May 26, 2025
Características Geológicas y de los Yacimientos
Formaciones Cretácicas Napo y Hollín
Se presenta una revisión preliminar del marco estructural y de las características de los yacimientos localizados en la Cuenca de Oriente de Ecuador, una región Sub Andina y más específicamente de los Bloques 16 y 67, prolíferos en hidrocarburos que contiene nueve campos petroleros de diferentes tamaños.
Donald A. Goddard, Liverpool Petroleum, & José Francisco Arata, New Stratus Energy
(Mayo de 2025)
Introducción
Basado en la revisión de un conjunto de datos, los cálculos preliminares volumétricos realizados presentan un volumen aproximado de reservas recuperables en las áreas de interés. Con el fin de cumplir con estos objetivos, se estudió la información de varias publicaciones de empresas que operan en la región y datos técnicos encontrados en el dominio público. Nos enfocamos en las areniscas Cretácicas de las Formaciones Napo y Hollin, que son los principales yacimientos productores en la Cuenca de Oriente, así como en los Bloques 16 y 67, donde producen petróleo pesado de 15° API de gravedad promedio, a profundidades entre 7400 pies y 9000 pies.
Las reservas recuperables preliminares, determinadas en este artículo, son de naturaleza aproximada y sólo pretenden dar una idea de los volúmenes totales de petróleo en los bloques que se revisaron. No son tan precisas como las reservas que son calculadas por firmas especializadas como Ryder Scott, Petrotech Engineering, Ltd o Gaffney Cline, LLC.
Lo más importante es que las reservas presentadas por estas empresas se estimaron con la base de datos interna de la empresa operadora, que consta de análisis PVT, mapas sísmicos estructurales 3D, producción histórica y suites registros modernos de pozos. Dichos registros consisten en el Triple Combo, el Registro Sónico, la Herramienta de Imagen de Alta Resolución y la Herramienta de Resonancia Magnética. Por lo tanto, con una base de datos tan completa, los cálculos de reservas de dichas empresas suelen ser más precisos.
Debe mencionarse que la existencia de excelentes publicaciones de profesionales petroleros ecuatorianos como Valdez et.al (2008), Belloti et.al (2003) y Muzzio y Portilla (2000), por citar algunos, presentan parámetros de yacimientos y explicaciones del marco estructural de la mayoría de los campos petroleros dentro de la Cuenca de Oriente. A partir de sus artículos, se obtiene un entendimiento de la importancia de aplicar la tecnología de perforación horizontal para aumentar las tasas de producción de los yacimientos del Cretácico. Lo crucial es que la mayoría de los campos petroleros de la Cuenca de Oriente, incluidos los de los Bloques 16 y 67, tienen estructuras geológicas de entrampamiento similares.
Consideraciones Históricas
La Cuenca de Oriente tiene una larga historia de exploración que comienza a principios de la década de 1930. La empresa Shell comenzó sus esfuerzos de exploración en la cuenca a principios de 1940 utilizando geología de campo y con resultados preliminares marginales. En la década de 1960, la empresa Texaco, después de obtener un permiso de exploración del gobierno, inició una gran campaña de geología de campo en la cuenca que incluía sísmica 2D. En 1967, perforaron el primer pozo exploratorio en una estructura geológica regional denominada “Foreland Basin”. El
pozo penetró hasta una sección llamada la Formación Chapiza de edad Pre-Cretácica. Luego, se produjo aproximadamente 1,400 bopd de petróleo de gravedad de 29 API de la Formación Hollín del Cretácico.
Este descubrimiento fue el inicio de la industria petrolera moderna en Ecuador. Texaco continuó con resultados exitosos en la década de 1970 que los indujeron, junto con Gulf Oil Company, a construir un oleoducto desde sus campos petroleros de la Cuenca de Oriente, a través de la Cordillera de los Andes, hasta la costa. Esta magnífica obra de ingeniería, llamada Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), tiene una capacidad actual de 360.000 barriles de petróleo crudo por día. Cubre una distancia de 503 km (o 315 millas) desde la terminal receptora de Amazonas en Lago Agrio (Nueva Loja), atravesando los Andes, y hasta el terminal marítimo cerca de Esmeraldas en el Océano Pacífico. Unos años más tarde, en 2003, un consorcio formado por Repsol YPF, Agip, Perenco y Andes Petroleum, construyó un nuevo oleoducto llamado Oleoducto de Crudos Pesados Ecuador S.A. (OCP). Fue diseñado para transportar hasta 450.000 barriles de petróleo crudo por día, conectando los campos productores de la Cuenca de Oriente con el Océano Pacífico. La empresa petrolera nacional ecuatoriana PE Petroecuador opera actualmente ambos oleoductos.
En 2001, Repsol-YPF-Ecuador S.A., un consorcio hispano-argentino, comenzó a operar los Bloques 16 y el Bloque 67 de Tivacuno. Con aproximadamente 1000 empleados, la empresa se dedicaba a actividades de exploración y producción de petróleo pesado, así como gas licuado de petróleo (GLP). Los bloques están ubicados en las selvas tropicales del Parque Nacional Yasuní, una reserva de la biosfera de 3.800 millas cuadradas de la Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura. Es ampliamente considerado uno de los lugares con mayor
biodiversidad de la Tierra.
Las ventas netas y el beneficio neto de Repsol alcanzaron su punto máximo en 2018. Sin embargo, en 2020 las ganancias netas mostraron una pérdida de ingresos. Tal vez, sus gastos generales y operativos eran demasiado altos para las tasas de producción decrecientes que existían en esa época. No obstante, Repsol continúo operando nueve campos en estos bloques hasta 2022. En enero de 2022, la empresa canadiense New Stratus Energy (NSE) adquirió las acciones de Repsol Ecuador S.A. (ahora Petrolia Ecuador) que poseía el 35% de participación en los Contratos de Servicios con el Ministerio de Energía y Minas para los Bloques 16 y 67. Estos tienen una larga historia de producción, con 262 pozos perforados y con una excelente cobertura sísmica 3D. Para marzo de 2022, la producción bruta de petróleo reportada de nueve campos, fue de aproximadamente 15,400 bopd a una gravedad promedio de 14.7° API. El petróleo producido se carga en el oleoducto de Crudos Pesados Ecuador S.A. (OCP) y se transporta al puerto de Esmeraldas en el Océano Pacífico.
Marco Estructural de los Yacimientos Petrolíferos
Los mecanismos de entrampamiento de las estructuras anticlinales se pueden observar claramente en la mayoría de las líneas sísmicas 3D en dirección este-oeste dentro de la mayoría de los campos petroleros de la Cuenca de Oriente, incluidos los Bloques 16 y 67. Tales estructuras suelen ser de gran tamaño, alargadas formando campos petrolíferos individuales y cada uno con un nombre distinto. Estos anticlinales están asociados con movimientos de desplazamiento de los estratos contra fallas normales casi verticales. Tienen buzamientos hacia el norte, hasta el basamento y que ocurrieron durante la tectónica Terciaria. Además, los canales aluvionales (Hollín) y los depósitos en aguas marinos (Napo) observados, pueden ser delgados y se terminan lateralmente (pinch-out), formando trampas estratigráficas. Por lo tanto, algunos yacimientos están asociados a una combinación de trampas estructurales y estratigráficas.
La Perforación de Pozos Horizontales
Las estructuras de entrampamiento, como los anticlinales alargadas, que caracterizan los campos petroleros de la Cuenca de Oriente, están asociadas con yacimientos de muy buena calidad que tienen porosidades promedio de 20% y permeabilidad promedio de 1000 md. Estos son excelentes candidatos para aplicar tecnologías de perforación horizontal para recuperar el petróleo en la parte más alta de la estructura (attic oil). Las trayectorias laterales cortos de los pozos, de no más de 5000 pies de longitud, perforados en la parte superior de las trampas productores, se estima que pueden aumentar la producción diaria hasta 10 veces más. También reducirán considerablemente la producción de agua salada. Vale la pena mencionar que debido a que los yacimientos tienen buena porosidad y alta permeabilidad, no es necesario realizar costosos trabajos de estimulación de fracturas (acid frac). Un lavado ácido con 15% de HCL en dichos yacimientos es todo lo que se requiere para garantizar altas tasas de producción.
Los pozos horizontales, además de aumentar la tasa de producción mucho más en comparación con los pozos verticales, tienen las siguientes ventajas adicionales: 1) Como pozos “infill”, ubicados entre los pozos verticales existentes utilizando mapas sísmicos 3D detallados, capturarán el petróleo dejado atrás que no fue drenado por los pozos verticales. 2) El número de pozos horizontales necesarios para producir las reservas restantes será mucho menor, y 3) las huellas superficiales dañinas para el medio ambiente dejadas por múltiples pozos verticales, se reducen considerablemente.
Características de los Yacimientos y de las Reservas Volumétricas
Es importante conocer, con certeza, los volúmenes de reservas recuperables durante las actividades de desarrollo continuo en regiones petroleras maduras como la Cuenca de Oriente en Ecuador. Para poder presentar valores precisos de reservas recuperables restantes, los análisis volumétricos se basan en datos de yacimientos PVT, mapas estructurales de la sísmica 3D, análisis petrofísicos de yacimientos con registros eléctricos y producción acumulada conocida. La fuente de estos datos provenientes de los Bloques 16 y 67 que se utilizaron en los cálculos de las reservas,
se obtuvieron de numerosas publicaciones técnicas. La saturación de agua (Sw), un parámetro muy importante, se calculó utilizando la Ecuación de Archie. El factor de formación, necesario en la ecuación, se calculó y determinó a partir de un gráfico que muestra la porosidad frente al factor de formación para diferentes tipos de arenisca. Por lo tanto, se estima que la saturación de agua original (Sw) es del 50% para estos yacimientos.
Los principales parámetros de los yacimientos Napo y Hollín, en varios campos dentro de los Bloques 16 y 67, se obtuvieron en publicaciones que incluyen mapas con dimensiones de área en millas cuadradas y necesarios para calcular la superficie total (1 milla cuadrada = 640 acres). Aunque no son tan precisas como las dimensiones obtenidas con mapas detallados de estructuras sísmicas en 3D, las estimadas en este artículo se consideran bastante precisas. Además, en Valdez et. al (2008), con ejemplos de registros eléctricos modernos, se obtuvo un espesor neto promedio de arenisca petrolífera de 40 pies, para los yacimientos Napo y Hollín.
Las reservas recuperables por campo y por yacimiento (Napo y Hollín) y obtenidos en la información publicada sobre el tamaño de las áreas, señalan un volumen para todos los yacimientos de aproximadamente 337 millones de barriles de petróleo. En cuanto a los cálculos realizados con los parámetros de yacimiento de Napo y Hollín, las reservas totales calculadas indican 376 millones de barriles de petróleo. Dichos estimados son bastante similares.
Conclusiones
Los Bloques 16 y 67 en la Cuenca de Oriente de Ecuador, una zona madura productora de hidrocarburos, tienen tres elementos principales que los hacen productores prolíferos de petróleo: 1) Estructuras anticlinales probadas que son excelentes trampas. 2) Yacimientos compuestos de arenisca de excelente calidad con buena porosidad y alta permeabilidad y 3) abundantes reservas recuperables de petróleo.
Basado en los parámetros de los yacimientos obtenidos en la literatura técnica publicada, los cálculos preliminares de las reservas volumétricas indican que los Bloques 16 y 67 en conjunto pueden tener aproximadamente 340 millones de barriles de petróleo remanentes recuperables. Estas se consideran estimaciones conservadoras y pueden ser mucho más altas.
Dichas reservas recuperables de petróleo se encuentran dentro de grandes trampas estructurales caracterizadas por intervalos de areniscas volcados formando anticlinales contra fallas normales. Estos son excelentes candidatos para la perforación horizontal que garantizará el éxito económico de las empresas petroleras que operan las áreas de interés.
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Donald A. Goddard (seudónimo del libro Alan Irureta) comenzó su carrera en 1965 con Gulf Oil Co. (Mene Grande) en el Oriente de Venezuela. Trabajó durante muchos años en estudios geológico en todo el país. Desde 1979 hasta 1990 fue geólogo / geofísico en Maraven Oil Co. en la región del Lago de Maracaibo, en operaciones de exploración y producción. Tiene más de treinta años de experiencia en la industria del petróleo.
Es investigador petrolero en la Universidad Estatal de Louisiana (LSU), a partir de 1991. Su trabajo incluye la caracterización geológica de los reservorios de petróleo en Louisiana, y ha participado en proyectos de análisis de cuencas de la Región de la Costa del Golfo. En el Centro de Estudios de Energía (CES) de LSU, se desempeñó como Director de la Región del Golfo, Consejo de Transferencia de Tecnología del Petróleo (PTTC). En esta capacidad, Goddard fue responsable de identificar y transferir las tecnologías ascendentes a los operadores independientes de Louisiana.
Se retiró de LSU en 2009 y en la actualidad trabaja como consultor de petróleo. Obtuvo un B.S. en Geología de Florida State University, los grados de M.Sc. y PhD en Geología Marina y Geofísica de la University of London (UCL), y un grado de Ingeniería Geológica de la Universidad Central de Venezuela.
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José Francisco Arata
José Francisco Arata es un empresario y geólogo venezolano nacido en 1958, graduado en Ciencias Geológicas en la Universidad de Torino en 1982. Trabajó en Maraven S.A., filial de PDVSA, y en el 2008 junto a Ronald Pantin, Serafino Iácono y Miguel Ángel de la Campa, fundan Pacific Rubiales. Actualmente es ejecutivo de New Stratus Energy, con actividades en México, Perú, Ecuador y Venezuela.
