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HIDROCARBUROS
Los nuevos hallazgos de gas en Colombia
DIARIOS/ENERNEWS
24/01/2023

Cuando aún no está claro sí el gobierno de Gustavo Petro apostará por los hidrocarburos, Canacol Energy confirmó tres nuevos descubrimientos de gas en la Cuenca Inferior del Magdalena: Saxofon 1, Dividi 1, Chimela 1 y, un adicional, Natilla 1.

Desde la llegada de Petro al gobierno la industria del oil & gas se mantiene con incertidumbre. Su plan es quedarse sólo con los proyectos en ejecución y no generar nuevos pero, según explican analistas, bajo cifras que no son reales. Para tomar esta decisión deberían de tomar las reservas probadas (tanto de gas como petróleo) que le daría un panorama certero del futuro, pero no es así.

El pozo Saxofón 1, se encuentra a 338 pies de espesor bruto contenedor de gas dentro de los reservorios Porquero y Ciénaga de Oro (CDO). La perforación comenzó el 2 de diciembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de exploración y producción (E&P) VIM5, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

“El pozo alcanzó una profundidad total de 9,416 pies de profundidad medida (pies md) el 7 de enero de 2023 y encontró una columna de gas bruta de 290 pies de profundidad vertical verdadera (pies tvd) dentro del reservorio de arenisca Porquero, entre profundidades de 4,385 y 4,675 pies md, y una columna de gas bruta de 48 pies tvd dentro del reservorio primario de arenisca Ciénaga de Oro (CDO) entre 7,560 y 7,608 pies md”, indicó Canacol.

De acuerdo con esta, las arenas contenedoras de gas encontradas dentro de la arenisca del Porquero muestran una porosidad promedio del 26%, mientras que las del CDO muestran una porosidad promedio del 16%.

“El pozo se está revistiendo actualmente y la corporación planea movilizar una plataforma de workover para completar y probar el CDO. El plan de desarrollo para Saxofón incluirá la perforación de pozos adicionales de evaluación y desarrollo una vez que se haya adquirido un nuevo estudio sísmico 3D sobre esa área del bloque a fines de 2023″, precisó.

DIVIDI 1

 

En cuanto al Dividivi 1, tiene 89 pies de espesor bruto contenedor de gas dentro de los reservorios CDO y Cicuco.

La perforación comenzó el 20 de diciembre de 2022 en su contrato de exploración VIM33 E&P operado con participación del 100%, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

“El pozo alcanzó una profundidad total de 4,692 pies md el 2 de enero de 2023 y encontró una columna de gas bruta de 89 pies tvd dentro de los reservorios primarios de arenisca CDO y piedra caliza Cicuco entre profundidades de 2,184 y 2,273 pies md. Las arenas contenedoras de gas tienen una porosidad media del 27 %”, informó Canacol.

 

Esta ejecuta en la actualidad una prueba de flujo del pozo con el fin de formular un plan de desarrollo comercial para el descubrimiento. El descubrimiento se encuentra aproximadamente a 35 kilómetros al oeste del gasoducto TGI, que en la actualidad tiene aproximadamente 260 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd) de capacidad disponible de transporte hacia el interior de Colombia.

La misma informó que proporcionará los resultados de las pruebas de producción de ambos pozos cuando estén disponibles.

Chimela 1

Tiene 85 pies de espesor neto contenedor de petróleo y de gas dentro del reservorio Lisama.

La corporación comenzó la perforación del pozo de exploración Chimela 1 el 13 de noviembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de exploración y producción, ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio.

“El pozo alcanzó una profundidad total de 14,101 pies md el 16 de diciembre de 2022 y encontró múltiples zonas contenedoras de petróleo y gas dentro de los reservorios primarios de arenisca Lisama Superior y Lisama Basal entre profundidades de 12,410 y 13,694 pies md”, indicó.

De acuerdo con esta, los depósitos encontrados dentro del Lisama Basal se encontraron entre 13,004 y 13,694 pies md con arenas individuales llenas de petróleo entre 8 y 20 pies tvd de espesor, con una porosidad promedio del 14%. Además, el depósito de gas dentro del Lisama Superior tiene un espesor de 9 pies tvd, con una porosidad promedio del 10%.

Actualmente, la corporación desmoviliza la plataforma de perforación y se alista para movilizar una plataforma de workover para completar y probar la producción del pozo y proporcionará resultados cuando estén disponibles.

Natilla 1

Adicionalmente, la corporación dio a conocer que perforó el pozo de exploración Natilla 1, ubicado en su contrato de exploración SSJN 7 E&P, con una participación operadora del 50%, el 1 de diciembre de 2022. Sobe este, resaltó que le apunta a areniscas contenedoras de gas dentro de los reservorios de arenisca CDO y Porquero.

“El pozo perforó a una profundidad de 11,848 pies md dentro del intervalo de arenisca del Porquero, el objetivo secundario del pozo antes de encontrar problemas relacionados con la perforación. El pozo se está desviando actualmente y la corporación anticipa alcanzar una profundidad total planificada de 16,609 pies md dentro del objetivo primario de arenisca CDO dentro de 6 semanas”, anotó.

GAS NATURAL, ENTRE RESERVAS PROBADAS Y LO QUE DICE EL GOBIERNO

Analistas de la industria petrolera del país consultados por EL COLOMBIANO aseguran que las reservas oficiales son las dictadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en mayo del 2022, las cuales se trazaron en ocho años (es decir hasta julio de 2029), siempre y cuando se siga con la operación actual. Y además, si se piensan extender en años los remanentes del energético, se debe adicionar la firma de nuevos contratos de exploración (ver gráfico).

Para el exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, además de no haber tantos volúmenes de estos recursos a la mano como lo viene anunciando el Ejecutivo, el país ya no contaría con el energético después del 2028, porque en la actualidad se congeló la firma de nuevos convenios para desarrollar bloques petroleros, teniendo en cuenta que se tarda entre seis y ocho años el proceso de exploración y la producción del primer barril comercial.

“Las cuentas del gas son simples: reservas probadas (probabilidad 90%), probables (probabilidad 50%) y posibles (probabilidad 10%) lo que sugiere un déficit en 2028. Los recursos contingentes hoy son comercialmente viables y los prospectivos ni siquiera han sido descubiertos. Conclusión: explorar más o importar”dijo.

Lo que busca demostrar el exfuncionario es que, si bien las reservas probadas, probables y posibles son las que están depositadas en el subsuelo, las que tiene el país a la mano y que puede contar con estos remanentes en el corto plazo son las primeras, gracias a que ya poseen estudios geológicos confiables y certeros para su extracción.

Es decir que, para este tipo de reservas, de cada 10 barriles que están en el subsuelo, se pueden sacar nueve. Y estos remanentes corresponden a los establecidos oficialmente por la ANH.

Solo las reservas probadas

Para otros analistas consultados, al sumar las reservas probables, posibles y contingentes en el país, teniendo en cuenta su potencial comercialización, deriva en que no habría tanto gas a la mano para sacar como sostiene el Ejecutivo.

“Para pasar de recursos a reservas, y de reservas probables y posibles a probadas, se necesita inversión y la firma de nuevos contratos de exploración. Lo fundamental es que existan condiciones, ambiente y atractivo a la inversión. De lo contrario, son simples expectativas por parte del gobierno. El reto es mantener abierta la puerta al desarrollo de nuevos bloques petroleros”, explicó Julio Cesar Vera, presidente de la Fundación Xua Energy.

Por su parte, Inés Elvira Vesga, parthner y experta en temas de hidrocarburos de Holland & Knight, resaltó que el cálculo de las reservas de gas lo hace anualmente el Ministerio de Minas y Energía con base en criterios técnicos.

“No puede anunciarse el incremento de reservas sin la debida comprobación. Es importante que el gobierno celebre el posible aumento de las reservas, pero siempre y cuando se comprenda la importancia de seguir explorando y se tomen las medidas necesarias para ello. Y a la fecha las reservas de gas dan para ocho años como lo certificó la ANH en mayo de 2022”, dijo la analista.

Los expertos Vera y Vesga coincidieron en señalar que no se deben hacer cuentas alegres con reservas probables o posibles, ya que ese gas no está asegurado para su extracción, y menos hasta más allá del 2040, como lo afirma el presidente Gustavo Petro, ya que todavía es un combustible que no es comercialmente viable.

“Por esta razón se deben firmar nuevos contratos de exploración para que aumenten las reservas probadas de gas natural y así poderlas extraer comercialmente”, reiteró Vesga.

Al indagar con los analistas sobre las inversiones que se necesitan para aumentar las reservas probadas desde los remanentes probables, indicaron que estos montos son difíciles de calcular, ya que son varios los factores que se deben tener en cuenta a la hora de trazar los números.

Afirmaron que las inversiones pueden ser de miles de millones de dólares, solo para exploración (en el 2022 llegaron a los US$1.130 millones), y se tienen en cuenta variables como las condiciones técnicas del yacimiento, la distancia a infraestructura como gasoductos, la dimensión del proyecto, incluso el mismo precio del barril de crudo que rige en la jornada.

Tanto los analistas consultados, como el representante de la industria, piden al Gobierno que a la hora de hacer cuentas sobre las reservas de gas, por responsabilidad sean referenciadas las probadas, que son las que realmente tiene el país.

 


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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