Subcuenca de Barinas: optimización de su potencial mediante la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico en zonas de generación

Introducción

La cuenca Barinas-Apure, con un área de 133 mil km², se ubica al SO de Venezuela, (Figura 1). La región descrita se compone de un 95 % de llanos y un 5 % de relieve andino en Barinas y Portuguesa limita al NO con la cordillera Andina, al norte con una fracción de la Cordillera de la Costa, al E-NE con el arco de El Baúl y al sur con la cuenca de los llanos de Colombia. La denominada “Cocina de Barinas” fue definida en la obra Reactivación de la exploración en Barinas, publicada por Loaiza et al., (1991), se ubica al Norte de la ciudad de Barinas, cuenta con un área de 1.591 km², (Figura 2).

Barinas fue de 7.658 bppd. Ante esta situación, es imperativo evaluar alternativas tecnológicas para incrementar la producción petrolera y mejorar la eficiencia, como: exploración, workover (reacondicionamientos), perforación horizontal y el fracking (fracturamiento hidráulico).

La combinación de las dos últimas en rocas madres (shale oil & gas) ha demostrado un éxito rotundo en USA, permitiendo el incremento de la producción desde 2010. Asimismo, esta técnica ha sido utilizada con gran acierto en Argentina desde 2015 (Figura 5). Bajo esta premisa, el miembro La Morita en el campo Sipororo posee las condiciones geomecánicas y petrofísicas adecuadas para la aplicación experimental de esta técnica de ingeniería de yacimientos no convencionales.

Estratigrafía del área e historia geológica

Sobre un basamento Precretácico de naturaleza ígneo-metamórfica, el cual representa una extensión del escudo de Guayana (Osuna, 1990), se depositó la formación Aguardiente. A partir del final del Albiense se inició, de manera diacrónica hacia el oeste-suroeste del país, una transgresión marina que llegó a cubrir extensas zonas hacia el sur, como el actual estado Apure, (Figura 1). En la región suroeste se asentó la formación Escandalosa (Cenomaniense - Turoniense), la cual está constituida por 4 miembros informales “S” (lutitas), “R” (areniscas calcáreas), “P” (areniscas cuarzosas) y “O” (carbonatos).

Posteriormente, durante el intervalo Turoniense-Campaniense, se sedimentó la formación Navay, dividida en dos miembros, Quevedo y La Morita, (Figura 3B), un ciclo que culminó con una regresión marina asociada a la deposición de las areniscas de la Formación Burgüita. Durante el Paleoceno-Eoceno temprano, la colisión producida por la entrada de la placa Caribe frente a Sudamérica generó una intensa deformación.

Este evento provocó el levantamiento de 3 arcos con dirección noreste-suroeste (como los arcos de Mérida y Arauca, subparalelos al Arco de El Baúl) (Figura 1), los cuales actuaron como trampas estructurales que favorecieron la acumulación de hidrocarburos en sus charnelas y en los flancos adyacentes a las rutas de migración. Como consecuencia de este alzamiento, las formaciones cretácicas como Burgüita, Navay, Escandalosa y parte de Aguardiente sufrieron erosión, dando origen a una discordancia angular sobre la cual se depositó la formación Gobernador, (Figura 3), compuesta por areniscas cuarzosas. El Eoceno concluyó con la sedimentación de las lutitas de la formación Pagüey.

Posteriormente, durante el Mioceno, el levantamiento progresivo del eje andino generó una intensa erosión que desmanteló las formaciones en el siguiente orden: Pagüey, Masparrito, Gobernador y las del Cretácico; este proceso aportó el material sedimentario que dio origen a la formación Parángula. Finalmente, la erosión subsiguiente del basamento dio origen a la formación Río Yuca (Kiser, 1992; Léxico Estratigráfico de Venezuela, 1997).

Los yacimientos petrolíferos se concentran en reservorios arenáceos y calcáreos. Las areniscas albergan el 79 % de las reservas de la cuenca, principalmente en la formación Gobernador y el miembro “P/R” de la formación Escandalosa. Por su parte, las calizas y dolomías se restringen al miembro “O” de esta última unidad. La formación Escandalosa acumula la mayor producción de petróleo neta (Np) de la subcuenca, aproximadamente 61 %. Esta notable concentración de reservas y producción acumulada confirma que dicha formación actuó como la capa portadora principal (carrier bed) para la distribución de hidrocarburos en los campos descubiertos entre 1947 y 2015, (Figura 3).

Debido a que la roca generadora se ubica en la estribación del flanco surandino, (Figuras 2 y 3), la evolución secuencial de hidrocarburos del miembro La Morita abarca las tres etapas tectónicas ilustradas en la figura 6 por Howell et al., 1992. En este contexto, los valores de reflectancia de la vitrinita permiten cuantificar el grado de enterramiento y calentamiento de las rocas madre, inducido por la sedimentación en la cuenca de antepaís, (Figura 7C).

Antecedentes de la exploración petrolera

El geólogo estadounidense Dr. Ralph Arnold (1875-1961), de amplia trayectoria internacional, lideró a un numeroso equipo de colegas en la exploración petrolera de Venezuela entre el lapso de 1912 y 1916 (Arnold et al., 1960). Tras una exitosa campaña en la isla de Trinidad, la compañía General Asphalt lo contrató para evaluar el potencial de hidrocarburos de Venezuela. A su llegada, la actividad local se limitaba a la explotación artesanal del campo La Alquitrana (estado Táchira, cerca de la frontera con Colombia).

Este campo, que databa de 1883, apenas producía 1 bppd cuando el equipo lo visitó el 30/04/1913 (Arnold et al., 1960), 30 años después de su descubrimiento.

Los llamativos afloramientos y menes descritos por los geólogos en el flanco Norandino de Mérida como el Mene de Tabacal y el Río Culebra (Arnold et al., 1960; Urbani et al., 2016; figura 9A) motivaron a otros exploradores a evaluar el potencial del flanco Surandino (FSA). En esta nueva región, el principal foco de atención que llevó a los geólogos a proponer la perforación del pozo Uzcátegui-1 fueron los afloramientos de lutitas oscuras y fétidas del Cretácico Superior, pertenecientes al miembro La Morita.

Estos se localizan en el área donde posteriormente se construyó el aliviadero de la central hidroeléctrica del río Santo Domingo (Giraldo, 1994). La ubicación del pozo Uzcátegui-1 (UZC-1) se estableció a 25 kilómetros al sureste de dichos afloramientos, en el estado Barinas (Figura 9B), iniciando su perforación el 17/06/1930. Sin embargo, debido a complicaciones operacionales en la formación Río Yuca, los trabajos se suspendieron un año más tarde, el 26/06/1931, a una profundidad medida (MD) de 5.525 pies. 

Finalmente, el 17/03/1934, el pozo fue abandonado formalmente sin haber logrado penetrar ningún objetivo petrolífero. Tras una campaña inicial de cuatro pozos con resultados desfavorables, el éxito exploratorio llegó en 1947 con la perforación del pozo SSW-2. Este hallazgo de crudo mediano en las formaciones Gobernador (Eoceno) y Escandalosa (Cretácico) marcó el descubrimiento del campo Silvestre el primer pozo comercial de la cuenca con una producción inicial de 2.750 BPPD.

El impulso exploratorio continuó en 1949 con la perforación del pozo SNW-1, el cual descubrió el campo Silván. Posteriormente, en 1953, la Sinclair Oil Co. perforó el Sinco-1, descubriendo un campo gigante que se mantiene como el único de esta categoría en la zona. Esta exitosa racha exploratoria culminó en 1974 con los descubrimientos de los campos en el siguiente orden cronológico: Maporal, Estero y Palmita, Hato, Páez-Mingo, Caipe y Sin área 16 (Figuras 5 y 9C), la mayoría con acumulaciones en el Eoceno y el Cretácico.

Reactivación de la exploración en Barinas

La cocina de hidrocarburos es el volumen de roca madre donde la materia orgánica alcanza la madurez térmica bajo condiciones específicas de presión y temperatura (entre 60 °C y 200 °C). Su dimensión está determinada por el espesor, una extensión areal que varía desde decenas hasta miles de kilómetros cuadrados, y la subsidencia de la cuenca sedimentaria (Tissot et al., 1984).

En este contexto, el estudio de Loaiza et al. (1991), basado en una reinterpretación geológica y geofísica regional, permitió mapear la “cocina de Barinas de edad eocena” mediante una reevaluación sísmica y estructural, cuenta hasta la fecha con un área de 1.591 km² con potencial de expansión (Figuras 2, 5 y 6).

Esta importante zona de generación se ubica al norte de la ciudad de Barinas y presenta un patrón de migración de noroeste a sureste; es decir, desde las áreas más profundas entre los 11 y 13 mil pies ejemplo: BOR-4E, (Figura 8), hacia la más somera (8.200 pies), donde se localiza el campo Páez-Mingo (Figuras 5, 7C y 8). Con base en este modelo, se deduce que los primeros exploradores petroleros analizaron en detalle dichos afloramientos.

Por lo tanto, se presume que si el pozo UZC-1 hubiese alcanzado la profundidad final programada, el hidrocarburo descubierto se encontraría en el rango de liviano a gas seco. A partir de este análisis identificaron 25 prospectos en las áreas interpretadas correspondiente a crudos livianos-mediano, como: Torunos, Borburata, Bejucal y Obispo, enfocándose en el potencial de las formaciones ya conocidas del Cretáceo/Eoceno en las áreas tradicionales.

Asimismo, el estudio determinó una clara zonificación del petróleo crudo de la subcuenca según el tipo de recurso: Flanco surandino: básicamente el predominio de yacimientos de gas no asociado. Zona intermedia: Acumulaciones de crudos livianos. Área central: Presencia de crudos medianos, ya conocidos en los campos de las áreas tradicionales desde 1947 como Silvestre, Sinco, Maporal y Silvan, lo que representa el 76 %, finalmente la somera (sur): Acumulación de crudos pesados en el campo Páez-Mingo, sector donde el Arco de Mérida actuó como el sello estructural definitivo para la retención final de los hidrocarburos, (Figura 7A).

Los geólogos David Howell, Kenneth Bird y Russ Cunningham, 1992, han estudiado cómo la tectónica compresiva controla la arquitectura de las cuencas, las fallas y las trampas estructurales. Destacan que los entornos compresivos (como los cinturones de pliegues y cabalgamientos y las zonas de subducción) aumentan significativamente el potencial de importantes reservas de gas no asociado, (Figura 7C).

Por otra parte, López y Lo Mónaco (2011) confirmaron que los crudos de esta subcuenca no provienen de la formación La Luna. Esta conclusión se fundamenta en que dicha formación exhibe relaciones de vanadio/níquel (V/Ni) elevadas (entre 10 y 16), mientras que los crudos de Barinas muestran valores drásticamente inferiores.

Asimismo, Blanco et al., (2013) comprobaron, mediante la evaluación petrofísica de pozos en el campo Sipororo, que las lutitas de la formación Navay registran unidades de gas mucho más altas que las zonas productoras tradicionales, como Gobernador y Escandalosa.

Esta hipótesis se refuerza al considerar que el pozo SIP-2X reportó valores de COT aún más elevados, cercanos al 4,6 %, lo que confirma la alta calidad orgánica de estas lutitas.

Planta termoeléctrica Barrancas

La planta Termobarrancas, (Central termoeléctrica) está ubicada en el municipio Obispos del estado Barinas, es fundamental para la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la región suroccidental. Su función principal es inyectar energía para equilibrar las cargas provenientes de centrales hidroeléctricas como el Guri y la central José Antonio Páez (ver figura 10). Sin embargo, la disminución progresiva en la tasa de producción de gas en los cuatro pozos del Campo Sipororo (Sip-2X, Sip-3X, Sip-4ST3 y Sip-5) compromete la operatividad de esta planta de generación, afectando el bienestar social del país.

Conclusiones

La subcuenca de Barinas cuenta con un sistema petrolero comprobado gracias al miembro La Morita (Formación Navay), cuyas lutitas cretácicas actúan como una excelente roca madre en la cocina de Barinas.

Históricamente, el miembro informal “P” de la formación Escandalosa funcionó de manera eficiente como capa portadora (carrier bed) para la migración de hidrocarburos hacia 36 campos comerciales, que fueron descubiertos entre 1947 y 2015. Sin embargo, la explotación tradicional convencional enfrenta un severo agotamiento, evidenciado por una contracción de la producción del 79,4 % entre 2008 y 2026, al caer de 37 a 7,6 mbppd. Esta crisis afecta directamente al campo Sipororo, cuyo declive compromete la seguridad eléctrica regional al interrumpir el suministro de gas natural a la planta termoeléctrica Barrancas.

Ante este escenario, el campo Sipororo califica como el candidato ideal para desarrollar el primer proyecto piloto experimental de perforación horizontal y fracking en la subcuenca de Barinas, debido a sus favorables condiciones geomecánicas y petrofísicas. La viabilidad técnica de este piloto permitirá, posteriormente, escalar la producción hacia los campos ubicados en la cocina de Barinas, La Yuca y Barrancas, además de los plays de Cerro Azul y Guaramacal que faltan por explorar.

Recomendaciones

Evaluar los esfuerzos principales en el miembro La Morita para diseñar fracturas hidráulicas eficientes.

Ampliar la delimitación de la extensión areal de la cocina de generación en la subcuenca Barinas, con el fin de actualizar el cálculo de los volúmenes de hidrocarburos expulsados y sustentar el diseño de una nueva campaña exploratoria.

Caracterización geoquímica y mineralógica del miembro La Morita en los pozos La Yuca-1X y Barrancas-1X, mediante la evaluación de la mineralogía de arcillas, el Carbono Orgánico Total (COT) y la reflectancia de la vitrinita (Ro), con el fin de definir la composición de la matriz mineral, cuantificar la riqueza orgánica y determinar la madurez térmica de la unidad.

Determinar módulos geomecánicos para confirmar las zonas de mayor fragilidad de la roca, así como evaluar los esfuerzos principales actuales en el subsuelo para optimizar la dirección de la perforación horizontal y el diseño de las fracturas.

Desarrollar un plan de gestión hídrica y ambiental específico para el uso de fluidos de fracturamiento, considerando la geografía de los Llanos y el flanco andino.

Analizar la heterogeneidad de las lutitas para determinar la dirección óptima de la perforación horizontal.

En el caso de la perforación de nuevos pozos, sean estos pilotos desviados u Horizontales, se deberían incluir en el programa de registros, además del set completo de registros convencionales (GR, Resistividad, Densidad, Neutrón y Acústico), registros especiales tales como: GR espectral, imágenes, sónico dipolar, espectrometría de elementos, etc., complementados con análisis de pirolisis en rocas o ripios conocido como “RockEval”.

Utilizar lodos base aceite o sintéticos para evitar la hinchazón de las lutitas durante la perforación del Miembro La Morita.

Agradecimientos

El autor agradece a MSc Marianto Castro y los PhD Alfonso Quaglia y Wolfgang Scherer por sus sugerencias y recomendaciones.

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