Jun 02, 2025

Louisiana es una fuente importante de gas 

Este artículo presenta las características geológicas y de yacimientos de arenisca de la Formación Tuscaloosa Inferior, que contienen volúmenes considerables de gas natural, dentro de la “Tendencia Tuscaloosa Profunda” (TTP) del sur de Louisiana.

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

Para ello, se obtuvo información relevante en la base de datos SONRIS del Departamento de Recursos Naturales (DNR) y de publicaciones relacionadas con los hidrocarburos. Los datos describen importantes aspectos técnicos y la factibilidad económica de la perforación de pozos verticales a profundidades de 22 000 pies, con el objetivo de extraer gas natural y condensado de los yacimientos del Cretácico Superior. 

A partir de 1974, con el pozo descubridor Alma Plantation #1 y con las actividades de exploración y producción realizadas con aproximadamente 450 pozos, se descubrieron siete campos grandes y algunos más pequeños dentro de la TTP. 

Para 1980, el aumento en la cantidad de éxitos cambió con el descubrimiento de reservas adicionales de hidrocarburos, lo que resultó en tasas de producción inicial (IP) de algunos pozos cercanas a los 20 millones de pies cúbicos de gas por día (mmpcgd), con un promedio de aproximadamente 14 mmpcgd. 

Las razones son: 

1. Existencia de grandes estructuras anticlinales volcados (rollover) y entrampamiento contra una serie de fallas normales hasta el basamento.
2. Yacimientos de arenisca de canal fluvio-deltaico de buena calidad.
3.  Un entendimiento mucho mejor de la geología y las características del yacimiento basado en levantamientos sísmicos 3D.

Ubicado a 10 millas (16 km) al noroeste de Baton Rouge, en la parroquia de West Baton Rouge, uno de los campos más grandes es el Campo False River, donde Chevron perforó aproximadamente 15 pozos para producir los yacimientos de gas en la Formación Tuscaloosa. 

Este campo será el tema central del artículo.  La importancia del mismo es que es una fuente de gas natural para las plantas de LNG ubicadas en la costa de la parroquia Cameron en Louisiana. 

La Importancia de los Levantamientos Sísmicos 3D

Desde la implementación de la tecnología sísmica 3D a principios de la década del 2000, las empresas han realizado varios descubrimientos consecutivos en áreas que se consideraban cercanas al final de su vida útil. Esta tecnología ha permitido agregar valor a estos yacimientos de gas/condensado de la Formación Tuscaloosa, definiendo bloques de fallas no probados en intervalos productivos conocidos e indicando paquetes de arenisca gasíferas más profundas nunca antes vistos. 

La tecnología de perforación moderna y los levantamientos sísmicos 3D, reprocesados ​​en el 2009, fueron responsables de éxitos más recientes. Estas tecnologías permitieron evitar la costosa y difícil perforación de yacimientos agotados, donde las temperaturas pueden alcanzar los 400° F y los gradientes de presión rondan los 0.75 psi/pie. 

Además, la sísmica 3D ha proporcionado una herramienta para la evaluación del riesgo prospectivo, lo que ha permitido tomar mejores decisiones en pozos profundos y donde los costos de perforación actuales promedian los $25 millones por pozo. 

Por lo tanto, las probabilidades de éxito de nuevos pozos adicionales en el Campo False River, aplicando prácticas de perforación óptimas, son altas. 

Las razones son:

1. Los cálculos de reservas indican grandes volúmenes de reservas recuperables restantes de gas y condensado. 
2. Estos datos sísmicos 3D han ayudado a resolver el marco estructural y la compartimentación asociada con bloques de fallas individuales existentes.

La Historia de Producción 

Se seleccionaron 18 pozos en la TTP, como ejemplos de pozos exitosos perforados a profundidades de entre 18,500 pies y 23,500 pies (5670 m – 7170 m) (listados abajo). Sus tasas de producción inicial (IP) de gas oscilan entre 2.4 mmcfgd y 21.7 mmcfgd, con un promedio aproximado de 13.8 mmcfgd y 94 barriles de condensado por día (bcpd). 

Ubicado a 15 millas (24 km) al noroeste de Baton Rouge, el pozo Chevron Alma Plantation #1, se completó como pozo descubridor de la Formación Tuscaloosa Inferior en el Campo False River. Produjo con una tasa de producción inicial (IP) de 20 mmcfgd y 80 bcpd. El pozo abrió la prolífica TTP del Tuscaloosa Inferior en el sur de Louisiana. En Octubre de 1996, Amoco Production Company completó el pozo Parlange #5 en el campo Judge Digby, con un caudal inicial de 18 mmcfgd y 460 bcpd. A este pozo le siguieron los pozos Parlange # 6 y # 11, que también produjeron tasas de producción inicial (IP) de 18 mmcfgd y 21.7 mmcfgd, respectivamente. 

Estos pozos marcaron una nueva etapa en el exitoso programa de desarrollo de los campos de gas por parte de Amoco, que continuó hasta el 2009 con tecnología moderna de sísmica 3D.    Las primeras predicciones de recursos para la TTP variaron considerablemente, desde 3 TCF hasta 60 TCF de gas equivalente (TCFGE). La producción dentro de la “Baton Rouge Mega-Structure -Tuscaloosa Trend”, que abarca las parroquias de Pointe Coupee y West Baton Rouge, ha sido prolífica. Para 1989, los siete campos originales de esta área habían producido la mayor parte del gas y tres de ellos habían producido aproximadamente 9.5 TCFGE, lo que representa el 67 % de la producción de la TTP (Port Hudson, 1.35 TCFGE; Judge Digby, 7.59 TCFGE; y Morganza, 0.56 TCFGE). 

También se han producido aproximadamente 40 millones de barriles de condensado. Solo en el campo Judge Digby, la sísmica 3D ha sido directamente responsable del incremento de las reservas brutas de gas por más de 200 mil millones de pies cúbicos (BCF). La profundidad de las perforaciones en intervalos dentro de este yacimiento de arenisca del Tuscaloosa Inferior varía desde los 18,000 pies (5,500 m) en los pozos del campo Morganza hasta los 22,200 pies (6,700 m) en el pozo Ivy J. Major #004, perforado en el campo Judge Digby en 2002. 

Tres Pozos del Campo False River

Ejemplos de pozos exitosos encontrados en la base de datos SONRIS del Departamento de Recursos Naturales de Luisiana (DNR), perforados en el campo False River, son:

1. H.H. White Jr. #1,
2. F.E. Farwell #3
3. F.E. Farwell #5

El pozo más reciente, H.H. White Jr. #1, perforado en el 2009 y ubicado a seis millas al sureste del pozo Alma Plantation #1, se completó inicialmente en el casing de producción de 7 pulgadas (18 cm) con perforaciones a una profundidad de 19,985 pies (5,985 m) a 20,017 pies (6,100 m) con unas pruebas de producción total de varias areniscas de 65 mmcfdg. 

Debido a que se atascó la tubería de perforación a 20,316 pies dentro del casing de 7” en el año 2015, se tuvo que realizar un “sidetrack”. Se completó con éxito cubriendo un intervalo gasífero desde 19,543 pies hasta 21,326 pies y se cañonearon y probaron cinco intervalos de arenisca con gas y condensado. La producción de agua fue mínima en los intervalos de producción. Uno de ellos (21,186’- 21,243’) fluyó con una producción (IP) de 14.8 mmcfgd. El pozo aún fluye gracias a los cañoneos realizados en el 2022 en el intervalo 20337-20507’. Para Julio del 2023 (siete meses), ya había acumulado 14.6 TCF de gas. 

Los otros dos pozos, F.E Farwell #3 y F.E Farwell #5, produjeron gas y condensado a altas tasas durante 7 y 21 años, respectivamente; el primero con un corte de agua mínimo y el segundo con altos cortes de agua tras la entrada de agua, ocurrida después de 5 años de producción.

Marco Geológico

La Formación Tuscaloosa se extiende desde la parroquia de St. Laundry y atraviesa el sur de Louisiana. Se presenta información sobre la distribución local de los yacimientos de dicha formación y sus volúmenes de gas natural. Estos se ubican bajo la TTP y llamado “Arrecife del Cretácico Inferior” en la parroquia de West Baton Rouge donde se ubica a profundidades de entre 18,000 pies (5,500 m) a 23,000 pies (7,000 m). 

Estratigráficamente, los depósitos descansan sobre los grupos rocosos Washita-Frederiksberg y Trinity del Cretácico Inferior, que contienen abundantes estratos de lutita. Estas se consideran las rocas generadoras de los hidrocarburos del Cretácico Superior que producen los yacimientos Tuscaloosa Inferior. Están cubiertas por la Lutita Marina de Tuscaloosa (TMS), un grueso intervalo de lutita también considerado un yacimiento productor de petróleo de gravedad mediana. Ha producido petróleo en la parroquia de St. Helena y hacia el norte hasta Mississippi, pero con pobres resultados. El Eagleford se ubica sobre la TMS, actúa como sello y, a su vez, está cubierto por la Caliza de Austin, un prolífico productor de petróleo en esta región del sur de Louisiana. 

Dentro de los campos de la TTP, los yacimientos de arenisca se asocian con dos estilos principales de entrampamiento estructural:

1. Cierre de falla de expansión en tres direcciones, con un suave buzamiento hacia el sur y un cierre estructural promedio de 300 pies (90 m). En estos cierres de falla se atrapó una cantidad considerable de gas.
2. Grandes estructuras anticlinales falladas que contienen numerosas estructuras de bloques de falla más pequeñas, contra fallas normales con dirección este-oeste y las cuales se extienden hasta el basamento. A medida que las fallas más grandes continuaron expandiéndose dentro de las áreas productivas, se produjeron grandes cierres estructurales de hasta 980 pies (300 m). 

También existen numerosas trampas estratigráficas en el Campo False River, donde los canales de arenisca fluvial-deltaicos se pinchan lateralmente. Los estratos con buzamiento hacia el sur, dentro del campo, también contienen sutiles narices estructurales.

Basado en registros eléctricos, el ambiente sedimentario de los yacimientos de la Formación Tuscaloosa en el Campo False River, se interpreta como depósitos de canales distributarios fluvio deltaicos, Litológicamente, se trata principalmente de areniscas lenticulares, blancas y de grano medio a grueso, que forman secuencias gradacionales de engrosamiento ascendente. Están intercaladas con capas de lutita. Los yacimientos de arenisca apilados, de canales distributarios, varían en espesor desde 5 pies (1.5 m) hasta 30 pies (9 m), muchos de los cuales han atrapado abundantes volúmenes de hidrocarburos. Otras areniscas contienen mayormente agua salada.

Características del Yacimiento

Las características del yacimiento de la Formación Tuscaloosa, relacionadas con los campos de la TTP se obtuvieron de la base de datos petrolífera SONRIS de Louisiana, de datos de la empesa Enverus y publicaciones técnicas. Los conjuntos de datos incluyen registros eléctricos, producción histórica y parámetros detallados de los yacimientos.

Los núcleos extraídos en la Formación Tuscaloosa del Campo False River indican que estas areniscas profundas por debajo de los 20,000 pies (6100 m) tienen porosidades anormalmente altas, con un promedio del 25 % y una permeabilidad promedio de 200 milidarcys. La microscopía electrónica de barrido muestra que los granos individuales de estas areniscas semifriables están recubiertos de clorita. Las areniscas con recubrimientos de clorita más o menos continuos alrededor de los granos de cuarzo presentan poca compactación estructural y un desarrollo mínimo de sobrecrecimientos secundarios de cuarzo. 

Los datos petrográficos y de SEM indican un origen diagenético temprano de la clorita, que aparentemente dejó de formarse una vez que los granos detríticos se recubrieron con una sola capa de cristales. Esto fue suficiente para reducir el sobrecrecimientos de sílice que podrían haber impedido la compactación por solución a presión, permitiendo así que las areniscas se enterraran a gran profundidad sin reducir apreciablemente la porosidad. Esta es una condicion sedimentaria no muy comun.

Análisis Volumétrica De Reservas

Durante la fase inicial de la planificación de un programa de perforación en una región madura de petróleo y gas, como la TTP, es importante conocer los volúmenes estimados de reservas recuperables restantes disponibles para la producción. 

Cabe mencionar que, en un área de 18,000 acres en el Campo False River, una empresa importante estimó aproximadamente 1 TCF de gas y aproximadamente 120 mmbls de condensado en la Formación Tuscaloosa Inferior. Sin embargo, debido a la ausencia de mapas estructurales sísmicos 3D detallados durante la redacción de este artículo, se presenta un estimado de reservas relacionado con el área de drenaje circular alrededor de un pozo. 

Basado en los parámetros bien conocidos del yacimiento de la Formación Tuscaloosa, un análisis volumétrico de dicha área de drenaje puede dar una idea de los volúmenes de hidrocarburos que se puede producir en un solo pozo vertical. Por lo tanto, el radio de drenaje de un pozo de gas y condensado a 20,000 pies, se calculó combinando parámetros importantes de yacimiento de pozos cercanos. Uno de ellos es la saturación de agua (Sw). 

Esto se realizó mediante la ecuación de Archie y aplicando elementos clave como el factor de formación (F), la porosidad (Ǿ), la resistividad del agua (Rw) y la resistividad de la formación (Rt). Los resultados indican una saturación de agua original (Sw) de los yacimientos de la Formación Tuscaloosa Inferior de aproximadamente el 40%.

Otro parámetro importante para determinar el área de drenaje es la viscosidad del gas natural (cp). Esta se determinó mediante el gráfico de correlación de Lee et al. Los resultados muestran una viscosidad de 0.046 cp para yacimientos con una presión de fondo de pozo de aproximadamente 15,000 psi y una temperatura de 400° F.

Los cálculos de drenaje, utilizando parámetros de yacimiento conocidos, verifican que un solo pozo vertical con un espesor de columna de gas-condensado y areniscas múltiples de 150 pies, puede drenar un área de 116 acres.

Con este volumen (espesor de 150 pies x 116 acres), los cálculos de reservas indican que un pozo puede drenar aproximadamente 45 BCF de gas y 1.76 MMBLS de condensado durante un período de diez años.

Planificación De Un Programa de Perforación

Conociendo las condiciones geológicas (litología, estructuras y estratigrafía), entendiendo las características del yacimiento y contando con considerables reservas recuperables restantes, planificar un programa de perforación exitoso sigue siendo un desafío. Por lo tanto, perforar pozos complejos y costosos de $25 millones a una profundidad de 22,000 pies requerirá prácticas de perforación y completacion de punta y con profesionales de perforación con mucha experiencia.

A partir de los datos de presión, temperatura y registros de pozos, las siguientes condiciones caracterizan la TTP:

1. Yacimientos sobre presionados (gradientes de 0.7 psi/pie a 0.8 psi/pie que requieren lodo denso (>14 ppg) para controlar los pozos. Esta condición se debe a la necesidad de perforar a través de múltiples lutitas gruesas, incluyendo lutitas Terciarias, el Grupo Midway y la Lutita Marina de Tuscaloosa.
2. Por debajo del Cretácico Superior, a 14,000 pies, las temperaturas aumentan considerablemente y en la profundidad total pueden alcanzar los 400° F. 3) La resistividad eléctrica del yacimiento disminuye con la profundidad y 4) aumenta la lentitud del sonido (velocidad disminuida).

Un pronóstico preliminar construido a partir de datos conocidos de la estratigrafía y la litología, obtenidos de los pozos del Campo False River, muestra las profundidades de los cuerpos de lutitas más gruesos.

La Completación de Pozos Verticales & Los Registros Eléctricos

Desde 1974, se han perforado numerosos pozos verticales dirigidos a yacimientos del Cretácico Inferior de la Formación Tuscaloosa, en el TTP hasta 23,000 pies (7,000 m), siendo los objetivos los yacimientos de arenisca de gas y condensado. 

Para este propósito y para abordar las altas presiones y temperaturas existentes, las completaciones típicas de pozos incluyen lo siguiente:

1. Un casing conductor de superficie de 24” o 30” (61 cm o 76 cm), colocado a una profundidad aproximada de 150 pies hasta de 300 pies (45 m a 91 m).
2. Un casing de 16” o 13 3/8” de diámetro cementado hasta aproximadamente 3500 pies.
3. Un casing intermedio de 11 3/4” o 9 5/8” hasta 16,000 pies. 
4. Un casing de producción de 7” o 4 ½” que a veces cuelga del casing de 9 5/8” menos profundo. 

Los yacimientos son cañoneados a 4 disparos por pie y los fluidos son producidos a través de un tubing de 2 3/8” a 3 1/2”.

El conjunto recomendado de registros para pozos verticales a hueco abierto debe incluir el Quad Combo (triple Combo + sónico), la herramienta de resonancia magnética (RMN) y el medidor de inclinación de alta resolución FMI. Este conjunto proporcionará datos importantes, como los contactos actuales de petróleo y agua, parámetros del yacimiento como porosidad, permeabilidad y saturación, e información detallada de fracturas y estratigrafía.

Conclusiones

Con 35 años (1974-2009) de actividad petrolera en esta región del sur de Louisiana, en la “Tendencia Profunda de Tuscaloosa” (TTP), se disponía de abundante información sobre la producción histórica, las características del yacimiento, la geofísica, la geología y las prácticas de perforación. Se sabe que los yacimientos de la Formación Tuscaloosa Inferior, a lo largo del TTP, tienen una excelente calidad a profundidades de entre 19,000 pies (5,800 m) y 22,000 pies (6,700 m). Quizás el mayor riesgo a considerar en el área de interés es la variación en la permeabilidad del yacimiento, que afecta las tazas de producción. 

Debido a que los yacimientos son profundos y están asociados con abundantes y complejas estructuras de fallas, la aplicación de datos sísmicos 3D ha mejorado considerablemente las probabilidades de éxito. Hoy en día, es posible localizar pozos con precisión dentro de nuevos bloques de fallas no probados en el Campo False River que no se habían observado previamente con dos datos sísmicos 2D.

Las estimaciones de reservas volumétricas recuperables de gas natural y condensados ​​indican que las perspectivas económicas potenciales en el Campo False River siguen siendo una realidad. Gracias a su industria petrolera y larga historia de producción de los campos dentro del TTP, esta asociado con abundantes gasoductos y con excelentes sistemas de transporte de hidrocarburos. Estos pueden abastecer a tres terminales de exportación de LNG que operan en la costa de la parroquia de Cameron en Louisiana. Por lo tanto, la gran demanda de gas natural de los países de la UE, y en particular del Reino Unido, puede exportarse desde Louisiana como LNG.

Algunos desafíos importantes de realizar un programa de desarrollo con pozos profundos en el Campo False River son: 

1. Conseguir inversionista interesados en un proyecto de perforar pozos profundos, costosos y de alto riesgo. 
2. Encontrar ingenieros de perforación de mucha experiencia para la planificación y perforación de pozos verticales hasta 22, 000 pies. La mayoría de este personal están retirados o inactivos. 
3. La perforación de pozos verticales profundos en tierra, que alcanzan los 22,000 pies, es menos común hoy en día y no ha ocurrido actividad de perforación en la TTP desde el 2009. Por lo tanto, difícilmente se encuentran disponibles de inmediato taladros de 2000 HP adecuadamente mantenidas y equipadas para realizar tal tarea. El tiempo de espera será largo.

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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.