ISSN-e: 3006-9467; ISSN: 0016-7975 / 1011-9565
Geología del petróleo/Petroleum geology/Geologia do petróleo
Edgar Chacín Benedetto
Geóº, Consultoría GPSI. Correo-e: ejchb1965@gmail.com ORCID: https://orcid.org/0009-0009-7257-9414
Recibido: 16-11-24; Aprobado: 26-11-24
The Barinas sub-basin is located in southwestern Venezuela, with most of its territory covering the Llanos and the other part on the southern Andean flank. It is bordered to the northwest by the Andean Mountain range, to the north by a fraction of the Coastal Range, to the east-northeast by the El Baúl arch, and to the south by the Apure sub-basin. The geological column is divided into four (4) sections: Pre-Cretaceous, Cretaceous, Paleogene-Neogene, and Quaternary, encompassing a history of more than 100 million years, excluding the Pre-Cretaceous (Nomenclature according to the International Chronostratigraphic Chart. V. 2023/04). Its oil history began with the first exploratory well in the search for oil, Uzcategui-1, in June 1930, with negative results; however, the Silvestre-2 well, drilled in 1947, opened the window to a new oil basin from which more than 850 million barrels of crude oil have been extracted to date, and 34 oil traps have been discovered.
A sub-bacia de Barinas está localizada no sudoeste da Venezuela, com a maioria de seu território cobrindo as planícies e a outra parte no flanco sul andino. É delimitada a noroeste pela cordilheira dos Andes, ao norte por uma fração da Cordilheira da Costa, a leste-nordeste pelo arco de El Baúl e ao sul pela sub-bacia de Apure. A coluna geológica é dividida em quatro (4) seções: Pré-Cretáceo, Cretáceo, Paleógeno-Neógeno e Quaternário, abrangendo uma história de mais de 100 milhões de anos, excluindo o Pré-Cretáceo (Nomenclatura conforme a Carta Cronoestratigráfica Internacional. V. 2023/04). Sua história petrolífera começou com o primeiro poço exploratório na busca por petróleo, Uzcategui-1, em junho de 1930, com resultados negativos; porém, o poço Silvestre-2, perfurado em 1947, abriu a janela para uma nova bacia petrolífera da qual mais de 850 milhões de barris de petróleo bruto foram extraídos até a presente data, e 34 armadilhas de petróleo foram descobertas.
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Citar así/Cite like this/Citação assim: Chacín (2024) o (Chacín, 2024).
Referenciar así/Reference like this/Referência como esta:
Chacín B., E. (2024). Historia geológica y petrolera de la subcuenca de Barinas, Venezuela. . Geominas 52(93). 91-105.
Venezuela cuenta con cuatro cuencas petrolíferas que, en orden de importancia por sus recursos petrolíferos, tenemos: Lago de Maracaibo, Cuenca Oriental, Barinas-Apure y la cuenca de Falcón. Figura 1.
Figura 1. Ubicación de la cuenca Barinas-Apure. Diseño del autor para este trabajo.
Figura 2. Cuencas subandinas. Ilustración del autor para este trabajo.
Figura 3. Subcuenca de Barinas, Cuenca Barinas-Apure. Figura del autor adaptada del Mapa Satelital de Google Earth.
Figura 4. Columna geológica de la Subcuenca de Barinas. (Chacín, 2020).
La cuenca de Barinas-Apure está emplazada en la parte suroccidental de Venezuela, al este de Colombia, y pertenece al sistema de cuencas subandinas, (Figura 2), las cuales están localizadas entre la cordillera de los Andes y los escudos Guayana y de Brasil.
También está delimitada por dos paleoaltos importantes, al norte-noreste, el arco de El Baúl que sirve de límite frontera con la cuenca oriental y el arco de Arauca que la separa de la cuenca de los llanos orientales de Colombia. Nuestra atención se centrará en la Subcuenca de Barinas, la misma está limitada al nor-noreste por el arco de El Baúl, al noroeste por la cordillera de Los Andes y al sur por el arco de Mérida. Figuras 1 y 3.
La figura 4 exhibe la columna estratigráfica de la Subcuenca de Barinas, representada por cuatro (4) porciones y los periodos geológicos siguientes: El precretácico está representado por un basamento de naturaleza ígnea-metamórfica, el cual representa una extensión del escudo de Guayana (Osuna, 1990).
El Cretácico está representado por cuatro formaciones:
1) Fm Aguardiente (Albiense Medio);
2) Fm Escandalosa (Cenomaniense - Turoniense), subdividida a su vez en cuatro miembros alfabéticos que, de base a cima, son: S, R, P y O; figura 5A,
3) Fm Navay (Coniaciense - Campaniense) dividida en los miembros: La Morita y Quevedo y, por último,
4) Fm Burgüita del Maastrichtiense.
El Paleógeno – Neógeno han sido determinados por las formaciones Gobernador y Pagüey (Eoceno Medio - tardío), Parángula y Río Yuca (Mioceno - Plioceno).
El Cuaternario constituido por la Formación Guanapa del Pleistoceno (Kiser, 1992; Léxico Estratigráfico de Venezuela, 1997).
En esta columna los yacimientos petrolíferos se encuentran concentrados en formaciones de fuente siliciclástica y carbonáticos (Figura 5A). Las de origen siliciclástico contienen gran parte de las reservas de petróleo de la cuenca y representa un 83 %, lo componen en su mayoría las formaciones Gobernador y el Mbro. “P” de la Formación Escandalosa, tal como se muestra en la figura 5C.
Las formaciones de origen calcáreo pertenecen exclusivamente al Miembro “O” tope de la Fm Escandalosa, tal como se muestra en la figura 5A, y en una pequeña fracción al Miembro Masparrito. Por lo general el tope del Miembro “O” está erosionado, con un hiatus de 1,5 Ma (Helenes et al., 1994) y frecuentemente presenta porosidad por disolución (principalmente de cavidades), dolomitización y calcitización, identificándose en algunos casos brechas y superficies de kartstificación siendo en los niveles dolomitizados con porosidad secundaria, figura 5D, donde ha ocurrido el almacenamiento de hidrocarburos (Aquino et al., 1997).
Este Miembro “O” también es conocido como caliza de Guayacán (Osuna, 1990). Este intervalo productor de petróleo, de 25 metros de espesor en promedio, tiene una producción acumulada superior a los 80 millones de barriles de petróleo (Cifras del MPPEP, diciembre 2023), lo que representa el 9,7 % de lo producido en la subcuenca, y está compuesto de litologías complejas, como: calizas, dolomías y areniscas calcáreas, mezcladas que han sido sometidas a diferentes procesos diagenéticos (Kupecz, 1997).
Los reservorios, unidades de flujo y producción de petróleo dependen de las facies de dolomita, aun cuando no todas las dolomitas presentan porosidad, ya que además de esta facies, es necesario la presencia de las unidades litológicas dolomitizadas masivamente y con varios tipos de porosidad. (Méndez, 2002). Por lo tanto, la Formación Escandalosa representa la edad geológica con el mayor acumulado de petróleo crudo: el turoniense, con un aproximado de las 2/3 partes de NP (Producción Neta) de la Subcuenca de Barinas, (Figura 5B).
Figura 5A., Unidades informales de la Formación Escandalosa, 5B. muestra porcentaje de petróleo crudo producido por edades, 5C. el acumulado por unidad geológica y 5D. Testigo del Miembro “O” mostrando porosidad secundaria. (Diseño y estadísticas por Chacin E. para este trabajo).
Sobre un basamento Pre-Cretácico, en un extenso mar epicontinental transgresivo sobre Venezuela Occidental, se deposita la formación Aguardiente. A partir del final del Albiense, se inicia de manera diacrónica hacia el oeste – suroeste de Venezuela, la transgresión marina que llegó a cubrir extensas zonas hacia el sur del país, ejemplo, el estado Apure.
Esta invasión marina coincide con el pulso mundial transgresivo del Cretácico Tardío, responsable de la sedimentación de calizas, lutitas y ftanitas ricas en materia orgánica, tanto en América como en Europa. Estas rocas se conocen en Venezuela como las formaciones Querecual y La Luna, rocas madres de los hidrocarburos generados en la Cuenca oriental y la del Lago de Maracaibo, respectivamente.
En la zona suroeste se deposita la formación Escandalosa (Cenomaniense - Turoniense) con sus miembros alfabéticos y orden estratigráfico “S” (lutita), “R” (areniscas calcáreas), “P” (areniscas cuarzosas carentes de cemento calcáreo) y “O” (carbonatos). Durante el intervalo Turoniense - Campaniense se sedimenta la Formación Navay y culmina con la regresión marina depositando las areniscas de la Formación Burgüita.
Una intensa deformación producto de la colisión por la entrada de la Placa Caribe frente a Sudamérica durante el Paleoceno-Eoceno, provoca la creación de arcos de dirección NE al SO, como el de Mérida y el de Arauca, sub-paralelos al Arco de El Baúl (Figura 6), Cada uno de ellos contribuyó durante su levantamiento a: I) acumulación de hidrocarburos sobre su charnela y contra el flanco del lado donde se encuentre el área de formación de hidrocarburos, II) erosión de las formaciones cretácicas y paleocenas y III) generación de valles incisos.
Figura 6. Arcos de la cuenca Barinas-Apure. Ilustración creada por el autor para este trabajo.
En el arco de Mérida, sobre el eje se erosionó la Formación Navay, finalmente en el arco más distante, el arco de Arauca se erosionó de un 60 a 70 % de la Formación Navay (Figura 11), (Chacín, 2013).
Figura 7. Discordancia angular, Fm Gobernador –Cretácico. Ilustración del autor para este trabajo.
Las formaciones cretácicas fueron progresivamente erosionadas, y la suprayacente Formación Gobernador, compuesta principalmente por las areniscas cuarzosas, forma una discordancia angular, (Figura 7), y la podemos apreciar la sección A-A’ trazada en sentido perpendicular al arco de Mérida.
En la medida que nos dirigimos al SW, arco de Mérida, la erosión será más pronunciada, poniendo en contacto a la Formación Gobernador con las unidades más antiguas, en este caso con la parte superior de la Formación Escandalosa en el campo Páez-Mingo. Finaliza el Eoceno medio tardío con la deposición de las lutitas de la Formación Pagüey.
Durante el Mioceno se produce un levantamiento progresivo en el centro de la cadena Andina, con una intensa subsidencia hacia el norte de sedimentos molásicos (González de Juana et al., 1980) y con ello se apertura otro periodo de erosión, como consecuencia las formaciones ubicadas en el área del levantamiento, a saber: Pagüey, Masparrito, Gobernador y las del Cretácico, contribuirían con sus sedimentos en la generación de nuevas formaciones, como Parángula de color rojizo (Figura 8A) y Río Yuca de color amarillento (Figura 8B), dicho color es debido a las micas presentes, la cuales provienen de la erosión de las rocas ígneas y metamórficas del basamento. Esta columna representa aproximadamente el 80 % de lo que penetra un pozo en cualquier sector de las áreas tradicionales y en Barinas Norte.
Figura 8A y B. Diferencia de color entre las litologías de las Fms Parángula y Río Yuca. 8C Contacto discordante entre las Fms Guanapa y Río Yuca.
Por último, finaliza la columna geológica con la formación Guanapa del Cuaternario, figura 8C, compuesta por conglomerados, (Feo Codecido et al., 1984; Kiser, 1992), y está localizada de forma discordante a la formación Río Yuca y específicamente en el flanco sur andino, es decir, que en las áreas tradicionales donde se encuentran los campos: Borburata, Torunos, Bejucal, Maporal, Silvan, Caipe, Silvestre y en otros no se ha penetrado con los taladros.
Primeros pasos (Décadas 1930 – 1950)
El geólogo norteamericano de experiencia internacional, Dr. Ralph Arnold (1875-1961), y un numeroso grupo de colegas, exploró Venezuela entre 1912 hasta 1916 (Arnold et al., 1960). Después de una exitosa actuación en la isla de Trinidad, la compañía General Asphalt lo contrató para evaluar las posibilidades de hallar petróleo en Venezuela. A su llegada al país solo existía una explotación artesanal en el estado Táchira, frontera con Colombia, que databa de 1883, campo La Alquitrana, la cual apenas llegaba a 1 BPPD. La aplicación de métodos científicos le dio la posibilidad al Dr. Arnold y a su equipo de sentar las bases para perforar los primeros pozos comerciales, sorteando todo tipo de obstáculos.
Los afloramientos y menes que describieron los geólogos en el flanco Norandino de Mérida, como: Mene de Tabacal, Río Culebra, (Arnold et al., 1960; Urbani et al., 2016) figura 9A, fueron tan llamativos, que motivaron a otros “Oil Hunters” (Buscadores de petróleo) para explorar el flanco surandino, y principalmente en el estado Barinas.
La primera etapa exploratoria en la búsqueda de petróleo se dio el 17 de junio de 1930, con la perforación del pozo Uzcátegui-1 (UZC-1), figuras 9B y 9C. La localización fue ubicada a 25 km al sureste de los afloramientos de lutitas oscuras del Cretácico superior de la formación La Luna, los cuales se encuentran cerca del aliviadero de la central hidroeléctrica del río Santo Domingo (Figura 9D), (Giraldo, 1994); pese a que, por problemas operacionales de arrastre y pegas de tubería en la formación Río Yuca, las actividades de perforación fueron suspendidas el 26 de junio de 1931, un año después, a la profundidad de 5.525’ MD y el 17 de marzo de 1934 el pozo fue abandonado, no penetró el objetivo petrolífero más cercano, la Fm Gobernador, ubicado, aproximadamente a 10 mil pies TVDSS.
Figura 9. A) Flancos norandino y surandino, 9B) Pozo Uzcategui-1, 9C) Casing pozo Uzc-1 y 9D) Afloramiento de la formación La Luna, roca madre de los hidrocarburos. (Composición fotográfica del autor para este trabajo).
Después de una campaña exploratoria de 4 pozos, 1 pozo en 1945 y 3 pozos en 1946, con resultados desfavorables, en 1947 se perfora con éxito el pozo SSW-2, hallando crudo de tipo mediano a nivel de las formaciones Gobernador y el Miembro. “P” de Escandalosa, resultando el 1er pozo comercial de la cuenca, y se descubre el campo Silvestre con una producción inicial de 2.750 BPPD.
En 1949 perforan el pozo Silvan-1, descubridor del campo Silvan, y en 1953 la Sinclair Oil Co. perfora el pozo Sinco-1 y halla un campo gigante, el único hasta el momento. En 1958, se descubren tres campos: Maporal, Estero y Palmita.
Segunda campaña exploratoria – Décadas 1960 – 1980.
En 1961, se retoma perforar a 2 km al NE del pozo UZC-1, el exploratorio UZC-2, logrando atravesar la columna geológica hasta la formación Aguardiente, aproximadamente 720’ buzamiento abajo de los reservorios conocidos para ese momento, fue abandonado al 3er día sin ser evaluado, quedando la incógnita de la posibilidad de producción a nivel del Miembro. “O” de la Formación Escandalosa.
Este intervalo de litologías complejas, calizas y dolomías, fue probado por primera vez en 1967, cuando se realiza la primera completación comercial en el campo Palmita, con resultados altamente positivos, con una prueba de 456 BPPD y 28,6° API (Chacín et al., 2006). En 1961 la empresa Mobil Oil Company descubre el campo Hato con la perforación del pozo Hato-1X, al tiempo que, en 1965, Venezuela Atlantic Refinig Co. perfora con éxito el Páez-4, nace el campo Páez-Mingo, y en 1967 la CVP perfora el pozo Caipe-1X, descubre reservas de petróleo mediano en el Eoceno, el campo más septentrional de la cuenca.
Finalmente, y en su último intento por desarrollar nuevas áreas, la Sinclair perforó en 1974 el Sinco 16-1X, surge la trampa SIN-16, ubicada al este del campo principal. En resumen, de 11 pozos exploratorios de una familia de 75 (15 %) descubrieron 10 campos petrolíferos, tal como se muestra en la tabla 1, con reservas recuperables de 1,13 MMMBP, de las cuales el 27 % corresponde al Eoceno y 73 % al Cretácico. El 90 % del volumen son crudos medianos y el 10 % pesados, (Chacín, 2020).
Tabla 1. Pozos exploratorios primera y segunda campañas exploratorias.
No se realizó ninguna perforación exploratoria desde 1981 a 1992, figuras 10A y 10B.
Figura 10A. Campos petroleros descubiertos entre 1947 y 1974. 10B muestra los campos descubiertos en las siguientes campañas exploratorias, color blanco, a partir de 1993. Ilustración creada por el autor.
Loaiza, Hernández, Urbina, y Coriat, 1991, postularon la existencia de una roca madre de edad cretácica, con características similares a la Formación La Luna de la cuenca del Lago de Maracaibo, los afloramientos se encuentran ubicados en las estribaciones de la cordillera andina, y una cocina generadora de hidrocarburos, denominada Cocina de Barinas de edad Eoceno, al norte de la ciudad de Barinas, a 25 km de los pozos UZC-1 y 2. Se deduce que los primeros Oil Hunters estudiaron en detalle estos afloramientos; es decir, que de haber llegado el pozo UZC-1 a la profundidad final, se presume que el crudo hallado debería estar en el rango de gas condensado a liviano.
Campañas exploratorias Barinas Norte y “Backyard” – Finales del siglo XX.
La campaña exploratoria, denominada Barinas Norte, iniciada en 1990 con la adquisición de líneas sísmicas 2D dio como resultado la definición de 25 prospectos, al norte, noroeste y este de las áreas tradicionales, descubiertas en la primera campaña, (Figueroa, 1997) (Figura 10B). Esta 2da campaña exploratoria fue emprendida por la empresa Corpoven S. A., ex filial de Petróleos de Venezuela, (Figura 13A), y fue iniciada en 1993 con la perforación del pozo Torunos-1X (Tor-1X), con reservas de petróleo en formaciones de edad Cretácico y Eoceno, ese mismo año se perfora el pozo Borburata-1X, descubriendo reservas de crudo liviano a nivel de la Formación Gobernador, a la fecha no se ha desarrollado.
En 1994 fue perforado el pozo Tor-2E, al sureste del Tor-1X, separado por una falla de gravedad, y descubre reservas de crudo liviano en la Fm Gobernador. Paralelamente, se realizó un estudio exploratorio, denominado Backyard, se perforaron al noreste del campo Caipe, el pozo de avanzada, Cai-9, figura 11C, encontrando petróleo en el Miembro “O” con una prueba de 641 BPPD de 26,4° API. Estos resultados indicaban que el Campo Caipe tradicional tenía altas probabilidades de poseer hidrocarburos en la Formación Escandalosa, por ubicarse en esta área buzamiento arriba, con respecto al Cai-9, el pozo exploratorio en profundidad se perforó en 2005 (Chacín et al., 2006).
Luego, en el flanco sur andino (F. S. A.) el pozo estratigráfico de tipo slim hole (hoyo reducido) el Guasimito-1S, (GSM-1S) fue abandonado. En 1994, el pozo Bor-2E descubre reservas de petróleo en formaciones de edad Cretácico y Eoceno en el campo Borburata; el pozo fue completado oficialmente en el Miembro “O” de la Formación Escandalosa, con una tasa inicial de 170 BNPD de 25º API y 0,3 % AyS.
Posteriormente, en 1994 los pozos Torunos-3E hallan petróleo en el Cretácico y el Eoceno, mientras que el Tor-4E solo en el Cretáceo, finalmente el 2do pozo exploratorio en el F.S.A., Sipororo-1X, resultó en el primer hallazgo de reservas de gas en rocas de edad Cretácico y Eoceno, y, sin embargo, el pozo fue abandonado por problemas operacionales.
En 1995, se perfora el pozo Borburata-3E el cual mostró hidrocarburos también en formaciones de edad Cretácico; empero, el pozo fue abandonado, seguidamente dos pozos exploratorios del F.S.A., La Yuca-1X y Barrancas-1X con pruebas de gas a nivel de formaciones de edad Cretácico. El año culmina con la perforación del Borburata-4E, el cual resultó seco.
En 1996 se descubren dos trampas en el área de Bejucal con la perforación de los pozos Bej-1X y Bej-2E, el primero ubicado al noroeste del campo Silvestre, (Figura 11B), separado por una falla de gravedad, descubre reservas de petróleo en formaciones de edad Cretácico y Eoceno y el pozo 2E solo descubre reservas en la columna del Cretácico.
Con la actividad de re-exploración al este del campo Maporal, el pozo SMW-27 resultó exitoso con el hallazgo de reservas en las formaciones de edad Cretácico y Eoceno, (Figura 11A).
Figura 11A. Campo Maporal Este, descubrimiento por reexploración, 11B. Campos Silvestre y Bejucal, trampa Bej-1X. 11C. Localización, pozo de avanzada Cai-9. Ilustración creada por el autor.
Los resultados de la perforación exploratoria entre 1996-1998 fueron: el pozo exploratorio del F.S.A, Las Lomas-1X, (LLM-1X), primer descubrimiento de petróleo de tipo liviano en rocas de edad Cretácico y Eoceno, el pozo Borburata-5E, el cual resultó seco y por último el pozo Obispo-1X descubridor de reservas de petróleo mediano en las formaciones de edad Cretácico y Eoceno.
En 1997 se perfora el pozo Borburata-6E, al oeste del Bor-2E, separada de este por una falla de tipo normal de 520’ buzamiento abajo, descubriendo reservas en formaciones de edad Cretácico. También fueron perforados, el pozo Barrancas-2E resultando seco, y los pozos Bejucal-3E, el Bejucal-4E el cual descubre reservas en la columna cretácica; el año culmina con la perforación del pozo Bejucal-5E resultando seco.
En 1998 concluye la segunda campaña exploratoria con la perforación de los pozos Bejucal-6E con resultados negativos y el descubrimiento de la trampa del Bor-10E, al norte de la trampa del BOR-2E, ilustrada en la figura 12A. Podemos apreciar y concluir en la figura 13B que el éxito exploratorio de las campañas exploratorias Barinas Norte y “Backyard” fue superior a las anteriores, ya que se contaba, entre otras, mejor capacitación profesional, conocimientos avanzados de la cuenca y tecnología de punta.
Figura 12A. Trampas del campo Borburata, 12B. Campo Silvestre, SSW-63X, 64X y 66X. 12C. Cai-12X, pozo exploratorio en profundidad. Ilustración creada por el autor.
Tercera campaña exploratoria – principios del siglo XXI
La 3era campaña exploratoria fue emprendida por Petróleos de Venezuela S.A., (Figura 13), y fue iniciada en el año 2004, con la perforación del pozo MPN-1X, al norte del campo Maporal, el cual descubre acumulaciones en el Miembro. “O” en la trampa de Maporal Norte, mostrada en la (Figura 11A).
En el año 2005 fue perforado el pozo Obispo-3X, al noreste de la trampa Obi-1X, y descubre reservas de crudo en la secuencia del Cretáceo. Finaliza el 2005 con la perforación del pozo exploratorio en profundidad Cai-12X para investigar la prospectividad de la Formación Escandalosa en la trampa de Caipe-3X, descubierta en 1969, donde están ubicados los pozos 3X, 4X, 6 y 7, el pozo exploratorio fue ubicado en la cresta de la estructura del yacimiento de la Formación Gobernador, el hallazgo del Cai-12X fue en los miembros “O” y “P”, (Figura 12C), (Chacín et al., 2006).
En 2008, el pozo exploratorio Sabaneta-1X, localizado en zona fronteriza de los estados Barinas y Portuguesa, descubre gas en rocas de edad Eoceno. A principios de 2010, pruebas en el pozo Bor-55X, al oeste del campo Borburata, dieron resultados negativos. Después, a principios de 2010 el pozo Bor-55X, al oeste del campo Borburata resultó negativo.
En 2011 se perfora el pozo exploratorio SMW-31X, al sur del campo Maporal Este, con reservas a nivel del Miembro “O” de la fm Escandalosa, figura 11A. En los siguientes cinco años (5), fueron perforados cuatro (4) pozos exploratorios al este del campo Silvestre, dando como resultado el descubrimiento de tres trampas contentivas de petróleo crudo, SSW-63, SSW-64 y SSW-66, (Figura 12B).
Figura 13A Pozos exploratorios perforados por año y 13B porcentaje de éxito exploratorio. Creada por el autor para este trabajo.
En 2012 es perforado el pozo LLM-2X, al norte del campo Las Lomas, descubriendo un campo de gas condensado tanto en el Miembro Masparrito como en la formación Gobernador.
En resumen, entre todas las campañas exploratorias, 27 pozos exploratorios de un grupo de 40 (67,5 %) descubrieron 24 campos petrolíferos, tabla 2.
Igualmente, en la tabla 2, se muestra el volumen de las reservas de los campos por campaña exploratoria, donde podemos distinguir que lo más abundante son las trampas de hasta 50 millones de barriles en recursos, lo que representa 76 % o ¾. La tabla 3, muestra los pozos exploratorios exitosos, profundidad total y nombre del campo.
Tabla 2. Magnitud de las reservas de los campos descubiertos. Creada por el autor para este trabajo.
Tabla 3. Pozos exploratorios exitosos, Año de descubrimiento, nombre del campo y profundidad total en metros. Creada por el autor para este trabajo.
En la figura 14, las áreas tradicionales en verde, han tenido mayor potencial de producción en 76 años al haber acumulado el 88 % del total, que Barinas Norte en 30 años con apenas el 12 %, por otra parte, en cuando a las edades de las rocas reservorios, en Barinas Norte han sido porcentualmente más productivas en el Eoceno.
Figura 14. Distribución de la producción acumulada por edades geológicas y por áreas. Creada por el autor para este trabajo.
Las trampas descubiertas más abundantes en la Subcuenca de Barinas son las que poseen hasta 50 millones de barriles en reservas, lo que representa 76 % o ¾.
Los siliciclásticos de la Fm Escandalosa, de edad Cretácico, los miembros informales “P” y “R” son los mayores responsables del acarreo y almacenaje de la mayoría de los hidrocarburos en la Subcuenca de Barinas. Aunque el Miembro “O” de naturaleza calcáreo-dolomítica también juega un papel importante.
La segunda campaña exploratoria de Barinas Norte y del Flanco Sur Andino, comprobó la hipótesis del trabajo de Loaiza et al., (1991) sobre la roca madre, la Formación La Luna, de edad Cretácico.
La cocina generadora de los hidrocarburos de la Subcuenca de Barinas, está ubicada al NO, N y NE de la ciudad de Barinas, es decir, el periodo Cretácico es de suma importancia en esta cuenca petrolera.
En la Subcuenca de Barinas el mejor porcentaje de éxito fue de la Segunda Campaña Exploratoria al perforar 40 pozos exploratorios y descubrir 24 trampas contentivas de petróleo crudo que representan el 92 % y de gas el 8 %.
Las áreas tradicionales han tenido mayor potencial en 76 años con 88 % que Barinas Norte con 12 % en 30 años de vida productiva, mientras que Barinas Norte, han sido porcentualmente más productivas en el Eoceno.
Se propone perforar un pozo gemelo en el área donde se encuentra el pozo Uzcátegui-1, cuidando hacer un estudio geomecánico para la prevención de las fallas mecánicas en las zonas de lutitas.
Perforar pozos de producción en las trampas de Tor-2 y Bor-1 que a la fecha de este trabajo se encuentra sin desarrollar y cuentan con crudos livianos.
El autor agradece a los PhD Francia Galea y Alfonso Quaglia por sus revisiones y recomendaciones.
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