El Petróleo Futuro de México

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Por: Alfredo E. Guzmán
(Una versión más sucinta de este mismo texto puede consultarse aquí).

 

Introducción

El petróleo futuro de México en el largo plazo no vendrá de aguas profundas del Golfo de México, ni del Sureste que tanto petróleo ha dado, sino de la Cuenca Tampico – Misantla, misma que podría (¿debería?) estar produciendo 2 o 3 millones de barriles diarios. La cuenca petrolera de Tampico – Misantla es similar en varios aspectos a la Cuenca Pérmica del Oeste de Texas, la cual a mayo de 2018 produce 3.2 millones de barriles diarios, la tercera parte del petróleo que produce Estados Unidos —quien ya llegó a 10.5 millones de barriles diarios— y que analistas como IHS Markit consideran va a estar produciendo en 2024 más de 5 millones diarios (Fig. 1). En esta nota se describen y comparan las características petroleras de esa región vis á vis las de la Cuenca de Tampico – Misantla y se dan las razones de su potencial.

 Figura 1 Perfil de producción de la Cuenca Pérmica 1958 – 2022.
Fuente: IHS Markit

 

La Cuenca Pérmica del Oeste de Texas

La Cuenca Pérmica del Oeste de Texas, con 194 mil kilómetros cuadrados de superficie, empezó a producir aceite desde principios del siglo pasado y a mediados del mismo era ya una de las principales regiones productoras de Estados Unidos. La producción original provenía de yacimientos convencionales en calizas bordeando dos subcuencas: Midland y Delaware. La mayor densidad de pozos delinea claramente éstas cuencas. En la región se han perforado más de un millón de pozos (Fig. 2).

Figura 2. Cuenca Pérmica del Oeste de Texas, densidad  de pozos

Este rasgo geológico se originó en el periodo Pérmico (300 a 250 millones de años). Las subcuencas están bordeadas por plataformas constituidas por sedimentos calcáreos y están rellenas por arenas y lutitas depositadas a través de cañones submarinos, lo que se puede ver en la superficie en la parte occidental de la subcuenca de Delaware en el Este de Nuevo México. (Figuras 3 y 4).

Figura 3. Sección geológica de la Cuenca Pérmica

Fuente: Engler et al 2016.
Figura 4. Guadalupe Peak en la margen occidental de la Cuenca Pérmica

Fuente: Atlas Obscura.

La producción actual proviene en su mayor parte de lutitas depositadas junto con materia orgánica en rocas que antes solo se consideraban generadoras pero que hace menos de una década, con la tecnología de pozos horizontales multifracturados se pudieron producir comercialmente como se observa en la Figura 1.

Los yacimientos de la subcuenca de Midland alguna vez fueron considerados el campo petrolero no económico más grande del mundo. En 2001 el Jefe de geólogos en ese tiempo de la compañía Pioneer Energy Resources, actualmente una de las principales productoras en la cuenca y el suscrito, comparamos el campo Spraberry de esa subcuenca con la subcuenca de Chicontepec de la Cuenca de Tampico-Misantla[1].

En aquel tiempo se estimaba que el campo, descubierto en 1948 tenía 10 mil millones de barriles de aceite original en 6 mil 500 kilómetros cuadrados y había producido aproximadamente 850 millones de barriles y 3 billones de pies cúbicos de gas, alrededor del 8 por ciento del aceite original

Al día de hoy la subcuenca de Midland produce 2 millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente y junto con la subcuenca de Delaware son ya la segunda región productora más grande del mundo que se pronostica rebasará a Irán e Iraq, que cada uno produce menos de 5 millones de barriles diarios. La Cuenca Pérmica ha producido 37 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la cantidad de petróleo recuperable total se estima en más de 150 mil millones de barriles (Fig. 5).

Figura 5. Campos / provincias más grandes del mundo.
 Fuente: PNR

Cuando los precios del petróleo cayeron en 2014 la producción de la Cuenca Pérmica no se vio afectada y continuó en asenso (Fig. 6):

Figura 6. Producción de la Cuenca Pérmica vs el precio del barril
Fuente: PNR

Tres factores evitaron que la producción declinara o dejara de crecer a pesar de la caída de los precios del aceite:

  • A pesar de la caída en el número de equipos de perforación había un gran número de pozos sin terminar (fracturar) que no requerían de equipo para hacerlo (Fig. 7).
  • Han ido incrementando notablemente las producciones iniciales promedio por pozo (Fig. 7)
  • Han reducido dramáticamente el punto de equilibrio entre el costo de producción y el precio del barril así como con el del costo para ser rentables (Fig. 8).
Fig. 7. Equipos de perforación por año y producción inicial promedio por pozo
Fuente: EIA
Fig. 8. Punto de equilibrio entre costos de producción y precio del barril
Fuente: Bank of Dallas

 

La Cuenca de Tampico – Misantla

La Cuenca de Tampico-Misantla, incluyendo la subcuenca de Chicontepec (Fig. 9), cubre 25 mil kilómetros cuadrados, produce aceite y gas desde principios del siglo pasado y fue la principal productora de México hasta la década de 1970. Es una cuenca supercargada por rocas generadoras en su mayor parte del Jurásico Superior y produce de al menos 10 niveles geológicos. En ella se han descubierto 107 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente convencionales y se le estiman 2.4 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente en recursos convencionales, más 34.8 mil millones de barriles de crudo equivalente en recursos no convencionales, para un total del orden de 144.3 mil millones de barriles equivalentes (Figs. 9, 10 y 11).

Fig. 9. Cuenca Tampico-Misantla

Sin embargo, a pesar de esta enorme cantidad de aceite y gas, solamente se han extraído 7.8 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y se considera le quedan como reservas solo 7 mil millones de estos mismos barriles (la mayor parte en Chicontepec) lo que implica que al final se estarán  dejando en el subsuelo casi 93 mil millones de barriles de lo descubierto (Fig. 10).

Figura 10. Volúmenes de aceite y gas en Tampico-Misantla  

Fuente: CNH, 2016. Números redondeados

A partir de estas cifras se infiere que:

  • La producción acumulada en Tampico – Misantla (incluyendo Chicontepec) es tan solo 6 por ciento del aceite y 11 por ciento del gas descubiertos, mucho muy por debajo de las mejores prácticas para una cuenca con más de 110 años en explotación.
  • La producción acumulada de la subcuenca de Chicontepec es de tan solo 0.5 por ciento del aceite y 1.6 por ciento del gas lo que es inexplicable para un país cuya producción lleva 14 años declinando.
  • La recuperación final estimada para la subcuenca de Chicontepec es de poco más de 4.2 mil millones de barriles y 11.5 billones de pies cúbicos de gas (el 7 y 36 por ciento respectivamente) números también muchísimo muy bajos, aun considerando que Chicontepec necesite explotarse como recurso no convencional.
  • Considerar que en Tampico – Misantla (sin Chicontepec) solo quedan reservas por 650 millones de barriles y 670 mil millones de pies cúbicos, (el 2 por ciento del aceite y el 1.3 por ciento del gas descubiertos), un factor de recuperación final estimado de tan solo 19 por ciento del aceite y de 17 por ciento del gas, implica dejar en el subsuelo casi 25 mil millones de barriles de aceite y 41 billones de pies cúbicos de gas.

Las reservas (sin Chicontepec), no solo están muy por debajo de los estándares mundiales para yacimientos convencionales, pero además no son lógicas, dado que cuando se descubren, en la década de los años 1970, las provincias Mesozoicas de Chiapas-Tabasco y Sonda de Campeche, la Cuenca Tampico-Misantla dejó de explorarse (al igual que el resto del país) y desde entonces fue abandonada al llevarse Pemex la inversión, equipos y técnicos a las nuevas provincias. Pensar que una cuenca que se abandonó hace 40 años, en la que se ha producido solo el 6 por ciento del aceite y el 11 por ciento del gas descubiertos, bajo nuevas prácticas y tecnologías solo va a producir 650 millones de barriles más de aceite y 670 mil millones de pies cúbicos de gas convencional más, es no tomar en consideración las mejores prácticas y ejemplos internacionales.

El abandono de Tampico-Misantla tuvo razón de ser desde el punto de vista de una empresa con recursos limitados que necesitaba invertir en sus yacimientos más rentables y más cuando la extracción en esa cuenca llegó a ser tan solo el 3 por ciento de la producción nacional. Pero para México representó el abandono de una de las provincias más ricas del mundo según IHS Markit y la AAPG, aunque con costos de extracción altos.

Los recursos convencionales remanentes que se calcula se van a quedar sin producir (según Pemex / y la Comisión Nacional de Hidrocarburos) son 100 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, sin considerar nuevos recursos que se pudieran encontrar.

Además, la cantidad de hidrocarburos originales en Chicontepec ha venido a la baja desde 2010 —y, por lo tanto, también las reservas—, cuando aún se consideraba similar a la establecida por Degolyer y MacNaughton en los años 1960 y a principio de los 2000, tanto por ellos mismos y luego por Netherland y Sewell (Figura 11)

Figura 11. Diferencia en reservas oficiales para el ATG (Chicontepec) 2010 y 2016
Fuente: CNH

La reducción en el volumen original en Chicontepec, seguramente se debió a sus características petrofísicas (permeabilidades y porosidades muy bajas) que no pasan los criterios mínimos de corte para producir con pozos verticales convencionales.

La reducción en las reservas se puede haber debido a la aplicación de los criterios de la SEC de no considerar como reservas aquellos volúmenes sin inversión asignada y planes de desarrollo y a que no se tomó en consideración, en ese momento, la aplicación de tecnologías para la explotación de yacimientos no convencionales de aceite en rocas compactas (tight oil) con base en pozos horizontales multifracturados.

Gracias a la perforación horizontal y al fracking en la Cuenca Pérmica se produce con porosidades y permeabilidades mucho muy bajas, lo que significa que eventualmente los volúmenes descontados de Chicontepec serán reconsiderados a la luz de la aplicación de las nuevas tecnologías y se cuente con planes de desarrollo e inversión.

 

Comparación entre las cuencas Pérmica y Tampico – Misantla

Tanto Midland como Chicontepec son subcuencas intracontinentales bordeadas por plataformas carbonatadas que posteriormente fueron rellenadas por arenas y lutitas acarreadas hacia la cuenca por corrientes turbidíticas y tienen permeabilidades desde 0.05 a 200 milidarcis y porosidades entre 3 y 20 por ciento (Fig. 12).

Figura 12. Mapas de las subcuencas de Midland y Chicontepec
Fuente: (EIA / Pemex)

Ambas tienen múltiples horizontes con características de rocas generadoras o almacenadoras muy compactas que, con la tecnología de perforación horizontal y multifracturas son capaces de producir comercialmente.

Figura 13. Estratigafía, ambas cuencas presentan múltiples yacimientos.

 

Si bien el potencial de la subcuenca de Chicontepec es por si solo comparable con el de la subcuenca de Midland, la Cuenca Tampico – Misantla además contiene sedimentos del Jurásico Superior Tithoniano (Formación Pimienta) y del Cretácico Superior Turoniano (Formación Agua Nueva). Estas rocas son lutitas calcáreas (o a veces calizas arcillosas) ricas en materia orgánica transformada a hidrocarburos, pero que dado a su tamaño de granos tienen bajísima permeabilidad a pesar de tener en muchos casos porosidades de regular a buenas (Figs. 14 y 15)

Estas rocas pueden producir cantidades comerciales a través de pozos horizontales multifracturados, como Pemex ha comprobado en varios pozos (Horcones-8127, Corralillo-157, Miguel Alemán-802).

Figura 14. Formaciones Pimienta y Agua Nueva en Tampico-Misantla

Fuente: CNH / Pemex
Figura 15. Sección ilustrando a las formaciones Pimienta y Agua Nueva
Fuente: J.A Escalera

Otros recursos potenciales no convencionales aun no considerados son las formaciones Tamaulipas Inferior del Cretácico Inferior, Tamán y Santiago del Jurásico Superior y las del Terciario en el paleocañón de Bejuco-La Laja, rasgo similar a Chicontepec al noreste. (Fig. 16)

Figura 16. Paleocañon Bejuco – La Laja (Terciario) subyacido por fms. Js, Jt, Jp y Kti

 

La Figura 17 compara datos de producción en ambas cuencas, la diferencia en productividad se debe al nivel de actividad y de inversión en cada cuenca, más que a la cantidad de recursos en el subsuelo de cada una de ellas (datos a Mayo de 2018).

Figura 17. Comparación de los principales indicadores de producción

 

Conclusiones

Para poder producir lo mismo en la Cuenca Tampico – Misantla que se produce en la Cuenca Pérmica se necesitan cumplir tres condiciones:

  • Que la cantidad de aceite en Tampico-Misantla sea del orden descrito aquí.

La realidad es que es mucho más. Los volúmenes originales de aceite y gas atribuidos a la subcuenca de Chicontepec son menos de la mitad de lo que varios expertos han dicho (Fig. 11) y como reservas menos del 10 por ciento de ese volumen original. En ambos casos si se considera la aplicación de las tecnologías usadas en la Cuenca Pérmica, el volumen original y las reservas son mucho mayores.

Por otro lado, los volúmenes de recursos no convencionales asignados a las formaciones Pimienta y Agua Nueva son 2 a 3  por ciento del total que se estima contienen, por lo que los 34.8 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente asignados son una cantidad muy conservadora.

  • Que las tecnologías, métodos y procesos que se utilizan en la Cuenca Pérmica se puedan aplicar en su máxima extensión en la Cuenca Tampico-Misantla.

Toda la tecnología que se aplica en la Cuenca Pérmica es exportable a Tampico – Misantla, las limitantes son los requerimientos de inversión, la capacidad de ejecución por medio de un robusto ecosistema de operadoras, proveedores y prestadores de servicios especializados y un ambiente fiscal favorable.

  • Que las autoridades tengan la voluntad política de hacer accesible las áreas que contienen los recursos aquí descritos de la Cuenca Tampico – Misantla a los cientos de empresas que se requieren para explotar estos recursos.

La Cuenca de Tampico Misantla tiene los recursos para producir 2 a 3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en menos de diez años, lo que volvería a ubicar a México entre los principales países productores del mundo, como es el caso en Estados Unidos. gracias a la Cuenca Pérmica.

 

Alfredo E. Guzmán

 

[1] Comparison of Reservoir Properties and Development History: Spraberry Trend Field, West Texas and Chicontepec Field, Mexico. Chris J. Cheatwood, Pioneer Natural Resources Company and Alfredo E. Guzman, Pemex E&P, SPE 74407, 2002

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