Geología del país

Actividad Exploratoria
Introducción
Guatemala está ubicada en América Central, directamente al sur de México.
Muchas compañías petroleras han realizado actividades de exploración y
producción aquí desde que han encontrado una continuidad geológica entre
los grandes yacimientos de petróleo en México y en Guatemala. A pesar de
este interés, Guatemala es todavía una región subexplorada.
Alrededor de 156 pozos se han perforado en una zona donde la cuenca
sedimentaria tiene una extensión de unos 60.000 km2. Hasta la fecha, no
existen correlaciones y estudios que establezcan ambientes deposicionales
similares a los encontrados en México. Estas han conducido a nueve
descubrimientos y la producción en tres campos diferentes. El campo principal,
xan, produce aproximadamente 10.000 barriles de crudo al día, con un
promedio de 16° API Rubelsanto produce 650 barriles por día (22° API) Chocop
(14° API) tiene una baja tasa de producción debido a lo limitado de su
desarrollo. Por otro lado, los campos petrolíferos en ambientes marginales no
son prueba concluyente de la potencial de reservas existentes en Guatemala,
ya que todavía hay muchas áreas que han quedado sin explorar.
Guatemala tiene tres grandes cuencas sedimentarias con potencial de
hidrocarburos. La cuenca Petén, una cuenca de que abarca más del 40% de la
parte norte del país. Las otras dos cuencas, amatique (atracción aparte) y el
Pacífico (primer plano).
La mayoría de los descubrimientos se han realizado en la cuenca Petén, y es el
centro de atención para la futura exploración en Guatemala.
Desde una perspectiva geológica, es una espesa secuencia sedimentaria
compuesta de carbonatos naturalmente fracturados depositados en una
formación de lecho marino.
La cuenca es estructuralmente heterogénea con el norte un bajo relieve
plataforma (monoclinal), mientras que el sur y el oeste es moderada y
fuertemente plegadas (hay tres eventos tectónicos importantes que son
identificables). Su límite meridional es la zona de falla Motagua-Polochic, que
es donde el Norte y el Caribe colisionan.
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Historia Tectónica
La tectónica regional se enmarca dentro de la evolución de toda la
región Centroamericana y del Caribe. El país está atravesado por una falla
importante sistema conocido como sistema Polochic-Motagua -jocotán. Se
extiende desde México en el oeste hasta que se convierte en el límite entre
América Central y las placas tectónicas del Caribe en el oriente. Esta
transformación está asociada a la extensión en el Caiman de trincheras y se
cree que han sido activos desde el Eoceno (38 millones de años atrás). Tiene
un movimiento lateral de aproximadamente 1.400 km.
Geológicamente se cree que Guatemala es una combinación de al
menos dos diferentes terrenos geológicos. Estos terrenos tienen diferentes
historias estructurales, iniciando con la apertura del Golfo de México y la
separación del Norte y América del Sur a fines del período Jurásico.
La cuenca Petén está situada al norte del Polochic-Motagua -jocotán
zona de falla que es parte del bloque Yucatán. Este bloque se traslado al sur
durante la apertura del Golfo de México y llegó a su actual posición relativa en
México y América del Norte, durante el Cretácico temprano.
Estratigrafía
Según Norconsult, A.S. (1988), la cuenca Petén está dividida en dos
sub cuencas separadas por una estructura característica conocida como Arco
de La Libertad. Los dos sub cuencas son identificados como Petén y Petén
Norte Sur.
Originalmente se pensó que eran estratigrafías diferentes, pero trabajos
recientes han demostrado que pueden ser correlacionados, especialmente en
el período cretácico. Los más antiguos sedimentos hallados son PermoCarboniferous y pertenecen al Grupo Santa Rosa, que fueron muy plegada
durante el pre Jurásico. La secuencia estratigráfica comienza en el Jurásico y
en gran medida muestra la relación entre la cuenca Petén y el Reforma zona
en México.
Los más antiguos depósitos de esta secuencia provienen de la
formación Todos Santos, que se compone principalmente de areniscas rojizas
y pelitas continentales. Espesas hacia el oeste, y
que tiene algunas
intercalaciones de evaporita. La mayoría de sus sedimentos de esta formación
en pertenecen a la parte superior Jurásico y Cretácico temprano.
La formación suprayacente Cobán se divide en cuatro miembros
conocidos como D, C, B, y A. cobán D, C, y B que están compuestas de
carbonatos y anhidritas inter estratificadas con sal (especialmente en Cobán
(D). Durante su deposición ( Aptian-Cenomanian ), la cuenca Petén fue la
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porción de facies a espaldas del arrecife. El cobán C y D, y Todos Santos
espesar al oeste, con un espesor combinado de 4.000 pies en oriente a más de
14.000 pies en occidente. Las variaciones en el grosor original del cobán B han
sido oscurecidas por un evento erosivo.
Existe un desfase en la estratigrafía durante el cretácico medio. En la
cuenca sur petén un importante acontecimiento en donde los carbonatos
invaden la formación Cobán en variaciones discordantemente sobre diversas
dependencias del cobán B y C con más de 5.000 pies de sección. En la cuenca
Petén Norte no hay discordancia angular visible, pero una gran parte del
Cretácico superior sección es parece haberse deteriorado.
Durante el Cretácico Superior, la deposición en la cuenca sur Petén fue un
depocentro con orientación este-oeste. Más de 5.000 pies de carbonatos
fueron depositados sobre un abierta plataforma marina (Cobán A y La
Angostura). En las últimas etapas del Cretáceo en el medio del depocentro de
una fuente rica en sedimentos volcánicos. Esto continuó con excepción de una
pequeña interrupción durante el Eoceno temprano, crear depósitos de turba de
sedimentación de las formaciones Sepur y Exchange. En la cuenca Petén
Norte el Cretácico superior está desaparecido y las rocas del Paleoceno y
Eoceno temprano están representadas por una delgada secuencia de
carbonatos y anhidritas (formaciones Santa Amelia y Buena Vista).
Desde el Eoceno hasta el presente no ha habido ningún depósito importante
cuenca Petén, aunque durante el recorrido potámico en una forma localizada
en la cuenca sur Petén, llenando sinclinales colgados.
Estructura
La evolución estructural de la cuenca Petén puede verse en términos de
tres fases tectónicas. La primera fase fue el período de prórroga que duró
desde el Jurásico hasta mediados del Cretáceo. Esta fase implica la división
del Norte y América del Sur y el movimiento del Yucatán bloque relativo a
América del Norte. Se caracteriza por movimientos extensional que forman los
márgenes continentales pasivos. Algunos de estas fallas pueden haberse
interpretado en las líneas sísmicas, pero no hay no son tan evidentes en otros
lugares.
La segunda fase dura desde el Cenomaniano hasta el Eoceno y es
compresional. Durante el Cretácico superior la margen sur del Yucatán bloque
chocó con el arco volcánico de las Antillas Mayores, que se traslada al norte.
Esta fase se define por la discordancia en la base del cobán A. compresión de
la ribera occidental fue localizado en el Cretácico y terminando en el Eoceno
medio. Esto produjo pliegues con NW-SE las tendencias en la parte occidental
de la cuenca.
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La tercera etapa inicia en el Eoceno y continúa hasta el presente. Es
principalmente traslacional y refleja desplazamiento hacia el este de la placa
del Caribe relativo a la placa de Norte América junto al Polochic-Motagua jocotán zona de falla. Esto produjo una serie de anticlinales con circulación
inversa y ejes paralelos a la zona de la falla en la parte sur de la cuenca.
Además, con la reactivación del Arco de La Libertad en donde la parte norte de
la cuenca ha sufrido movimiento lateral probablemente producido por un eje
lateral en el flanco norte que desplaza sedimentos terciarios
Historial de exploración y descubrimientos
Inicia con el primer pozo wildcat perforado en 1960, dede entonces
alrededor de 158 se han perforado pozos en el país, de los cuales 95% se
encuentran en la cuenca Petén. De estos, aproximadamente 76 puede
considerarse como pozos de exploración. Más de 20.000 Km de sísmica 2D y
450 Km de información sísmica 3D se han obtenido. Además, existe una buena
cobertura de datos gravimétricos y aeromagnéticos. Todos estos aspectos se
han concentrado en la cuenca petén
Se han descubierto campos con hidrocarburos, 7 en la cuenca sur y 2 en
la cuenca norte. En los campos del sur, la producción proviene de las
diferentes unidades en Cobán C (principios y mediados del Cretáceo). La
capacidad de producción de muchos de los campos no ha sido certificado. El
crudo obtenido varía de 22° a 38° API y el promedio Gas-Aceite es de 95-900.
Los pozos en estos campos son poco profundos y no han alcanzado el
la sección Jurásica, aunque existe el potencial para depósitos más profundos
como los que se encuentran en México, ya que las condiciones geológicas se
cree que son regionales.
Rocas Generadoras
En México las rocas generadoras son de origen marino y profundas conocidas
como lutitas negras de la parte superior Jurásico y Cretácico.
Estas fueron depositadas al norte del arrecife frontal los sedimentos del
Cretácico, que forman el principio depósito del petróleo.
El desarrollo de este tipo de sedimentos marinos profundos no está bien
definido en Guatemala. Sin embargo, numerosas rocas generadoras se han
encontrado en los intervalos que conforman la facies de arrecife frontal. Estos
parecen estar concentrados en la base del cobán C y Cobán B, aunque pueden
estar presentes en otros niveles. Las rocas generadoras desarrollan
principalmente en intervalos de los carbonatos. Debido a la ausencia de vitrinita
y la falta de esporas, las mediciones directas de la madurez en la roca
generadoras las hipótesis han sido concluyentes y contradictorias, que ha
creado la necesidad de aplicar nuevas técnicas para estimar la madurez del la
secuencia Pérmica.
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El método Lopatin ha dado resultados consistentes en la distribución de
hidrocarburos. Las rocas generadoras de la formación Cobán C han llegado a
la ventana principal del petróleo (TTI) en una gran parte de la zona.
Además, la base del cobán B también es marginalmente madura (3-20 TTI) en
la mayoría de la cuenca, que podría explicar las rocas generadoras mas
pesadas no biodegradables de petróleo se han encontrado en xan y chocop.
Reservorios (Formaciones)
Como hemos mencionado antes, los reservorios probados son aquellos
que se encuentran en los carbonatos de Cobán C y Cobán B. El cobán C tiene
un espesor promedio de 5.000 -6.000 pies y de carbonatos el 20% de la
sección.
El Cobán B es más variable en su espesor (debido a erosión) en donde
los carbonatos conforman cerca del 50% de la sección. En general los
carbonatos productivos del Cobán B y C son relativamente delgados y
fracturos, con la excepción de Chinajá Oeste campo, donde el embalse
intervalos parece estar verticalmente aislado uno de otros.
La evaluación de los registros de pozo es difícil a causa de una serie de
factores que hacen que la porosidad efectiva y saturación de agua cálculos
imprecisos. Sin embargo, cobán C y B son sin duda los mejor embalses en la
cuenca. La intrusión masiva de los carbonatos de Cobán A y formación La
Angostura son más atractivos y en las formaciones del cobán D y Todos
Santos formación también tienen un gran potencial de hidrocarburos.
El Cobán D posee facies de sal por debajo de los campos productivos en
la cuenca Petén sur, aunque en el oriente hay una transición de carbonatos y
anhidritas similar a la parte superior cobán D, que pueda contener gas y
petróleo.
La tabla siguiente muestra un resumen de los parámetros típicos de un
embalse del análisis detallado de algunos pozos. Estos valores cambian
lateralmente en toda la cuenca.
Formaciones
Angostura
Cobán A (total)
Cobán B (Xan horizon)
Cobán C13
Cobán C17-19
Cobán D (total)
Todos Santos
Espesor
Pies
3024
4034
797
84
576
340
1046
Espesor
neto
540
1745
536
29
35
141
126
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Net/Total
0.18
0.43
0.67
0.35
0.06
0.33
0.15
Porosidad
promedio
15.0%+
8.0%
10.7%
13.4%
11.1%
9.0%
8.9%
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Conceptos
Diversos conceptos son reconocidos para reflejar la diversidad estructural de la
zona y el potencial de sus embalses.
La parte norte de la cuenca es un escenario pasivo que ha sufrido sólo
deformación moderada, mientras que la parte sur tiene una larga y variada
historia estructural.
La historia estructural de la parte meridional de la cuenca comienza con un
margen pasa por elevar y plegado en el cretácico medio, seguida por
hundimientos y terminando con plegamientos y fallas en el Terciario. La
Exploración en la cuenca aún no es total, lo cual lleva a ciertas interpretaciones
estructurales incompletas.
En la cuenca petén sur los principales campos productivos son aquellos que
se encuentran en pliegues con fallas inversas en los flancos. Embalses de
aguas poco profundas a Cobán B son erosionadas o lavados por el agua de
lluvia. Las capas delgadas de carbonatos fracturados de Cobán C están
sellados por interestratificadas anhidritas. Muchas de estas capas han
demostrado ser productivos, tales como el C-8, -9, -13, -16, -17, -18 y -19.
Pruebas de petróleo y gas ha sido encontrado en algunos pozos fuera de los
campos conocidos, incluidos algunos donde no hay estudios sísmicos para
correlacionar los intervalos.
El potencial del cobán B ha sido encontrado en los embalses recientemente
situado plegada en las estructuras que están principalmente obturado por
lutitas de la Angostura formación. Este concepto se concentra principalmente
en la parte occidental de la cuenca sur Petén.
Más hacia el oriente, que es el principal potencial se encuentra en los mayores
embalses como el cobán D y la formación Todos Santos.
El cobán D es de particular interés si puede estar relacionado con la apertura
del océano. Esto podría aumentar la posibilidad de que el desarrollo de los
carbonatos con porosidad primaria precoz y trampas en la formación.
En la cuenca Petén Norte se han descubierto en el horizonte y xan en la base
del cobán B.
Los embalses son porosos los carbonatos y la roca fuente se cree que es
marginalmente madura para la producción de petróleo según los cálculos
efectuados por el método Lopatin.
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El descubrimiento en chocop sísmicamente definió como el cierre de un pliegue
terciaria. El descubrimiento en xan es un bajorrelieve estructura de arrecife,
pero también puede ser considerado una estratigrafía trampa provocada por
montículos de carbonato.
Sobre la base de los resultados de perforación el cobán B (especialmente la
xan horizonte) es considerado como el principal objetivo.
La mayor parte oriental de la cuenca se desconoce, aunque el cobán D y la
formación Todos Santos se considera, de hecho objetivos potenciales.
Conclusiones
El doblamiento de la cuenca Petén sur es superficial y contiene acumulaciones
de petróleo. Existen grandes áreas prospectivas de esta cuenca que carecen
de cobertura sísmica.
El Arco de La Libertad es de particular interés ya que se cree que actúa como
una barrera para la migración de petróleo.
Se cree que esta zona tiene potencial para la producción de gas, en particular
en el jurásico superior, a profundidades de entre 12.000 a 14.000 pies. Gas se
ha puesto de manifiesto en varios pozos (la Sabana, San Francisco, Laguna
Blanca, etc.). Los objetivos exploratorios propuestos son profundos,
encontrándose en el cobán D y/o formaciones subyacentes que pueden ser
exploradas.
La cuenca Petén, aunque es la más conocida de las tres, todavía requiere de
estudios y análisis para cuantificar el potencial de hidrocarburos en el área.
Uno de los aspectos que justificaría esos estudios es el hecho de que las
acumulaciones hasta ahora evaluadas no son las únicas existentes en el área,
como se mencionó anteriormente; por lo que conocer mejor las fuentes
generadoras de hidrocarburos (potencialidad de las diferentes rocas madres),
el origen y tipo de los yacimientos y los lugares más probables a contener
hidrocarburos conllevaría a estimar, en un tiempo razonable, el potencial
petrolífero que dispone la cuenca Petén.
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