ISSN-e: 3006-9467; ISSN: 0016-7975 / 1011-9565
GEOMINAS, Vol. 54, N° 95, 2026
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Geología del Petróleo/Petroleum geology/Geologia do petróleo
Exploración petrolera en la cuenca del Catatumbo-lago de Maracaibo: un siglo de hallazgos significativos
Exploración petrolera en la cuenca del Catatumbo-lago de Maracaibo: un siglo de hallazgos significativos
Oil exploration in the Catatumbo-Maracaibo lake basin: A century of significant discoveries
Oil exploration in the Catatumbo-Maracaibo lake basin: A century of significant discoveries
Exploração petrolífera na bacia do Catatumbo-Lago de Maracaibo: Um século de descobertas significativas
Exploração petrolífera na bacia do Catatumbo-Lago de Maracaibo: Um século de descobertas significativas
Edgar Chacín Benedetto
Geó° Consultoría GPSI. Correo-e: ejchb1965@gmail.com. ORCID: https://orcid.org/0009-0009-7257-9414
Recibido: 13-12-25; Aprobado: 12-21-26
Abstract
Abstract
Initial exploratory efforts in Venezuela were based on the recognition of surface hydrocarbon indications and the delineation of anticlines in outcrops. Notable among these indicators were the oil seeps at the La Alquitrana coffee farm in Táchira State; the Guanoco asphalt lake in Sucre State; and the Río de Oro and Las Cruces anticlines, as well as the seeps on the slopes of Cerro La Estrella in Zulia State. These findings led to the first discoveries in the following chronological order: La Alquitrana Field in 1883, Guanoco in 1913, Mene Grande and Totumo in 1914, and Río de Oro in 1915.The present research focused on the areas encompassing the Catatumbo basin (Colombia) and the southwestern tip of Lake Maracaibo (Venezuela). In this region, 24 hydrocarbon fields were discovered up to 2010: 21 correspond to crude oil and 3 to natural gas. Geographically, 46% of these fields are located in Venezuelan territory, while the remaining 54% are in Colombia. Currently, areas with potential for future exploration have been identified in Venezuela, specifically north of the La Alquitrana field and south of the Concordia field. This area of interest covers an extension of 4,470 km2, of which 94% belongs to Táchira State and the remainder to Zulia State.
Resumen
Resumen
Los esfuerzos exploratorios iniciales en Venezuela se basaron en el reconocimiento de indicios superficiales de hidrocarburos y en la delineación de anticlinales en afloramientos. Entre estos indicios destacaron los menes de petróleo de la hacienda cafetalera La Alquitrana, en el estado Táchira; el lago de asfalto de Guanoco, en el estado Sucre; y los anticlinales de Río de Oro y Las Cruces, así como los menes en las faldas del cerro La Estrella, en el estado Zulia. Estos hallazgos permitieron realizar los primeros descubrimientos en el siguiente orden cronológico: Campo La Alquitrana en 1883, Guanoco en 1913, Mene Grande y Totumo en 1914, Río de Oro en 1915. El presente trabajo de investigación se centró en las áreas que abarcan las cuencas del Catatumbo (Colombia) y el extremo suroccidental del lago de Maracaibo (Venezuela). En esta región se descubrieron hasta el 2010, 24 campos de hidrocarburos: 21 corresponden a petróleo crudo y 3 de gas. Geográficamente, el 46 % de estos campos se localizan en territorio venezolano y el 54 % restante en Colombia. Actualmente, se ha determinado que existen áreas con potencial para futuras exploraciones en Venezuela, específicamente al norte del campo La Alquitrana y al sur del campo Concordia. Esta área de interés cubre una extensión de 4.470 km², de los cuales el 94 % pertenece al estado Táchira y el restante al estado Zulia.
Los esfuerzos exploratorios iniciales en Venezuela se basaron en el reconocimiento de indicios superficiales de hidrocarburos y en la delineación de anticlinales en afloramientos. Entre estos indicios destacaron los menes de petróleo de la hacienda cafetalera La Alquitrana, en el estado Táchira; el lago de asfalto de Guanoco, en el estado Sucre; y los anticlinales de Río de Oro y Las Cruces, así como los menes en las faldas del cerro La Estrella, en el estado Zulia. Estos hallazgos permitieron realizar los primeros descubrimientos en el siguiente orden cronológico: Campo La Alquitrana en 1883, Guanoco en 1913, Mene Grande y Totumo en 1914, Río de Oro en 1915. El presente trabajo de investigación se centró en las áreas que abarcan las cuencas del Catatumbo (Colombia) y el extremo suroccidental del lago de Maracaibo (Venezuela). En esta región se descubrieron hasta el 2010, 24 campos de hidrocarburos: 21 corresponden a petróleo crudo y 3 de gas. Geográficamente, el 46 % de estos campos se localizan en territorio venezolano y el 54 % restante en Colombia. Actualmente, se ha determinado que existen áreas con potencial para futuras exploraciones en Venezuela, específicamente al norte del campo La Alquitrana y al sur del campo Concordia. Esta área de interés cubre una extensión de 4.470 km², de los cuales el 94 % pertenece al estado Táchira y el restante al estado Zulia.
Resumo
Resumo
Os esforços exploratórios iniciais na Venezuela basearam-se no reconhecimento de indícios superficiais de hidrocarbonetos e no delineamento de anticlinais em afloramentos. Entre esses indícios, destacaram-se as exsudações de petróleo da fazenda de café La Alquitrana, no estado de Táchira; o lago de asfalto de Guanoco, no estado de Sucre; e os anticlinais de Río de Oro e Las Cruces, bem como as exsudações nas encostas do morro La Estrella, no estado de Zulia. Essas descobertas permitiram realizar os primeiros achados na seguinte ordem cronológica: Campo La Alquitrana em 1883, Guanoco em 1913, Mene Grande e Totumo em 1914, e Río de Oro em 1915.O presente trabalho de pesquisa concentrou-se nas áreas que abrangem as bacias do Catatumbo (Colômbia) e o extremo sudoeste do Lago de Maracaibo (Venezuela). Nesta região, foram descobertos até 2010, 24 campos de hidrocarbonetos: 21 correspondem a petróleo bruto e 3 de gás. Geograficamente, 46% desses campos localizam-se em território venezuelano e os 54% restantes na Colômbia. Atualmente, determinou-se que existem áreas com potencial para futuras explorações na Venezuela, especificamente ao norte do campo La Alquitrana e ao sul do campo Concordia. Esta área de interesse cobre uma extensão de 4.470 km2, dos quais 94% pertencem ao estado de Táchira e o restante ao estado de Zulia.
Palabras clave/Keywords/Palavras-chave:
Palabras clave/Keywords/Palavras-chave:
Anticlinal, Anticline, campo Concordia, Concordia field, campo La Alquitrana, La Alquitrana field, cuenca del Catatumbo, Catatumbo basin, bacia do Catatumbo, exploración de hidrocarburos, hydrocarbon exploration, exploração de hidrocarbonetos, geología histórica venezolana, Venezuelan historical geology, geologia histórica venezuelana, potencial petrolífero (suroeste del lago de Maracaibo), oil potential (southwestern Maracaibo lake), potencial petrolífero (sudoeste do lago de Maracaibo), rezumaderos, oil seeps, exsudações.
Citar así/Cite like this/Citação assim: Chacín (2026) o (Chacín, 2026).
Referenciar así/Reference like this/Referência como esta:
Chacín B., E. J. (2026). Exploración petrolera en la cuenca del Catatumbo-lago de Maracaibo: un siglo de hallazgos significativos. Geominas 54(95). 3-00.
Introducción
Introducción
La cuenca del Catatumbo es el nombre que se da en Colombia al extremo sur de la cuenca del lago de Maracaibo, en el noroeste de Venezuela (Figura 1). La cuenca del lago de Maracaibo-Catatumbo está flanqueada por la cordillera de Perijá al oeste y Los Andes merideños al sureste. La confluencia de estos dos sistemas montañosos al sur delimita el límite meridional de la cuenca.
Figura 1. A) Cuenca del lago de Maracaibo con la ubicación del área de estudio, modificado de Arminio et al., 2025. B) Distribución de crudos en Colombia (Peak Oil Colombia, 2016).
Los principales períodos y formaciones identificados son:
Paleozoico: representado por el basamento metamórfico;
Jurásico: que incluye la Formación La Quinta;
Cretácico que comprende las formaciones que en orden estratigráfico son: Río Negro, Tibú, Mercedes, Aguardiente, Capacho, La Luna, Colón y Mito Juan, y finalmente,
Cenozoico abarca las formaciones: Catatumbo, Barco, Los Cuervos, Mirador, Carbonera, León, Guayabo y Necesidad.
La producción de hidrocarburos proviene de formaciones del Cretáceo, tales como: Aguardiente, Apón, La Luna y Capacho, así como de las formaciones del Paleógeno, que incluyen Catatumbo, Barco, Mirador y Carbonera, y del Jurásico en menor volumetría. El crudo extraído es predominantemente de tipo liviano (Figura 1B). (Peak Oil Colombia, 2016). Lo que indicaría una cocina cercana.
El primer descubrimiento significativo en la industria petrolera venezolana ocurrió en 1883 con la perforación del pozo Eureka, situado al sur de la cuenca del lago de Maracaibo, cerca de su periferia. Tras el hallazgo de hidrocarburos en el estado Zulia a través del Zumaque-1 en julio de 1914, se abrió un abanico de oportunidades que permitió expandir la búsqueda de petróleo.
Ese mismo año se descubrió el campo Totumo, al noroeste del Zumaque. En 1915, empleando el método de geología de superficie, se perforó en el distrito Colón el pozo Orden-2 cerca de la frontera con Colombia, resultando en el descubrimiento del campo Río de Oro.
En 1916, la perforación del pozo Toldo-1 contribuyó con el descubrimiento del campo Las Cruces. Más tarde, en 1927, el pozo CM-1 fue perforado con éxito, revelando el campo Los Manueles. Ese mismo año, pero del lado colombiano y siguiendo la misma alineación estructural, se descubrió el campo Río de Oro. Este presentaba múltiples prospectos que abarcaban desde la Formación La Quinta, pasando por las formaciones Tibú, Mercedes, Aguardiente y Mito Juan, hasta culminar en la Formación Catatumbo (Paleoceno).
Los descubrimientos continuaron en Colombia con el campo Petrolea (1933) y Carbonera (1938), seguidos por Tibú (1940). Paralelamente, en Venezuela se hallaron West Tarra (1947), Concordia y Tres Bocas (1950). La actividad siguió con el campo Sardinata en Colombia (1951), y luego en Venezuela, con los campos Rosario (1954) y Bonito (1956).
En Colombia, la exploración continuó con el hallazgo de tres campos de pequeñas dimensiones, entre los que destacan Oru, Yuca y Puerto Barco (1958) y Río Zulia (1961). Posteriormente, a partir de 1980, se produjo un hito significativo con el descubrimiento de los dos primeros campos de gas con intervalos de disparo en la roca madre, la Formación La Luna: Cerrito (1980) y Cerro Gordo (1987). Cabe destacar que el pozo Cerrito-1 se ubica a tan solo 2,8 km del límite fronterizo.
Los últimos descubrimientos registrados en Venezuela fueron Socuavó (1997) y La Palma (1999). Durante la primera década del siglo XXI, Colombia fue testigo de dos hallazgos: en 2002 se descubrió una pequeña extensión del campo Río Zulia, denominada Rio Zulia West y en 2010, el campo Oripaya que marcó otro logro significativo al convertirse en el tercer campo productor de gas de la cuenca del Catatumbo.
Estratigrafía del área
Estratigrafía del área
La figura 2 presenta la columna estratigráfica del área de estudio, que abarca los campos del distrito Colón en Venezuela y la cuenca del Catatumbo en Colombia. Esta zona petrolífera se desarrolló sobre un basamento de edad Carbonífera y de naturaleza metamórfica (Burkley, 1976).
Figura 2. Columnas estratigráficas A) Cuenca del Lago de Maracaibo, Modificado de:
WEC-Schlumberger, 1997 y B) Cuenca del Catatumbo, Tomado de Barrero et al., 2007.
Suprayace de forma discordante la Formación La Quinta de edad Jurásico, (Schubert, 1986). El Cretáceo consta de siete (7) formaciones, que en orden estratigráfico son:
1) Formación Río Negro: Compuesta por areniscas blancas intercaladas con arcillas y lutitas.
2) Formación Apón: Presenta calizas arenosas, lutitas y limolitas en la base. El contacto con la infrayacente Formación Río Negro es transicional y diacrónico, y en su tope pasa transicionalmente a la siguiente formación.
3) Formación Aguardiente: Caracterizada por una combinación de areniscas cuarzosas con intervalos calcáreos.
4) Formación Capacho: dispone de lutitas de color gris oscuro a negro y calizas de colores pálidos.
5) Formación La Luna: consta de calizas y lutitas calcáreas fétidas, con abundante materia orgánica laminada y finamente dispersa (Ford y Houbolt, 1963), (Talukdar et al., 1986) realizaron correlaciones crudo-crudo y crudo-roca madre en la cuenca petrolífera del lago de Maracaibo, lo cual les permitió diferenciar los tipos de crudos y concluir que la formación La Luna es la principal generadora de los hidrocarburos presentes en la cuenca.
6) Formación Colón: se caracteriza por lutitas microfosilíferas gris oscuro a negras, piríticas y ocasionalmente micáceas o glauconíticas, con margas y capas de caliza subordinada. Representa el sello de las acumulaciones del resto de las formaciones cretácicas.
7) Formación Mito Juan: la secuencia culmina con esta formación, caracterizada por arcillas grises, gris verdosas y negras, localmente arenosas. El contenido de limo y arena aumenta en sentido ascendente, y en su parte superior se encuentran a veces capas delgadas de calizas y areniscas (LEV, 1997).
El Cenozoico en la región comprende nueve (9) formaciones geológicas, descritas a continuación:
1) Formación Catatumbo: Identificada inicialmente en el Pozo Oro N° 3 del campo Río de Oro, Colombia, esta formación está compuesta predominantemente por lutitas y arcillitas de color gris oscuro, ligeramente carbonáceas, con nódulos y lentecitos de limonita marrón. Se encuentran intercaladas capas de areniscas (LEV, 1997).
2) Formación Barco: Caracterizada por una secuencia intercalada de areniscas, lutitas y limolitas. Yace concordantemente sobre la Formación Catatumbo y pasa transicionalmente a la siguiente unidad.
3) Formación Los Cuervos: (Notestein et al., 1944) describieron su litología como constituida principalmente por arcillitas y lutitas con capas de carbón en la base y algunas capas de arenisca.
4) Formación Mirador: (González de Juana, 1980) la describe por sus areniscas blancas de grano fino a medio, con capas delgadas de gránulos o guijarros de cuarzo. (Albrizzio, 1969) detalló los registros eléctricos del pozo Río Zulia-1 (campo Río Zulia) y otros pozos de la Concesión Barco, mostrando que la división en tres miembros de la formación persiste sobre una extensa región.
5) Formación Carbonera: se compone principalmente de arcillitas y lutitas con areniscas arcillosas (González de Juana et al., 1980).
6) Formación León: (Heybroek, 1953) la describió como una secuencia monótona de lutitas grises a negras, blandas. Representa el sello de la Formación Carbonera.
7) Formación Guayabo: Según (Liddle, 1928), en su parte superior, la unidad está compuesta por arenas y arcillas moteadas rojas y blancas, intercaladas con arcillas abigarradas y arenas de colores pardo claro a grisáceo. (González de Juana, 1952) menciona un espesor de 500 metros en el campo Los Manueles, estado Zulia.
8) Formación Necesidad: En su sección tipo consiste en arcillas y limolitas (Etchart, 1977). Esta formación es discordante tanto sobre la Formación Guayabo como por debajo de la formación El Rosario.
9) Formación El Rosario (Pleistoceno), Notestein et al., (op. cit.) representa los sedimentos más jóvenes, describe una secuencia sedimentaria que grada de arcillas y areniscas a conglomerados en la cima.
Antecedentes de la exploración petrolera
Antecedentes de la exploración petrolera
La búsqueda de hidrocarburos en el sector suroeste de la cuenca del Lago de Maracaibo se inició en la hacienda cafetalera La Alquitrana, estado Táchira. El interés surgió a raíz de las numerosas filtraciones de petróleo provocadas por el terremoto del 18 de mayo de 1875 (Martínez, 1979), un movimiento telúrico que originó fracturas de gran amplitud y longitud, conectando el yacimiento somero con la superficie.
Este hallazgo motivó la creación de la compañía minera La Petrolia del Táchira en 1878. La perforación del primer pozo comenzó en febrero de 1882 y alcanzó los 53 metros de profundidad en octubre de ese mismo año. Desafortunadamente, la operación se abandonó debido a las abundantes filtraciones de agua (Martínez, 1979), y luego en noviembre se inició la perforación del segundo pozo, logrando hallar petróleo liviano a los 60 metros de profundidad total en marzo de 1883, con una prueba final de completación de 230 litros (1,45 barriles), asignándose el nombre de Eureka, figura 1, marcando un hito importante para la industria petrolera venezolana.
El doctor en geología Ralph Arnold, un estadounidense con considerable experiencia internacional, exploró Venezuela junto a un numeroso grupo de colegas desde 1912 hasta 1916. Tras una exitosa labor en la isla de Trinidad, la compañía General Asphalt lo contrató para evaluar las posibilidades de encontrar petróleo en Venezuela.
La aplicación del método científico permitió al doctor Arnold sentar las bases para la perforación de los primeros pozos comerciales, superando todo tipo de obstáculos.
La presencia de importantes manaderos de petróleo, en la región de Mene Grande, estado Zulia, despertó el interés de los geólogos norteamericanos y sirvió como punto de partida para los estudios geológicos de la zona.
En su informe final, el doctor Arnold seleccionó las parcelas de explotación y recomendó la perforación inmediata de un pozo en la parcela Zumaque. Tras el descubrimiento de un yacimiento de petróleo pesado de dimensiones gigantescas por el pozo Zumaque-1 en 1914, los hallazgos continuaron ese mismo año en el campo Totumo, pozo Totumo-2 (Figura 1).
Hacia el sector suroccidental de la cuenca del lago de Maracaibo, en la zona del anticlinal Río de Oro, los exploradores de petróleo (oil hunters), mediante el reconocimiento de geología de superficie, detectaron un anticlinal erosionado. En la cresta del lado colombiano, encontraron la existencia de 4 o 5 filtraciones de petróleo (menes), lo cual sigue la norma común para anticlinales cerrados (Arnold et al., 2008).
Por esta razón propusieron una localización, se perforó el pozo exploratorio Orden-2 en el año 1915, siendo el tercer descubrimiento de forma secuencial, alcanzó la profundidad total de 235 metros, produjo petróleo de la Formación Catatumbo, descubriendo el campo Rio de Oro, (Almarza, 1998). Tabla II.
Tabla I. NP cierre 2024 de campos colombianos en la cuenca de Catatumbo. ANH, 2024.
Tabla II. Lista de pozos exploratorios descubridores de campos. Diseño del autor para este trabajo.
Los pozos O-2, O-3 y O-4 produjeron petróleo de 28° API de la Formación Catatumbo y fueron abandonados en conjunto durante 1969, (Goddard, 2025).
En 1916, la perforación del pozo Toldo-1, localizado también mediante geología de superficie, resultó en el descubrimiento del campo Las Cruces. Este pozo, ubicado 50 km al sureste del pozo Orden-2, fue perforado a percusión y completado en la formación Carbonera, alcanzando una producción de 800 BPPD.
En 1927, la actividad exploratoria resultó en dos hallazgos significativos. Siguiendo la línea de pliegue al noreste del campo Las Cruces (Figuras 4 y 7), el pozo CM-1 descubrió el campo Los Manueles. La estructura principal está definida por una nariz estructural con declive hacia el NE, (Almarza, 1998).
Figura 3. Perfil del campo Rio de oro, donde los buscadores de petróleo propusieron el pozo exploratorio Orden-2. Diseño del autor para este trabajo.
Figura 4. Alineamiento estructural de los campos que componen la cuenca del Catatumbo-Maracaibo. Diseño del autor para este trabajo.
Figura 5. Descubrimientos fronterizos de 1983, 1984 1985 y 1987. Diseño del autor para este trabajo.
La formación Mirador es la primera unidad petrolífera. Las areniscas de Carbonera son también productivas. Ese mismo año, pero en territorio colombiano, el pozo Rio de Oro-1, localizado a 515 m de la frontera, siguiendo el rumbo del anticlinal Río de Oro, descubrió el campo homónimo. Este yacimiento destacaba por sus múltiples prospectos petrolíferos, que cubrían un amplio rango de formaciones geológicas: Catatumbo, Mito Juan, Aguardiente, Mercedes, Tibú, La Quinta y el basamento metamórfico. Figura 7.
Los descubrimientos en Colombia prosiguieron con el pozo Petrolea N° 2, descubridor del campo Petrolea en 1933. Cabe destacar que estos yacimientos (incluyendo Los Manueles y Las Cruces, como se ilustra en las figuras 4 y 7) compartían un rumbo estructural común.
Después se hallaron los campos Carbonera en 1938 y Tibú en 1940, con reservas recuperables de petróleo en el orden de 270 mmbp (Ecopetrol, 2014) y producido hasta 2024: 259,8 mmbp, (96,2 %) (Tabla I). Paralelamente, en Venezuela, hitos importantes incluyeron los hallazgos de West Tarra en 1947, Concordia y Tres Bocas en 1950.
Los campos West Tarra y Tres Bocas se encuentran asociados a un alineamiento estructural distinto, el cual discurre de forma paralela o semiparalela respecto al que define los campos Petrolea, Las Cruces y Los Manueles.
La actividad exploratoria continuó en Colombia con el descubrimiento del campo Sardinata en 1951, figura 7, su ubicación sigue el tren estructural de los campos West Tarra y Tres Bocas. Posteriormente, las operaciones se trasladaron a Venezuela, donde se descubrieron los campos Rosario (1954), el más septentrional del área, y Bonito en 1956 (Figura 7), los reservorios principales de Bonito son las calizas y areniscas cretácicas; y como objetivo secundario las areniscas de la Formación La Quinta.
En Colombia, la exploración prosiguió con el hallazgo de tres campos pequeños (Oru, Yuca y Puerto Barco, (1958) y, más tarde, el campo Río Zulia (1961). Este último resultó ser significativo, ya que posee el 2do mayor acumulado de petróleo de la cuenca del Catatumbo, (Tabla I y III).
En 1980, se produjo un hito significativo con el descubrimiento de los dos primeros campos de gas con intervalos productores a nivel de la roca generadora, la formación La Luna: Cerrito (1980) y Cerro Gordo (1987). El pozo Cerrito-1 se ubica a 2,8 km de la línea de demarcación, lo cual es relevante para la re-exploración en Venezuela.
Un ejemplo que sustenta esta importancia es el del pozo Caño Limón-1 (CL-1), en Colombia, donde se obtuvieron las primeras muestras de petróleo en mayo de 1983. Impulsada por este hallazgo, PDVSA aprobó con celeridad la realización de estudios de geología de superficie.
El descubrimiento de rezumaderos de petróleo durante estos trabajos permitió autorizar la perforación del pozo exploratorio Guafita-1X, (GF-1X) el cual alcanzó la profundidad total en marzo de 1984 con resultados alentadores, figura 5.
En 1997, la perforación del pozo exploratorio SOC-1X alcanzó los 4.246 metros de profundidad, un hito que condujo al descubrimiento del campo Socuavó, el cual alberga reservas de petróleo liviano en la formación Aguardiente.
Luego, en 1999, se produjo el último descubrimiento en el Distrito Colón: una nueva estructura ubicada 39 km al sur del Campo Rosario. Este hallazgo se logró mediante la perforación del pozo LPT-1X, revelando el campo La Palma con reservas de crudo liviano en las areniscas del Paleoceno y el Eoceno, y siguiendo el mismo alineamiento estructural de los campos más cercanos a Socuavó y Rosario.
En 2002, se perforó el pozo RZW-2, situado a 4 km al noroeste del campo Río Zulia (Figuras 4 y 6). Este pozo probó la presencia de petróleo en la Formación Barco, registrando un flujo inicial de 1.071 BPPD de 39,6° API, acompañado de 2,6 MMSCGPD.
Durante la perforación, se observaron indicios de petróleo en los recortes de la Formación Mirador; no obstante, las pruebas de flujo arrojaron únicamente agua dulce. El pozo se completó exitosamente en la Formación Barco, recuperando un total de 24,4 mil barriles de petróleo.
Sin embargo, la posterior disminución de la presión y el flujo sugirió un yacimiento de pequeña volumetría, razón por la cual el pozo fue finalmente taponado y abandonado, (Navarro, 2006). Más tarde, en 2010 se perforó el pozo Oripaya-1, alcanzando una profundidad de 4.060 metros.
Este pozo, responsable del descubrimiento del campo Oripaya el hallazgo cronológico más reciente de la cuenca Catatumbo-Maracaibo (Figura 6), fue completado en la Formación Aguardiente a 3.819 m, 207 m de espesor y porosidad 5-9 %. Oripaya, un campo productor de gas, se consolidó como el 3ro de su tipo en la cuenca del Catatumbo.
Estructuralmente, los campos Socuavó y Oripaya se alinean con los campos Sardinata, Tres Bocas, West Tarra, La Palma y Rosario (Figura 4).
En la tabla III se muestra cómo se distribuyen los 24 campos, clasificados por magnitud.
Figura 6. Cronología exploratoria de la cuenca del Catatumbo-Lago de Maracaibo. Diseño del autor para este trabajo.
Distribución regional de los crudos
Distribución regional de los crudos
Al inicio de su maduración, la materia orgánica marina preservada en la roca madre se convierte en kerógeno. A medida que aumentan la profundidad y la temperatura, este 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 esenciales para que exista un reservorio.
Uno de esos procesos clave es la migración. Originalmente, la roca generadora produce petróleo liviano. Al abandonar el área de generación, este migrará para formar un yacimiento. Si no
Figura 7. Algunos campos de hidrocarburos relevantes de la cuenca Catatumbo y suroccidental de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Diseño del autor para este trabajo.
Tabla III. Lista de 24 campos de hidrocarburos, clasificados por su magnitud.
Diseño del autor para este trabajo.
encuentra un sello, continuará su recorrido a través de planos de estratificación, fracturas naturales y fallas, formando una manifestación superficial (oil seeps).
Sin embargo, la distancia del recorrido de la migración es un factor que afecta directamente la gravedad API: Si la migración es de corta distancia, la diferencia entre las gravedades API del crudo generado y el crudo del yacimiento será mínima, por lo que seguirá siendo liviano. Por el contrario, si la migración es de largo recorrido (Levorsen, 1973), puede afectar el crudo, degradando la gravedad API y resultando en un crudo de mayor densidad.
La figura 8A presenta un sistema petrolero hipotético. En este sistema, los hidrocarburos generados en la cocina migraron por densidad hacia diferentes trampas (A, B y C) distribuidas de oeste a este (Figura 8B y figura 8C).
Los crudos livianos se acumularon en las estructuras más próximas (Just, Big Oil, Raven y Owens), a diferencia de la trampa A, ubicada al oeste, que posee crudo pesado de 21° API. Esta última almacenada en una estructura fallada, y sus trazas se extienden hasta la superficie, la degeneración del crudo pudo verse afectada diferencialmente por múltiples factores, entre ellos, el lavado por agua (debido a la presencia de aguas connatas o meteóricas en distintas proporciones) provocando la biodegradación de los crudos, convirtiéndolo en petróleo pesado.
En las trampas más alejadas (trampa C), el recorrido de migración fue mayor. Como resultado, el crudo hallado en los campos Hardy es mediano, 29° API, mientras que en Lucky y Marginal es crudo pesado, de 15° y 18° API respectivamente (Fig. 8B).
Un segundo ejemplo de distribución de crudos se localiza en la subcuenca de Guárico, figura 9, perteneciente a la cuenca Oriental de Venezuela. En esta área, el norte del estado Guárico alberga una zona productora de gas, específicamente el campo Yucal-Placer.
A medida que se avanza hacia el sur, se encuentran los campos petroleros con reservas de crudos livianos y medianos, correspondientes a las áreas operacionales Guárico Occidental y Guárico Oriental. A continuación de estos, se extiende una franja de aproximadamente 100 km de ancho que almacena yacimientos con crudos pesados y extrapesados, pertenecientes a la Faja Petrolífera del Orinoco (F.P.O).
Figura 8. Sistema petrolero hipotético (A) y sección X-Y (B) ilustrando la distribución de los crudos. La sección (C) muestra datos sísmicos reales con una configuración similar al modelo hipotético. (Adaptado de Magoon y Dow, 1994).
En la cuenca del Catatumbo y la extensión de la cuenca del lago de Maracaibo, la principal roca madre de hidrocarburos es la Formación La Luna, seguida en importancia por la Formación Capacho (López et al., 2022).
Basado en el tipo de crudos de los 24 campos, de los cuales en 21, predominan los crudos livianos, figura 1B, se infiere que la zona de generación de hidrocarburos (la "cocina") está próxima. En la sección central del mapa (Figura 10) se localizan los campos productores de gas, específicamente: a) Cerrito, b) Cerro Gordo y c) Oripaya.
Por otro lado, los campos que contienen petróleo se encuentran distribuidos mayoritariamente hacia el noreste, Figura 6. Cabe destacar una excepción: el campo La Alquitrana, figura 6, situado hacia al sureste, contiene un petróleo de color negro verdoso con un peso específico de 0,868 g/cm³ o 31,5° API, según datos reportados por Martínez (1979).
Figura 9. Distribución de crudos en la Subcuenca de Guárico. Modificado de: Chacin, 2020.
Hacia el oeste, la zona está delimitada por la presencia de pozos productores de petróleo y gas, así como por pozos exploratorios con resultados negativos. Al sur se ubica el campo La Alquitrana, un área con historia productiva, ya que se extrajo petróleo por un lapso de 51 años, desde 1883 hasta 1934, año en que finalizó la concesión de la compañía Petrolia del Táchira (Martínez, 1979).
En esta misma área sur se ubican otros pozos exploratorios que, lamentablemente, resultaron secos:
A. La Alquitrana N°1: Perforado en 1939, alcanzó el fondo a 1.128 m, cubriendo la repetición de las formaciones Colón y Mito Juan sin diferenciar (S/D), Figura 12.
Figura 12. Registro de resistividad, pozo Alquitrana-1. Diseño del autor para este trabajo.
La cuenca se ha dividido en dos sectores principales de hidrocarburos (I y II). El sector I, de menor extensión, corresponde a la zona productora de gas, mientras que el sector II, de mayor superficie, comprende los campos de crudos livianos.
Como indican la dirección de las flechas en la figura 10, la hipotética migración de los crudos muestra una distribución preferencial hacia el noreste (NE) y una escasa e inexplorada al sureste (SE). La dirección NE, hasta el presente, la que aportó y concentró la mayor cantidad de hidrocarburos. El mapa de porcentaje de Carbono Orgánico Total (% COT) revela que estos campos se sitúan entre los isovalores del 2 % al 4 %, (Scherer, 1995).
Cabe destacar que existe un sector del mapa para continuar la exploración, cuyos isovalores se encuentran entre el 1 % y el 2 %. El área designada para continuar la exploración, con una extensión de 4.470 km², establecido con el apoyo de Google Earth, presenta límites geográficos y antecedentes operacionales definidos, figura 11.
Figura 10. A) Mapa % COT (Modificado de Scherer, 1995). B) Distribución de crudos, cuenca de Catatumbo y Suroccidental del lago de Maracaibo. Diseño del autor para este trabajo.
Figura 11. Mapa mostrando la zona para continuar la exploración, los pozos exploratorios descubridores de campos y los que resultaron secos. Diseño del autor para este trabajo.
B. Friata-1X: Perforado por la empresa Shell en 1952, a 60 km al norte de La Alquitrana. La perforación culminó en 1955, logró la profundidad total de 3.856 m. El pozo localizado sobre la línea sísmica I, figura 13, en una estructura geológica denominada Friata, y próximo a los menes de Caño Frío, debido a dificultades mecánicas impidieron su evaluación exhaustiva, solo se reportó fluorescencia en la Formación Mirador, intervalo cañoneado (3.614-3.627).
C. Ese mismo año se perforó el Fila-1X, situado cerca del pueblo de San Antonio y dentro del área purpura, figura 11, penetró el basamento a 2.752 m. resultando seco.
D. En territorio colombiano, el pozo Tasajero-1, finalizó a 2.361 m, fue abandonado con resultados negativos.
E. Rubio-1X, perforado en 2008 con el objetivo de explorar la formación Aguardiente, la perforación alcanzó la profundidad final de 3.460 metros, fue abandonado debido a la ausencia de acumulaciones comerciales. Solo se detectaron indicios de gas termogénico en una arenisca de un metro de espesor en la formación Mito Juan, misma unidad productora de petróleo crudo en el campo La Alquitrana.
Ahora bien, del lado oeste, en Colombia a menos de 7 km de la frontera, existen los siguientes campos productores, en la esquina superior, el campo Petrolea y Sardinata, en la central Río Zulia y Oripaya, más al sur el campo Cerrito y finalmente, el pozo seco Cucuta-1 (Figuras 11 y 13).
Figura 13. Línea Sísmica I, superpuesta en el área para continuar la exploración. El recuadro rojo indica estructuras favorables identificadas para la retención de hidrocarburos. Diseño del autor para este trabajo. (Adaptado de Findlay, 1988).
La figura 13 presenta el perfil de la línea sísmica I, la cual se superpone perpendicularmente al mapa y cruza los Andes venezolanos con orientación noroeste-sureste. Dicho perfil revela la existencia de estructuras geológicas favorables para la acumulación de hidrocarburos dentro del área delimitada por el recuadro rojo, que corresponde específicamente a la estribación del flanco Norandino (Findlay, 1988).
La abundancia de manifestaciones superficiales, figura 14, en el área de 4.470 km2 confirma la operatividad del sistema petrolero. Por ello, resulta fundamental revisar los transectos existentes de sísmica 2D para reprocesar, interpretar y realizar correlaciones estructurales con dichos manaderos. Este enfoque permitirá diseñar campañas sísmicas de mayor resolución, ajustadas a la profundidad de las rocas reservorios optimando así el proceso exploratorio en áreas próximas a infraestructura existente para una rápida incorporación de reservas.
Figura 14. Superposición de mapa, de ubicación de menes del flanco Norandino
en el estado Táchira, en Google Earth. Modificado de Urbani, et al, 2016.
Conclusiones
Conclusiones
1. El sector suroccidental de la cuenca del Llago de Maracaibo mantiene un significativo potencial para nuevos descubrimientos de hidrocarburos. Su atractivo exploratorio se fundamenta en la proximidad a campos colombianos limítrofes, como Petrolea, Oripaya, Río Zulia y Cerrito, situados a menos de 8 km de la línea fronteriza.
2. La presencia de manifestaciones superficiales ratifica la operatividad del sistema petrolero en el área. Resulta imperativo el reprocesamiento e interpretación de la sísmica 2D existente para establecer correlaciones estructurales con los menes identificados. Este análisis previo es clave para diseñar campañas sísmicas de alta resolución que optimicen la exploración y permitan una rápida incorporación de reservas aprovechando la infraestructura cercana.
3. Los yacimientos de petróleo están limitados por las estructuras geológicas. Debido a esto, estadísticamente, tres cuartas partes de los campos descubiertos entre 1883 y 2010 se clasifican como campos pequeños por su magnitud.
4. El tipo de hidrocarburo a descubrir puede variar entre gas condensado y liviano.
5. La cocina generadora de los hidrocarburos de la cuenca de Catatumbo se ubica hacia el área donde están los tres (3) campos de gas, Cerro Gordo, Cerrito y Oripaya.
6. Hasta la fecha, la dirección de migración predominante es hacia el noreste, sector que concentra el 82 % de los campos. En contraste, en el sureste se ubica el único campo restante, La Alquitrana. La evidencia geológica disponible sugiere que se trata de una acumulación menor en la cresta de un anticlinal, con recursos estimados en apenas algunas decenas de metros cúbicos.
Agradecimientos
Agradecimientos
El autor agradece a los PhD: Wolfgang Scherer G., Marcel Chin-A-Lien y los MsC Juan Francisco Arminio y Marianto Castro por sus sugerencias y recomendaciones.
Referencias bibliográficas
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The author(s) declare(s) that she/he/they has/have no conflict of interest related to hers/his/their publication(s), furthermore, the research reported in the article was carried out following ethical standards, likewise, the data used in the studies can be requested from the author(s), in the same way, all authors have contributed equally to this work, finally, we have read and understood the Declaration of Ethics and Malpractices.
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