Figura 1. Cuenca de Barinas.

Figura 3. A) Campos petroleros descubiertos en la 1ª campaña exploratoria de Barinas. Modificado de Loaiza et al., 1991. B) Pozo SSW-2, Campo Silvestre, primer pozo comercial de la Cuenca de Barinas. C) Sección estratigráfica NO-SE.

De 1949 a 1958 se descubren los campos Silván, Sinco, Maporal, Palmita y Estero, igualmente con acumulaciones de crudo mediano en las formaciones Gobernador y Escandalosa, en 1961, se retoma perforar a 2 km al NE del UZC-1, el pozo exploratorio UZC-2 penetrando las formaciones Gobernador y el Mbro R de la Formación Escandalosa, aproximadamente 720 pies, más profundo que los yacimientos conocidos, el pozo fue abandonado tres días después de haber alcanzado la profundidad final, sin ser evaluado, quedando la incógnita a nivel de los carbonatos del Mbro O.

Posteriormente, entre 1962 y 1965, se descubren tres campos petroleros, Caipe, Hato, y Páez-Mingo, el primero se convirtió en el campo más septentrional, y el último, a 42 km al SE de la ciudad de Barinas, el más meridional y único con acumulaciones de crudos pesados en el Eoceno, ya que el sello del Mbro La Morita está erosionado (Fig. 3C).

En 1974, se descubre una extensión del campo Sinco. Finalmente, desde el año 1975 a 1981 se perforan los últimos 4 pozos exploratorios en áreas cercanas a los campos productores de Palmita, Maporal, entre otros, con resultados negativos (Figueroa, 1997), culmina así, la campaña exploratoria que duró 50 años (Fig. 3).

En resumen, hasta 1974, se descubrieron 10 campos petrolíferos con reservas recuperables de 1,13 MMMBP (Figueroa, 1997), de las cuales el 27 % pertenecían al Eoceno y 73 % al Cretáceo. El 90 % correspondían a crudos medianos y el 10 % a crudos pesados. Vale destacar que los campos se encuentran entre el Arco de Mérida y el depocentro (Fig. 1), y los de mayores reservas en las adyacencias del eje del arco.

Cuando una roca generadora posee las condiciones necesarias para que la materia orgánica se transforme en querógeno y luego en petróleo, el hidrocarburo producido en primera instancia, según análisis geoquímicos, es un crudo liviano.

Los compuestos del petróleo pueden migrar a través de rocas poroso-permeables (carrier bed), como los siliciclásticos de los miembros informales P y R de la formación Escandalosa, mayor responsable del acarreo y almacenaje de la mayoría de los hidrocarburos en la cuenca (Fig. 3C), antes de quedar atrapados por una trampa estructural y/o estratigráfica. En caso contrario, continuarán migrando y perdiendo volátiles, degradándolo a un crudo de menor gravedad API, como es el caso de los crudos pesados del campo Páez-Mingo.

¿Entonces, en qué lugar de la cuenca estaba la cocina generadora de los hidrocarburos, el gas y los livianos?

Corpoven, S. A. como empresa encargada de la extracción de petróleo crudo de la Cuenca Barinas, afrontaba la declinación de la producción de sus campos, por tanto, propuso a la Gerencia General de Exploración, una nueva campaña exploratoria, que involucraba la revisión de todos los datos geológicos, registros de pozos y geofísicos adquiridos hasta la fecha, realizándose una evaluación del área que incluyó estudios regionales, adquisición de nuevas líneas y reinterpretación sísmica, estudios de geología de superficie, y geoquímicos, con el propósito de descubrir estos reservorios de gas, crudos livianos, medianos e inclusive pesados, para alargar la vida productiva al distrito Barinas.

2.ª campaña (1990-2013)

El trabajo de Loaiza et al., 1991, postulaba la existencia de una roca madre cretácica (Gallango, 1994), tipo La Luna, cuyos afloramientos se encuentran ubicados en las inmediaciones del aliviadero de la central hidroeléctrica José Antonio Páez, río Santo Domingo (Erlich et al., 1997), estado Barinas, (Fig. 2B), y una cocina generadora de hidrocarburos de edad Eoceno, al NO de la ciudad de Barinas, a 10 km de los pozos Uzcátegui, por lo tanto, se deduce que los primeros exploradores habían estudiado en detalle dichos afloramientos, es decir, que de resultar positiva la perforación del UZC-1, el crudo descubierto debería tener rango entre condensado o liviano.

La campaña exploratoria inició a partir de 1990 con la adquisición de líneas sísmicas 2D. En 1991, se grabaron otras líneas que penetraron el piedemonte andino (Fig. 3A). Esto dio como resultado la definición de 25 prospectos, al norte y oeste de los campos tradicionales de Barinas (Figueroa, 1997), que denominaron, Barinas Norte, a partir de 1993, se perforan las trampas de Toru, Borb, Obis y Beju, mucho más profundas que las áreas tradicionales, Fig. 4B, descubriéndose crudos medianos y livianos.

Figura 4. A) Campos petroleros descubiertos en la 2.ª campaña exploratoria de Barinas. Modificado de Loaiza et al., 1991. B) Sección estructural X-X'.

En 1994 se perforan en orden cronológico los pozos del FSA, G-1X, Y-1X, B-1X, S-1X y LL, los pozos, Y, B y S descubren acumulaciones de gas, sin embargo, los resultados del Campo S fueron los más relevantes y comerciales para desarrollar los yacimientos del Eoceno y Cretáceo. El LL descubre reservas de petróleo liviano en las formaciones Gobernador y Escandalosa, y finalmente en 2013, a 5,5 km al NO del LL, se perfora el pozo LLN y descubre condensados a nivel de las formaciones Gobernador y Escandalosa.

La segunda campaña exploratoria comprobó la hipótesis de Loaiza y coautores.

Distribución regional de los crudos

Al inicio la materia orgánica marina, es preservada convirtiéndose en querógeno. A medida que aumenta la profundidad y la temperatura se enriquece con hidrógeno y carbono, para formar los hidrocarburos. Un sistema petrolero abarca la roca generadora activa, el petróleo relacionado genéticamente y las acumulaciones de gas (Magoon et al, 1994), es decir, incluye todos los elementos y procesos geológicos que son esenciales para que exista un reservorio. Uno de esos procesos clave es la migración.

Originalmente, la roca generadora produce petróleo crudo liviano, que al abandonar la cocina, migrará para formar un yacimiento, en caso de no encontrar algún sello, migrará verticalmente a través de fracturas naturales y fallas para formar una manifestación de superficie (oil seeps), sin embargo, el recorrido de la migración es uno de los factores que puede afectar de manera directamente proporcional la gravedad API, si es de corta distancia, se notará una pequeña diferencia entre las gravedades API del crudo generado y el crudo del yacimiento, es decir, seguirá siendo liviano, por el contrario, si la migración es de distancias relativamente largas (Levorsen, 1973), puede afectarla degradando la gravedad API a un crudo de mayor densidad.

La figura 5A, de un sistema petrolero hipotético Deer-Board, muestra la cocina generadora de hidrocarburos, color rosado, y diferentes campos petroleros que se ubican en sentido oeste-este, trampas A, B y C. El hidrocarburo generado por densidad, migró buzamiento arriba hacia el este, (Fig. 5B y C), acumulándose petróleo de tipo liviano en las primeras 4 estructuras, tipo falla y pliegue: Just, Big oil, Raven y Owens, y hacia el oeste en la trampa A, en una estructura que también está fallada, pero cuyas trazas se prolongan hasta la superficie, posteriormente el yacimiento pudo ser afectado diferencialmente por múltiples factores, tales como lavado por agua (presencia de agua, bien sean aguas connatas o aguas móviles en diferentes proporciones), biodegradando a crudo pesado. Trampa C, el recorrido de la migración fue mayor, el crudo hallado en los campos Hardy contiene crudo mediano de 29° API, Lucky y Marginal, con crudo pesado de 15° y 18° API, respectivamente, (Fig. 5B).

Figura 5. A) Distribución de crudos, campos petroleros de EE. UU. B) Sección X-Y. Modificado de Magoon and Dow, 1994. C) Sección sísmica para ejemplarizar el buzamiento del sistema petrolero hipotético Deer-Board.

En el ejemplo de la figura 6, el rectángulo de la izquierda (encerrado en líneas de color rojo) representa la ubicación de la Subcuenca de Guárico, de la Cuenca Oriental de Venezuela y está dividida en 4 sectores (números romanos I, II, III, IV); el primero (I) de ellos pertenece a la zona de gas, campo Yucal-Placer y zona productora más profunda, el II está compuesto de crudos livianos y medianos, el III de crudos pesados y finalmente el IV, por crudos extrapesados correspondientes a la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), zona productora más somera.

Figura 6. Distribución de crudos en la subcuenca de Guárico.

Como se puede apreciar en la gráfica, en esta área de la Subcuenca de Guárico, existe la distribución completa de todos los tipos de crudo, en base a una tendencia correlativa con sus vías de migración.

En base a la observación de los ejemplos anteriores, en la Cuenca de Barinas (Figs. 1 y 7), se puede asumir un comportamiento similar; considerando la ubicación de la cocina generadora, al Norte y noroeste del frente de deformación, una roca madre cretácica por excelencia tipo La Luna, (Fig. 7B).

Figura 7. A) Mapas de distribución de crudos, cuenca de Barinas. Modificado de Loaiza et al., 1991.B) Roca Madre Cretácica, Fm La Luna, rio Santo Domingo. C) Mapa de distribución de crudos y Arco de investigación. D) Gráfico de Profundidad TVDSS Vs. Gravedad API.