Perspectivas económicas en la exploración y producción de
Hidrocarburos en España
EVALUACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS
PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS
CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN
ESPAÑA
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Í N D I C E
1.- INTRODUCCIÓN.……… 1 2.- DEFINICION DE CONCEPTOS Y TERMINOLOGÍA.……….……….. 2 3.- METODOLOGÍA……….………. 3
3.1. Individualización en Dominios Prospectivos 3.2. Cálculo de volumen Recursos Prospectivos
4.- RESULTADOS ……….. 10 4.1. Evaluación de recursos prospectivos de hidrocarburos no convencionales 4.2. Evaluación de recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales 5.- CONCLUSIONES ………. 15 6.- REFERENCIAS ………. 17
2 1. INTRODUCCIÓN
Recientemente, los medios de comunicación han transmitido valoraciones de los posibles efectos que una depreciación del Euro podría provocar en la Economía Española. De un lado parece deducirse un incremento de la competitividad comercial, pero de otro se avisa de su importante incidencia en las importaciones, especialmente de hidrocarburos, recurso tan imprescindible como deficitario en España.
En todo caso, con o sin depreciación del Euro, se evidencia la necesidad de un incremento de la producción de hidrocarburos en España que permita una menor dependencia del exterior de unas necesidades fuentes energéticas, en concreto de Petróleo y Gas, hoy día, ineludibles.
Para paliar esta situación, se hace evidente la necesidad de que, tanto la Administración Central como las Autonómicas, contribuyan catalizar, siempre mediante la estricta aplicación del actual marco legal y medioambiental, los esfuerzos de las compañías de E&P para la exploración de este tipo de recursos energéticos.
Tradicionalmente ha sido habitual recoger la opinión fatalista, basada en el prejuicio, de que “en España no hay petróleo”. Esta opinión no es compartida, o al menos no parece confirmada, por las compañías que exploran o desean invertir esfuerzos económicos y técnicos en la exploración de hidrocarburos en España.
Pueden surgir una serie de preguntas cuyas repuestas pueden orientar sobre la situación actual de la E&P (Exploración y Producción) de hidrocarburos en España: ¿Cómo es posible que las Compañías deseen explorar en España y asignen a este cometido grandes partidas económicas sin una garantía de éxito y con un alto nivel de riesgo? ¿Hay recursos de hidrocarburos en el subsuelo de España?, y en todo caso y dadas las necesidades energéticas, ¿no deberían las Administraciones Central y Autonómicas animar a que las Compañías inviertan en la exploración de nuestro País? En este sentido, la ACIEP (Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración, Producción y Almacenamiento de Hidrocarburos), ha realizado un estudio objetivado e independiente sobre la Evaluación cuantificada de la previsión de Recursos Prospectivos (R.P.) de Hidrocarburos del subsuelo de España: Petróleo y Gas.
Los Recursos Prospectivos (R.P.) de hidrocarburos son las cantidades conceptuales estimadas, no descubiertas, de petróleo o gas, calculadas tras la aplicación de conceptos exploratorios y sometidas a un “rango de incertidumbre” y potencialmente recuperables mediante el desarrollo de proyectos exploratorios. Su evaluación implica un punto de partida, como imprescindible esperanza de éxito, para la programación y financiación de importantes inversiones en investigación de estos recursos.
La evaluación de Recursos Prospectivos conlleva un grado de incertidumbre, lo que no está reñido con la exhaustividad metodológica e importante síntesis de conocimientos geológicos aplicados para su determinación. La objetividad metodológica de cálculo ha sido basada tanto en inducción de valores a partir de análogos geológicos, como en la cuantificación de conceptos exploratorios (probados o no probados), todo ello soportado por un análisis probabilístico que marca un amplio rango de resultados (P10, P50 y P90 -probabilidad 10%,50% y 90% respectivamente-) y un factor de riesgo, que orientan sobre el potencial exploratorio en España.
El bajo grado exploratorio histórico en el territorio español, comparativamente muy inferior en proporción de superficie sedimentaria (susceptible de contener yacimientos de hidrocarburos) a otros países de nuestro entorno, más que un hándicap constituye tanto un reto, como la apertura de un mayor abanico de posibilidades, al quedar
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alternativas no investigadas por reconocer. Un ejemplo ha sido evidenciado en el último descubrimiento en España, llevado a cabo por un consorcio de compañías nacionales: el Yacimiento de Gas de Viura (La Rioja), con un sondeo perforado entre dos antiguos separados 12 km, ninguno de los cuales había sido positivo, lo que anima a incrementar la perforación de nuevos “prospetcs”, con un menor espaciado. En este sentido se estima adecuado destacar que los datos previos sobre un número limitado descubrimientos de hidrocarburos en un país como España, no deben constituir un prejuicio de concepto estadístico, sino que una evaluación siempre deberá estar basada en argumentación geológico-técnica. Este es el caso especialmente aplicable al potencial de recursos prospectivos “no convencionales”, cuya presencia y proporción no puede ser inducida de análogos convencionales. Así pues se estima que esta opinión fatalista constituye una idea, posiblemente muy extendida, según una corriente de opinión no fundamentada técnicamente, que no debe desalentar la investigación de este tipo de objetivos exploratorios.
Se ha evaluado que el importante potencial de Recursos Prospectivos No Convencionales, absolutamente vírgenes en España (próximo a 2.000 BCM), comparativamente una cantidad inferior a la estimada para los países de nuestro entorno. Son obvias las implicaciones que se inducen de recientes noticias de prensa como: “Muchas industrias europeas planean deslocalizarse a EEUU para aprovechar
el precio competitivo del gas” (Nytimes.com, 02.01.2013)
Los volúmenes de recursos prospectivos de hidrocarburos resultantes calculados en este informe, entre sus objetivos, más que a animar a nuevas compañías de E&P a investigar en España, se estima que deberían inducir a concienciar a la opinión pública y a la Administración de la necesidad de apoyar este tipo de investigación, agilizando la solución a la aplicación de trabas, mediante su respuesta en los plazos legales establecidos, confirmando siempre como premisa el compromiso de estricta aplicación de toda la normativa legal y medioambiental por las Compañías de E&P, base de un desarrollo sostenible.
2. DEFINICION DE CONCEPTOS Y TERMINOLOGÍA
- Recursos Prospectivos (a los que están referidos los cálculos del informe): Acumulaciones de hidrocarburos no descubiertas (petróleo y gas), pero de presencia estimada a partir de evidencias indirectas. Se establecen según análisis probabilísticos, asumiendo factores de riesgo y un rango de incertidumbre P 10, P 50, y P 90 (en relación al % de probabilidad de existencia).
- Recursos Contingentes: Acumulaciones de hidrocarburos descubiertas y recuperables, cuya extracción no es comercial en la actualidad, pero que puede ser rentable en el futuro, de acuerdo al avance de la técnica o el precio del crudo. - Reservas: Recursos de hidrocarburos probados y comercialmente recuperables. - Permiso de Investigación: Área geográfica con autorización Autonómica o Central
para la Exploración de hidrocarburos en tierra (onshore) o mar (offshore).
- Concesión de Explotación: Área limitada con autorización concedida por la Administración Central para la producción de hidrocarburos.
- Hidrocarburos Convencionales: los que responden a conceptos exploratorios clásicos de roca madre generadora, migración, roca almacén porosa y permeable (reservorio del yacimiento), roca sello impermeable y trampa estanca.
- Hidrocarburos No Convencionales:
* Shale gas: su objetivo es el gas contenido en rocas madre de baja permeabilidad mediante fracturación hidráulica (técnica de fracking).
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* Thight gas/oil: se recupera el hidrocarburo de rocas de baja permeabilidad y porosidad pero con naturaleza litológicas de formación almacén.
* Coal Bed Methane o Coal Mine Methane (CBM) o (CMM): gas recuperado de las capas de carbón.
Unidades volumétricas:
BARRIL DE CRUDO (BO)= 159 litros
MBO= 10 6 (Millones de barriles de crudo) BO
BCM = Billon (americano = 1000 millones europeos = 109) de m3 = 35,315 billones (americanos = miles de millones europeos) de pies3 (BCF)
TCM = Trillon (americano = millones de millones, o billon, europeo = 1012) de m3 TCF = Trillon (americano = millones de millones, o billon, europeo de pies3–cf-) = 28,3 BCM
3. METODOLOGÍA
3.1. Individualización en Dominios Prospectivos
Para la evaluación del potencial de hidrocarburos, el territorio Español ha sido dividido en dominios, según criterios geológicos y geográficos, individualizando, por sus implicaciones exploratorias, Onshore (área de tierra) y Offshore (área de mar).
En estos dominios han sido establecidos conceptos exploratorios, para la evaluación Recursos Convencionales (onshore-offshore) como No Convencionales (onshore).
Mapa de distribución de los dominios geológicos de España. Dominio 1: Golfo de Valencia
Constituye el dominio más explorado del offshore en España. Su extensión abarca unos 150.000 km2. Los sondeos exploratorios que contienen son unos 180 (1,2 sondeos/1.000 km2). Contiene ocho descubrimientos comerciales: Amposta, Dorada, Casablanca, Montanazo, Tarraco, Rodaballo, Chipirón y Barracuda. Total: entorno
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a 225 MBO. Como Recursos Contingentes se consideran las acumulaciones de Bocarte, Nécora, Breca. En la actualidad también existe una concesión de almacenamiento: Castor (ESCAL), en el antiguo yacimiento de Amposta
Dominio 2: Mediterráneo Sur
Con una superficie de unos 60.250 km2. En este dominio han sido perforados 5 sondeos (menos de 0,08 sondeos/1.000 km2) y no ha tenido descubrimientos previos Dominio 3: Mar de Alborán
Con una superficie aproximada 22.800 km2. En él han sido perforados 3 sondeos (0,13 sondeos/ 1.000 km2). No ha tenido descubrimientos previos.
Dominio 4: Golfo de Cádiz
Con una superficie aproximada de 15.000 km2. En este dominio han sido perforados 32 sondeos (2,7 sondeos /1.000 km2). En la actualidad existen dos concesiones de explotación de hidrocarburos vigentes en el área: Poseidón Norte y Poseidón Sur, hasta 2025. Como Campos productores se han encontrado: Golfo de Cádiz (B-3 y C-2) y Poseidón (N y S). La producción conjunta de ambos yacimientos ha superados los 3.000 MNm3
Dominio 5: Margen Atlántico
El Dominio se extiende sobre unos 62.000 km2. En él han sido perforados 4 sondeos (0,06 sondeos/1000 km2). No han sido descubiertos yacimientos previos
Dominio 6: Golfo de Vizcaya
Con una superficie de unos 29.000 km2. En el dominio han sido perforados 44 sondeos (algo más de 0,06 sondeos/1.000 km2). Contiene los yacimientos de gas y condensado: Gaviota (7.286 MNm3 y 0,536 Mt), y Albatros (0,73 MNm3 y 0,008 Mt). Así mismo los sondeos Mar Cantábrico descubrieron acumulaciones no comerciales de gas y petróleo de unos 37º API (Recursos Contingentes)
Dominio 7: Canarias
Con interés exploratorio centrado en el offshore oriental de Lanzarote y Fuerteventura y un segundo objetivo en aguas profundas.
Mapa de posición de los permisos vigentes en el área de Canarias.
No se han encontrado yacimientos hasta la fecha, pero su potencial, como se describirá más adelante se estima alto.
6 Dominio 11: Macizo Paleozoico Cantábrico
Ocupa una superficie aproximada de 20.000 km2. En el área han sido perforados 2 sondeos, lo que equivale a 0,1 sondeos por cada 1.000 km2.
Sin descubrimientos.
Dominio 12: Cuenca Vasco-Cantábrica
Ocupa una superficie aproximada de 22.000 km2. En él han sido perforados 202 sondeos de exploración (9 sondeos/1.000 km2).
Contienen los descubrimientos comerciales: el de gas de Castillo en 1960 (33 MNm3), operado por Ciepsa y el de petróleo y gas de Ayoluengo en 1964 (16,5 Mbbl y más de 430 MNm3 de gas). Hontomín y Tozo tuvieron producciones muy limitadas. El sondeo Armentia-1, (1997) tuvo una producción de gas superior a los 15 MNm3. Esta cuenca cuenta con un alto potencial para “Shale Gas”. En la actualidad constituye el dominio con mayor interés para las compañías de hidrocarburos.
Dominio 13: Cuenca Surpirenaica
Con una superficie de unos 21.000 km2 en la que se han perforado 63 sondeos (3 sondeos/1000 km2). Han sido descubiertos dos yacimientos, Jaca y Serrablo que han producido, en conjunto, 931 MNm3 de gas. Los últimos sondeos exploratorios perforados han sido Jaca-18 y Jaca-22 en 2003, para el uso del yacimiento como almacenamiento de gas.
Dominio 14: Cuenca Rioja-Ebro
Ocupa una superficie de unos 41.600 km2 y un total de 41 sondeos perforados (1 sondeo/1000 km2). El último sondeo exploratorio perforado ha sido el Viura-1 (2010) que originó el más reciente descubrimiento de hidrocarburos en España: Yacimiento de Viura.
Dominio 15: Cadenas Catalanas
Ocupan una superficie aproximada de 11.600 km2. Se han perforado 24 sondeos (menos de 2 sondeos/1.000 km2). No ha tenido descubrimientos. En cuanto a almacenamientos de gas, existe un permiso de investigación denominado Reus. Dominio 16: Cordillera Ibérica
Con una superficie de unos 68.000 km2 y 18 sondeos perforados (0,26/1000 km2). No se han producido hallazgos de yacimientos hasta la fecha.
Dominio 17: Cuenca del Duero-Almazán
Con una superficie próxima a 50.000 km2. Se han perforado 16 sondeos (0,32 sondeos/1.000 km2). No se han encontrado yacimientos hasta la fecha.
Dominio 18: Cuenca Tajo-La Mancha
El dominio ocupa una superficie de unos 34.000 km2. En él han sido perforados un total de 11 sondeos (0,33 sondeos/1.000 km2). No se han producido descubrimientos, hasta la fecha.
Dominio 19: Cuenca del Guadalquivir
Abarca una superficie de unos 23.500 km2. En él han sido perforados unos 90 sondeos (casi 3,8 sondeos/1.000 km2). En él han sido descubiertos los siguientes campos de gas: Marismas, El Romeral y Las Barreras
Dominios 20, 21, 22 y 23: Cordilleras Béticas
Abarca una superficie algo inferior a 70.000 km2. En él han sido perforados 20 sondeos (algo más de 0,3 sondeos/1.000 km2).
No se han encontrado yacimientos hasta la fecha, a pesar de haber habido importantes indicios, fundamentalmente de gas.
7 Dominio 24: Macizo Hespérico
Considerado como área económica con potencial exploratorio fundamentalmente en hidrocarburos no convencionales. En este Dominio hay solicitados 2 permisos de investigación de hidrocarburos por Ripsa (Repsol) y Laxtron Energías Renovables.
3.2. Cálculo de volumen Recursos Prospectivos: 3.2.1. Recursos Prospectivos No Convencionales
El cálculo de volúmenes de recursos prospectivos de gas, en formaciones no convencionales, ha seguido un procedimiento metodológico diferente ya sea para Shale Gas (ShG), Tight Gas (TG) o Gas en Capas de Carbón (CBM/CMM).
Para el Shale Gas han sido considerados objetivos que cumplan una distribución en areas totales de extensión, según profundidad máxima del techo de la formación inferior a 4.000 m y espesor bruto mínimo de 50 m. Han sido evaluadas las principales formaciones geológicas que presentaron indicios de gas durante la perforación, y que pueden ser consideradas como rocas generadoras de hidrocarburos.
Para este estudio solo han sido tenidos en cuenta los grandes dominios geológicos onshore, en base a potenciales conceptos geológicos.
En concreto han sido evaluados los siguientes dominios geológicos:
- Dominio Vasco-Cantábrico (Correspondiente a los Dominios 11 y 12): Para Shale Gas (ShG), Tight Gas (TG) y Coal Bed (CBN) o Coal Mine (CMM).
- Dominio Hespérico (Dominio 24): Para CBM y CMM - Dominio Pirineos (Dominio 13): Para ShG, y TG - Cuenca del Duero (Dominio 17): Para ShG - Cuenca del Ebro (Dominio 14): Para ShG-TG
- Cordillera Ibérica (Dominio 16): Para ShG, CBM y CMM - Cadenas Catalanas (Dominio 15): Para ShG y CBM - Cuenca del Guadalquivir (Dominio 19): Para ShG - Cordillera Bética (Dominio 20): Para TG
Ha sido seguido un protocolo metodológico de cálculo probabilístico para objetivizar y validar los resultados que se sintetiza a continuación:
3.2.1.1. Shale Gas (ShG)
Su estimación, de volúmenes recuperables, basada en el conocimiento geológico del área y según rangos mínimo, medio y máximo ha seguido el siguiente procedimiento: - Cálculo de volumen total de roca, a partir de un área y un espesor.
- Determinación de la densidad promedio, a partir de diagrafías de sondeos. A partir del volumen y densidad se han calculado el número de tm brutas de roca. Sobre este valor se han aplicado la cuantificación de metros cúbicos de gas por tonelada de roca
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y los porcentajes de gas libre y adsorbido. Estos datos han sido complementados con la aplicación de los datos procedentes de literatura científica, actualizada sobre las experiencias realizadas en Estados Unidos: “Jarvie, D. M., 2012, Shale resource
systems for oil and gas: Part 1—Shale-gas resource systems, in J. A. Breyer, ed., Shale reservoirs—Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97, p. 69–87”.
El resultado es un rango de valores en BCM de gas bruto (GIP o Gas in Place) al que posteriormente se le aplica un factor de recuperación de 0,16 (bajo), de 0,22 (medio) y 0,24 (alto). El valor medio se aplica valores para la unidad “Barnett Shale”, considerada como referencia para el cálculo de EUR (Estimate Ultimate Recovery). Finalmente, se ha multiplicado por un factor de grado de "confianza" en los datos de partida, que varían entre un 0,95 para conceptos muy conocidos, 0,8 para un grado intermedio y 0,6 para los de menor grado de conocimiento.
Recursos Prospectivos de Shale Gas en Europa 3.2.1.2. Tight Gas( ShG)
El cálculo se ha basado en el establecimiento de un un volumen de roca al que le ha sido aplicado un valor medio de porosidad para obtener el volumen de espacio poroso, la saturación en gas y un factor de compresibilidad del gas, según un rango de valores para cada parámetro considerado como más probable. La estimación incluye datos de sondeo y asumiendo otras acumulaciones a modo de análogos de referencia.
3.2.1.3. Coal Bed Methane (CBM) y Coal Mine Methane (CMM)
Los datos concernientes a las reservas teóricas de CBM proceden de trabajos previos realizados por el Instituto Geológico y Minero (IGME-2004).
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Estimación volumétrica del potencial de gas CBM en España. Instituto Geológico y Minero. IGME, 2004.
3.2.2. Recursos Prospectivos Convencionales
La estimación deRecursos Prospectivos Convencionales ha sido calculada para cada Dominio teniendo en cuenta los distintos conceptos y variables exploratorias tales como: la existencia de los diferentes elementos del “Petroleum o Gas System” (Sistema Petrolífero o Gasístico) y los tamaños (tallas) potenciales, junto con la aplicación de un cálculo probabilístico a dichas variables, tomando también en cuenta como referencia, algunos modelos en cuencas sedimentarías análogas con datos constatados y sus tamaños. También ha sido tenida en cuenta la densidad de la malla sísmica disponible y densidad o número de sondeos y su resultado.
Cada concepto exploratorio ha sido categorizado como probado o no probado, en función de la evidencia anterior de indicios o acumulaciones de petróleo, gas o condensados. También ha sido referenciado con un sistema petrolífero o gasístico comprobado y conocido, como análogo.
Los análisis realizados para valores mínimos, medio y máximo han consistido en el procesado de combinaciones probabilísticas, en escala logarítmica, que asocian:
- Tamaño de yacimiento por descubrir.
- Número de yacimientos por descubrir según tamaño - Total de Recursos Prospectivos
- Aplicación de un factor de probabilidad de éxito
Han sido diferenciados los recursos prospectivos de petróleo y los de gas, según 15 dominios: 7 dominios offshore y 8 dominios onshore:
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A) Dominios Offshore (aguas territoriales marinas):
- Golfo de Valencia diferenciándose las zonas o subdominios del Delta del Ebro, Valencia-Ibiza y Norbaleárica/Golfo de León.
- Mediterráneo Sur (Dominio 2) - Mar de Alborán (Dominio 3) - Golfo de Cádiz (Dominio 4) - Margen Atlántico (Dominio 5)
- Golfo de Vizcaya (Dominio 6): Diferenciándose los subdominios de Asturias y Gofo de Vizcaya S.S.
- Canarias (Dominio 7) (siendo diferenciados los recursos petrolíferos de los gasísticos)
B) Dominios Onshore (en tierra):
- Vasco-Cantábrica (Dominio 12): diferenciando los subdominios: Cantabria-Cubeta Alavesa y Cantabria-Cantabria-Cubeta de Polientes.
- Surpirenaica (Dominio 13): siendo diferenciadas los subdominios de Jaca-Pamplona, Graus –Tremp y Cataluña.
- Cuenca de Rioja-Ebro (Dominio 14): diferenciando los subdominios de Rioja y Ebro oriental.
- Cuenca Ibérica (Dominio 16): diferenciándose los subdominios de Maestrazgo y Puertollano-Albacete.
- Cuenca Bética (Dominio 20): siendo diferenciados los subdominios del prebético, y Campo de Gibraltar (este último para petróleo y gas).
- Cuenca del Guadalquivir (Dominio 19): diferenciándose el concepto exploratorio clásico del infraolistostroma y el del Guadalquivir S.S..
- Cadenas Catalanas (Dominio 15). - Duero Oriental (dominio 17)
11 4. RESULTADOS
4.1. Evaluación de recursos prospectivos de hidrocarburos no convencionales A partir de la integración y aplicación del proceso metodológico han sido obtenidos los siguientes resultados de volumen de Gas No Convencional recuperable en BCM:
TABLA RESUMEN DE R.P. DE HIDROCARBUROS” NO CONVENCIONALES” Dominio Geológico Shale Gas
(BCM)* Tight Gas (BCM)* Coal Bed (BCM)* Total (BCM)* Cuenca Vasco Cantábrica 1.084 2 x 1.086 Pirineos 260 3 x 263
Cuenca del Duero 72 x x 72
Cuenca del Ebro 32 1 x 33
Cordillera Ibérica 95 x x 95 Cadenas Catalanas 15 x x 15 Cuenca del Guadalquivir 79 x x 79 Cuenca Bética x 2 x 2 Macizo Hespérico 340 x 41,3** 381 Totales: 1.977 7 41 2.026 * Gas recuperable ** Fuente IGME 2004
4.2 Evaluación de recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales
Para los cálculos se asume que los volúmenes de gas y petróleo recuperables están distribuidos de forma logarítmica normal para una estimación “mínima”, “máxima” y estimación “media”.
A partir de la integración y aplicación del proceso metodológico han sido obtenidos los siguientes resultados de MBO (millones de barriles de petróleo) o BCM de Gas, referidos una estimación media.
12 Dominios Offshore:
- Golfo de Valencia, diferenciándose las zonas del Delta del Ebro, Valencia-Ibiza y Norbaleárica/Golfo de León: Petróleo: 272 MBO y Gas: 110 BCM
- Mediterráneo Sur: Gas: 4,25 BCM - Mar de Alborán: Gas: 6,50 BCM - Golfo de Cádiz: Gas: 7,20 BCM - Margen Atlántico: Petróleo: 3,7 MBO
- Golfo de Vizcaya, diferenciándose Asturias y Golfo de Vizcaya: Petróleo: 313 MBO y Gas: 15 BCM
- Canarias: Petróleo: 1200 MBO y Gas: 226 BCM
Dominios Onshore:
- Vasco-Cantábrica: diferenciando las zonas Cantabria-Cubeta Alavesa y Cantabria-Cubeta de Polientes Petróleo : 44,25 MBO y Gas: 7,5 BCM
- Surpirenaica: siendo diferenciadas las zonas de Jaca-Pamplona, Graus – Tremp y Cataluña Petróleo: 109 MBO y Gas: 3,8 BCM
- Cuenca de Rioja-Ebro: diferenciando las zonas de Rioja y Ebro oriental Gas: 8,56 BCM
- Cuenca Ibérica: diferenciándose las áreas de Maestrazgo y Puertollano-Albacete Petróleo: Gas: 0,97 BCM
- Cuenca Bética: siendo diferenciadas las zonas del Prebético, y Campo de Gibraltar Petróleo: 3,25 BO y Gas: 6,25 BCM
- Cuenca del Guadalquivir: diferenciándose el concepto exploratorio clásico del infraolistostroma. Gas: 13,24 BCM
- Cadenas Catalanas Gas: 0,28 BCM - Duero Oriental Gas: 0,44 BCM
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TABLA RESUMEN DE R.P. CONVENCIONALES + NO CONVENIONALES
No Convencionales
Petróleo (MMBOE) Gas (BCM*) Shale Gas/Tight
Gas/Coal Bed (BCM)
Mar 1 Golfo de Valencia 272 110
-Mar 2 Mediterraneo Sur - 4
-Mar 3 Mar de Alborán - 7
-Mar 4 Golfo de Cádiz - 7
-Mar 5 Margen Atlantico 4 -
-Mar 6 Golfo de Vizcaya 313 15
-Mar 7 Canarias 1.200 226
-Tierra 11 Macizo Cantábrico - - 381
Tierra 12 Vasco-Cantábrica 44 8 1.086
Tierra 13 Surpirenaica 109 4 263
Tierra 14 Cuenca Rioja-Ebro - 9 33
Tierra 16 Cordillera Iberica - 1 95
Tierra 20 Cordillera Bética 3 6 2
Tierra 19 Cuenca del Guadalquivir - 13 79
Tierra 15 Cadenas Catalanas - 0 15
Tierra 17 Cuenca del Duero - 0
Total:
1.944
410
2.026
ESTIMACIÓN RECURSOS PROSPECTIVOS EN ESPAÑA (ONSHORE-OFFSHORE)
ACIEP 2012
* 1BCM=1000 millones de N metros cúbicos de gas
Convencionales Ti e rr a / M ar N ª D om ini o Dominio Geológico (MBO)
14 5. CONCLUSIONES
1) La estimación media de los Recursos Prospectivos totales de hidrocarburos en el territorio insular y peninsular español (onshore y offshore) incluyendo hidrocarburos convencionales y no convencionales han sido calculados en torno a: 1.950 MBO de Petróleo y 2.450 BCM de Gas.
2) La estimación media de los recursos de Gas Convencional son de unos 400 BCM y los de no convencional son unos 2.050 BCM
3) Se establece mayor frecuencia y mayor distribución de recursos gasísticos (mayoritariamente localizados en el área Cantábrica-Pirenaica y Canarias), frente a la concentración en un menor número de zonas para los recursos de petróleo, entre los que destaca comparativamente los mayores potenciales del offshore de Canarias, Golfo de Valencia y Golfo de Vizcaya.
4) Los recursos de petróleo se encuentran fundamentalmente en offshore, mientras que los gasísticos se encuentran en onshore (con la importante excepción de Canarias con un alto potencial de gas)
5) Los recursos no convencionales, en concreto de shale gas, se calculan en un rango algo inferior al orden de magnitud (aprox. 2.050 BCM de Gas) con los establecidos en otros países de Europa en proporción a su extensión de sus cuencas sedimentarias.
6) La distribución de los Recursos Prospectivos es amplia cubriendo gran parte del territorio onshore y offshore español, se puede considerar que todas las comunidades autónomas de España tendrían en mayor o menor grado potencial exploratorio.
7) El índice exploratorio del territorio Español se puede evaluar como bajo, en relación a los países europeos de nuestro entorno. Además la tendencia histórica de perforación de sondeos exploratorios por décadas en España manifiesta una fuerte disminución desde la década de los 80.
Número de sondeos exploratorios perforados en España, por décadas.
La adquisición de campañas sísmicas se ha reducido drásticamente en la última década, habiéndose adquirido menos de un 2% que en las cinco décadas anteriores. Ha sido muy inferior la adquisición sísmica en tierra que la de mar, debido, en gran parte, a la repercusión de requerimientos medioambientales, no contemplados en la regulación actual.
8) Un hecho a destacar, mas a modo de conclusión, por sus indudables implicaciones, que de ejemplo, ha sido la circunstancia de que el último
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descubrimiento en España (Viura) ha tenido su pozo descubridor situado entre dos antiguos sondeos negativos, separados unos 12 km (Rioja 4 y Rioja 5), lo que claramente sugiere el potencial que representaría una red exploratoria más densa. Así mismo el progreso tecnológico exploratorio de las últimas décadas, podría tener su reflejo en un incremento de la proporción de éxitos. 9) A pesar del cumplimiento de las compañías del sector con los protocolos
estipulados por los organismos nacionales sobre la protección del medioambiente, se han de destacar las grandes dificultades que están encontrando en el desarrollo de las actividades correspondientes a las obligaciones con la A.C.E. por los Reales Decretos de Otorgamiento de los Permisos de Investigación, dificultades que condicionan drásticamente el desarrollo de los trabajos básicos de exploración. Son requeridos dilatados trámites para la obtención de la “Declaración de Impacto Ambiental”, así como las dificultades que las compañías operadoras encuentran con las distintas administraciones que gestionan la tramitación de los permisos de investigación, dada la diversidad de actuación, solapes de funciones entre administraciones e interpretación del reglamento actual.
10) Por todo ello, teniendo en cuenta el potencial de Recursos Prospectivos calculado, se considera crucial el papel catalizador de la exploración que la Administraciones Central y Autonómicas Españolas deben jugar, en un país deficitario de energía, especialmente y en un momento de crisis económica, ante la necesidad de descubrir y desarrollar unos recursos energéticos propios. 11) El papel de fomento de la Exploración de Recursos Prospectivos de Hidrocarburos puede y desea ser asumido por compañías nacionales o internacionales del sector de E&P de hidrocarburos, con la dotación de importantes inversiones, asumiendo el intrínseco riesgo exploratorio, en un marco que habría de ser favorable al interés Nacional, siempre teniendo en cuenta su compromiso de respeto y cuidado al medioambiente.
Por todo ello la ACIEP solicita el apoyo e implicación fundamentada de la opinión pública Administración Nacional y Administraciones Autonómicas para facilitar este tipo de proyectos.
16 6. REFERENCIAS
- Investigación de hidrocarburos en España. ¿Una asignatura pendiente? (I. ª parte: Los descubrimientos y IIª Parte). E. Álvarez de Buergo. AGGEP 25 Aniversario.
- Ministerio de Industria, Energía y turismo. http://www.minetur.gob.es - Instituto Geológico y Minero de España (IGME). http://www.igme.es - Comisión Nacional de la Energía. http://cne.es
- Jornada sobre Recursos No Convencionales de Gas. Madrid. Marzo, 2012. Escuela de Minas.
- Shale Resource Systems for Oil and Gas: Part 1-Shale Gas Resource Systems. Daniel M. Jarvie. AAPG Memoir 97, p.69-87.
- Reserves Estimation: The Challenge for the Industry. Ferruh Demirmen, May 2007. Journal of Petroleum Technology.
- Geología de España. Sociedad Geológica de España, IGME, 2004. - Documentos de la Geología del Subsuelo de España. IGME 1992
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