El legado pétreo de los hidrocarburos en el Sureste mexicano  

L.P.C. Julieta Espinosa

El Sureste terrestre de la República Mexicana, así como las aguas someras de Campeche y Tabasco constituyen una de las principales regiones de producción para Petróleos Mexicanos (PEMEX); y es que, no obstante su exploración y explotación como cuencas de recursos prospectivos o potenciales (de volúmenes de hidrocarburos aún por descubrir), son de actual preocupación para la paraestatal.

 

La exploración del territorio mexicano ha sido y es efectuada mediante la reflexión sísmica. Un método socorrido por los geofísicos del mundo, consistente en la medición del tiempo que le toma a las ondas de sonido viajar de un origen sísmico (producido por la detonación de explosivos en la superficie o por un tiro de peso en el agua), hasta las diferentes capas de roca que las reflectan.

 

Los registros son realizados a través de dispositivos llamados geófonos, colocados en la superficie (de la tierra o del agua); que permiten tras su interpretación, representar en imágenes bidimensionales o tridimensionales, la estructura rocosa y determinar la existencia de reservorios de hidrocarburos.

 

Dicho método fue perfeccionado, entre las décadas de los 70 y 90, para la exploración de yacimientos en rocas siliciclásticas; es decir, de acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadas por erosión, transporte y depósito, constituidos por la alternancia de gravas, arenas, limos y arcillas.

 

Una alta permeabilidad (elevada impregnación de aceite en las gravas) es una de las características que presentan este tipo de reservorios; cualidad aunada a la conformación de excelentes trampas o barreras por sus arcillas impermeables y a la inducción de una respuesta sónica favorable a causa de la variabilidad de la densidad de las rocas (alternancia grava-arcilla), que facilita la interpretación sísmica.

 

 

Fue durante la década de los 80, cuando la reflexión sísmica enfrentó el problema de los yacimientos carbonatados del Sureste del país; los cuales están formados por rocas carbonatadas consolidadas (calizas), que a nivel mundial representan más de 70 por ciento de las reservas de petróleo.

 

Una de las dificultades enfrentadas por el método, además de la disminución de la señal por la homogeneidad de las rocas, fue la presencia de evaporitas; sedimentos salinos presentes en mayor medida en los yacimientos carbonatados, que al reflectar el sonido ocultan a las rocas que están a su alrededor e impiden su conocimiento.

 

No obstante las limitaciones del método y de los estudios geofísicos complementarios, en México y en el mundo, las compañías estiman sus campos de prueba carbonatados a partir de modelos geológicos; que, con base en la información recopilada, generan variaciones en el tiempo para determinar la madurez del reservorio y la factibilidad de su explotación.

 

Sin embargo y a decir del Dr. Gilles Pierre Levresse Tusch, investigador del Centro de Geociencias (CGEO) de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), “la naturaleza de los yacimientos carbonatados no funciona de manera tan simple”; razón que lo ha llevado a investigar “los fenómenos que ocurren antes, durante y después de la migración del petróleo”.

 

Un proyecto, iniciado hace seis años, que pretende impactar en la toma de decisiones sobre la explotación de yacimientos en el Sureste mexicano; “al presentar todas las etapas de vida de un reservorio y determinar desde su edad de relleno, hasta el volumen de sus pérdidas al momento de su perforación”.

 

La generación de hidrocarburos marca el inicio de la línea temporal, sujeto de estudio. Un período en el que la materia orgánica, a través de procesos químicos y físicos, es transformada en aceite y gas al interior de una roca sedimentaria impermeable, que propicia su descomposición (roca madre).

 

Dicho fenómeno, que puede ocurrir a cualquier profundidad siempre y cuando la roca adquiera una temperatura entre los 60 y 120°C, es seguido por el proceso de migración del petróleo; en el que la roca madre, por incrementos de presión y temperatura, expulsa el petróleo fuera de sí hacía rocas más permeables y porosas (rocas reservorio) para su acumulación. Un movimiento facilitado por la presencia de fracturas, que cortan y conectan a las rocas.

 

La acumulación de los hidrocarburos es una de las posibles últimas fases de estudio, cuya única condición radica en la existencia de una roca impermeable (roca sello) que impida su salida a la superficie. Sin embargo, de acuerdo con la maduración del yacimiento y las condiciones fisicoquímicas del mismo, es posible que el yacimiento presente fugas o modifique la composición de los hidrocarburos, impactando su calidad y viabilidad de explotación.

 

La investigación desarrollada por el Dr. Levresse en colaboración con el Dr. Jordi Tritlla y Cambra, y el Dr. Alejandro Carrillo Chávez, consistió en el estudio de rocas reservorio carbonatadas, con la finalidad de establecer la interacción entre éstas y los fluidos que, a través del tiempo, circularon por ellas. Lo anterior, mediante la observación de su textura, porosidad, presencia de minerales y residuos de fluidos; que en conjunto, relatan la historia del yacimiento.

 

Las muestras utilizadas, a decir del responsable del Laboratorio de Fluidos Corticales del CGEO-UNAM, “son buscadas y obtenidas en las bodegas de PEMEX, donde tras las perforaciones guardan núcleos (cilindros de roca) para su estudio. Hay kilómetros y kilómetros de núcleos, de los que nosotros tomamos sólo algunas partes que presentan las características idóneas para los estudios”.

 

Largos cilindros, de los que son cortadas láminas de un espesor aproximado de 33 micras (33 milésimas de milímetro), que son sometidas a análisis mediante herramientas petrológicas y geoquímicas, para determinar los procesos que ha experimentado el reservorio y la sucesión de los mismos.

 

Singularidad de las rocas carbonatadas es la presencia de fracturas y vacuolas, las cuales contienen en su interior cristales de otros minerales, pertenecientes a períodos distintos al de su deposición y formación. De ahí que su estudio esté orientado a la identificación de procesos de recristalización en la roca, cada uno de los cuales “corresponde a una parte de su historia”.

 

La recristalización de las rocas cabonatadas es un proceso atribuido a dos factores: al incremento de temperatura y presión o a la saturación de fluidos. Razón, esta última, de “sumo interés petrolero en la toma de decisiones de la última década”.

 

El crecimiento de minerales en las fracturas tiene por causa la presencia de fluidos; un incremento de volumen imperfecto, que permite el alojamiento de pequeñas muestras del fluido instalado en la roca durante algún tiempo y que permiten conocer los niveles de temperatura y presión de su formación, así como determinar la composición del mismo. Indicadores indispensables para la extracción de los hidrocarburos.

 

La investigación fue desarrollada en el Laboratorio de Fluidos Corticales del CGEO-UNAM, uno de los dos únicos existentes en Latinoamérica y de los cinco, a nivel mundial. Además de utilizar equipo compartido con el Instituto de Neurobiología de la UNAM, el Centro de Física Aplicada y Tecnología Avanzada de la misma institución, el Centro de Investigación y de Estudios Avanzados del Instituto Politécnico Nacional, el Instituto de Biología y la Universidad de Barcelona en España.

 

Conclusiones preliminares de la investigación establecen la existencia de una historia pétrea común en el Sur del Golfo de México, distinta a la de su parte Norte. Un relato que evidencia la diferencia del comportamiento fisicoquímico y la diacronía entre la formación de los reservorios mexicanos y los estadounidenses, lo que complica las extrapolaciones explorativas de una zona a otra del Golfo.

 

Aportación adicional es la referente al cambio de visión de PEMEX frente a su preferencia por generar su esquema de maduración-transporte por gradiente térmico, asociado únicamente al enterramiento. Y es que la propiedad de las rocas reservorio de permitir a los fluidos desplazarse entre sus poros, en pocos casos delinea una trayectoria vertical.

 

Así, es que “en las rocas carbonatadas del Sur del Golfo de México, los fluidos siguen una dirección horizontal que, conforme avanzan geográficamente, bajan la calidad de los aceites”.

 

No obstante el impacto de los resultados obtenidos a la fecha, para el Dr. Gilles Levresse y su scolegas, el principal aporte de su investigación es el haber evidenciado “lo que muchos no quieren ver: que un reservorio es un ser viviente y no un sitio de almacenaje. La historia sigue, sigue rellenándose, sigue teniendo fugas, siguen cambiando sus condiciones de temperatura y presión, sigue mejorando o empeorando su aceite… y todo por un mal manejo de la producción”.

 

 

Contacto:

Teléfono:

+52 442/2628967

Correo electrónico:

contacto@revistaserendipia.com

revista.serendipia@gmail.com

Síguenos en:

Versión para imprimir Versión para imprimir | Mapa del sitio
© Julieta Isabel Espinosa Rentería