Después del presal, ¿el subsal del postsal?

En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el área donde están las nuevas reservas de petróleo
Desde el descubrimiento de las gigantescas reservas de hidrocarburos del llamado presal brasileño hace dos años, la palabra dejó de ser desconocida para transformarse en parte del vocabulario básico en periódicos, revistas y sitios de Internet de todo el mundo. Sin embargo, no todos conocen la existencia de otra palabra en el universo petrolero, casi desconocida en Brasil: el subsal
El presal es la capa geológica formada antes de una extensa capa de sal, que puede sobrepasar los dos mil metros de espesor. Esta sería llamada capa madre de sal, o sea la faja original de acumulación de sal en el océano. Y la capa formada geológicamente después de la de sal se denomina postsal. Eso significa que la arena, la materia orgánica y otros detritos se acumularon en un período posterior a la capa original de sal.
El subsal
Esta forma de clasificación (presal versus postsal) considera la edad de formación de las diferentes rocas donde hay potencial para la generación y acumulación de hidrocarburos. El término subsal es ya otra manera de observar las camadas del océano, que sólo considera su ubicación en relación con una capa de sal, ya sea la capa madre o cualquier faja de sal. En este caso podemos hablar del subsal (debajo de la sal) o del sobresal (encima de la sal), independientemente del período geológico en el cual se formó tal camada.
En general, la mayor parte de las áreas del subsal son presal, o sea que se formaron en un período anterior al de la capa de sal. Pero, debido a movimientos tectónicos, la sal puede escurrirse de la capa madre por alguna fractura geológica, formando una segunda capa o faja de sal. Así se crea una nueva cavidad y dentro de esta área puede haber generación de petróleo –explica el geólogo Ivan Simões, integrante del Comité de Exploración y Producción del Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).
Ese sería el petróleo en el subsal, pero en el área del postsal. O sea, está debajo de una capa de sal, pero en un área que geológicamente se formó después de la capa de sal.
Para explicar cómo es posible la formación de una segunda capa de sal, Simões hace una analogía entre la sal y la pasta de moldear (plastilina). La sal tiene la capacidad de deformarse bajo presión y escurrirse por las fisuras. La sal que se escurre, formando la segunda capa de sal, puede mantenerse ligada a la capa madre o desligarse completamente, dice el geólogo.
En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el área donde están las nuevas reservas de petróleo. Sobre la existencia de petróleo en el subsal en la capa del postsal, el geólogo dice que hay señales de reservas en esta área, pero todavía no están confirmadas ni exploradas.
Para Ivan Simões, la Cuenca de Santos es la que tiene más probabilidades de contener petróleo en el subsal del postsal. Según dice, como el espesor de la capa madre de sal en esta región es mayor –más de 2000 metros– resulta también mayor la probabilidad de movimientos geológicos.
Subsal en el postsal del golfo de México
Simões destaca que existe amplia exploración de petróleo en el subsal del postsal en la región del golfo de México, de Estados Unidos. Más aún, se cree que también contenga reservas de crudo en esa área en el oeste de África.
Las empresas activas en el golfo de México explotan desde hace muchos años petróleo en el subsal del postsal, o sea, en el área que se formó después de la capa madre de sal. “Ya he visto estudios sísmicos que indican la existencia de petróleo en el subsal y el postsal de Brasil”, afirma. Recalca, sin embargo, no haber sido informado de cuáles serían esas áreas.
Tecnologías semejantes de exploración
Pese a la diferente ubicación del presal, Simões explica que no hay diferencias entre la tecnología usada para explorar en busca de petróleo en el subsal del postsal o en el presal.
“La dificultad tecnológica de exploración resulta semejante, pero no es posible predecir si el costo va a ser más alto o más bajo”, agrega Ivan Simões.
No obstante, para Rafael Schechtman, profesor de la Universidad de Río de Janeiro y miembro del Centro Brasileiro de Infraestrutura, el costo tiende a ser más bajo ya que las capas secundarias de sal son generalmente más delgadas que la capa madre. Otros factores siguen influyendo en el costo, por ejemplo, la distancia de la costa.
Si consideramos que otras condiciones se mantienen igual, las capas secundarias de sal generalmente tienen un espesor menor y eso tiende a significar un costo menor de exploración. Es necesario ver otros factores como la distancia de la costa y la profundidad de las reservas. Cuanto más lejos, más cara será la exploración debido a los costos mayores de transporte, explica Schechtman.
El presal duplica las reservas de Brasil
Según Petrobras, las pruebas preliminares realizadas en cuatro áreas del presal (tres en la Cuenca de Santos y una en la de Campos) indican volúmenes recuperables de 10.600 a 16.000 millones de barriles equivalentes (crudo y gas). En caso de que este volumen sea confirmado, tras la evaluación de los descubrimientos, las reservas brasileñas de hidrocarburos se duplicarían. Actualmente esas reservas alcanzan la cifra de 14.000 millones de barriles de petróleo equivalente.
El campo de Tupi, ya en producción, tiene el mayor volumen de reservas recuperables, de 5000 a 8000 millones de barriles, seguido por el campo Iara, también en la Cuenca de Santos (entre 3000 y 4000 millones de barriles), Guará con 1100 a 2000 millones de barriles, y Parque das Baleias (en la Cuenca de Campos, frente a las costas de Espirito Santo) con 1500 a 2000 millones de barriles.
Fuente: Petróleo Internacional