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La Cuenca Oriente: Geología y petróleo

Capítulo 2: Historia de la exploración y principales campos petroleros de la petroproducción

Breve reseña histórica de la exploración petrolera de la Cuenca Oriente

Marco Rivadeneira

Résumé

La exploración petrolera de la Cuenca Oriente se divide al menos en cuatro etapas. En la etapa exploratoria inicial, que va hasta los años sesenta, si bien no se descubren acumulaciones comerciales de crudo, se establece su condición de cuenca sedimentaria y su potencial petrolífero, en base a la presencia de manaderos superficiales, al importante espesor sedimentario, a la existencia de una potencial roca madre, de areniscas con excelente potencial de reservorio, de roca cobertera y de una estructuración derivada de la evolución andina. El esfuerzo exploratorio de Shell, en esta etapa, culmina con el descubrimiento de crudo en el reservorio Tena Basal del pozo Tiputini Shell 1. En la segunda etapa (1967-1972), se confirma como cuenca petrolera, con el descubrimiento del campo Lago Agrio y de los gigantes Shushufindi y Sacha, y del gran campo Auca, con lo que se produce la mayor incorporación de reservas de toda la historia. Una tercera etapa, entre 1972 y 1982, está marcada por el predominio de la actividad exploratoria de la empresa estatal CePe, cuyo mayor éxito fue el descubrimiento del campo Libertador, el cuarto por volumen de reservas en la cuenca. La cuarta etapa, de madurez exploratoria, es alcanzada por el accionar compartido entre CEPE, transformada posteriormente en Petroecuador, y las compañías privadas internacionales que han desarrollado una amplia exploración, principalmente en el norte y centro de la cuenca. Esta etapa se caracteriza por una disminución en el índice de éxito exploratorio, por la disminución de las dimensiones de los prospectos exploratorios, y por un incremento en la densidad de los crudos.

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Texte intégral

1. ETAPA EXPLORATORIA INICIAL

1Esta etapa, que se extiende hasta mediados de los años sesenta, abarca el conocimiento natural de manifestaciones superficiales de hidrocarburos conocidos desde épocas ancestrales, pasando por los estudios de naturalistas, hasta los trabajos exploratorios iniciales.

2Como resultado, se categorizó a la Cuenca Oriente como una cuenca sedimentaria, con una columna estratigráfica de espesor considerable que va del Paleozoico al Reciente, con rocas porosas y permeables, con excelente potencial de roca reservorio, con arcillas y calizas negras, bituminosas, cualitativamente susceptibles de ser consideradas como potenciales rocas madres, con posibilidad de encontrar trampas ya que los niveles reservorio están cubiertos por capas impermeables arcillosas y calcáreas, con un grado de estructuración importante, derivada de la evolución histórica de la vecina Cordillera Andina, todo lo que además permitió definir a la Cuenca Oriente como potencialmente hidrocarburífera, lo que se consolidó aún más con el descubrimiento de crudo en el reservorio Tena Basal en el pozo Tiputini Shell 1, por parte de la Shell. A pesar de esto, en esta etapa, no se encontraron acumulaciones comerciales de crudo.

1. 1. Los trabajos de los naturalistas

3Uno de los primeros indicios de que una nueva cuenca es petrolífera, es la presencia de manifestaciones superficiales de hidrocarburos, que indican la existencia en profundidad de los mismos, siendo estas manifestaciones el resultado de procesos de migración secundaria, que al no encontrar trampas en el camino, pueden alcanzar la superficie, si las rocas reservorio a través de las cuales migra el crudo están expuestas a superficie, o si una vez acumulados los hidrocarburos en trampas, éstas pierden su condición parcial o total de tales, al ser atravesadas por fallas, que permiten el escape de los mismos.

4La existencia de manaderos de asfalto y brea, en esta cuenca, ya era conocida por los aborígenes de la Amazonía, desde la profundidad del tiempo, quienes utilizaban el crudo para el calafateo de sus canoas, así como posiblemente lo utilizaban para encender sus antorchas, y los shamanes (brujos) para sus prácticas curativas. En 1858, el primero que documenta dichas emanaciones superficiales, es el geógrafo ecuatoriano Don Manuel Villavicencio en su libro “Geografía del Ecuador”, al describir manaderos de asfalto y alquitrán en las márgenes del río Hollín, y la presencia de manantiales salitrosos en la cordillera de Cutucú.

5El segundo descubridor de América, el célebre naturalista alemán Teodoro Wolf en su libro “Geografía y Geología del Ecuador”, publicado en 1892, hace una recopilación y revisión de observaciones geológicas anteriores a él, incorporando sus propias observaciones y estudios de la Región Oriental Ecuatoriana, de la cual elabora el mapa geográfico a escala 1:3 000 000.

1. 2. El inicio de la exploración petrolera

6En 1921, el Gobierno Nacional otorga a la compañía norteamericana Leonard Exploration Co. la primera concesión en la historia de la cuenca, en una extensión de 25 000 km2, que abarca gran parte del piedemonte entre el volcán Sumaco al Norte y Macas al Sur. El plazo era de 50 años (Gordillo, 2003).

7Esta compañía es la primera que realiza exploración, orientada a la búsqueda de hidrocarburos, concentrándose básicamente en geología de campo dentro de la zona de su concesión. Como resultado, sus geólogos, T. Watson, J. Sinclair y Colony se convirtieron en pioneros de la estratigrafía de la cuenca, al describir por primera vez los “basaltos y tobas Misahuallí”, que subyacen a la arenisca “Hollín” y a las “calizas y lutitas Napo”, nombres tomados de los principales ríos que atraviesan la parte sur del Levantamiento Napo. En sus informes, describen además las “capas rojas y conglomerados” que sobreyacen a los sedimentos Napo, y que posteriormente serían bautizadas como formaciones Tena y Tiyuyacu.

8Esta compañía se retiró abruptamente del país, incumpliendo con casi todos los compromisos contraídos con el gobierno, entre otros, la construcción de un tramo de ferrocarril entre Pelileo y Baños, y un camino de herradura entre Baños y Mera.

1. 3. El trabajo geológico pionero de la Shell

9En 1937, la Royal Dutch Shell recibe, a través de la Anglo Saxon Petroleum Co. Ltda., una concesión de diez millones de hectáreas, que prácticamente cubre toda la Cuenca Oriente. Elárea de esta concesión se redujo drásticamente, como consecuencia de los límites territoriales impuestos luego de la guerra con el Perú. Su base de operaciones la estableció en Mera, cerca al Puyo, en donde construyó un aeropuerto, por lo que, el nombre de dicha compañía quedó impreso en el poblado, actualmente cantón, conocido desde entonces como Shell Mera.

10En 1938, la Shell inicia su actividad exploratoria que constituye la más importante de toda la era previa al descubrimiento de los grandes campos, al abarcar todo el Subandino y gran parte del resto de la cuenca, efectuando 33 000 km2 de levantamiento aerofotográfico, levantamiento gravimétrico de toda la concesión (1939-1946) y el registro de 4 070 km de líneas sísmicas entre 1943 y 1949.

11Los geólogos de campo de la Shell desarrollaron un trabajo sistemático de gran calidad, el que junto al efectuado por los geólogos de la Leonard Exploration, sirvió para sentar las bases de la estratigrafía y de la geología del petróleo de la Cuenca Oriente, correspondiendo el rol protagónico a H. J. Tschopp, gerente en ese entonces de la Shell en Ecuador, al haber publicado en el año de 1953, en el boletín de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG por sus siglas en inglés), un artículo titulado “Oil Exploration in the Oriente of Ecuador”, en el que describe por primera vez la estratigrafía completa de la Cuenca Oriente, basándose en los informes de los trabajos de campo de los geólogos de la Leonard Exploration, en la publicación de un artículo de Ribadeneira aparecido por esa misma época, en el Anuario “La Minería y el Petróleo en el Ecuador”, en donde por primera vez se describen los nombres de algunas formaciones de la cuenca y, principalmente en los informes de sus subalternos, los geólogos J. J. Dosy y K. T. Goldschmidt, quienes efectuaron la primera descripción de las formaciones paleozoicas Macuma y Pumbuiza. Goldschmidt, además, fue el primero en describir las formaciones jurasicas Santiago y Chapiza.

12El mérito de Tschopp está en haber sistematizado y descrito la columna estratigráfica del Paleozoico al Reciente, incluida la Formación Mesa del Plio-Pleistoceno, con excepción de la Formación Orteguaza del Oligoceno, no conocida hasta ese entonces en afloramientos del Subandino. Asimismo, Tschopp estableció los marcadores sísmicos más importantes, la presencia de reservorios cretácicos y de una potencial roca madre: “La Napo, es una formación bituminosa, la cual se extiende a través de todo el Oriente. Los numerosos indicios de petróleo en el área aflorante testifican el carácter de roca madre de la Napo”.

1. 3. 1. Las primeras perforaciones exploratorias en la cuenca

13Como resultado de su labor exploratoria, la Shell definió en la zona Subandina las estructuras Vuano y Oglan ubicadas en la Depresión Pastaza, al centro del Subandino, y las estructuras Cangaime y Macuma situadas en el flanco NNE del Levantamiento Cutucú, las que fueron perforadas sin éxito con los pozos Vuano 1, Oglan 1, Cangaime 1 y Macuma 1. Años más tarde, como veremos más adelante, la Anglo efectuó sísmica en el área y definió una estructura ubicada inmediatamente hacia el sur del pozo Oglan, que se probó positivamente con el pozo exploratorio Oglan A-1, produciéndose el descubrimiento del campo de crudo pesado Oglan.

14En la parte baja de la cuenca, algo más al este del sistema de fallas del Frente de Empuje que separa la Depresión Pastaza del resto de la Cuenca, la Shell perforó el pozo Villano 1 en la estructura del mismo nombre, convirtiéndose en el hecho más curioso de toda la etapa previa a la confirmación de la cuenca Oriente como petrolífera ya que, la Shell suspendió la perforación del pozo a pocas decenas de pies, antes de alcanzar las areniscas Hollín, que fueron probadas recién en 1992 por la compañía AGIP con el pozo Villano 2, que encontró crudo en dicha arenisca, descubriendo el gran campo Villano con una acumulación de crudo de 755 millones de barriles de petróleo en sitio, y reservas de alrededor de 160 millones de barriles, que lo ubican entre los grandes campos de la cuenca, por lo que estuvo a un paso de haber cambiado la historia petrolera de la cuenca.

15Habrá que hurgar los archivos que se preservan, para definir las causas reales del porque del abandono del pozo tan cerca de alcanzar las mejores areniscas con propiedades de reservorio. ¿Será verdadera la versión que circula entre algunos de los obreros y empleados de la Shell que aún sobreviven, y de sus familiares, acerca de que la Shell sí descubrió petróleo en la cuenca?

1. 3. 2. La exploración del eje Yasuní-Lorochachi

16La Shell se aventuró también en la parte más oriental del territorio ecuatoriano de la Cuenca Oriente, avanzando hasta las cercanías de la población de Nuevo Rocafuerte, en una real proeza logística y técnica para esos tiempos de grandes distancias, sin vías de comunicación carrozables, que comuniquen el Oriente con el resto del país, y de medios de transporte aún no muy versatiles.

17Los geólogos y geofísicos, junto a topógrafos y obreros, formaron la avanzada, adentrándose en territorios geológicamente desconocidos y en general muy poco explorados y temidos en ese entonces, por la presencia de los huaoranis, fieros defensores de su territorio.

18Basándose en el levantamiento gravimétrico, detectaron con seguridad una anomalía NNE–SSO, y mediante fotografías aéreas, posiblemente pudieron definir el lineamiento superficial de la falla Yasuní (que limita los campos del actual Proyecto ITT). Definieron con el levantamiento sísmico y con los trabajos de campo, que dicho alto correspondía a un gran anticlinal fallado, como se describe en el reporte final de la perforación del pozo Tiputini 1, según el que, los geólogos Parsons y el célebre Goldschmidt (uno de los pioneros de la estratigrafía de la cuenca Oriente, como ya se mencionó) encontraron en el río Yasuní y al sur en el río Nashiño, sendos anticlinales angostos con el flanco oriental corto y con buzamientos comparativamente más fuertes que los buzamientos del flanco occidental, lo que correlacionaron con la descripción de los resultados sísmicos en los que describen la gran falla regional Yasuní que corta el alto en su flanco este. Sobre la base de los mapas geológicos generados por los geólogos antes nombrados, y de los mapas resultantes de la campaña sísmica efectuada en la zona, la Shell determina la extensión del “trend” Yasuní-Lorocachi entre el río Aguarico al norte y el río Curaray al sur, definiéndole como una estructura fallada en el lado este.

19El pozo Tiputini-1, como indica la Shell en uno de sus reportes, fue programado como un pozo estratigráfico para empatar la estratigrafía a encontrarse con la sísmica. La ubicación de dicho pozo fue seleccionada “…100 m al este del punto de disparo 4005 de la línea sísmica I-1, porque el punto estaba situado justo al oeste de la falla antes mencionada en el lado levantado, y porque este punto tenía la gran ventaja de estar situado cerca del banco del río Napo, fácilmente accesible para el aeroplano anfibio…” (Dorsman, 1948?). La Shell perforó el pozo Tiputini-1 entre febrero y julio de 1948, siendo abandonado el 4 de octubre de ese mismo año. Este pozo, conocido actualmente como Tiputini Shell-1, se perforó con una torre aero-transportable “Houston” (la misma con la que se perforaron los pozos Macuma1 y Vuano1, ubicados al este del Levantamiento Cutucú) “sobre el Levantamiento Yasuní-Lorocachi…”, como indica el sumario del pozo. Se alcanzó los 5 595' de profundidad, y desde los 5 000' se cortó núcleo continuo. Lamentablemente, todo este material ha desaparecido al presente, perdiéndose invalorable información. Este pozo produjo 836 BAPD y 4 BPPD de petróleo extrapesado (11,1º API, de 0,9922 de gravedad específica a 60º F). El análisis de los registros de pozo muestra que la arenisca Tena Basal está totalmente saturada de crudo, por lo que la compañía Shell pasa a ser la primera compañía en descubrir crudo en un pozo de la cuenca Oriente, dentro de lo que hoy se conoce como Proyecto ITT (Ishpingo, Tambococha y Tiputini), si bien en cantidades no comerciales, mientras que las demás areniscas sólo presentaron trazas de crudo.

20La campaña sísmica, desarrollada posteriormente por la compañía Minas y Petróleos en la misma área, demostró que el cierre norte de la estructura Tiputini se encontraba aproximadamente a 1,5 km hacia el sur del sitio donde fue perforado el pozo de Shell, confirmando además la existencia de petróleo pesado en dicha estructura.

21Lo anterior nos muestra que la exploración de Shell dio resultados positivos en la estructura Tiputini Shell, si bien el espesor encontrado por el pozo en el reservorio Tena Basal fue de algo más de 30’, pero debido a la lejanía, a las dificultades logísticas y altos costos, sumado al poco atractivo del crudo por su bajo grado API, la Shell no continuó su tarea exploratoria en el gran alto estructural al que llamaron “Lorocachi-Yasuní trend”.

22Esta compañía, como hemos visto, estuvo realmente muy cerca de haber inaugurado con anticipación la historia del país como productor de crudo.

23En 1948, la Shell devuelve al Estado parte de su concesión, al no haber descubierto acumulaciones comerciales de crudo, abandonando definitivamente el país a inicios de 1949. Posteriormente, Galo Plazo Lasso, uno de los mejores presidentes ecuatorianos, basado en estos esfuerzos exploratorios aparentemente infructuosos en cuanto a descubrimientos, pronuncia la célebre frase: “El Oriente es un mito. El destino ha querido que no seamos un país petrolero sino agrícola”.

1. 4. Otras compañías obtienen concesiones

24En 1948, se adjudica una concesión de cuatro millones de hectáreas al consorcio Standar Oil (Esso), que curiosamente no realizó ningún trabajo exploratorio en el área asignada. En 1957, la Leonard Exploration recibe una nueva concesión luego de que la anterior fue cancelada en 1937. En 1961, la compañía Minas y Petróleos del Ecuador obtiene una concesión de 4’350 mil has, por un plazo de hasta 57 años. Como veremos más adelante, esta última compañía tuvo una fuerte incidencia en la etapa siguiente.

2. ETAPA DE LOS GRANDES DESCUBRIMIENTOS (CONFIRMACIÓN DEL CARÁCTER PETROLÍFERO DE LA CUENCA): 1966-1973

25Como su nombre lo indica, es la etapa cumbre en la historia de la exploración petrolera de la Cuenca Oriente, ya que en ella se confirma su carácter petrolífero. Esta etapa se extiende desde mediados de los sesenta hasta inicios de los setenta, y está marcada por el “boom” petrolero ecuatoriano, caracterizado por los descubrimientos de los mayores campos de la cuenca y por ende por la mayor incorporación de reservas en toda la historia.

26Este hecho produce un quiebre en la historia del país, que de pronto se convierte en el poseedor de una inmensa riqueza, de relativa fácil asimilación y de grandes flujos de capital, que rompe los esquemas de un país pobre, con pocos ingresos, dueño de una estructura agrícola tradicional con una muy incipiente industria.

27El papel estelar en esta etapa le correspondió al Consorcio Texaco-Gulf, que desarrolló una febril actividad exploratoria, acelerada aún más luego del descubrimiento del campo Lago Agrio, cuyas huellas cambian para siempre el frágil entorno ambiental y social de la Amazonía al atraer a miles de colonos que prácticamente liquidan la selva primaria en torno a los grandes centros petroleros Lago Agrio, Sacha, Shushufindi y Coca.

2. 1. La Texaco descubre petróleo en la vecina cuenca de Putumayo

28La Texaco Petroleum Co., con anterioridad a su incursión en la Cuenca Oriente, efectuó tareas exploratorias en la colindante cuenca colombiana de Putumayo, especialmente en el piedemonte, dentro de una gran concesión de 1’600 mil has. Como resultado, con la perforación del pozo exploratorio Orito 1 en 1963, del que obtuvo una producción de 1,411 bpd de un crudo de excelente calidad (37º API), confirmó que la cuenca Putumayo era una cuenca petrolífera.

29Los estudios regionales, sustentados en el conocimiento acumulado de la Cuenca Oriente como efecto de los trabajos exploratorios de la etapa anterior, permite a los geólogos de Texaco definir la similitud geológica entre la Cuenca de Putumayo y la Cuenca Oriente, cuya estratigrafía, tectonismo y geología del petróleo develados por los trabajos de la Shell son similares, siendo comunes a las dos cuencas las potenciales rocas madre cretácicas representada por calizas y lutitas negras ricas en materia orgánica, los reservorios cretácicos y las edades de formación de las trampas estructurales, todo en el marco de una evolución histórica paralela marcada por el desarrollo de la vecina Cordillera de los Andes y el aporte detrítico del cratón Guayanés al este en el tiempo cretácico. Todo esto lleva a los geólogos de Texaco a proponer a sus ejecutivos extender la exploración en dirección sur.

2. 2. Texaco incursiona en la Cuenca Oriente

30En 1961, Minas y Petróleos, sin contar con el aval del gobierno ecuatoriano, traspasa al Consorcio Texaco Gulf un área de 650 000 has que eran parte de su concesión, mediante un contrato privado autorizado con Acuerdo Ministerial en diciembre del mismo año.

31En 1964, el Estado ecuatoriano entregó al consorcio integrado por Texaco y Gulf un área de aproximadamente un millón cuatrocientas mil has, por un período de hasta 58 años. Texaco, como operadora del Consorcio Texaco-Gulf, inicia su tarea exploratoria en la Cuenca Oriente, con campañas de geología de campo a lo largo de toda la zona Subandina, que consistían en mapeo geológico con levantamiento de columnas estratigráficas, las que estuvieron a cargo de los geólogos B. D. Fasset, F. S. Stum y J. B. Taylor entre los principales. Dichos trabajos le permiten detectar, entre otros, losanticlinales Bermejoy Payamino (estructura ubicada al estedel Levantamiento Napo, que no es precisamente la estructura del campo Coca-Payamino situada hacia el centro-oeste de la cuenca) dentro del Subandino. Desarrolló además grandes campañas de registro sísmico, 7 000 millas de aero-magnetometría y 17 680 millas cuadradas de aerofotografía.

2. 2. 1. el pozo Lago agrio 1

32Como resultado de la interpretación sísmica, la operadora Texaco detecta varias estructuras, siendo Lago Agrio, Sacha, Shushufindi, Auca y Cononaco las de mayores dimensiones. Entre todas, se prioriza la perforación de la estructura Lago Agrio, y se ubica el pozo Lago Agrio 1 el 7 de noviembre de 1966, a 15,3 km del campamento base de Sta. Cecilia en dirección N 75º. Esta ubicación fue definida, según indica un reporte del geólogo J. B. Taylor Jr., por R. D. Hall en el flanco oeste de la estructura, determinada sobre la base de un mapa sísmico (“…contorneado a un probable horizonte de caliza Napo que muestra la cresta de la estructura algo más hacia el Sur…”). Dicha ubicación fue cambiada hacia una posición estructuralmente más alta en 20’ y por razones logísticas, según el informe antes indicado, en 350 m hacia el Sur. En el programa de perforación se define como objetivo primario la Formación Hollín, y como objetivos secundarios las areniscas y calizas Napo, y los conglomerados Tiyuyacu.

33El pozo Lago Agrio 1 se perforó entre febrero y abril de 1967 con una torre heli-transportable. Alcanzó los 10 175’ de profundidad y produjo a flujo natural 2 955 BPPD de 29º API de la Formación Hollín. este descubrimiento confirmó el potencial petrolífero de la Cuenca Oriente, ya vislumbrado por la Shell con los resultados del pozo Tiputini 1, y marcó el inicio de una agresiva etapa de exploración que culminó en los años siguientes con el descubrimiento de los más grandes campos de la cuenca.

34El pozo Lago Agrio 1 produjo, hasta el 2003, alrededor de 9 millones 600 mil barriles, de los cuales el 99 % del crudo proviene de la arenisca Hollín y el resto de “Zona Napo”, como consta sin especificar a cuales reservorios engloba dicha zona en los reportes de producción de Texaco de julio de 1975, fecha en la que se realizó la última prueba en la zona “Napo” sin obtener producción alguna. Las últimas pruebas realizadas en este pozo, en el año 2003, arrojaron alrededor de 60 BPPD, lo que indica que el mismo está a punto de ser cerrado y con él, el capítulo más importante de la historia petrolera ecuatoriana, ya que está agotando su capacidad productiva en una época en que los grandes campos muestran ya un debilitamiento de su potencial productivo reflejado en sus curvas declinantes de producción.

Tabla 1– Los mayores descubrimientos del Consorcio Texaco-Gulf.

2. 2. 2. Los grandes descubrimientos.

35Una vez confirmada la Cuenca Oriente como un sistema petrolífero activo, y sobre la base de la información sísmica registrada, el Consorcio Texaco-Gulf y posteriormente el Consorcio Cepe-Texaco desarrollan una intensa campaña de perforación exploratoria entre los años 1967 y 1973, marcándose el pico histórico de reservas incorporadas en la cuenca, con alrededor de 4 000 millones de barriles que representan cerca del 50 % de las reservas descubiertas en la Cuenca Oriente hasta el 2002, reservas que se acumulan en 16 campos (tabla 1), entre los que están 3 de los cinco mayores campos en producción de la cuenca: Shushufindi, Sacha y Auca. 1969 pasó a constituir el año de mayor incorporación de reservas en toda la historia de la exploración petrolera, con 2 800 millones de barriles, que constituyen la tercera parte de todas las reservas descubiertas hasta el presente (fig. 1).

2. 3. Otras compañías exploran la cuenca

36Como veremos a continuación, a más del Consorcio Texaco-Gulf, otras compañías exploraron la cuenca en este período, realizando importantes descubrimientos, algunos de los cuales, por su lejanía o porque la información sísmica de ese tiempo les mostraba como estructuras más pequeñas de lo que realmente resultaron ser, no fueron desarrollados ya que se les consideró no viables económicamente para las condiciones del mercado de crudo a esa época. Tal es el caso de los campos Yuturi, Tivacuno, Pañacocha.

2. 3. 1. El Consorcio World ventures operador de Minas y Petróleos del ecuador S. A.

37MinasyPetróleos, compañía representada por el austriaco Howard Strouth, obtuvo en 1961 una concesión gigantesca de alrededor de 4 350 000 has por un período de 57 años, en condiciones totalmente adversas para el Estado ecuatoriano, al ser autorizado para que, por su cuenta y riesgo pueda efectuar traspasos, asociarse o vender todo o parte de su concesión.

38Este ciudadano austriaco suscribe en 1965 un contrato privado de traspaso de alrededor de 650 000 has de su concesión a Texaco Ecuadorian Petroleum y Gulf, asegurándose, durante toda la vida de los yacimientos que se descubriesen, el pago de regalías. En ese mismo año, Minas y Petróleos devuelve gran parte de la concesión, reteniendo para sí unas 650 000 has. Posteriormente, adquiere la concesión Yasuní al este de la cuenca, en donde como vimos anteriormente, la Shell desarrolló trabajos exploratorios y la perforación del pozo Tiputini Shell 1, con lo cual el área a cargo de Minas Petróleos llegó a ser de 840 000 has.

39Los trabajos sísmicos se iniciaron en noviembre de 1968, registrando hasta 1972 un total de 1 650 km, cuya interpretación le permite a Minas y Petróleos definir cuatro estructuras que resultaron productivas. En 1970, perfora el pozo Tiputini Minas -1, al sur del pozo perforado en 1948 por la Shell, en la parte más oriental de la cuenca y situado en el punto de disparo 5012 de la línea L-7, junto al río Tiputini, el que alcanzó 5 340' de profundidad y produjo 228 B PPD de 15º API provenientes del yacimiento M1, con lo que descubre el campo Tiputini. En 1970, perfora dos pozos: el Tivacuno 1 descubridor del campo de igual nombre, actualmente en producción y operado por Repsol-YPF, y el pozo Pompeya 1, seco, ubicado en el centro de la cuenca, al sur del campo Shushufindi, en la margen derecha del río Napo. En 1971, descubre el pequeño campo Primavera, situado al SE del campo Sacha, junto a la margen derecha del río Napo, y, finalmente en 1972, el pozo exploratorio Yuturi 1 encuentra crudo con lo que se descubre el campo Yuturi, ubicado en el centro-este de la cuenca, conocido actualmente como campo unificado Edén-Yuturi, operado por la Cia. Occidental, el mismo que está entre los diez mayores campos de la cuenca. Lo anterior muestra que el aporte de nuevas reservas descubiertas por esta compañía fue realmente importante.

Fig. 1 – Volúmenes anuales de reservas descubiertas en la Cuenca Oriente.

2. 3. 2. anglo ecuadorian Oilfields

40La compañía Anglo E. O., obtuvo en 1966 una gran concesión que se extendía transversalmente formando una franja latitudinal a lo ancho de la parte central de la cuenca. En 1968 inicia trabajos de campo en la zona Subandina, en las áreas de Baeza, río Topo, Tena y en la cordillera de Cutucú, quedando como resultado algunos aportes al conocimiento estratigráfico de la cuenca. Anglo efectuó además levantamientos aero-magnetométricos, aero-fotogramétricos y de radar lateral sobre toda el área del contrato.

41Entre 1967 y 1973, registró 6 730 km de líneas sísmicas, que le permiten detectar 10 estructuras que fueron probadas con perforación exploratoria: tres con resultados positivos: Oglan A-1, situado en la Depresión Pastaza del Subandino, Tiguino 1 en el centro de la cuenca y Nashiño 1 al este de la cuenca. Las otras siete estructuras resultaron secas y son de Este a Oeste: Autapi y Guallino situadas al sur del campo Oglan, en la Depresión Pastaza, Toro 1, Aguila 1, Guayusa 1, en el centro, centro sur de la cuenca, Marañacu 1, y Cancrio 1 al este de la cuenca.

2. 3. 3. Grace Oil & Minerals

42En 1968, da inicio a su actividad exploratoria. Entre 1971 y 1972, perfora los pozos Pañacocha 1 descubridor y el Tangay 1 seco, ubicados en el Centro Oriente de la cuenca. Posteriormente, Sun Oil Co. tomó a cargo las operaciones en la concesión de Grace Oil, y perforó el pozo Sn. Roque 1, que presentó sólo trazas de crudo. Finalmente, Cepco City perforó el pozo Lilian 1, seco, ubicado muy cerca al límite sur del campo VHR.

2. 3. 4. Amoco

43Esta compañía operó en una concesión en la zona suroriental de la cuenca, la más alejada de toda infraestructura a esa época y aún en la actualidad, en donde registró 1 650 km de líneas sísmicas, cuya interpretación le permitió definir dos estructuras probadas con la perforación del pozo Conambo 1, que resultó productivo, y el Bobonaza 1, seco.

3. ETAPA INTERMEDIA DE PREDOMINIO DE LA EMPRESA ESTATAL: 1972-1982

44Esta etapa, posterior a la seguidilla de grandes descubrimientos, puede ser calificada de intermedia, ya que la cuenca aún contaba con un potencial exploratorio remanente, derivado de la existencia de vastas áreas con limitada y nula cobertura exploratoria, especialmente al este, centro, centro-este y sur-suroeste de la cuenca, habiéndole correspondido a la joven empresa estatal CEPE ser la protagonista casi exclusiva de la exploración en esta etapa de la historia de la cuenca,

45Con la toma del poder por parte de la Junta Militar de Gobierno, encabezada por el Gral. Guillermo Rodríguez Lara, cambia el manejo de la política hidrocarburífera ecuatoriana, al producirse en el mes de junio de 1972 dos hechos fundamentales: la expedición de la Ley de Hidrocarburos y, la creación de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE).

46En la Ley de Hidrocarburos, se establecen dos nuevas modalidades contractuales: 1) de Prestación de Servicios, de Exploración y Explotación de Yacimientos Hidrocarburíferos y Explotación de Petróleo; 2) de Asociación para Exploración de Yacimientos Hidrocarburíferos y Explotación de Petróleo. Son dos hechos históricos fundamentales, que respondían a la reacción de los Estados ante el gigantesco poder de las grandes empresas petroleras internacionales, tendiente a ejercer una soberanía efectiva mediante la capacidad de desarrollar tareas empresariales en las diferentes fases de una industria de altísima rentabilidad, y al mismo tiempo establecer marcos jurídicos que aseguren un mayor equilibrio jurídico y económico entre dichas empresas y el estado.

3. 1. Compañías extranjeras en tareas de exploración

47Junto a la Estatal Petrolera, tres compañías exploran varias áreas de la cuenca, pero solo una de ellas, Cayman, obtiene resultados positivos que dieron lugar a que dicho bloque sea actualmente de los más productivos entre los operados por las empresas extranjeras.

3. 1. 1. Cayman

48En octubre de 1973, se cambia de la modalidad de concesión, con la que venía operando, a un contrato de asociación. Cayman continua como operadora de un consorcio en el que además participan City Investing y Southern Union Production Co. En el área asignada, situada en el NNE de la cuenca, registró un total de 600 km de líneas sísmicas, con las que detectó 6 estructuras que fueron probadas entre 1972 y 1973 con los pozos Fanny 1, Tarapoa 1, Mariann 1, Joan 1 y Vinita 1, con resultados positivos, mientras que el pozo Margaret 1 fue seco. En mayo de 1976, Cayman es autorizada a retirarse del consorcio, y en junio de ese mismo año, las dos compañías que continúan en el consorcio designan a la Cia. SUPCO como nueva operadora. Finalmente, en mayo de 1977, Southern Union se retira del consorcio.

3. 1. 2. OKC

49A partir de noviembre de 1973, la corporación petrolera OKC, mediante un contrato de asociación, obtiene un área de 291,150 has en el NNO de la cuenca, al E y SE del campo Bermejo, en donde efectuó 280 km de líneas sísmicas, cuya interpretación le permitió perforar los pozos Caja 1, Ochenta 1, Camino 1 y Pusino 1 sin éxito. En mayo de 1976, devuelve parte de su concesión y se queda con un área de 99 396 has.

3. 1. 3. Yacimientos petrolíferos fiscales de Argentina (YPF)

50En enero de 1975, suscribe un contrato de asociación para exploración en la Amazonía, en un área ubicada en el centro sur de la cuenca amazónica, al SSE del campo Tiguino, en donde registra 770 km de sísmica 2D, en base a cuya interpretación en 1977 perfora con éxito el pozo Curaray X-1 y los pozos Entre Ríos X-1 y Balata X-1 que resultaron secos.

3. 2. La exploración desarrollada por CEPE

51El 22 de junio de 1972, es creada la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana CEPE, la misma que entra a participar en la producción de crudo, al comprar el total de las acciones de Gulf en el Consorcio Texaco-Gulf, equivalentes al 62,5 %. Inicialmente, en julio de 1974, adquiere el 25 % y en enero de 1976 adquiere el restante 37,5 %, con lo que Gulf quedó fuera del consorcio CEPE-Texaco, constituido por CEPE como socio mayoritario, continuando Texaco como la empresa operadora.

52CEPE juega en esta etapa exploratoria un rol predominante, y su accionar abarca casi toda la cuenca con geología de campo a lo largo de todo el Subandino, 54 000 km2 de radar que cubre toda la zona Subandina, sísmica 2D y perforación exploratoria.

53En mayo de 1975, CEPE inicia la perforación de su primer pozo llamado 18B-1, para probar la estructura compartida con CEPCO, llamada actualmente Fanny 18B, obteniendo resultados positivos.

54En enero de 1976, la empresa estatal inicia trabajos de prospección sísmica.

55En 1978, centra su actividad exploratoria en el centro de la cuenca, al este del campo Auca, en donde perfora el pozo Shiripuno 1, que pasa a constituirse en su primer pozo exploratorio, con el que descubre el campo del mismo nombre con una modesta acumulación de crudo (alrededor de 2,5 mmbls). En 1978, algo más al sur, descubre un nuevo campo al obtener resultados positivos en las pruebas del pozo Shiripuno Centro 1.

56En 1980, entra en ejecución la fase de perforación del Proyecto Pungarayacu, nombre tomado de un río de la zona, cuya traducción del Quechua es Pungara (brea) y yacu (río). El Proyecto fue creado con el fin de definir el potencial de esta gigante acumulación de crudo extrapesado (la mayor de la cuenca), ubicada en el Subandino entre la cordillera de Guacamayos al norte y Puerto Napo al sur, que constituye una zona de manaderos y amplios afloramientos de las areniscas de la Formación Hollín en su mayor parte saturada de brea, la misma que era conocida ancestralmente por los indígenas de la zona. El Proyecto define dos acciones básicas: el mapeo geológico con levantamiento de columnas a lo largo de los ríos y quebradas y, la perforación de 26 pozos de cateo con muestreo continuo de núcleos, siendo su profundidad entre 377 y 1 239’. Como resultado, se cuantifica el volumen de petróleo en sitio en alrededor de 7 milmillonesde barriles, cifra que fue reajustada conposterioridaden unestudioconjunto entre Arco Oriente y Petroecuador a un valor aproximado de 4 mil millones.

57Enestemismoaño, CEPE logra el mayor éxito de su historia con el descubrimiento del campo Libertador, el tercero entre los mayores campos en producción, solosuperado por los gigantes Sacha y Shushufindi, al obtener resultados positivos del pozo Secoya 1. Sin embargo, solo tiempo después se supo que dicho pozo descubrió no el campo Secoya sino el gran campo Libertador, ya que inicialmente, se consideraba que las estructuras productivas Secoya, Shushuqui, Shuara y Pacayacu constituían campos independientes, pero en 1983, con la perforación del pozo Guarumo 1, rebautizado posteriormente como Pichincha 1, se integró a las mismas en un gran campo, cuyo nombre es un homenaje al Libertador Simón Bolívar.

58Se debe destacar el hecho de la puesta en producción de los campos de CEPE, como un hecho de trascendencia histórica, ya que por primera vez, un equipo de directivos, apoyados por técnicos y obreros nacionales, pudo extraer crudo del subsuelo de campos descubiertos por esfuerzo propio como fue el caso de los campos Libertador, VHR, Frontera, Paraíso, y campos descubiertos por compañías extranjeras pero devueltos al Estado como son los casos entre otros de Cuyabeno, Bermejo, Charapa, Tiguino, inaugurando toda una época de la industria petrolera nacional.

4. ETAPA EN LA QUE LA CUENCA ALCANZA UN ALTO GRADO DE MADUREZ EXPLORATORIA

59En esta etapa, la Cuenca Oriente es intensamente explorada en casi toda su extensión, quedando aún en una etapa de relativa inmadurez exploratoria las áreas sur, sureste y suroeste de la cuenca. CEPE, posteriormente Petroproducción (Filial de Petroecuador), desarrolla una amplia actividad de registro sísmico y perforación exploratoria, al igual que las compañías privadas que ingresan nuevamente con fuerza en la tarea de exploración a través de contratos de Prestación de Servicios de Exploración y Producción.

4. 1. CEPE continua su actividad exploratoria

60En 1982, CEPE orienta su esfuerzo exploratorio al suroriente de la cuenca, a una zona adyacente a la frontera con el Perú, totalmente alejada de la infraestructura petrolera. Allí desarrolló una campaña sísmica, sobre la base de cuya interpretación define cuatro estructuras: Amazonas, perforada en ese mismo año, Marañón, Huito, Balsaura perforadas al año siguiente y Shionayacu en 1984. Todas fueron probadas con pozos perforados a través de una torre helitransportable, única forma de acceder a esta zona, que como se indicó es muy distante y cubierta completamente por selva virgen. El total de petróleo en sitio descubierto fue de alrededor de 300 millones de barriles y las reservas del orden de los 40 millones de barriles.

61En 1984, CEPE se plantea el reto de desarrollar exploración de alto riesgo en el “play” potencial más profundo de la cuenca, constituido por las capas situadas bajo los sedimentos cretácicos, generalmente agrupadas bajo el nombre de Precretácico, basado en dos premisas: la una que la Formación Santiago constituye una potencial roca madre que pudo haber generado crudo, y la segunda, que existe un gran anticlinal situado bajo el campo Sacha con potencial de trampa. El riesgo geológico estaba en la existencia o no de rocas reservorio, y en la presencia de una roca madre activa. Para probar el anticlinal antes mencionado, se perforó el pozo Sacha Profundo 1, que llegó hasta sedimentos de la Formación Pumbuiza del Paleozoico, constituyéndose en el pozo más profundo perforado en la cuenca, y en el primero y único esfuerzo serio orientado a investigar los estratos paleozoicos y jurásicos, que actualmente constituyen el basamento económico de la cuenca. No se encontró ninguna roca reservorio y el pozo fue seco en los niveles precretácicos.

62En los años siguientes, CEPE vuelve a explorar los niveles cretácicos tradicionales en áreas con infraestructura desarrollada. En 1987, descubre los campos Paraíso con 55 millones de barriles de reservas y Frontera con 32 millones. En 1988, realiza su último descubrimiento como CEPE al encontrar crudo en el campo Cantagallo con 34 millones de barriles de reservas, rebautizado luego como VHR en homenaje póstumo a Víctor Hugo Ruales, ejecutivo de la compañía quién fue uno de los artífices de la puesta en producción de los primeros campos de la estatal petrolera.

4. 2. Nace Petroecuador y toma la posta de CEPE

63En septiembre de 1989 se crea Petroecuador en reemplazo de CEPE con tres filiales permanentes, correspondiendo a la filial Petroproducción las tareas de exploración y producción. Además, se constituye la filial temporal Petroamazonas para que sea la operadora del consorcio Cepe-Texaco en representación del Estado Ecuatoriano. El 7 de junio de 1993, mediante decreto 851, se dispone la fusión de Petroamazonas a Petroproducción, arrancando dicho proceso en octubre del mismo año.

64En 1990, Petroecuador inicia tareas de perforación exploratoria, como resultado de lo cual, descubre el campo Chanange, catalogado dentro de los marginales con un pequeño monto de reservas de alrededor de 2,5 millones de barriles. Por su parte, Petroamazonas descubre en 1991 los campos Pindo y Palanda.

65En 1992 Petroecuador descubre el campo ishpingo, el tercero y último gigante descubierto hasta la fecha en la cuenca, completando al año siguiente la exploración del Levantamiento Yasuní con el descubrimiento del campo Tambococha, los que junto al campo Tiputini, descubierto por Tiputini Minas en 1972, acumulan un monto de reservas que bordea los mil millones de barriles de crudo pesado de 12 a 16,5º API.

66Con este último descubrimiento, la empresa estatal se confirma como la empresa de mayor éxito exploratorio luego del consorcio Texaco-Gulf, con CEPE como descubridora del campo Libertador, el cuarto de la cuenca en 1980 y, Petroecuador con el campo Ishpingo en el 92. Estos dos hechos destacan el rol exploratorio protagónico de la vapuleada empresa estatal, cuyo record de descubrimientos reivindica totalmente la necesidad de su continuidad a través de una reforma estructural que le dé categoría empresarial.

67Entre los años de 1992 y 1995, descubre 7 campos de pequeñas dimensiones: Auca Este en 1992, Conga en 1993, Biguno, Peña Blanca y Conga Sur en 1994, Huachito yArmadillo en 1995. El pozo Paujil 1, perforado luego del pozo Tambococha, resultó seco.

68En 1997, Petroecuador descubre el campo Huamayacu con la perforación del pozo Huamayacu 1, el último pozo exploratorio perforado por Petroecuador a través de su filial Petroproducción. este campo, en noviembre de 1999, fue redenominado como campo MDC por el Directorio de Petroproducción, en homenaje póstumo a Mauro Dávalos Cordero, ex ejecutivo de CEPE, otro de los ejecutivos artífices de la incorporación a la producción de los primeros campos de la Corporación, y profesional destacado en la defensa de la empresa estatal.

69Desde esa fecha, hasta inicios de 2004, Petroecuador a través de su filial Petroproducción no ha perforado ningún pozo exploratorio adicional. Aparte de la escasa disponibilidad de torres de perforación, no ha contado con prospectos de dimensiones importantes y, los prospectos remanentes inventariados son de alto riesgo por sus pequeñas dimensiones, ya que pueden desaparecer fácilmente si hay problemas con las velocidades utilizadas, además por sus pequeñas dimensiones tienen el riesgo de que una vez puestos en producción, en caso de ser petrolíferos, pueden inundarse fácilmente, debido a que la columna de crudo es pequeña y el empuje de fondo del agua de formación es muy fuerte, como muestran experiencias anteriores.

4. 3. Los contratos para exploración y explotación de hidrocarburos

70En agosto de 1982, se abre nuevamente la posibilidad de que compañías extranjeras entren a compartir con CEPE la actividad exploratoria en la Cuenca Oriente, al legislarse una nueva modalidad contractual a la que se le llama de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos, expedido por el Congreso Nacional mediante una ley reformatoria a la Ley de Hidrocarburos. Este contrato, que en su aplicación ha sido severamente cuestionado, consistía en que la compañía contratada prestaba sus servicios durante las etapas de exploración y explotación, y recibía a cambio el reembolso de costos y gastos más una tasa de servicio. En la práctica, debido a que se declaró la comercialidad para campos marginales y se privilegió los pagos a la compañía, el Estado que quedaba al final del reparto recibió montos mucho menores que los inicialmente concertados.

71En noviembre de 1993, se promulga la ley n° 44, que introduce el Contrato de Participación para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Ley de Hidrocarburos, según el cual, el estado recibe un porcentaje fijo de participación de la producción de crudo, que generalmente varía en función de los volúmenes diarios producidos. Con esta nueva modalidad contractual, se buscaba evitar la experiencia del modelo anterior.

4. 4. Las rondas petroleras y la adjudicación de bloques a las empresas privadas

72Entre 1983 y 1995, se efectuaron ocho Rondas de Licitación Internacional para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Cuenca Oriente. Se convocó la Primera en junio de 1983 y la Segunda en febrero de 1985. En los meses de mayo y agosto de 1986, se convocaron la Tercera y Cuarta rondas, esta última dedicada exclusivamente a empresas estatales. En junio de 1987, se convocó la Quinta ronda Petrolera, la Sexta en enero de 1990, la Séptima en enero de 1994, y finalmente la Octava ronda en junio de 1995. En el presente año, se convocó la Novena Ronda.

73El Bloque 15 es adjudicado en enero de 1985 a la compañía Occidental, bajo la modalidad de Prestación de Servicios, cambiándose en mayo de 1999 a un contrato de participación. En 1985, esta compañía, sobre la base de la interpretación de la sísmica registrada, inicia los trabajos de perforación exploratoria con el pozo Palmeras 1, que resultó seco. Al año siguiente, perfora el Pozo Indillana-Itaya 1, con el que descubre el llamado Complejo Indillana. En 1996, perfora el pozo Edén 1, aprobado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos como pozo exploratorio en el flanco noroeste del campo Yuturi, ya descubierto por Minas y Petróleos en 1972 y que es un campo compartido con Petroecuador. En el año 2000, reinicia la perforación exploratoria, descubriendo el complejo Yanaquincha.

74En abril del 85, se adjudica el Bloque 8 al consorcio Esso-Hispanoil, el que fue abandonado en febrero de 1993, al no haberse descubierto acumulaciones comerciales de crudo.

75El Bloque 7 es adjudicado en diciembre de 1985 a British Petroleum (BP), que en 1986descubre el campo Payamino, que posteriormente pasó a integrar el campo unificado Coca-Payamino, compartido con CEPE. En 1987, descubre el pequeño campo Jaguar y en 1988 el campo Oso. British Petroleum, en setiembre de 1990, transfiere la totalidad de sus derechos a Oryx Ecuador Energy, la que descubre dos pequeños campos: Mono en 1988 y Lobo en 1989. En marzo del 2000, Oryx firma un contrato de participación en reemplazo del original, que era de prestación de servicios. Posteriormente, esta compañía transfirió sus acciones a Kerr MacGee, la que a su vez cedió sus acciones a la compañía Perenco Ecuador Ltd., que es la operadora actual.

76El Bloque 16 se adjudica en enero de 1986 al consorcio Conoco-Nomeco-Diamod-Opic. Conoco, como operadora, descubrió los campos Amo en 1987, Daimi y Ginta en 1988 e Iro en 1989. Posteriormente, Conoco transfirió la totalidad de sus derechos y obligaciones a favor de Maxus. En el segundo semestre de 1996, se negoció el cambio del contrato de prestación de servicios por otro de participación. Con posterioridad, Maxus vendió su participación a YPF, la que descubrió los campos Dabo y Wati en 1999. Posteriormente, YPF fue adquirida por Repsol, pasando a formar la empresa Repsol-YPF, actualmente a cargo de la operación del Bloque.

77El Bloque 14 se adjudica en abril de 1987 al consorcio Elf Aquitaine-Braspetro-YPF. Posteriormente, el bloque fue cedido a Elf. Este contrato se cambió a contrato de participación en mayo de 1999. Elf Aquitaine, en 1989, descubre los campos Sunka-Wanke-Kupi y Yampuna, y en 1995 el campo Nantú.

78El Bloque 17 es entregado a Elf-Braspetro-Britoil, en el año de 1987. Al igual que en el caso anterior, el bloque fue cedido con posterioridad a Elf, la que en 1991 descubrió el campo Awant y en 1996 el campo Hormiguero.

79Elf cedió los dos bloques anteriores, 14 y 17, a la compañía Vintage, la que en mayo del 2000 firma un contrato de participación en vez del original de Prestación de Servicios. Esta compañía descubrió el campo Tapir en 1998. Vintage, en el 2003, cedió sus acciones en el Bloque 14 al consorcio EncanEcuador-YPF-Repsol, y en el Bloque 17, al consorcio Encan Ecuador – OPIC.

80El Bloque 12 se adjudicó en mayo de 1987 al consorcio Tenneco-Diamond-Yukong-CSX-Maerck, el que fue revertido al Estado al no haberse descubierto acumulaciones comerciales de crudo.

81El Bloque 9 fue adjudicado en junio de 1987 a Petrocanadá, la misma que en noviembre de ese mismo año, transfiere el 35% de su participación a las estatales ENAP de Chile y el 15% a ANCAP de Uruguay, abandonando finalmente el país en abril de 1993 por la no-comercialidad de sus descubrimientos.

82El Bloque 13 es adjudicado mediante contrato de prestación de servicios, en abril de 1988, al consorcio Unocal Ecuador-Union Pacific International Petroleum –Nedlloyd Energy B. V. En diciembre de 1989, Unocal y Union Pacific transfieren parte de su participación a Kyung Inn Energy Co. Limited. En febrero de 1993, Unocal y sus socias abandonan el país al no haber descubierto acumulaciones comerciales de crudo en el bloque a su cargo.

83En marzo de 1993, Arco Oriente, operadora de un consorcio integrado adicionalmente por AGIP y Denison, firma contrato de prestación de servicios para exploración y explotación de crudo en el Bloque 10. Inicialmente, el bloque fue operado por Arco, la que descubre los campos Moretococha y Villano, este último, como se dijo anteriormente, estuvo a punto de ser descubierto por la Shell en los años 40. Arco se retiró del consorcio y la operación pasó a cargo de AGIP, que es la actual operadora del único Bloque que se administra con un contrato de prestación de servicios.

84En 1995, se adjudica un número record de bloques mediante la firma de contratos de participación: en enero, con el consorcio Santa Fe Energy-Nippon Oil-Pedco-Korea Petroleum-Yukong, para la exploración y producción del Bloque 11, el que fue transferido luego a Lumbaqui Oil, que en 2001, descubrió un campo muy pequeño llamado Diamante. Actualmente, la empresa china CNPC Internacional (Amazon) Ltd. está a cargo de la operación del bloque.

85En febrero de 1995, se firma contrato con la empresa Triton Energy Co., para explorar el Bloque 19, que fue abandonado, por no haber encontrado acumulaciones comerciales de crudo. En marzo del mismo año, se firman tres contratos: con Tripetrol para el Bloque 28, estando actualmente suspendidas las operaciones; con el consorcio Oryx-Santa Fe Minerals-Clapsa-Sipetrol, para el Bloque 21, en donde actualmente Perenco ha puesto en producción el campo Yuralpa; con el consorcio City-Ramrod para el Bloque 27, en el cual, en 1998, se descubre el pequeño campo Tipishca. Adicionalmente se encontró el campo Huaico. Actualmente, este Bloque es operado por City Oriente.

86En diciembre de 1995, se firma el contrato de participación para exploración y explotación del Bloque 18 con Amoco. Cayman pasa a operar este bloque en enero de 1988, descubriendo en dicho año el pequeño campo Pata y en 1999 el campo unificado Palo Azul. Este bloque está siendo operado actualmente por Petrobrás.

87En julio de 1996, se adjudican el Bloque 23 a CGS y el Bloque 31 a Perez Companc. En el Bloque 23, las operaciones están suspendidas por fuerza mayor ante la oposición radical delas comunidades indígenas a cualquier forma de actividad petrolera, mientras que en el Bloque 31, Pérez Companc, en el año 2000, descubrió los campos de crudos pesados Apaika y Obe. Actualmente, Petrobrás es la dueña del bloque luego de que esta empresa adquirió la mayoría de las acciones de Perez Companc.

88En abril de 1998, Arco suscribe un contrato de participación para el Bloque 24, el mismo que luego fue adquirido por Burlington. En este bloque, igualmente las operaciones están suspendidas por la oposición a los trabajos exploratorios por parte de las comunidades del lugar.

5. POTENCIAL EXPLORATORIO REMANENTE

89La Cuenca Oriente ha sido explorada ya por algo más de ochenta años, y ha entrado en su etapa de madurez, caracterizada por contar con cobertura sísmica regional en casi toda su geografía, con una importante densidad de perforación exploratoria, lo que sumado a los datos geológicos obtenidos de los estudios de afloramientos, ha permitido acumular al presente, un importante conocimiento de su estructuración tectónica, de su arquitectura estratigráfica y de su sistema petrolero.

90Tras una etapa de exploración infructuosa, desarrollada por la Shell en los años 40, a partir de 1967, se producen en seguidilla los mayores descubrimientos, declinando luego los volúmenes de reservas descubiertas, para esporádicamente producirse fuertes jalones positivos, marcados principalmente por el descubrimiento de los campos Libertador y Pungarayacu en 1980, e Ishpingo en 1992 (Fig 2). Históricamente, se ha mantenido un margen importante entre producción acumulada y reservas totales descubiertas como se muestra en la figura 2.

91Sin embargo, la marcada desaceleración en la incorporación de nuevas reservas, producida en los últimos años, permite prever que en adelante irá reduciéndose el volumen de reservas por desarrollar. Al mismo tiempo, se extraerán cada vez más aceleradamente las reservas de crudos medianos y livianos, aprovechando la gran capacidad de transporte disponible, y la posibilidad de una explotación intensiva, con lo que se irá incrementando el peso de las reservas de crudos pesados y extrapesados, que actualmente son de alrededor del 50 % del total de reservas remanentes. El desarrollo de estas últimas reservas requiere de tecnologías más complejas, y de un manejo ambiental muy limpio, al encontrarse la mayoría de las mismas en zonas altamente sensibles, todo lo que volverá más costosa su extracción y transporte, por lo que el país debe preparar una estrategia de mediano y largo plazo, para enfrentar el desarrollo de esas reservas remanentes.

92La evolución de la gravedad API de los nuevos crudos a descubrirse muestra una tendencia al dominio de los crudos pesados, lo que se compagina con las áreas de menor exploración relativa que son las zonas más orientales y meridionales, vecinas a la frontera con Perú, tanto al este como al sur, en donde se acumulan fundamentalmente crudos pesados.

Fig. 2 – Evolución histórica de las reservas descubiertas vs. producción acumulada de crudo.

5. 1. Algunas ideas sobre el potencial remanente en prospectos tradicionales

93La Cuenca Oriente, históricamente, presenta altos índices de éxito exploratorio, sin embargo, en los últimos años han ido reduciéndose y por tanto, se ha incrementado el riesgo, lo que obedece entre otras razones a que la exploración se orienta a prospectos cada vez más pequeños, cuyo bajo relieve estructural les vuelve altamente riesgosos, ya que una mínima variación en el cálculo de las velocidades puede hacer que los altos desaparezcan, o una vez descubiertos se inunden rápidamente de agua si se tiene un empuje activo de fondo.

94Lo anterior se confirma con la evolución del porcentaje de éxito exploratorio. Entre 1967 y 1976, que es la etapa de los grandes descubrimientos, anterior al protagonismo de la empresa estatal (que si bien históricamente se considera hasta 1973, estadísticamente se la extiende hasta 1976, por cuanto recién en 1977 CEPE perfora su primer pozo exploratorio), se perforaron 47 pozos exploratorios, de los cuales, 30 fueron productivos, lo que representa un 64 % de éxito. Entre 1977 y 1984, en la etapa a la que hemos denominado de predominio estatal (históricamente considerada hasta 1982 por la apertura al capital extranjero, pero estadísticamente hasta 1985 ya que en 1986 Occidental perfora su primer pozo), se perforaron 24 pozos exploratorios, con un porcentaje de éxito del 67 %, por cuanto 16 fueron productivos. Finalmente en la etapa de apertura que va hasta la actualidad, son 96 los pozos perforados, 51 de ellos con producción comercial de crudo, lo que da un porcentaje de éxito del 53 %.

95La evolución en la dificultad exploratoria se hace más evidente si reducimos el análisis a los últimos años, por ejemplo, durante el último decenio (1993 – 2002), se han perforado 58 pozos exploratorios, de los cuales 24 han sido productivos, cayendo el porcentaje de éxito exploratorio al 41 %, mientras que en el último quinquenio (1998–2002), de 35 pozos perforados solo 10 han resultados positivos, con lo que el porcentaje de éxito exploratorio ha disminuido al 29 %.

96Asimismo, conforme se incrementa la cobertura exploratoria de la cuenca, la probabilidad de encontrar campos gigantes es mínima, ya que tanto por su gran longitud, de alrededor de 30-40 kilómetros, no puede ser ignorado con la malla actual, a menos que hayan casos como el del campo Libertador, en que varios campos aparentemente independientes se integren luego duranteel desarrollo enuno solo, que parece estambién el caso de Ishpingo, Tambococha y Tiputini, o de un campo de menores dimensiones como Culebra-Yulebra-Anaconda, cuanto también porque los gigantes constituyen una absoluta minoría frente al total de campos descubiertos: el 3 % (Shushufindi, Sacha e Ishpingo).

97Los campos de un rango menor (entre 250 y 500 mm de bls) tienen igualmente grandes dimensiones longitudinales (alrededor de 20 km), lo que sigue siendo relativamente fácil de ser detectado con una malla regional, y en el ámbito de cuenca representan en número apenas el 4,9 % del total de campos descubiertos. Los que siguen en orden de magnitud (125-250 mmbls) tienen longitudes de alrededor de 10-12 km y representan el 6,8 % del número total de campos de la cuenca. Los campos con reservas entre 50 y 125 millones sí son importantes ya que en número son los segundos (alrededor del 20 %).

98Los campos que restan por ser descubiertos tendrán en su absoluta mayoría reservas de menos de 25 millones de barriles, ya que la población de este rango representa el 52 % del total de campos descubiertos hasta la fecha en la cuenca, seguido por los campos con reservas entre 50 y 125 millones con el 20,4 % y los entre 25 y 50 millones de barriles con el 13 %. Esta tendencia se confirma con las estadísticas de los últimos 10 y 5 años que muestran que los campos descubiertos de menos de 25 millones representan por número el 67 y el 50 % respectivamente, seguidos de los campos con reservas entre 50 y 125 con 16,7 y 20 % respectivamente, mientras que en el último quinquenio, se ha descubierto apenas un campo con reservas entre 125 y 250 millones de bls. y no ha sido descubierto ningún campo con reservas de más de 250 millones de barriles.

5. 2. Los prospectos no tradicionales

99Las trampas estratigráficas tienen un potencial por serdefinido. Se ha confirmado que aparte de las trampas estructurales existen trampas mixtas, es decir estructurales con un importante componente estratigráfico que controla la acumulación dentro de la estructura, sin embargo se conoce de un solo caso de trampa netamente estratigráfica en lo que constituye el campo Fanny.

100Probabilidades de entrampamiento estratigráfico existen en el centro y centro-oeste de la cuenca, en donde las facies arenosas de T y U son reemplazadas por facies marinas, que provocan el deterioro de las propiedades petrofísicas en dirección oeste. Igualmente en el centro-centro-oeste de la cuenca, los cuerpos arenosos se tornan más discontinuos. Para el reservorio M1, una potencial zona de entrampamiento estratigráfico podría ser la franja longitudinal en el límite occidental del Play Capirón-Tiputini, marcado por la desaparición lateral de dicha arenisca. Posibilidades adicionales podrían darse en los onlaps de Hollín superior contra el basamento económico hacia el este de la cuenca siempre y cuando existan buenas condiciones de roca sello y una estructuración adecuada.

101Las calizas tienen un potencial menor, ya que la porosidad es mayoritariamente secundaria por fracturas, por lo que su exploración es difícil, al tener que definir zonas propicias para la creación de ese tipo de porosidad, requiriéndose de modelos estructurales para predecir las zonas más aptas (es decir zonas en las que existan fracturas abiertas).

102El Preaptense, popularmente conocido como Precretácico, es un nuevo “Play” potencial de alto riesgo, ya que hasta ahora no existe una valoración definitiva de las arcillas y calizas Santiago como roca madre y de la existencia de niveles con potencial de reservorio, ya que la exploración llevada a cabo hasta la fecha muestra que los niveles reservorio están altamente afectados por mineralización que tapona poros y fracturas.

5. 3. Métodos que deberán emplearse en la exploración

103La necesidad de investigar los prospectos con entrampamiento estratigráfico obliga a que se piense en una sísmica 3D regional, en estudios regionales de estratigrafía secuencial, utilizando la información de pozos y su extrapolación a las secciones con inversión de la sísmica 3D, lo que permitirá una definición cualitativamente superior de la evolución estratigráfica y sedimentaria en el tiempo, y en el espacio de los principales reservorios, como un medio de disminuir el riesgo de la exploración de trampas estratigráficas, y hacer más confiable la prognosis del desarrollo de los reservorios arenosos.

104Otro vacío a ser llenado, son los estudios hidrodinámicos regionales, y modelos de evolución del sistema petrolero Oriente, en el tiempo que lleven a mejorar el conocimiento sobre las avenidas de migración secundaria del crudo.

Bibliographie

Bibliografía utilizada

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Table des illustrations

Légende Tabla 1– Los mayores descubrimientos del Consorcio Texaco-Gulf.
URL http://books.openedition.org/ifea/docannexe/image/3019/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 132k
Légende Fig. 1 – Volúmenes anuales de reservas descubiertas en la Cuenca Oriente.
URL http://books.openedition.org/ifea/docannexe/image/3019/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 208k
Légende Fig. 2 – Evolución histórica de las reservas descubiertas vs. producción acumulada de crudo.
URL http://books.openedition.org/ifea/docannexe/image/3019/img-3.jpg
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Auteur

PETROPRODUCCIÓN, Casilla Postal 17-10-7019, Quito-Ecuador (mrivadeneira@petroecuador.com.ec)

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