Director del Servicio Geológico Colombiano desde Bucaramanga: “No hay que confiar en ideologías, lo mas apropiado es confiar en los datos”

El Servicio Geológico Colombiano (SGC) tiene una tarea que podría resultar determinante si Colombia avanza hacia la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico: conocer con precisión cómo se comporta sísmicamente el territorio antes, durante y después de cualquier operación.

Por Camilo Ernesto Silvera Rueda - Redacción Política / EL FRENTE

Así lo explicó Amad Zuluaga, director del Servicio Geológico Colombiano, al referirse al papel que cumple la entidad frente a la sismicidad asociada a los proyectos de hidrocarburos no convencionales y, particularmente, a la eventual actividad que pueda desarrollarse en el Valle Medio del Magdalena, una de las principales zonas petroleras del país.

La explicación tiene especial relevancia para Santander y el Magdalena Medio, donde desde hace varios años se han desarrollado estudios para establecer una línea base sísmica que permita diferenciar los movimientos naturales del subsuelo de aquellos que eventualmente pudieran estar relacionados con actividades humanas.

De hecho, el SGC instaló desde 2014 una red sísmica local en el Valle Medio del Magdalena con el propósito de conocer con mayor detalle la sismicidad de esta cuenca, precisamente en un momento en que aumentaba el interés por los recursos de hidrocarburos no convencionales. Estudios científicos posteriores utilizaron esa información para caracterizar la distribución de los eventos sísmicos de la región.

El SGC no perfora: monitorea lo que ocurre bajo tierra

Zuluaga explicó que el papel del Servicio Geológico no consiste en desarrollar la explotación petrolera, sino en aportar el conocimiento científico y realizar el seguimiento de la actividad sísmica cuando las operaciones que contempla la regulación lleguen a desarrollarse.

“Bueno, la Agencia Nacional del Carburo sacó la resolución 9341 del 2014 donde pone o dice que el Servicio Geológico es quien debe monitorear las redes o la sismicidad, posible sismicidad inducida que se pueda generar en las operaciones de fracturamiento hidráulico. Para eso dice, si el Servicio Geológico no tiene una red local robusta que pueda hacerlo, entonces la empresa debe suplir esa red y entregársela al Servicio Geológico para el Servicio Geológico hacer monitoreo”.

La referencia corresponde a la Resolución 90341 de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, norma que estableció requerimientos técnicos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

Posteriormente, el marco regulatorio de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) estableció de manera más detallada las responsabilidades del SGC. La Resolución 40185 de 2020 dispuso que el organismo debe establecer las características de las redes locales de monitoreo sísmico, las distancias y ubicación de los instrumentos y un sistema de semáforo para activar medidas preventivas o correctivas.

Zuluaga señaló que esta capacidad ya existe en parte del territorio: “Entonces, en eso estamos, nosotros hoy tenemos una red de monitoreo en la cuenca Cesar Ranchería, donde todavía no se ha hecho obviamente nada, pero conocemos ya sísmicamente esa zona. Ya digamos hay una infraestructura instalada para poder medir. Así es, y lo venimos monitoreando, conocemos ya sísmicamente cómo se comporta esa zona”.

Primero conocer el subsuelo, después operar

El director del SGC fue enfático en señalar que una eventual operación en el Valle Medio del Magdalena tendría que estar acompañada de una red de monitoreo local capaz de establecer qué está sucediendo en el subsuelo.

“Lo mismo debemos hacer en esa parte del Valle Medio del Magdalena cuando algún operador, no sé en qué momento, pues quiera hacer sus operaciones. También vamos a tener una red de monitoreo local específica para estudiar cómo va a ser el comportamiento allí”.

La afirmación se conecta con un trabajo científico que el SGC viene desarrollando desde hace más de una década. El catálogo de línea base general de sismicidad del Valle Medio del Magdalena reúne información de diferentes redes y contiene registros desde junio de 1993 hasta diciembre de 2021. El objetivo es disponer de una referencia histórica que permita comparar el comportamiento sísmico previo con el que pueda registrarse durante eventuales operaciones.

El Valle Medio del Magdalena tiene además una importancia estratégica para la industria petrolera colombiana. La Agencia Nacional de Hidrocarburos identifica esta cuenca como la más explorada del país y señala que continúa siendo una de las zonas con mayor potencial petrolero. La ANH reporta 51 campos de petróleo descubiertos en sedimentos cenozoicos y un potencial exploratorio estimado entre 600 y 8.000 millones de barriles, dependiendo del escenario considerado.

Para Santander, el asunto adquiere una dimensión particular porque el Valle Medio del Magdalena comprende territorios petroleros del departamento, entre ellos zonas de Barrancabermeja, Puerto Wilches y otros municipios de la región.

¿El fracking necesariamente produce grandes terremotos?

Una de las principales preguntas alrededor del desarrollo de hidrocarburos no convencionales es precisamente la posibilidad de que el fracturamiento hidráulico produzca movimientos sísmicos de consideración.

Zuluaga estableció una diferencia entre los pequeños eventos que pueden producirse durante el fracturamiento y los incrementos de sismicidad que la literatura científica ha relacionado, en determinados casos, con la inyección de fluidos residuales.

“Bueno, eso ya sale de mis competencias, pero pues normalmente en las operaciones el fracturamiento como tal ha generado sismos muy pequeños. Ya los aumentos de sismicidad según el Servicio Geológico de los Estados Unidos han sido más atribuidos a la inyección de agua en los efectos de recobro mejorado o incluso en los pozos de disposición final, cuando ya hay que inyectar un fluido posterior ya como el residual, inyectarlo nuevamente a la formación”.

Esta distinción también aparece en documentos técnicos elaborados en Colombia. Un informe de expertos sobre yacimientos no convencionales señaló que la literatura científica ha identificado la inyección de fluidos en el subsuelo como un factor principal en el incremento de la actividad sísmica, especialmente cuando se mantienen determinados volúmenes y frecuencias de inyección. El mismo documento diferencia los eventos de baja energía que pueden aparecer durante la extracción de hidrocarburos de los eventos potencialmente asociados a la disposición de aguas residuales.

Eso no significa que el riesgo desaparezca. Por el contrario, la lógica del sistema colombiano consiste en medirlo, establecer una línea base y determinar cuándo una modificación del comportamiento sísmico exige intervenir.