzamiento y tocó fondo en la lutita Bossier. El registro de lodo de este pozo indica presencia de gas en varios intervalos, desde Glen Rose a 3,000 metros (10,000 pies) hasta el fondo del pozo. La Formación Travis Peak es un importante productor en el este de Texas y, si está bien posicionado estructuralmente, puede ser un productor significativo en esta zona.

Estructuralmente, el Prospecto Condado Trinity incluye seis anticlinales asociados con domos salinos complejos y de gran altura, situados a lo largo del flanco norte del geosinclinal de la Costa del Golfo. Estas estructuras están limitadas al norte por la flexión Angelina-Caldwell, que se inclina hacia el suroeste. Grandes cantidades de sal se han desplazado desde el flanco oeste del Sabine Uplift ubicado al noreste, lo que ha dado lugar a estos depósitos salinos de gran altura. Este movimiento salino también permitió el desarrollo de porosidad en zonas de fracturas y fallas, lo que podría mejorar la capacidad del yacimiento durante el Jurásico. La sal gruesa que se desprendió del Sabine Uplift es responsable de las seis grandes estructuras falladas de gran altura que definen este prospecto. Estas estructuras salinas presentan más de 457 metros de engrosamiento desde la lutita Bossier hasta el tope de la Formación Smackover. Todas las estructuras se levantaron durante el Jurásico.

Interpretación de los Datos Sísmicos 2D

El geofísico contratado definió seis prospectos basándose en aproximadamente 106 kilómetros (66 millas) de datos sísmicos 2D reprocesados y de alta calidad. Esto permitió definir el perímetro de las estructuras y mostró señales estratigráficas que indicaban rocas de alta energía sobre la cresta de las principales fallas. Se creía que esta evidencia permitía que los yacimientos estuvieran cargados con hidrocarburos procedente de rocas madres Jurásicas generadoras que rodeaban las estructuras.

La fuente de sonido dinamita generó datos que, al ser reprocesados, mejoraron considerablemente la calidad de la interpretación estructural. Las técnicas de procesamiento de la época ayudaron a visualizar la cresta de estas estructuras y proporcionaron al geofísico una excelente indicación de los cambios estratigráficos observados en las líneas sísmica 2D con una cobertura longitudinal de 106 kilómetros (66 millas). El pozo de control más cercano en la zona se encontraba a 10 kilómetros al norte del eje del prospecto. El pozo Shell Temple #1 proporcionó un excelente control de velocidad para el prospecto, ya que se encontraba sobre la línea modelo más importante. Dicho pozo se perforo hasta una profundidad de 5,935 metros (19 468 pies), tocó fondo en el Haynesville, pero con una velocidad medida a una profundidad de 5,540 metros (18 170 pies). Esta línea indicaba que el pozo se perforó en una zona de relleno grueso. 

De norte a sur, era evidente la presencia de cambios estratigráficos definidos desde la Formación Bossier hasta el Basamento. También era evidente la presencia de dos formaciones salinas falladas de gran altura en el extremo sur de la línea. Además, bajo estos anticlinales, observó el clásico hundimiento de la velocidad de la sal. De gran interés fueron los aparentes cambios estratigráficos en el reflector sobre la cresta de las estructuras. Estas están rodeadas de lutitas calcáreas que encierran la arenisca de la Formación Norphlet y los bancos oolíticos y peletales superiores en la cresta de las estructuras. Esta lutita calcárea rica en materia orgánica es la roca madre que genera hidrocarburos dentro de la arenisca de la Formación Norphlet, así como en las calizas dolomíticas de la Formación Smackover.

Estimación Volumétrica de Reservas  

Existe un potencial favorable de hidrocarburos en los yacimientos de las formaciones Travis Peak, Cotton Valley y Smackover. Sin embargo, en este artículo solo se presentan estimaciones para el yacimiento de gas y condensado de la Formación Smackover. 

Los cálculos de reservas incluyen dos (A y B) de los seis prospectos, formados por estructuras anticlinales individuales con orientación noroeste-sureste. Estos prospectos A y B, con 300 pies de espesor cada uno y con una recuperación estimada del 60 % del POES (194 barriles por acre-pie y1055 mcf de gas por acre pies). La profundidad es de aproximadamente 18,600 pies y juntos suman un área de aproximadamente 7,500 acres. Las estimaciones de reservas indican que es posible recuperar aproximadamente 437 millones de barriles de condensado. Los resultados indicaron aproximadamente 2.4 TCF de reservas de gas recuperables solo en los prospectos A y B. Sin embargo, se estima que produciendo las seis estructuras se pueden recuperar 10.5 TCF de gas o 1.9 billones de barriles de petróleo equivalente (BOE).

Programa de Perforación de Pozos Verticales

El ingeniero de perforación preparó los programas de perforación y lodo necesarios para pozos de 19,000 pies de profundidad con temperatura de fondo (BHT) alta de 360° F y un gradiente de alta presión de 0.65 psi por pie. 

Desde 1976, se han perforado numerosos pozos verticales de este tipo, dirigidos a formaciones Jurasicas, en particular al yacimiento de caliza Smackover, en los alrededores del condado de Trinity. Estos yacimientos de gas y condensado se perforaron a profundidades de entre 5,500 y 5,800 metros (18,000 – 19,000 pies). Para este proyecto y para soportar las altas presiones y temperaturas existentes, las completaciones típicas del primer pozo incluyeron lo siguiente: 

1. Un conductor de superficie de 24″ o 30″ empujado hasta aproximadamente 150 a 200 pies de profundidad;
2. Un conductor de 20″ cementado hasta aproximadamente 3,000 pies; 
3. Un csing de 13 3/8″ hasta 10,000 pies;
4. Otro casing intermedia de 9 5/8″ hasta 16,815 pies; y 
5. Un casing de producción de 7″ que a veces colgaba del casing de 9 5/8″ menos profunda y se cementaba hasta la profundidad total (TD) a 19,000 pies. 

Los yacimientos se cañoearían a cuatro disparos por pie y los fluidos se producirían a través de un tubing de 2 3/8″ o 3 1/2″.

Evaluación Económica Preliminar (2012)

Se realizó una evaluación económica preliminar del proyecto con una estimación de los costos de perforación y el potencial de ingresos netos por la producción de gas natural y condensado del yacimiento Jurásico Smackover. 

Aunque el plan contemplaba la perforación de seis pozos exploratorios, la evaluación que se presenta en este artículo corresponde al primer pozo, prospecto A y se basó en el mapa sísmico 2D de la estructura. 

Con base en la producción histórica de pozos análogos profundos del yacimiento Smackover, productor de gas natural y condensado, se seleccionaron las tasas de producción inicial (IP) para tres escenarios de condensado: una mínima de 400 bpd, una media de 500 bpd y una máxima de 600 bpd. Se estimó una tasa de IP de gas natural promedio de 20,000 mcfg /día por pozo. 

El desembolso para la perforación y completación de un pozo, utilizando los costos de perforación del año 2012, fue de aproximadamente 22 millones de dólares. 

Los parámetros económicos utilizados en la evaluación fueron:

• El OPEX (LOE) para un pozo profundo (19,000 pies) por mes se estimó en $10,000.
• Tasa de declinación estimada del 60% el primer año, del 10% el segundo año y del 5% en adelante y basada en la producción histórica de yacimientos calcáreos de alta presión, baja porosidad y baja permeabilidad.
• Interés sobre ingresos netos del 75% para el potencial inversionista.
• Precio del petróleo y del gas en el año 2012 de 90 dólares por barril de petróleo y 6 dólares por mcf de gas, respectivamente.
• Impuesto sobre la extracción de petróleo del 4.5% (Texas) e impuesto sobre la extracción de gas del 7.5% (Texas)
• Vida útil esperada del pozo de 10 a 15 años.

La evaluación económica indica que la producción de gas y condensado de un pozo vertical de la Formación Smackover, con una inversión de $22 millones, generará un flujo de caja con un valor presente neto (NPV) en 10 años de aproximadamente $98.5 millones. Esto, después de impuestos sobre la renta (AIT) y considerando los riesgos geológicos y comerciales. 

Otros indicadores financieros muestran un plazo de recuperación de 9 meses, una tasa de retorno de la inversión (ROR) de aproximadamente el 82.6% (AIT) y una tasa interna de retorno (IRR) del 89.8% (AIT).

En resumen, este proyecto habría logrado un éxito económico significativo en ese momento, en el 2012, cuando el precio promedio del petróleo era de 90 dólares por barril y el precio del gas natural era de alrededor de 6 dólares por mcf y antes del colapso de los precios de los hidrocarburos en el 2014.

Conclusiones

La información presentada en este artículo es el resultado de 

• La investigación geológica y geofísica realizada entre el 2009 y 2012,

• Con la combinación de publicaciones de la industria, y 

• Información pública disponible en la base de datos de la Texas Rail Road Commisión, el agente regulador de asuntos petroleros de Texas. 

Se realizaron todas las búsquedas razonables para confirmar la autenticidad, exactitud e integridad de la información en la que se basa este artículo.

En el 2009, se pensaba que, debido a la proximidad del prospecto a oleoductos existentes y a las redes de transporte de hidrocarburos asociados, podría satisfacer la gran demanda energética de centros como Houston, en Texas. En aquel entonces, el aumento constante de la demanda de petróleo y gas natural indicaba la necesidad de utilizar empresas de servicios y contratistas con prácticas eficientes de perforación y completación. 

Hoy en día, los profesionales técnicos y los equipos y taladros necesarios para la perforación de pozos verticales profundos, no son tan abundantes como hace 15 años. Además, debido a la creciente preocupación ambiental en todo el país, incluyendo zonas sensibles como el Bosque Nacional Davy Crockette, la obtención de permisos de perforación sería extremadamente difícil.

Los conceptos geológicos y estratigráficos, junto con el control sísmico estructural, indicaron que este proyecto involucraba un prospecto profundo y de alto riesgo con un enorme potencial desde la Formacion Cotton Valley, atravesando las Formaciones Bossier y Haynesville y hasta la Formación Smackover. Este era uno de esos grandes yacimientos estructurales y estratigráficos ubicados en la posición adecuada del borde de la plataforma continental y podría describirse como una de las mayores áreas de exploración importante en la costa del Golfo de Méjico en ese momento.

En retrospectiva, en el momento en que se estaba ejecutando el proyecto (2009-2012), si no hubiera sido por el colapso del precio del petróleo en el año 2014, esta habría sido una excelente inversión para cualquier inversionista interesado, tomando en cuenta el plan de negocios y considerando los dólares arriesgados versus las grandes reservas potenciales de petróleo y gas natural.