Sep 03, 2025

Re-Exploración y Producción 

Campos del Bloque Colon

Este artículo se enfoca en las operaciones de re-exploración y producción del Bloque Colón entre 1995 y 1998; basado en los antecedentes históricos del Distrito Catatumbo, así como describir los aspectos técnicos del contrato de servicio que lo regula y señalar los inconvenientes de trabajar en países en desarrollo.

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

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Resumen

Han pasado 33 años desde que, en 1992, Petróleos de Venezuela comenzó a abrir sus puertas a la inversión extranjera, porque estaba clara que en el ámbito petrolero internacional se sabía que el país contaba con abundantes reservas de petróleo, era políticamente estable y tenía una excelente ubicación geográfica con respecto a Norteamérica y Europa.

Por lo tanto, realizó una primera ronda de licitación de contratos de servicios para explorar y producir los hidrocarburos en sus campos petroleros maduros en el Oriente y en el Occidente del país. Estos factores lo convirtieron en un destino ideal para la inversión petrolera relacionada con contratos de exploración y producción. Esto indujo a que muchas de las petroleras multinacionales y a algunas pequeñas empresas independientes acudieran en masa al país. 

En una segunda ronda en 1995, en su afán por sumarse a la iniciativa y debido a la brevedad del proceso de licitación, algunas empresas interesadas no pudieron realizar adecuadamente evaluaciones técnicas y económicas de los campos ofertados. Esta situación resultó en cálculos erróneos y demasiado entusiasmo que posteriormente perjudicarían económicamente a muchas de las empresas pequeñas que carecían de lo que PDVSA llamó “capacidad de aguante económico” (staying power). No se dieron cuenta que hacer negocios y operar en el sector petrolero de Venezuela era difícil y costoso, condiciones que las empresas petroleras multinacionales podían manejar, pero desastrosas para pequeños operadores inexpertos y con un presupuesto limitado.

Los objetivos de PDVSA en la década de los 1990 en la Cuenca de Maracaibo y en particular en los campos petroleros del Distrito Catatumbo, era mantener a flote sus operaciones petroleras en la localidad de Casigua – El Cubo y evitar el despido de unos 50 empleados. Ellos apenas cobraban sus salarios semanales por la tarea de mantener una producción menor de unos 2600 barriles por día (bopd) en los campos maduros de la zona, perforar algunos pozos hasta el Cretácico en los campos Bonito y Rosario y realizar tareas menores de mantenimiento en las instalaciones de producción, oficinas y viviendas en su campamento y sus alrededores. Por lo tanto, en la ronda de licitaciones para dichos contratos de servicios en 1995, se incluyó un bloque denominado “Bloque Colón”. Fue uno de los más grandes de PDVSA, que abarcaba 760,000 acres al suroeste del Lago de Maracaibo en el Distrito Catatumbo, a 250 kilómetros al suroeste de Maracaibo. 

En términos simples, las condiciones del contrato incluían una fase inicial de actividades de tres años con la posibilidad de una extensión de 20 años en función de los resultados.

Este artículo se enfoca en diversos aspectos relacionados con las operaciones de re-exploración y producción en el Bloque Colón entre 1995 y 1998. Con la mayor objetividad posible, los principales metas del artículo son los siguientes:

1. Presentar los antecedentes históricos de los recursos petroleros del Distrito Catatumbo;
2. Describir los aspectos técnicos más importantes relacionados con el contrato de servicio que condujo a los logros de la re-exploración y la producción y
3. Señalar algunos de los inconvenientes de trabajar en países en desarrollo, en particular en   Venezuela, con ejemplos de cómo se debe proceder en el desarrollo de recursos petroleros en entornos políticamente sensibles, de altos costos y de alta vulnerabilidad.

Quizás las lecciones aprendidas y las experiencias adquiridas durante estas operaciones en el Bloque Colon permitan a las pequeñas empresas tener éxito en Venezuela en el futuro.

Historia Petrolera de los Campos en la Subcuenca Catatumbo

Comenzaremos con un breve relato histórico petrolero que las empresas operadoras extranjeras en 1995 necesitaban conocer sobre los campos existentes en el Bloque Colon. A principios del siglo XX, los primeros exploradores recorrieron varios días en barco desde Maracaibo para llegar al Distrito Catatumbo. Utilizaron lanchas a motor, bongos y canoas, navegaron por el lago de Maracaibo, remontaron el río Catatumbo hacia el oeste y el río Tarra hacia el sur para llegar a la región petrolera. 

El libro del eminente geólogo Ralph Arnold, publicado en 1960, titulado “First Big Oil Hunt 1911-1916”, es quizás el mejor documento histórico sobre las primeras exploraciones en esta región. Aunque fueron descubiertos por la Caribbean Petroleum Company, se atribuye a Royal Dutch Shell el desarrollo de los campos de la Subcuenca Catatumbo desde principios de la década de 1920 hasta el 1960. 

Después de esa década, las actividades generales de Shell en la región, disminuyeron. Por ejemplo, antes de 1949 se perforaron 200 pozos en el campo Las Cruces, y sólo 19 pozos entre 1949 y 1960.

Durante los años de actividad petrolera antes de 1995, se habían descubiertos y desarrollados en diferentes grados los siguientes campos: Río de Oro, Tres Bocas, Concordia, Las Cruces, Los Manueles, West Tarra, Bonito y Rosario. Sus principales yacimientos productivos fueron las areniscas Oligocenos de la Formación Carbonera y de la Formación Mirador del Eoceno, las areniscas Los Cuervos, Barco y Catatumbo del Paleoceno, las calizas de la Formación La Luna y las areniscas de la Formación Aguardiente, ambos de edad Cretácico.

Las Cruces  

El campo Las Cruces fue descubierto en 1913 durante la campaña de exploración de la Caribbean Petroleum Company bajo el liderazgo del geólogo Ralph Arnold. Estructuras anticlinales como Tarra y Río de Oro formaron cordilleras bajas que contenían abundantes menes (filtraciones) superficiales de petróleo. Era el campo más grande y en 1995, con 222 pozos, de los cuales solo 25 estaban produciendo de las formaciones Mirador del Eoceno y Los Cuervos y Barco del Paleoceno. 

Dichos yacimientos estaban asociados con una característica estructural bastante complicada llamada “El Sistema de Fallas de Empuje de Tarra”, con orientación norte. La producción venia tanto de los bloques sobre-cabalgados, así como de los sub-cabalgados. 

Esta característica se detectó por los geólogos y comprendido durante las primeras etapas del desarrollo del campo, por lo que vale la pena mencionar algunos detalles: 

• Es responsable de la formación de la escarpada Cordillera La Paloma, dentro de la cual se ubica el campo.
• Debido a que las fallas afloraron, los numerosos menes permitieron a los primeros exploradores descubrir el campo.
• En parte, el intenso fallamiento ayudó a crear compartimientos y trampas de hidrocarburos en el subsuelo y dificultó enormemente la correlación de las capas de areniscas vistos en los registros y en la interpretación sísmica. 
• Creó bloques elevados con rocas yacimiento someros que podrían ser fácilmente invadidas por aguas meteórizadas.
• Causó una situación complicada para monitorear el movimiento de los fluidos del yacimiento, lo que resultó en dificultades en el manejo de los mismos.

Inicialmente, los geólogos de Shell ya eran conscientes de las condiciones físicas extremas de la zona, siendo montañosas y selváticas. Comprendieron que la única manera de desarrollarlo económicamente era perforar una serie de intervalos de arenisca y combinar la producción (commingle). Sin embargo, no pudieron controlar la entrada de agua de baja salinidad y tuvieron que adaptarse a cortes de agua altos. La economía de la época permitió este método de producción. 

A lo largo de 75 años de producción, el campo se agotó gradualmente y los cortes de agua alcanzaron niveles superiores a los de rentabilidad del campo. En resumen, tardíamente y tras varios intentos fallidos de reacondicionamiento y dos pozos secos, un estudio integrado del campo Las Cruces indicó que las reservas recuperables restantes eran demasiado bajas y los cortes de agua demasiado altos para que este campo tuviera importancia económica en el futuro.

West Tarra

El campo West Tarra, en producción desde 1947, con 48 pozos alcanzó una producción máxima de 4100 bopd, provenientes de los yacimientos tradicionales de la Formación Catatumbo y del Cretácico, que se encontraban prácticamente agotados para 1995. Para esa fecha, con 12 pozos produciendo conjuntamente, el nivel de producción bajo a 1400 bopd, con cortes de agua que oscilaban entre el 14% y el 58%. El corte de agua en este campo era considerablemente menor que el de los demás campos de la zona. Sin embargo, las areniscas Paleocenas más someras, Los Cuervos y Barco (3000′- 4000′), se consideraban potenciales productores. 

Rio de Oro 

En el campo Río de Oro, entre 1915 y 1926, la Compañía de Desarrollo Colón perforó cuatro pozos en el lado venezolano del anticlinal Río de Oro. El pozo O-1, perforado en 1915, alcanzó una profundidad de 235 metros, produjo petróleo pesado y superficial y fue abandonado en 1954. Los pozos O-2, O-3 y O-4 produjeron petróleo de 28° API de la Formación Catatumbo durante muchos años y fueron abandonados juntos en 1969. Un quinto pozo, justo al norte (CA-1), fue perforado por Shell en 1965 y abandonado seco ese mismo año. 

En 1915 y durante los trabajos de desarrollo de Shell en la década de 1950, en el lado colombiano de Río de Oro, donde se perforaron 14 pozos, hubo continuos conflictos con los aborígenes indígenas, los Motilones. Evidentemente, los intrusos locales y extranjeros no lograron apaciguar a la tribu. 

A finales de la década de 1970 y principios de la de 1980, durante la campaña de adquisición sísmica 2D de PDVSA, también tuvieron algunas experiencias desagradables con las comunidades indígenas. Por lo tanto, suspendieron todas las actividades en el área de Río de Oro. Todavía en 1995 la misma situación complicada todavía existente y no fue fácil tener que lidiar con las mismas tribus indígenas, con monjas religiosas y con narco-guerrilleros. Aunque se creía que esta área contenía algunas de las perspectivas de exploración someras más atractivas, no fue posible realizar actividades petroleras en Rio de Oro. Dicho problema fronterizo estaba en manos del gobierno venezolano, específicamente de las fuerzas militares. Era una simple fantasía creer que una empresa petrolera extranjera podría resolver una situación tan compleja.

Los Manueles 

El campo Los Manueles, descubierto en 1930, se ubica al noreste de Las Cruces, también a lo largo de la falla de cabalgamiento de Tarra. Acumuló unos 58 millones de barriles (MMBLS) de petróleo y 17 billones de pies cúbicos (BCF) de gas provenientes de 47 pozos. En la década de 1980, PDVSA perforó sin éxito tres pozos profundos del Cretácico (CM-45, CM-46, CM-47) en el centro del campo. Uno fue abandonado seco. Sin embargo, los demás mostraron indicios de petróleo en este intervalo de calizas fracturado antes de ser abandonados debido a problemas mecánicos.

A lo largo de la historia del campo Los Manueles, se enfocaron en el sobre-cabalgamiento (overthrust) y pocos pozos penetraron las formaciones Los Cuervos, Barco y Catatumbo, del Paleoceno, que se encontraban bajo-cabalgamiento(underthrust). Por lo tanto, se creía que, de existir una producción similar a la de las zonas superiores, el bajo-cabalgamiento sería un objetivo exploratorio futuro. 

Tres Bocas

El campo Tres Bocas, descubierto en 1950, tenía siete pozos, pero con un solo productor (WT-58) con 52 bopd. El pozo se cerró temporalmente debido a problemas mecánicos, aunque figuraba en los registros como productor. Ubicado al suroeste del campo West Tarra y en la frontera con Colombia, cerca de la actividad guerrillera ocasional, el trabajo en este campo ha sido mínimo, limitándose a visitas ocasionales para verificar el estado de sus seis pozos inactivos. Los yacimientos calcareos del Paleoceno, las areniscas de canal de la Formación Catatumbo y el Cretácico aún contienen aproximadamente 3 millones de barriles de reservas probadas de petróleo y 22 billones (BCF) de pies cúbicos de gas. Debido a la inseguridad de la zona, cualquier actividad se consideraba riesgosa y no se realizaron operaciones de importancia a este campo. 

Rosario 

El primer pozo se perforó en la estructura Rosario en 1929 y el segundo en 1937. El primero no alcanzo legar llego al objetivo y el segundo produjo 100% de agua. No fue hasta 1954 que el CR-03 produjo 800 bopd de petróleo de 28° API del yacimiento Mirador I. Los dos pozos siguientes, CR-04 en 1956 y CR-05 en 1958, fueron productores exitosos en los intervalos Cretácicos a 14,100 pies de profundidad. Los tres pozos siguientes (CR-06, CR-07, CR-08), perforados a principios de la década de 1960 por Shell, produjeron en el yacimiento Mirador I. PDVSA continuó desarrollando este campo en las décadas de 1970 y 1980. Sin embargo, durante este período, la actividad en el resto del Distrito Catatumbo fue mínima y la última campaña de perforación, tuvo lugar entre 1983 y 1986. Estas fueron perforadas por Corpoven, filial de PDVSA, como parte del Proyecto de Gas Rocafría. El objetivo era suministrar gas del Cretácico a un complejo industrial en la ciudad de La Fría, ubicada al sur, en el piedemonte de los Andes. Los pozos no produjeron los volúmenes estimados de gas requeridos. Por lo tanto, el proyecto, así como el complejo fueron abandonados. Cuando el Consorcio recibió el campo, solamente 4 de los 12 pozos producían aproximadamente 500 bopd. Dos eran pozos del Cretácico (CR-10 y CR-12) y dos eran pozos productores de Mirador I (CR-06 y CR-07).

Concordia

El Campo Concordia, que producía de la Formación Barco desde 1955, se ubica en la Cordillera La Paloma, la extensión sur del Campo Las Cruces. Contaba con 10 pozos, de los cuales solo uno (T-219) produjo aproximadamente 31 bopd (abril de 1998). Debido al alto corte de agua en el intervalo Barco, no se consideró rentable ninguna actividad en este campo, salvo el monitoreo del pozo productor.

Bonito

En el campo Bonito, durante la década de 1950, Shell Oil Co. perforó ocho pozos en los yacimientos Terciarios someros de las formaciones Mirador y Barco. Posteriormente, PDVSA se enfocó únicamente en los yacimientos de calizas fracturadas del Cretácico, dejando atrás las evidencias de petróleo más someros observadas en algunos pozos. La producción comenzó en 1955 con el pozo WT-55, que aún producía aproximadamente 450 bopd. Cuando el Consorcio recibió el Bloque Colon, solamente dos pozos, ambos perforados por PDVSA en la década de 1980, estaban en producción (T-228 y T-231) y tres estaban disponibles para reingreso. Uno de ellos, el WT-65, produjo aproximadamente 230 bopd después del reingreso. Se intentaron dos reacondicionamientos más que no dieron resultados positivos y no se realizó ninguna perforación a finales de la década de 1990. Se conocía muy poco acerca de los intervalos Terciarios, pero su potencial no se desestimó.

La Empresa Operadora y Sus Logros (1995-1998)

Un Consorcio, compuesto por cuatro pequeñas empresas petroleras, de cuatro países diferentes, ganó la licitación y firmó el contrato con PDVSA a principios de 1995 para operar el Bloque Colon. El requerimiento del contrato consistía en aumentar la producción en ocho campos petroleros maduros en diferentes etapas de desarrollo y re-explorar reservas adicionales de hidrocarburos en la región. En conjunto, los campos contenían 362 pozos, de los cuales 49 estaban produciendo en ese momento. 

Es importante mencionar que, de los ocho campos ofrecidos, a solamente cuatro de ellos (Rosario, Los Manueles, West Tarra, y Las Cruces), se consideró necesario invertir la mayor cantidad de tiempo y presupuesto para cumplir con las exigencias del contrato. Los demás (Rio de Oro, Tres Bocas, Bonito y Concordia) tenía algunas situaciones difíciles de logística o de condiciones económicos y no se justificaba su atención durante los años 1995 al 1998.   

Para lograr la principal tarea de aumentar la producción, la empresa escogida por el Consocio para operar el Bloque, abrió una oficina en Maracaibo y otra en la localidad de Casigua-El Cubo para realizar las operaciones de producción en los campos maduros asignados. Las operaciones comenzaron en Mayo de 1995 con dos taladros de reacondicionamiento y enfocados en lo siguiente: 1) realizar numerosos reacondicionamientos en los campos Las Cruces, West Tarra y Los Manueles; 2) ejecutar estudios sísmicos 2D y 3D diseñados para explorar los carbonatos fracturados del Cretácico profundo y 3) elaborar la ingeniería de instalaciones de superficie y licitar la construcción de oleoductos y estaciones de bombeo. 

El programa inicial de reacondicionamiento aumentó la producción existente de 2600 bopd, provenientes de 49 pozos, a 3600 bopd, provenientes de 57 pozos, ligeramente por debajo de las estimaciones originales de 10,000 bopd propuestas para el primer año. Debido a los aumentos de producción menores a lo esperado, el Consorcio decidió ejecutar estudios multidisciplinarios detallados en 1996. Basado en los resultados, se recomendaron la perforación de seis pozos de desarrollo verticales, la realización de 23 reacondicionamientos y varios proyectos de optimización de la producción.  Con este plan, la producción diaria logro alcanzar los 5500 bopd a finales de 1996, considerablemente menos que las estimaciones previstas de 15,000 bopd para el segundo año.

Durante 1997, se perforaron cinco pozos, se realizaron siete reacondicionamientos y 30 optimizaciones que implicaron principalmente cambios de bombas. La producción diaria alcanzó los 12,000 bopd, gracias a los excelentes resultados de tres pozos de desarrollo perforados en el campo Rosario. En ese momento, el Bloque se encontraba produciendo 67 pozos. 

Campo Rosario

En 1996 y 1997, se realizaron optimizaciones y trabajos de reacondicionamiento (CR-03, CR-07, CR-08, CR-09) enfocados en aumentar la producción del yacimiento Mirador I.  Sin embargo, el proyecto de desarrollo de dicho yacimiento, ejecutado entre enero de 1997 y mayo de 1998, con la perforación de cinco pozos (CR-13, CR-14, CR-15, CR-16, CR-17), fue lo responsable del aumento de la producción total en el Bloque Colon, alcanzando aproximadamente 14,000 bopd. Estos pozos producían con bombas electro-sumergibles (ESP) más del 70 % de la producción total del bloque. Tras la perforación del CR-17 en el campo Rosario, salieron del taladro y se detuvo la actividad de perforación.

Campo Los Manueles

En 1995, de la Formación Mirador y de la Formación Carbonera en el bloque sobre-cabalgado, se obtuvo una producción de aproximadamente 650 bopd de 12 pozos. Basado en los datos de producción de estos pozos del yacimiento Mirador I, se estimó la existencia de 2 millones de barriles (MMBLS) de petróleo ático remanente en la parte central del campo. Para drenar estas reservas, se perforaron con éxito dos pozos (CM-48 y CM-49) en 1996. Debido a la invasión lateral de agua, los cortes de agua aumentaron gradualmente durante los dos años siguientes y el pozo CM-49 produjo 375 barriles de fluido con 25 % de agua (281 bopd). El pozo CM-48 se encontraba más cerca del contacto petróleo/agua y con el tiempo, presentó problemas de agua más graves.

Al mismo tiempo, solo dos pozos producían de la Formación Carbonera superior, del intervalo de Lutitas Arenosas, ubicado en la parte norte del campo. Sin embargo, debido a que estos intervalos se observaron en los registros de pozos en el centro del campo, se consideró que también tenían potencial económico. Por lo tanto, durante 1995 y 1996, se realizaron 14 reacondicionamientos en pozos viejos cañoneando los intervalos de Lutitas Arenosas superiores y la producción osciló entre 90 y 160 bopd. Tambien, se perforó un pozo ese año para evaluar el Paleoceno. Sin embargo, no se obtuvo producción y se completó en la Zona de Transición, más somera, con una producción de 300 bopd lo cual contribuyó a elevar la producción total del campo a 2045 bopd a mediados de 1996.

West Tarra

La mayor parte de las reparaciones en este campo, diseñadas para aumentar la producción de la Formación Catatumbo dieron buenos resultados. Por ejemplo, en 1996, cuatro pozos (WT-34, WT-38, WT-41, WT-47) produjeron en conjunto un total de 400 bopd. Las reservas recuperables probadas asignadas a una pequeña área cerca de estos pozos fueron de aproximadamente 4 millones de barriles (MMBLS) de petróleo en los intervalos más someros del Paleoceno ubicadas sobre los yacimientos tradicionales de arenisca del Catatumbo. Las formaciones Mirador y Carbonera, aún más someras (1000′ – 2000′), con indicios conocidos de petróleo y gas, aún no se habían probado. Se perforaron dos pozos de desarrollo en 1996; el primero, un objetivo del Cretácico, se abandonó a mitad de camino (6640′) debido a problemas de perforación y el segundo pozo, destinado a probar el yacimiento del Catatumbo, resulto seco.

En resumen, tres años de actividad resultaron en una producción diaria total de aproximadamente 14,000 bopd como resultado de la perforación de tres pozos exploratorios y 11 de desarrollo, a un costo aproximado de $170 millones. Sin embargo, el programa original de tres años inicialmente planificado incluía la perforación de 15 pozos exploratorios y 43 de desarrollo, alcanzar una producción de 23,000 bopd y gastar $160 millones. Sin embargo, los resultados del programa después de tres años fueron los siguientes: 1) Los compromisos del programa de perforación no se cumplieron. 2) Económicamente, hubo sobrecostos y 3) los aumentos de producción estimados no ocurrieron. 

Las razones para no haber cumplido con los compromisos originales son numerosas. Contaban con muy buenos profesionales petroleros, trabajando junto a ingenieros y geólogos locales más jóvenes y conocedores del negocio. Sin embargo, este Consorcio de pequeñas empresas extranjeras llegaron con conocimientos limitados sobre Venezuela, no estaban preparados para las complejidades geológicas y las dificultades operacionales que encontrarían en los campos petroleros maduros del Bloque Colon.  

Los Estudios Multidisciplinarios 

Debido a los bajos resultados de producción durante 1995, el Consorcio comprendió que debía mejorar su conocimiento de los campos tradicionales para asegurar el éxito económico del proyecto. Seleccionados y distribuidos entre los miembros el Consorcio, se seleccionaron los siguientes cinco campos para su estudio: Las Cruces, West Tarra, Bonito, Los Manueles y Rosario. Cabe mencionar que Shell y PDVSA también habían realizado numerosos estudios de ingeniería y geológicos durante los muchos años de desarrollo de estos campos. La mayoría de los informes se pusieron a disposición de las partes involucradas en los contratos de servicios de exploración y producción de la Cuenca de Maracaibo, quienes utilizaron la abundante e importante información contenida en los informes originales. Parte de la información, fue actualizada a la luz de los nuevos datos sísmicos y de pozos adquiridos, se integró, cuando fue necesario, en los informes finales elaborados en 1996 y 1997

• Estudio Integrado del Campo Las Cruces. Las conclusiones más importantes fueron: 1) Las complicaciones tectónicas extremas, los registros antiguos y la información deficiente de producción y yacimientos dificultaron la determinación de la porosidad, la saturación de agua, los contactos fluidos actuales y el cálculo preciso de las reservas. 2) Las estimaciones del total de reservas recuperables restantes (probadas, probables y posibles) de Mirador y del Paleoceno ascienden a 13.6 millones de barriles (MMBLS) y 3) se creía que las reservas podrían drenarse mediante la perforación de varios pozos someros dirigidos a las formaciones Mirador y Barco, dos pozos de avanzada, entrarle a un pozo y la realización de varias reparaciones. El estudio consistió en una evaluación exhaustiva y detallada del campo.
• Revisión geológica y de ingenieria “Miembro Carbonáceo”, Campo West Tarra. El objetivo fue evaluar la potencialidad y las reservas de las formaciones Paleoceno, Los Cuervos y Barco, denominadas “Miembro Carbonáceo”. Utilizando tres pozos (WT-34, WT-41, WT-47) y asumiendo que cada uno se comportaba como un yacimiento individual, se realizaron cálculos volumétricos en cada uno. El STOOIP-POES total para los tres pozos fue de 12.4 MMBLS con 3.626 BCF de gas. Se estimaron reservas recuperables remanentes de petróleo de 12.3 MMBLS y 3.6 BCF de gas, lo que indica un agotamiento cercano del yacimiento. Por lo tanto, no se recomendó la perforación y solo se propusieron optimizaciones de producción para los pozos. Se concluyó que antes de proponer un programa de perforación, era necesario un levantamiento sísmico 3D.
• Estudio multidisciplinario de la sección de yacimientos del Cretácico Inferior en el campo Bonito. El objetivo fue determinar la viabilidad de perforar pozos adicionales de desarrollo o de avanzada en los yacimientos de calizas fracturadas del Cretácico para aumentar la producción. Se obtuvieron estimaciones volumétricas para el intervalo Aguardiente/Mercedes en una reserva similar a la de los pozos WT-55, WT-60 y WT-63. Los resultados indicaron reservas recuperables remanentes de 2.3 s MMBLS de petróleo y 21 BCF) de gas. Con base en 20 años de datos de producción del WT-55, se estimó un STOOIP-POES mínimo de 10 MMBLS y un máximo de 67 MMBLS para el intervalo Tibu. El equipo de estudio recomendó la perforación de un pozo en la Formación Aguardiente con capacidad para producir 360 bopd y 5.0 mmpcd de gas. Para drenar el intervalo Tibu, se propuso un segundo pozo que produciría a una tasa de 1000 bopd. Su modelo de simulación (Eclipse) mostró que el pozo podría acumular 3 MMBLS de petróleo en veinte años. Este informe fue sólido en los aspectos geofísicos y geológicos, pero deficiente en criterios de ingeniería de yacimiento. Además, debido a la difícil viabilidad económica, la perforación recomendada no fue aprobada.
• Estudio de Yacimientos del Campo Los Manueles. El objetivo del estudio fue verificar la viabilidad de mejorar la producción del campo mediante pozos de desarrollo dirigidos a las Formaciones Mirador y Carbonera. Para ello, se realizó un mapeo estratigráfico y estructural detallado de cuerpos de arenisca individuales, se revisaron todos los datos del yacimiento y se aplicaron procedimientos de ingeniería. Aunque existe un estudio sísmico 3D en el campo, los datos no fueron adecuados para resolver las complejidades estratigráficas de las areniscas someras de la Formación Carbonera ya que fue diseñado para la exploración del Cretácico profundo. Sin embargo, los parámetros de adquisición aplicados ayudaron a resolver la configuración estructural de los cabalgamientos someros y los sistemas de fracturas en el Cretácico. Los resultados del estudio indicaron que el petróleo remanente probado en estos yacimientos asciende a 2.7 MMBLS y que las reservas probables y posibles en conjunto ascienden a aproximadamente 30 MMBLS. Las reservas probables y posibles de gas asignadas al campo fueron de aproximadamente 41 BCF. Las recomendaciones para el desarrollo futuro incluyeron la perforación de un pozo para evaluar los yacimientos de arenisca Terciaria, reparaciones en pozos existentes en el intervalo de lutita arenosa de la Formación Carbonera y evaluar el Cretácico mediante la perforación de un desvío en el pozo CM-46.

Revisión y análisis del Campo Rosario, Bloque Colón, Cuenca de Maracaibo, Venezuela. Este estudio se enfocó en el desarrollo del yacimiento Mirador I (8000’ – 11,000’). Sin embargo, fue posible mapear la Formación Barco, más profunda (11,200’) y el intervalo Cretácico se evaluó en menor detalle. Para el yacimiento Mirador I, el del STOOIP-POES indico 92 MMBLS. Se recomendaron cuatro pozos para drenar el yacimiento, con reservas estimadas para los nuevos pozos en 2.4 MMBLS por pozo. A pesar del fuerte empuje hidráulico asociado con el yacimiento Mirador I, se consideró una eficiencia de recobro de apenas el 21 %. Este valor se basó en la alta viscosidad del petróleo en relación a la baja salinidad de las aguas de formación y su efecto en la relación de movilidad (mobility ratio). Se sabía que dicha agua meteórica proviene de la Serranía de Perija donde afloran las areniscas de la Formación Mirador y las cuales se producen con los hidrocarburos en el subsuelo del campo Rosario a una distancia de más o menos 25 millas (40 km).

Debido a la profundidad (11,200’) y a la escasez de datos sobre el intervalo Barco, solo se consideraron necesarias las pruebas de pozos existentes para su desarrollo. Con respecto a los intervalos Cretácicos, el estudio indico que los pozos existentes estaban drenando las reservas de manera eficiente y eficaz. Se recomendaron registros de producción en los pozos CR-10 y CR-12 para determinar el grado de segregación gravimétrica en el yacimiento Cretácico. La información presentada en el informe final y las recomendaciones fueron cruciales para el desarrollo exitoso del yacimiento Mirador I en el campo Rosario.

El Programa De Exploración

Desde 1995 hasta 1998, un programa de exploración consistió en las siguientes fases: 1) Modelaje de cuenca y revisión de informes y publicaciones geoquímicas existentes. 2) Adquisición de 242 km de líneas sísmicas 2-D en unas pocas áreas. 3) Realizar un levantamiento sísmico 3D de 102 km2 sobre el campo Los Manueles y al norte. 4) Interpretación de sísmica 2-D antigua y mapeo de los prospectos de exploración observados. 5) Interpretación de los datos sísmicos 3-D en Los Manueles y mapeo del intervalo Cretácico y 6) calcular el STOOIP-POES para los diferentes prospectos utilizando un programa estadístico tipo MonteCarlo. Se propusieron 14 prospectos y se prepararon informes sobre cada uno y se presentaron a PDVSA y los socios del consorcio para su aprobación.

El objetico principal de la mayoría de los prospectos fueron las calizas fracturadas del Cretácico. Un prospecto, denominado Socuavo, produjo aproximadamente 400 barriles diarios de condensado y 1.6 mmcfd de gas de la Formación Aguardiente del Cretácico. Un prospecto en el campo Las Cruces resulto seco en los intervalos del Cretácico inferior, pero las pruebas en la Formación Aguardiente superior aún estaban pendientes en mayo de 1998. Un pozo en Los Manueles, destinado a evaluar la arenisca subcabalgada del Paleoceno, no produjo en ese intervalo. Sin embargo, se descubrió un pequeño yacimiento de arenisca de 3 metros de espesor que produjo a una tasa de aproximadamente 300 barriles diarios. Debido a la falta de capital financiero suficiente, en 1998 aún no se había realizado una evaluación completa del potencial exploratorio del Bloque Colon en base al esfuerzo de perforación. Aunque el operador no se benefició de inmediato del excelente esfuerzo y la dedicación del equipo de exploración, los resultados iniciales fueron alentadores.

Las Operaciones de Perforación 

El departamento de perforación comenzó con un personal inexperto, pero rápidamente incorporó personal con mayor experiencia. Los “toolpusher” en los taladros de perforación solamente hablaban inglés, lo cual causó serios problemas de comunicación con los trabajadores venezolanos. Esta situación, a menudo generó una relación incómoda entre trabajador y supervisor. Además, dichos “toolpusher” no entendían las costumbres ni la idiosincrasia de los trabajadores venezolanos, lo que les impidió obtener de ellos una productividad óptima. Gran parte del tiempo de perforación perdido se debió no solo a algunas deficiencias de los trabajadores, sino también a su renuencia a colaborar con el “toolpusher” extranjero, quien a menudo era grosero con ellos. Estas situaciones se podrían haber evitado utilizando ingenieros de perforación venezolanos con experiencia, disponibles en el mercado y que eran tan buenos o mejores supervisores de taladro y que trabajaban por salarios mucho más bajos. La razón por la que este Consorcio de pequeñas empresas extranjeras no aprovechó más este recurso local fue la falsa impresión de que la experiencia externa en lo que se refiere a operaciones de perforación eran superior. Muchas de las empresas petroleras que ingresaban al país en ese momento cometían el mismo error y luego culpaban a la “curva de aprendizaje” como la excusa para sus errores costosos.

La tabla a continuación presenta los resultados de la actividad de perforación. Muestra que el primer año fue bastante difícil. Debido a la mala condición mecánica del taladro disponible y su limitación de profundidad (aprox. 8000′), un pozo fue abandonado a mitad de camino hacia el objetivo y los problemas de perforación fueron bastante comunes. El desalentador historial de completación de solo dos de los seis pozos de desarrollo durante 1996 causó considerable preocupación dentro del Consorcio y PDVSA. La situación mejoró sustancialmente con la llegada de dos nuevos taladros con sistemas rotativos de propulsión superior (top drive). Se completaron más pozos con excelentes tazas de producción del yacimiento Mirador I. Debido a los muy altos costos de construcción de las ubicaciones de perforación ($ 500,000+), se utilizaron las existentes y se perforaron pozos en ángulos altos (40°+) para alcanzar los objetivos. Los muchos problemas de perforación (mecánicos, humanos, naturales) encontrados durante la perforación de todos estos pozos inclinados, resultaron en sobretiempos y costos extremadamente altos.

Cabe mencionar que esta empresa operadora del Bloque Colon no era la única que tenía problemas perforando pozos. Con toda la tecnología de perforación moderna que se estaba aplicando (computadoras, top drive, motores de fondo de pozo, mechas PDC, sofisticadas unidades de registro de lodo (mudlogging), lodo de perforación especial, etc.), los pozos tardaban más en perforarse a un costo extremadamente mayor que diez años antes, en la década de 1980, en la Cuenca de Maracaibo. PDVSA había establecido un grupo de trabajo para tratar de determinar las razones de los problemas. Extraoficialmente, se consideró que los siguientes factores humanos jugaron un papel importante: 1) Inexperiencia de los jóvenes ingenieros de perforación. 2) La falta de experiencia de viejos “toolpusher” extranjeros que no estaban bien capacitados en las últimas tecnologías de perforación y que no estaban familiarizados con las formaciones rocosas que se estaban perforando, y 3) PDVSA requería que los operadores utilizaran trabajadores sindicalizados sin experiencia quienes trabajaban extremadamente lento. Por supuesto, hay varios otros factores demasiado numerosos para mencionarlos.

Algunos Factores Que Influenciaron Las Operaciones

El Consorcio que operaba el Bloque Colón estaba compuesto por cuatro pequeñas empresas petroleras independientes, de cuatro países distintos con diferentes costumbres, hablaban idiomas distintos, tenían un estilo de trabajo y filosofías empresariales opuestos y agendas desiguales para su presencia en Venezuela. En ese momento, pareciera que el líder del grupo y el autoproclamado operador, realizó una evaluación inicial rápida y superficial. Sus expertos obtuvieron estimaciones atractivas, cercanas a los 90 MMBLS oficiales de PDVSA de reservas recuperables restantes en los campos tradicionales del Bloque Colón. Además, las estimaciones de STOOIP-POES para las áreas asignadas a la exploración podrían haber sido demasiado altas. Las otras tres empresas, cuyos expertos también parecían haber realizado cálculos rápidos y optimistas, acordaron formar el Consorcio considerado por ellos que seria una unión sólida y económicamente rentable.

Se hizo evidente que, durante la evaluación preliminar, el Consorcio pasó por alto algunas condiciones importantes del Bloque no relacionadas con su potencial de hidrocarburos. Estas condiciones incluían los siguientes obstáculos: 1) La proximidad del Bloque a la frontera con Colombia y la inseguridad de la región. 2) Problemas imprevistos con tribus indígenas que vivian dentro de áreas importantes del Bloque y las dificultades de ingresar a sus tierras. 3) La lejanía de la mayoría de los campos y su larga distancia de Maracaibo. 4) Aspectos físicos desfavorables como una cordillera con cerros empinados done existían tres campos principales, vegetación densa y clima caluroso y lluvioso casi todo el año. 5) Una fuerza laboral inexperta y fuertemente sindicalizada en una zona donde la actividad petrolera fue mínima durante 25 años antes de la llegada del Consorcio. 6) Deterioro extremo de algunas instalaciones superficiales de producción y del subsuelo muy antiguas y 7) la renuencia de la mayoría de las empresas de servicios de trabajar cerca de la frontera con Colombia. Los problemas causados por algunas de estas condiciones fueron superados. Sin embargo, esto se produjo con un coste operativo mucho mayor, obviamente no contemplado en el presupuesto original.

El departamento de ingeniería de yacimiento mejoró gradualmente a lo largo de tres años. Afortunadamente, varios ingenieros y geólogos que salieron de las filiales de PDVSA, aportaron una sólida formación petrolera y experiencia en yacimientos. Al principio, este grupo, tan necesario para el desarrollo óptimo de esos yacimientos maduros, requería apoyo. A medida que se incorporó personal externo al equipo y los socios no operadoras se involucraron más, se tomaron mejores decisiones técnicas y se incrementó la producción. El mejor ejemplo de ello fue el exitoso desarrollo del campo Rosario y el aumento significativo de su producción.

La comunicación entre los ingenieros en Maracaibo y el departamento de producción en Casigua-El Cubo fue adecuado y conformaron un grupo de trabajo técnicamente sólido. Superaron con éxito el difícil reto de modernizar los antiguos sistemas de tuberías, bombas, tanques receptores, separadores y diversas instalaciones de superficie. Los resultados de su trabajo se pudieron apreciar en La Colina, El Calvario y en el campo Rosario, donde las instalaciones tuvieron que diseñarse para manejar grandes cantidades de agua producida del yacimiento Mirador I. 

Esto se debió en gran parte porque el departamento de producción en Casigua-El Cubo. El gerente y su equipo profesional estaban realizando una excelente labor a pesar de varias condiciones adversas. Aunque la mayoría de los ingenieros eran jóvenes profesionales nacionales, sin experiencia en producción, estaban bien dirigidos y entrenados. Tres elementos principales que dan fe de ello fueron: 1) el preciso monitoreo de la producción diaria y su entrega puntual a PDVSA; 2) el excelente historial de seguridad que se mantuvo, con solo un accidente grave y algunas leves en un período de tres años y 3) la rápida mejora en el manejo de derrames de petróleo y menes superficiales naturales. Algunos derrames se atribuyeron a la rotura de oleoductos muy antiguos e inadecuados y a que agricultores locales los cortaban para robarse las mismas.

Conclusiones

• El Bloque Colón aún contiene suficientes reservas remanentes de hidrocarburos en algunos de sus campos maduros y POES-STOIP significativos en las áreas de exploración. Se puede considerar como una región de desarrollo económico atractivo, incluso en el 2025, unos 30 años después de la adjudicación de los contratos de servicio originales.
• Existía una enorme cantidad de datos técnicos de calidad en numerosos informes y en los archivos de pozos de PDVSA que describen claramente los campos y con detalles de los yacimientos. Estos se revisaron detalladamente en busca de pistas sobre cómo planificar una estrategia de desarrollo exitosa con tecnologías de vanguardia.
• La mayoría de los profesionales del petróleo coincidirán en que el desarrollo de estos campos petroleros maduros, así como la localización de nuevos prospectos de exploración, requiere el uso de tecnologías avanzadas de sísmica 3D, de perforación y de producción para obtener resultados óptimos.
• El Bloque Colón era demasiado grande, sus campos demasiado antiguos y demasiado complejos para ser desarrollado fácilmente por pequeñas empresas petroleras que carecían de suficientes recursos financieros y falta de algunas habilidades técnicas.
• En Venezuela, como en la mayoría de los países Latinoamericanos, es esencial un profundo conocimiento de la gente, la cultura, la política, la geografía y una excelente relación de trabajo con el socio local. La contratación de talento local en todos los niveles es beneficiosa.
• Como en la mayoría de los países de la OPEP, la volatilidad del sistema político y económico venezolano está estrechamente ligada a la volatilidad del precio del petróleo. Los cambios económicos drásticos pueden ocurrir en períodos relativamente cortos.