El informe final del proyecto de investigación titulado: «Reconstrucción de la historia termal de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana», publicado por la Refinería Dominicana de Petróleo (Refidomsa), en conjunto con la Universidad Nacional Pedro Henríquez Ureña, indicó además, que algunos pozos del campo Maleno presentan un flujo continuo de petróleo y agua, el cual se estima podría estar entre cinco y 10 barriles diarios de petróleo.

«Este flujo de petróleo ha afectado durante 100 años el medio ambiente circundante contaminando el suelo y los acuíferos de agua subterránea. Se sugiere realizar una intervención del campo Maleno con el fin de controlar el flujo de petróleo y almacenarlo en tanques para su posterior transporte a la Refinería Dominicana, en Santo Domingo», precisó el documento.

Las conclusiones de los resultados obtenidos de los estudios geoquímicos de la roca fuente de hidrocarburos, indicaron que en las cuencas de Azua, San Juan, Enriquillo y Cibao, se tiene presencia de rocas fuertes de hidrocarburos relacionadas con calizas de ambiente marinos con un contenido moderado de TOC, querógeno tipo II y estados de madurez termal en la ventana de generación de hidrocarburos.

«El potencial de reservas recuperables de las cuencas del Cibao y Enriquillo es principalmente de gas, de acuerdo con la presencia de chimeneas de gas identificadas en algunas líneas sísmicas y de los rezumaderos de gas reportados en estas dos cuencas. Las reservas de gas en las cuencas del Cibao Occidental y Enriquillo suman 867.65 x 109 pies cúbicos», detalló.

Los investigadores concluyeron que los modelos geoquímicos de las cuencas de Enriquillo y Cibao indican que estas presentan un potencial de gas.

Destacaron que las reservas potenciales de petróleo y gas en las cuencas Azua-San Juan, Enriquillo y Cibao son relativamente bajas al compararlas con países con tradición petrolera. «Sin embargo, son económicamente explotables y de gran importancia estratégica para la República Dominicana».

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A través del documento se explicó que la información petrofísica permitió identificar reservorios de petróleo con porosidad efectivas entre 15 al 19 %, saturación en aceite del espacio poral entre 59 al 86 %, saturación de agua entre 16 al 31 % y espesor de los yacimientos petrolíferos entre 10 y 19 metros.

Además, las reservas potenciales de petróleo determinadas por el método determinístico son de 63.65 millones de barriles. Las estimadas por el método probabilístico de Monte Carlo indicaron que las mismas varían entre 46.9 y 107.2 millones de barriles con un valor de percentil P50 de 80.14 millones de barriles de petróleo.