Bolivia, Oruro y su potencial  hidro carbono (hidrocarburífero).

Recopilación Por: Alvaro I. Martinez Murillo

Bolivia es única, maravillosa, quiere vernos esta tierra progresar, quiere que nos reencontremos con el futuro, pero estamos dejando pasar la influencia y referente que somos en el continente y el mundo tanto en lo político, económico y social (estudian la nacionalización, estudian nuestra constituyente, estudian nuestros modelo económico socio-productivo, estudian nuestra plurinacionalidad, exportamos referentes sociales, exportamos referentes Intelectuales, exportamos gas, minerales etc...), y la MADRE TIERRA nos brinda minerales, gas y ahora petróleo brindando a pobladores de CUEVA este oro negro en el departamento de Santa Cruz frontera con el departamento de Chuquisaca los pobladores cavan pequeños huecos de 30 cm de profundidad y el crudo fluye de forma natural, usando este para Impermeabilizar algunas cosas, para mecheros caseros y algunos como tratamientos médicos como en antaño, la naturaleza nos brindó de todo y el potencial hidrocarburifero en Bolivia es muy grande. Veamos al occidente del altiplano central (Oruro) que tiene gran potencial de líquidos como este en la población de Cueva en Santa Cruz.

Actualidad del sector:

Pongamos nuestras fuerzas a exploraciones en nuevas en zonas tradicionales como no tradicionales ya que por confiarnos en datos Erróneos del pasado, solo se realizó exploraciones y pozos de desarrollo como ser el pozo Boicobó Sur X-1 que lo estudiamos en facultad y se prevé producirá 1 MMm3/d, y el pozo de desarrollo Margarita 10 como piso exploratorio y posible reserva, sabiendo que Argentina nos pidio 14 MMmcd, “La producción de Bolivia a finales de 2021 se aproximaba a los 41,5 MMm3/d, si a esto le restamos los 14 MMm3/d que necesita el mercado interno y los 20 MMm3/d que se exportan Brasil, lo que queda es 7,5 MMmcd siendo lo máximo que podamos ofrecerle.

 

Ahora algunos técnicos en su buena fe son optimistas y dejan en manos de la suerte aspectos técnicos y los políticos con esos informes llenos de fe y optimismo manejan el discursos en el caso de Margarita 10 "que vamos a incrementar la producción de gas en 3MMmcd, representando una reserva de 0,4 TCFs comunicando que es El pozo Margarita, pozo de mayor producción en el país." Este pozo nos da la oportunidad de ampliar la perforación de más pozos de desarrollo de aquí en adelante, eso es lo único técnicamente Ventajoso.

El mega campo Margarita-Huacaya ahora fue ampliado convirtiéndo en pozo de desarrollo con el cálculo de que producirá 3MMmcd,. No olvidemos que todos estos Pozos productivos Incluido San Alberto. Se encuentran en el gigantesco reservorio de Huamampampa que en la etapa de facultad nos hacen repetir una y otra ves mismo reservorio que alimenta Margarita -Huacaya y San Alberto .

Es muy cierto que la producción diaria aumentará con Margarita 10 y como resultado Los ingresos al país, pero todos estos pozos comparten la producción del gigantescos reservorio de Huamampampa H1A, H1B y H2 , tanto lado Tarijeño y Chuquisaqueño, generando un acelerado desgaste de las reservas probadas del país disminuyendo la vida productiva del mismo, es hora de ver nuevas zonas para la exploración y certificación de reservas para no cometer más errores.

Ya que en un pasado por factores de interés externos se tomaron decisiones en base a errores de cálculos para las exportaciones y consumo interno, generando problemas estructurales en todos los niveles tanto en el Upstream, Midstream y Downstream por interés de terceros .

Con este pozo pretenden construir las Reservas de gas pero con Políticas. Es decir, que una Certificación Forzada que indique que del Gobierno anterior recibieron un YPFB con menos de 6 TCF y hoy Bolivia tiene 14TCF por un mega descubrimiento lo cual es para hacer coincidir con los otros datos anteriores al 2005.

Uno de los puntos de atención por el gobierno  reside en la Amazonía, donde empezará inmediatamente la perforación del pozo Gomero X1E, sumándose al pozo Mayaya X1E, y se conoce que en carpeta se avanza en las gestiones para el inicio del pozo Copoazu X1E. Los tres pozos tienen el objetivo de evaluar la estratigrafía de la cuenca del Madre de Dios para hacer nuevos proyectos de exploración, que vendrían a reemplazar lo que representó el fracaso de Lliquimuni y complementarían la información de los procesos de sísmica realizados en las áreas de Rio Beni y Nueva Esperanza.

“Las reservas volumétricas de Margarita en 1999 eran de 14 TCF. Y las de Huacaya en 2005 eran 3 TCF. Total 17 TCF. Pero, como la actividad petrolera en los últimos 20 años fue muy pobre, hablar de que en 22 años Margarita apenas cuenta con 10 pozos. Es una lagrima a la actividad petrolera en el país. Miremos campo Río Grande que sin tener mega reservas en los años de la dictadura banzerista y los de los neo liberales Goni incluido En Rio Grande se tenían perforados 52 pozos, en La Peña 42 en Campo Vuelta Grande 24 en San Roque para exportar a la Argentina 12 pozos. Miŕemos cuantos tiene Aquio- Incahuasi. Otro mega campo Apenas 5. Es decir. Una actividad del sector. MUY FLOJA. Pero con tanto pozo ya hubiéramos acabado nuestras reservas, RESP. NO ES ASÍ. Pues para evitar la crisis vivida recientemente y para evitar reducción de volúmenes de exportación y falta de credibilidad en nuestros compradores e inversionistas. Muchos pozos hubieran quedado con cierre temporal o con TAPÓN Mecánicos. Que al tiempo de necesidad se reeperfora y se hacen operaciones de reeterminacion y baleó formacional. Y pistoneo para puesta en marcha. CLARO, esto no saben los tecnicos de ahora”.

 

El ministerio  a cargo   habla de incursionar en zonas que tradicionalmente no han sido exploradas de forma intensiva. Este es el caso de la Amazonía norte y el altiplano central, uno de los principales focos donde se pretende continuar con procesos exploratorios recientes, así como, complementar la información ya existente a partir de la perforación de pozos estratigráficos que definirán el avance de proyectos de mayor envergadura en la cuenca del Madre de Dios y sitios aledaños como es el caso del subandino norte y la llanura beniana, a los cuales se sumarían procesos de evaluación complementarios.

También se ha confirmado la decisión política de ingresar a la Reserva Nacional de Fauna y Flora Tariquia, cuyos proyectos de perforación exploratoria por parte de Petrobras Bolivia S.A. y YPFB Chaco S.A., han sido rechazados y resistidos por las comunidades del área, las cuales llevan años luchando en defensa de la integridad de la reserva y contra la violación de sus derechos. Recientemente se está utilizando la crisis energética de la ciudad de Bermejo, para forzar el ingreso de las empresas hacia los bloques Astillero y Churumas, ubicados en la zona sud, dentro de la reserva. En este caso las petroleras han concluido con todos los procesos administrativos, requeridas por el Estado e impuestas a partir de las modificaciones normativas mencionadas, incluyendo la vigencia del nuevo Plan de Manejo Tariquia, que ha sido útil para establecer los proyectos petroleros y que cuentan con contratos vigentes por 40 años.

Pasado y Futuro de Oruro

En la década de los 70s al amparo de la ley general de hidrocarburos de 1972, las empresas Union Oil, Tota, Texaco,Sum Oil, Hispánica de Petróleo, Philips Petroleum, LoneStar y Mobil. Se iniciaron algunas tareas de exploración con pocos resultados debido a la tecnología de la época y la profundidad de perforación y la dureza de cada estructura geológica que conforma estas zonas.

La posibilidad de explorar petróleo en el Altiplano central de Bolivia, concretamente en la región de Oruro, estará siempre latente y se debe asumir con responsabilidad esa decisión para no dejar otra vez postergada la necesidad de identificar yacimientos que tienen petróleo y gas que podrían ser a futuro otra fuente de ingresos para nuestro departamento.

En Oruro se tiene la seguridad que hay reservas no cuantificadas de petróleo y de gas natural, que fluye bajo la corteza terrestre de igual modo que los demás líquidos o gases, requiriendo una gran inversión para llegar a las napas petroleras o arena reservorio que permitirán establecer el potencial de los yacimientos que hasta ahora se conocen simplemente como bolsones petroleros o reservas posibles, lo que demuestra que la exploración realizada en la década del noventa, los años 1994 y 1995, no completó su cometido por lo que todavía se deben realizar perforaciones más profundas en en las décadas de los 60, 70, 80, 90s no se contaba con la tecnología actual en el caso de pozos profundos y que se acondicionan con la dureza de las formaciones características del altiplano central.

Pozo toledo X1

En esa oportunidad la estadounidense Exxon realizó la perforación de cuatro pozos exploratorios, que luego de llegar al límite previsto y no alcanzar la profundidad requerida por falta de recursos económicos, selló los pozos, dejando en Toledo la expectativa de tener petróleo sin explicar empero a qué profundidad ni la calidad de la reserva que ahora podría ser la base de una futura exploración sísmica, geofísica, y satelital ya que ahora la tecnología nos da esa posibilidad con índices de exactitud mayores que la otras y menores costos que el de las exploraciones tradicionales y ojalá algún día podamos llegar a la fase de explotación y producción, para tener regalías por nuestra propia producción de hidrocarburos. En 1996 YPFB Perforó el Pozo Santa Lucía en el departamento de Oruro, siendo con este 5 pozos perforados.

Las reservas de petróleo en las regiones de Toledo, donde se sellaron los pozos X-1, 2, 3 y 4 deben ser la pauta para continuar con la exploración hidrocarburífera, para instalar nuevamente los campamentos que además deben abarcar ahora a otras zonas de las provincias Saucarí, Ladislao Cabrera y Salinas de Garci Mendoza, donde se comunicó hace varios años que incluso hay lugares donde brota un líquido que los pobladores de la zona utilizan como carburante para prender sus mecheros y preparar sus alimentos.

La información brindada de estas perforaciones se recibió con el informe PRS- 908 VPACFA-628 GGFA-1340 GCX-110/2006 donde se indica que por cuestiones biológicas no se alcanzó las profundidades planificadas , se perforó 5 pozos siendo abandonados con sus respectivos tapones de cemento cumpliendo las normas de ese entonces, en estudios de 2007 efectuados por los expertos, como el excongresista tarijeño, Walberto Gareca y el ingeniero geólogo, Daniel Centeno Sánchez, afirman la existencia de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el altiplano central que comprende casi la mayor parte el departamento de ORURO, y aseguran que pueden hallarse megacampos similares a los de Tarija.

1. Copaquilla 4065 metros en el año 1974, con posibilidades petrolíferas en el cretácico y devónico.
2. La Joya X 1 profundidad de 2902 metros en el año 1975 con posibilidades petrolíferas en el cretácico y devónico,
3. Salinas de Garci Mendoza profundidad de 2641 metros en el año 1975.
4. Toledo X 1 con una profundidad de 3975 metros en el año de 1995 con posibilidades petrolíferas en el cretácico superior y mioceno.
5. Santa Lucía X 1 profundidad 2784 metros, determinó calizas y areniscas de la formación del molino y areniscas de sistema devónico.

Empero, posteriores estudios geoquímicos revelaron que a través del pozo santa lucia en Oruro y Vilque A en Potosí indican que la formación El Molino es una buena generadora de hidrocarburos. El pozo Vilque A demostró que podría haber reservas en el Altiplano Sur; en el altiplano centro la probabilidad depende de buscar en estructuras del terciario, cretácico y devónico; mientras que en el norte, las posibilidades están relacionadas a hallar resultados en rocas del permo-carbonífero

“Walberto Gareca, proporcionó imágenes de las áreas de interés petrolero tanto en el departamento de La Paz como de Oruro y Potosí. Señala que el potencial de ambos campos petroleros y de gas podría superar los 200 TCF (Trillones de pies cúbicos de gas natural) o tal vez más y esto puede determinarse a costos más reducidos con la tecnología del Geo-scanner que detenta la mencionada empresa, en opinión de Gareca. Actualmente Bolivia solo tiene 9 TCF de reservas de gas natural probadas. La certificación se hizo a finales del 2009 y el Gobierno anunció que la nueva certificación ocurrirá durante este año. Sin embargo, el ingeniero geólogo, Daniel Centeno Sánchez, en una publicación de 2007 titulada “1000 TCF” señala que la cuenca del Subandino Sur donde se encuentran los mayores pozos petroleros como Margarita, Sábalo y San Alberto prueban la existencia de otras estructuras geológicas en la Cuenca del Subandino Norte donde está localizado Lliquimuni, en la que probabilidad de encontrarse los denominados megacampos sería elevada”.

En el año 2012 y 2013 el investigador de recursos naturales, Emilio Oquendo ayer aseguró que existen muchos y nuevos indicios para afirmar que en Oruro hay hidrocarburos, pero que no existe la gestión de parte de las autoridades para efectuar la exploración, mediante la Comisión de Minería, Hidrocarburos de la Asamblea Legislativa Departamental gestionaron con la empresa extranjera Gazprom, una futura exploración petrolera en el municipio de Pampa Aullagas, por las características geo-petroleras del lugar, “ En Gazprom se sorprendieron por las características geo-petroleras que tenemos en el altiplano y seguramente hasta fin de año se tenía que tener novedades para una futura exploración con inversiones gigantes, por lo menos de cien millones de dólares” en la provincia Ladislao Cabrera, donde está el municipio de Pampa Aullagas.

En el año 2014 el ex presidente de la Comisión de Energía e Hidrocarburos en la legislatura de 1985-1989, a precios actuales del barril de petróleo, el valor bruto de un TCF llegaría $us 60 mil millones y si se considera el potencial de 200 TCF, la cifra es atractiva y podría asegurar el plan de industrialización del Gobierno cuyas inversiones podrían bordear $us 3.029 millones.

En 2015 la exploración y estudio de nuevas áreas en La Paz, Oruro y Potosí para encontrar gas y petróleo con estudios de química de superficie, aerogravimetría, magnetometría.

“Los bolsones descubiertos en los departamentos de Oruro, Potosí y La Paz pueden ser cuantificados utilizando la tecnología del Geo-scam, lo que podría proporcionar a YPFB el control de los potenciales reservorios de hidrocarburos en las zonas denominadas no tradicionales.

Por los indicios de Las arenas bituminosas que son las areniscas petrolíferas. En Bolivia esta en sector Santa Rosa, Humberto Suarez, Caranda, ixiamas (Enajehya y Enatagua) puesto que lliquimuni, mayaya y Río Colorado son condensados akerosenados es decir más livianos como de Yapacaní, Bulo Bulo, Carrasco, Sajta y paloma,

Siendo estas arenas más bien de condensados livianos o petróleos gasolinas según la triangulación desde Campos en Peru, Pacajes y Provincia Aroma. Ahora entre Oruro y La Paz compartimos las mejores formaciones anticlinalesde Bolivia en sectores como Konani, Vila Vila. En Aroma se tiene los domos Salinos y Horse espectaculares y en Oruro formaciones propicias para estas arenas bituminosas en la pampa Aullagas, entre Caracollo y Oruro y el altiplano central, Otro Anticlinorio espectacular en Oruro está camino a Cochabamba y otro bajando hacia Potosi. Pero las autoridades nunca se preocuparon por exigir inversión en exploración o licitación de área para mayor prospección, ya que desde Oruro se tiene que incentivar una nueva ley de hidrocarburos para nuevos planes de exploración por parte de YPFB que volteen la mirada a los sectores no tradicionales entre ellos el altiplano central Oruro, y contribuir a la reactivación del Upstream.  En un evento realizado  23 de abril de 2021, donde se compartió un presupuesto para exploración y explotación de 414 millones de dólares, lo que representa el 53% del total del presupuesto sectorial de 788,87 millones de dólares. Este año se habla que el gobierno actual en el 2022  pretende introducir $us1.400 millones de inversión para incrementar proyectos de exploración y explotación hidrocarburífero. hasta el 2025 el centenario del pais  para poder garantizar las reservas de gas natural y líquidos para que estas  sean mayores  a los consumido, debido al índice de exportación disminuyo y el consumo interno aumento de manera domestica e industrial  gracias ala falta de nuevas reservas probadas y nuevas técnicas de explotación . 

Pero lo más importante, en opinión, es que al ser los campos extensos y que podrían comprometer territorios de dos o más países es necesario delimitar las fronteras como puede ocurrir con el vecino Perú, ante la existencia de un posible megacampo en el departamento de La Paz.

De la misma forma, como una manera de preservar la riqueza hidrocarburífera del país, debe procederse de la misma manera con Argentina y Paraguay por razones obvias. Citado por Centeno el geólogo boliviano Asterio Ayaviri habría dicho: “Aparte de Ciencia hay que tener sexto sentido para descubrir gas y petróleo”.

En el año 2017, la petrolera YPFB anunció que por vía aérea se explorará petróleo en el altiplano orureño con una inversión de 57 millones de bolivianos gracias a dos aeronaves traídas por un consorcio canadiense.

Siendo las zonas exploradas en el departamento de Oruro las siguientes: Totorani (provincia Avaroa), Santa Lucía, Salinas de Garci Mendoza (provincia Ladislao Cabrera) y Coipasa (provincia Sabaya).

Daniel Vildoso , Ex director de Estudios y Prospectos Exploratorios de YPFB informó en ese entonces que los resultados se conocerán en el primer semestre de la gestión 2018, “se trata de un proyecto geofísico cuyas características son: que no es un método invasivo, entonces nosotros partimos de la premisa de buscar el equilibrio de incorporar información para poder tener una exploración responsable sobre el tema socio ambiental”

En el 2019 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, ingresa al departamento de Oruro con proyectos de exploración que abarcan estudios en más de una veintena de municipios, los mismos que se encuentran en etapa de identificación de objetivos exploratorios. La aplicación de los métodos Aerogravimétrica, Aeromagnetométrica en la cuenca del Altiplano” alcanzó el procesamiento e interpretación de 156.366 kilómetros de líneas aerogravimétricas y generó un mapa estructural de los objetivos geológicos para la identificación de objetivos exploratorios, con una supuestas áreas de trabajo en los municipios de Challapata, Quillacas, Choque Cota, Corque, Pampa Aullagas, Salinas de Garci Mendoza, Huanuni, Machacamarca, Curahuara de Carangas, Turco, San Pedro de Totora, Toledo, Huari, Belén de Andamarca, Santiago de Andamarca, Eucaliptus, Sabaya, Cercado entre otros, pero tales municipios en este 2022 no presentan informes en tales áreas mencionadas..

A fin de encarar este ambicioso proyecto que data de las gestiones 2015, 2016, 2017 y 2018, la estatal petrolera estima un costo total, para el caso de Oruro, de $us 2,5 millones. en el pasado 2019.

En la parte occidental del país, el proyecto llega además a los departamentos de Potosí y La Paz, con estudios de química de superficie, aerogravimetría, magnetometría, entre otros.

En la actualidad, se conoce sobre la aplicación de un nuevo método de prospección Stress Fiel Detection (SFD), usado para determinar contenido de fluidos en estructuras enterradas (trampas), a través de la Detección de Campos de Esfuerzos, basado en la mecánica cuántica (determinación de anomalías SFT).

Esta metodología es considerada como un medio de gran ayuda junto a la geoquímica, pues ésta muestra anomalías en base a la probable relación con el contenido de trampas estructurales hidrocarburíferas en profundidad.

De todas maneras, ambos métodos el tradicional y el SFD conducen a determinaciones más acertadas para ubicar pozos, y así disminuir los riesgos técnicos y financieros de la búsqueda de hidrocarburos.

• 9,823 Kilómetros lineales de datos SFD® adquiridos.
• 16 Anomalías de Primer Orden identificadas
• Tiempo de ejecución del Proyecto 5 meses
• 7 Plays Exploratorios.
• 14 Prospectos identificados
• 11 de 12 Campos existentes confirmados

Resultados generales:

• Propuesta de nuevos objetivos de Exploración
• Clasificación de áreas de exploración a partir de los resultados SFD®
• Proponer interpretación alternativa a prospectos conocidos.
• Proveer información en nuevas áreas de exploración
• Enfocar proyectos de adquisición Sísmica nuevos y en marcha.
• Enfocar interpretación y esfuerzos de reprocesamiento de Sísmica 2D y 3D, AVO.   

Tarea para el futuro hidrocarburífero de Oruro:

1. El inicio del trámite iniciado por la Comisión de Minería, Hidrocarburos de la Asamblea Legislativa del Gobierno Autónomo Departamental de Oruro ante la gubernamental petrolera para reanudar las tareas de exploración petrolera.
2. Solicitar mediante Decreto supremo se realice la exploración tradicional mediante perforaciones de mayor profundidad mayores a 5000 metros para verificar la potencial existencia de hidrocarburos líquidos o gaseosos dentro el altiplano central Oruro.
3. Solicita por parte de la asamblea departamental y los representantes Orureños ante el ejecutivo nacional una nueva prospección Stress Fiel Detection (SFD), usado para determinar contenido de fluidos en estructuras enterradas (trampas), a través de la Detección de Campos de Esfuerzos, basado en la mecánica cuántica (determinación de anomalías SFT) en el departamento de Oruro.
4. Hacer nuevos estudios geoquímicos en la región altiplánica para lograr una nueva concepción sobre posibles acumulaciones de hidrocarburos en el departamento de Oruro a cargo de la carrera de geología, minas y química de Facultad Nacional de Ingeniería FNI perteneciente a la Universidad Técnica de Oruro UTO, y la carrera de Gas y Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia UDABOL, en áreas estructuradas y determinar posibles formaciones, con datos reprocesados y reinterpretados de las líneas sísmicas existentes para una nueva valoración.
5. Otra tareas serían interpretar resultados de laboratorio, elaborar e interpretar gráficas y evaluar formaciones políticas para determinar generación de hidrocarburos en base al contenido de materia orgánica y grado de madurez térmica.
6. Incentivar desde Oruro una nueva ley de hidrocarburos para nuevos planes de exploración por parte de YPFB que volteen la mirada a los sectores no tradicionales entre ellos el altiplano central Oruro, y contribuir a la reactivación del Upstream.

Referencia

• http://www.nxtenergy.com/upload/media_element/192/b1ba6a919c9d/xii_simposio_poster_nxt_final_spanish.pdf
• https://impresa.lapatria.bo/noticia/76160/asamblea-gestiona-decreto-para-exploracion-petrolera-en-oruro
• https://impresa.lapatria.bo/noticia/158776/oruro-gestiona-con-gazprom-futura-exploracion-petrolera
• https://www.latam-energy.com/2017/06/09/bolivia-exploraran-petroleo-por-via-aerea/
• XII BOLIVARIAN SYMPOSIUM, PETROLEUM EXPLORATION IN THE SUBANDEAN BASINS, BOGOTA, 2016.
• Avances en los programas de exploración de hidrocarburos de YPFB en las cuencas sedimentarias de Bolivia, usando el método de prospección geofísica aérea SFD®, Miguel Belmonte., Olvis Padilla, 2016
• NXT Energy Solutions Inc, ehung@nxtenergy.com

Por: Alvaro I. Martinez Murillo

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