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Los hidrocarburos no convencionales en Colombia

José Antonio Sáenz de Santa María, Geólogo del Petróleo
Licenciado en Ciencias Geólogicas por la Universidad de Oviedo, Santa María ha trabajado durante más de 20 años en diversas empresas españolas, como Campsa,  donde ha realizado el control geológico de las operaciones de perforación en tierra y en mar. También en Hunosa, donde ha sido jefe del departamento de Geología, Perforación y Control de Calidad de la Producción Bruta de la dirección técnica. Es miembro fundador de la Sociedad Geológica de España y ha publicado más de una treintena de artículos científicos y técnicos. Desde 2001 dirige la consultoría Gehma Geología y Geotecnia
La revolución de los Hidrocarburos No Convencionales (H.N.C.) se está extendiendo a lo largo de los últimos años por todo el mundo. Se trata de un cambio de paradigma en la investigación y explotación de petróleo y gas. Desde siempre, los geólogos hemos conocido que, en las lutitas negras muy compactadas (black shales en su denominación inglesa), que son las rocas madres generadoras de hidrocarburos, quedaba almacenado un alto porcentaje del gas y petróleo sin posibilidad de migración y extracción dadas las bajas características de almacén (porosidad y permeabilidad) de dichas rocas.
Cuando el geólogo e ingeniero del petróleo Georges P. Mitchell aplicó sus conocimientos a la exploración de las Barnett Shales (Texas) mediante la perforación de pozos dirigidos, en los cuales se realizaban varias operaciones de fracturación hidráulica consiguiendo producir gas y petróleo, modificó el mundo petrolífero para siempre. Han pasado años desde aquellos primeros esfuerzos y en el momento actual, la investigación en shale gas y shale oil está consolidada por todo el mundo.
Se podría decir que el hallazgo de una acumulación de gas o de petróleo convencional (las que hemos buscado en los últimos 120 años) es una tarea complicada. En efecto, son muchos los sucesos que deben ocurrir en una cuenca sedimentaria para que prospere un campo y además, estos sucesos deben ocurrir en un orden determinado. Así, deben sedimentarse rocas (black shales) con un alto porcentaje de materia orgánica (3 – 10 por ciento); deben enterrarse hasta profundidades con presión y temperatura suficientes para la generación; por encima de ellas, deben sedimentarse materiales porosos y permeables (areniscas, calizas, etc.; rocas almacén) y otros materiales impermeables (pizarras compactas, rocas sello). El conjunto debe deformarse dando lugar a altos donde acumular los hidrocarburos (trampas) y la migración de éstos debe ser, obviamente, posterior a la deformación tectónica.
Por el contrario, en el caso de los Hidrocarburos No Convencionales, todo es más sencillo. Únicamente la presencia, en las cuencas sedimentarias de rocas madre generadoras de hidrocarburos, a profundidades adecuadas y con indicios de gas y petróleo en tramos superiores que demuestren el fenómeno de la generación, es suficiente para estimar unos recursos de cierta entidad en dichas cuencas. Y ello, por la gran extensión geográfica que las rocas madre pueden tener.
En este sentido, el caso de Colombia es un buen ejemplo. Se trata de un país, en mi opinión, no suficientemente investigado (tanto en hidrocarburos convencionales como en no convencionales). En él existen 23 cuencas sedimentarias en las que se han observado indicios importantes o son productoras de gas y de petróleo, con varios campos en explotación. En la figura adjunta, modificada a partir de datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2007) y de Ecopetrol, se muestran todas ellas.
Son muchas las formaciones que pueden considerarse rocas madre generadoras de hidrocarburos dentro de estas cuencas. Así, y por citar un sólo ejemplo, en el Valle del río Magdalena existen varias formaciones con buenas características como rocas generadoras de hidrocarburos. En el Valle Inferior del Magdalena, las formaciones Ciénaga de Oro y Porquero (edad Paleógeno y Neógeno) son de gran espesor y ricas en materia orgánica. En el Valle Medio del Magdalena se considera como roca madre la formación La Luna (edad Cretácica) con fuerte espesor y altos valores de Total Organic Carbon (TOC). En el valle superior del río Magdalena, se encuentra el Grupo Villeta, en especial la formación Tetuán y una parte de la Formación Bambucá (de edad Cretácico medio). Su espesor total varía entre 100 y 500 m. y presenta valores de TOC actual que pueden alcanzar el 12 por ciento.
Todas estas formaciones cubren grandes extensiones geográficas y han sido el origen de los indicios y campos de petróleo y gas existentes en el Valle del río Magdalena. En el resto de las cuencas sedimentarias del país podríamos citar formaciones similares sobre las cuales se pueden desarrollar proyectos de investigación en H.N.C. No es nuestra intención un análisis exhaustivo del potencial petrolífero del país que, por otra parte, es importante y ya se ha realizado con precisión por instituciones oficiales y empresas colombianas. Simplemente señalar que si el potencial de desarrollo de Hidrocarburos Convencionales en Colombia es grande, el de la industria de los Hidrocarburos No Convencionales no le va a la zaga. Solamente hace falta, como todo en la vida económica de un país, dedicar esfuerzos de investigación y exploración apropiados para obtener, sin duda, grandes resultados.
El shale gas y shale oil, son una alternativa al petróleo en rocas almacén convencionales que se abre ante nosotros y que estará presente en nuestro consumo energético durante, al menos, todo el siglo XXI. La Humanidad necesita consumir energía para su futuro desarrollo económico y social. Desde este punto de vista, Colombia es un país muy bien posicionado y deseamos un rápido desarrollo de la industria No Convencional en su subsuelo.
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