Abr 13, 2026

De la geología a la oportunidad en Venezuela

Tras explicar la impresionante base de recursos de Venezuela en la Parte 1, los expertos opinan sobre las oportunidades de exploración y las perspectivas de redesarrollo.

Emily Llinas/AAPG Explorer

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El inicio del 2026 trajo consigo cambios trascendentales para Venezuela, la nación sudamericana que alberga las mayores reservas de petróleo del mundo. Desde la destitución de Maduro el pasado 3 de Enero, los gobiernos de Estados Unidos y Venezuela han anunciado una serie de medidas diseñadas para reactivar y abrir la industria energética del país.

A medida que los operadores, las empresas de servicios y los analistas reajustan sus prioridades para el 2026 y dirigen su atención hacia Venezuela, surgen interrogantes clave:

¿Qué oportunidades de exploración y producción se encuentran disponibles?

¿Y qué se requiere para comenzar a operar dentro del país?

La publicación The Explorer planteó estas preguntas a miembros de la AAPG y a expertos en la materia, quienes contribuyeron a una serie de dos partes centrada en la geología de Venezuela, las oportunidades de exploración de sistemas petrolíferos y su potencial de inversión.

La entrega anterior se centró en la geología, los sistemas petrolíferos y las estimaciones de reservas, ayudando a explicar por qué los inversores muestran tanto interés en el país, tanto en áreas marinas como terrestres, así como una serie de recomendaciones que deberían considerar aquellas empresas que ingresan al país por primera vez o que regresan tras una larga ausencia.

Oportunidades de Exploración

Dados los descubrimientos marinos realizados en la última década en los países vecinos —Guyana, Trinidad y Tobago y Colombia—, surgen naturalmente interrogantes sobre el potencial offshore de Venezuela.

Jairo Lugo, director de exploración de Caribbean Oil and Gas y autor del AAPG Memoir 123 de 2021, titulado *South America–Caribbean–Central Atlantic Plate Boundary: Tectonic Evolution, Basin Architecture, and Petroleum Systems* (Límite de placas Sudamérica-Caribe-Atlántico Central: Evolución tectónica, arquitectura de cuencas y sistemas petrolíferos), afirmó que las cuencas marinas de Venezuela poseen un potencial exploratorio extraordinario.

Señaló que la plataforma continental abarca más de 160.000 kilómetros cuadrados, de los cuales el 53 por ciento se encuentra en aguas someras, a menos de 200 metros de profundidad. Dentro de esta área se sitúan siete cuencas principales: Golfo de Venezuela, Falcón NE–Bonaire, Blanquilla, Tuy–Cariaco, Margarita, Golfo de Paria y Plataforma Deltana.

«Tras haber estudiado y evaluado cada una de ellas, mis estimaciones indican la existencia de recursos aún por descubrir que superan los 45.000 millones de barriles de petróleo liviano y los 111 billones de pies cúbicos de gas (cifras que, ponderadas por riesgo, se sitúan en 15.000 millones de barriles y 45 billones de pies cúbicos de gas)», declaró Lugo. «Sin embargo, desde 1958 solo se han perforado 72 pozos exploratorios en todo este dominio marino; un nivel de actividad escaso que deja a las cuencas offshore de Venezuela en una etapa de exploración auténticamente inmadura».

Lugo concluyó afirmando que el potencial exploratorio es innegable. Explicó cómo el yacimiento de gas supergigante Perla —descubierto en el Golfo de Venezuela en el 2009 y estimado en 17 billones de pies cúbicos de gas—, combinado con los descubrimientos de gas en la Cuenca de Margarita (yacimientos Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe) y en el área de la Plataforma Deltana (yacimientos Lorán, Cocuina, Tajalí y Manatee), representa un total combinado de 30 billones de pies cúbicos de gas costa afuera probado.

Los grandes recursos atrajeron a grandes compañías (Shell a Dragón y Lorán-Manatee, y BP a Cocuina).

«En todas estas regiones, las tasas históricas de éxito exploratorio promedian por encima del 45 por ciento, lo que subraya cuán inexplorado —y cuán prometedor— es verdaderamente el sector offshore de Venezuela», afirmó.

Jairo sigue «Cabe destacar que, en las cuencas del oeste del Golfo de Venezuela, el Golfo de Paria, el sur de Tuy-Cariaco y la Plataforma Deltana, están presentes las rocas generadoras La Luna y Querecual; estas se encuentran dentro de la ventana de generación de petróleo y gas, situadas bajo espesos pares de roca yacimiento-sello, a la espera de ser descubiertas en su lugar de ocultamiento».

Juan Francisco Arminio, delegado de la región de América Latina y el Caribe de la AAPG y consultor sénior en U3 Explore, describió cómo la geología apunta hacia un potencial de gas en el sector offshore.

Juan Francisco afirma «Además del prolífico sistema petrolífero cretácico La Luna-Querecual, existen los sistemas petrolíferos del Terciario asociados a la Cuenca de Margarita, el Golfo de Venezuela y la Plataforma Deltana; las tres presentan un potencial exploratorio significativo para gas».

«Asimismo, existe un potencial considerable en la región offshore del norte, que incluye las cuencas de Blanquilla y Tuy-Cariaco, donde se han reportado descubrimientos de petróleo, gas y condensados ​​generados por rocas del Paleógeno y el Neógeno».

Cuencas maduras en tierra 

Jairo Lugo señaló que el potencial exploratorio se extiende también al sector onshore: «Las cuencas terrestres maduras de Venezuela aún ofrecen oportunidades exploratorias significativas. A pesar de más de un siglo de perforaciones, las cuencas de Maracaibo, Barinas-Apure y Venezuela Oriental contienen, en conjunto, más de 41 mil millones de barriles de petróleo y 154 TCF de gas (16 mil millones de barriles de petróleo mediano a liviano y más de 58 TCF de gas libre, en términos de recursos prospectivos con riesgo), concentrados en más de cuatrocientos prospectos e indicios)cartografiados. Varias áreas permanecen en un estado sorprendentemente bajo de madurez exploratoria». 

Las estribaciones de la Serranía del Perijá y de los Andes septentrionales y meridionales continúan presentando plays estructurales poco explorados con sistemas petrolíferos probados. 

En el este de Zulia, la Formación Misoa del Eoceno Inferior alberga un potencial estratigráfico y estructural sustancial.

Lugo señaló «Hacia el este, una notable brecha de 100 kilómetros, aún no perforada, separa la tendencia supergigante de El Furrial de los campos Corocoro–Pedernales–Soldado en el Golfo de Paria: un área con una clara continuidad geológica, pero con una exploración de prueba mínima».

«Asimismo, la continuación hacia el este de la tendencia Oficina y de la Faja del Orinoco permanece en gran medida inexplorada, a pesar de la presencia de rocas generadoras de clase mundial y de vías de migración».

El registro del Oligoceno en la Cuenca de Maracaibo refleja una importante fase de elevación y exposición del margen de la cuenca a lo largo de sus flancos central y nororiental, lo que provocó la erosión de varios miles de pies de estratos del Eoceno Superior. 

Se espera que la denudación inducida tectónicamente haya dado lugar al desarrollo de una cuña de bajo nivel del mar significativa en la porción suroccidental de la cuenca. Si bien su existencia puede inferirse a partir de correlaciones estratigráficas regionales, la escasez de datos del subsuelo ha dificultado un análisis exhaustivo de la geometría, la distribución de facies y el potencial de reservorio de este sistema de bajo nivel del mar.

Juan Francisco Arminio destacó el potencial de la Cuenca de Maracaibo, donde tres cuencas de antepaís del Terciario se superpusieron al prolífico margen pasivo del Cretácico, dando lugar a múltiples sistemas estratigráficos y estructurales, a veces muy próximos entre sí y a menudo superpuestos. Afirmó que “Varias de esas zonas permanecen inexploradas o poco exploradas, algunas en la periferia de la cuenca, en los frentes montañosos, y otras cerca y dentro de campos petrolíferos comerciales, definidas mediante la reexploración de áreas maduras”.

“Se han definido zonas estratigráficas de petróleo pesado y ligero en afloramientos del Cretácico y el Terciario, en valles incisos del Eoceno y en turbiditas de talud, mientras que se han definido zonas estructurales en calizas y areniscas del Cretácico y clastos del Paleógeno alrededor del lago y debajo de campos petrolíferos del Terciario ya prolíficos”.

Yacimientos no convencionales

Si bien la mayoría de los exploradores citan oportunidades en los yacimientos convencionales, Lugo y Arminio también han identificado potencial para petróleo y gas de lutita.

“El sistema de generación de buena calidad del Cretácico Superior se extiende de oeste a este a través del país, pero es en la Cuenca de Maracaibo donde las zonas no convencionales más prometedoras de La Luna son más evidentes”, señaló Lugo. 

Una vez realizadas las pruebas de campo adecuadas, se definirán volumetrías más realistas, así como procedimientos operativos específicos para cada yacimiento, tanto para la producción como para la protección ambiental.

Arminio, quien presenció las preocupaciones sociales y ambientales derivadas de proyectos no convencionales en Colombia, afirmó que las empresas deberían actuar con cautela antes de desarrollar proyectos de gas y petróleo de esquisto en Venezuela.

Con las regulaciones técnicas y ambientales necesarias, los recursos no convencionales serán viables: “Las evaluaciones publicadas sobre yacimientos continuos en Venezuela estiman recursos del orden de 15.200 millones de barriles de petróleo de esquisto y 204,8 billones de pies cúbicos de gas de esquisto, la mayoría asignados a la Formación La Luna en la Cuenca de Maracaibo”.

Lugo compartió cómo las numerosas oportunidades en Venezuela implican que hay algo para que todos exploren.

Y concluye: “En resumen, incluso en las cuencas más maduras de Venezuela, la combinación de sistemas petrolíferos probados, grandes inventarios de prospectos restantes y vastos corredores subexplorados garantiza que aún existe un importante potencial de exploración”.

Oportunidades de Producción

Dado el costo y los ciclos a largo plazo de los proyectos de exploración, algunas empresas podrían preferir las oportunidades de producción. Muchos expertos creen que la reactivación del país comenzará con reservas incrementales.

Jairo dice que reiniciar los proyectos existentes es un primer paso lógico, y que la aplicación de nuevas tecnologías es clave: “Debido al prolongado declive operativo e institucional de Venezuela, cientos de campos de petróleo y gas en las cuencas de Maracaibo, Barinas y el este de Venezuela fueron cerrados o abandonados mucho antes de agotarse. Muchas áreas productoras fueron desmanteladas para obtener piezas, y gran parte de la infraestructura superficial y subterránea restante ahora es inutilizable”.

“Esto es particularmente cierto en la cuenca de Maracaibo. En el este de Venezuela hay varios campos que los lugareños llaman ‘tierra quemada’; ni siquiera las cabezas de pozo sobrevivieron”.

A pesar de las condiciones actuales, estos yacimientos maduros representan algunas de las oportunidades más accesibles del país. Con una reexploración selectiva, reacondicionamientos y recompletaciones estratégicas, y la perforación de pozos gemelos o de reentrada, la producción podría restablecerse rápidamente y a un costo relativamente bajo.

Lugo explicó que la mayoría de los yacimientos se cartografiaron originalmente con sísmica 3D tradicional, pero la reurbanización moderna se beneficiaría enormemente de la nueva sísmica 3D de banda ancha de alta resolución, multiazimutal o de inversión de forma de onda completa para obtener una mejor imagen del subsuelo.

Al integrarse con herramientas de modelado de yacimientos basadas en IA y estratigrafía predictiva, estos conjuntos de datos pueden revelar compartimentos ignorados, zonas productivas no explotadas y objetivos óptimos de reurbanización, transformando los yacimientos abandonados en productores de ciclo rápido nuevamente, afirmó.

Arminio identificó importantes oportunidades para operadores pequeños y ágiles que puedan aumentar su producción rápidamente: “Los campos petrolíferos de Venezuela son activos maduros. La información disponible indica que la mayoría de ellos no han sufrido actualizaciones significativas durante varios años. Bajo nuevas regulaciones y mejores condiciones operativas, los campos maduros pueden optimizar su producción y generar reservas incrementales con tecnologías de producción y gestión de yacimientos mejoradas atrayendo a todo el espectro de actores del sector energético y proveedores de servicios, desde las grandes compañías petroleras internacionales (IOC) y nacionales (NOC) hasta los operadores medianos y pequeños junto con grandes y pequeñas empresas de servicios especializados y proveedores de tecnología”.

«Esto debe subrayarse, ya que los activos de menor envergadura —que tal vez no atraigan a los grandes actores— podrían resultar una oportunidad de primer nivel para los operadores más pequeños», añadió.

Preparativos para el ingreso

Bob Erlich, asesor del sector upstream en Cayo Energy —quien dedicó 16 años a trabajar en proyectos venezolanos entre finales de la década de 1980 y mediados de la de 2000—, instó a las empresas a actuar con cautela al buscar proyectos de reservas incrementales.

«Gran parte depende del estado actual de los yacimientos. Creo que un inversor potencial prudente querrá realizar un análisis intensivo de datos y examinar un gran número de ubicaciones de relleno y pozos DUC (perforados pero no completados) antes de realizar grandes inversiones».

Bpb también ofreció un consejo a las empresas interesadas en explorar nuevos proyectos.

«Hagan su tarea. Analicen los pozos existentes —cuáles se han perforado con éxito y cuáles no— y determinen si se ha probado la viabilidad de la formación. No asuman que el sistema petrolífero de La Luna les salvará; existen miles de pozos secos y no comerciales en Venezuela».

Erlich participó en tres rondas de licitación de campos marginales y de exploración junto a Amoco, durante «La Apertura», una estrategia nacional implementada en la década de 1990 que abrió las áreas de exploración y los campos maduros existentes a la inversión extranjera.

Arminio, quien trabajó para PDVSA durante La Apertura, coincidió en que los datos son fundamentales: «La información es primordial: la primera ronda en Venezuela fue ardua, en gran parte debido a los problemas para acceder a los datos requeridos».

Reflexionando sobre la experiencia de los operadores extranjeros en las rondas de la década de 1990, Arminio instó a las empresas a utilizar la mayor cantidad posible de datos e información: “No duden en adquirir nuevos datos críticos, tanto para la exploración como para la producció. Luego, utilicen esos datos con sensatez junto a los equipos técnicos, integrando tantas herramientas y disciplinas como sea posible para elaborar escenarios de desarrollo realistas, evitando proyecciones de producción apresuradas, gastos excesivos en infraestructura o la perforación de pozos costosos e improductivos”.

Erlich añadió que las empresas necesitan algo más que datos: necesitan buenos geocientíficos.

Alentó a las compañías interesadas en Venezuela a contratar a personas familiarizadas con el país y su geología: “A menos que sean Chevron, es probable que el personal que tuvo experiencia real en Venezuela se haya jubilado hace mucho tiempo. Existen buenos consultores con experiencia verificable en la geología del país —muchos de ellos exgeocientíficos de PDVSA que residen en lugares como Caracas, Bogotá, Calgary, Houston o México— que actualmente se dedican a la consultoría. ¡Pónganse en contacto con ellos; estoy seguro de que les encantaría volver a trabajar en su país de origen!”

Consejos para las empresas

Mientras tanto, Lugo, exgeocientífico de PDVSA, ofrece orientaciones específicas a las empresas interesadas en su país natal: «Para los exploradores que llegan a Venezuela por primera vez, el consejo más importante es reconocer que, si bien muchas cuencas comparten características geológicas predecibles —estilos estructurales, tipos de trampas, sistemas deposicionales y configuraciones estratigráficas que a menudo se repiten de una cuenca a otra—, lo que realmente distingue a Venezuela es la extraordinaria eficiencia de sus sistemas petrolíferos».

En la mayoría de los países, los exploradores deben sopesar los riesgos relacionados con la roca madre, la carga, la migración y la sincronización; sin embargo, en Venezuela, esos riesgos se reducen drásticamente: «Las rocas madre son tan prolíficas y el sistema de carga tan eficaz que el desafío principal no radica en determinar si hay hidrocarburos presentes, sino en cuán bien definida está la trampa. Si la geometría de la trampa es sólida, es casi seguro que esta se llenará hasta su punto de desborde. Esto transforma la mentalidad exploratoria: el éxito depende menos de demostrar la funcionalidad de un sistema petrolífero y mucho más de una definición estructural y estratigráfica precisa, de un mapeo minucioso y de una evaluación disciplinada de las trampas».

Para las empresas que regresan a Venezuela tras años de ausencia, el mensaje clave de Jairo Lugo es que el panorama operativo cambiará radicalmente: “Con la seguridad contractual restablecida, un régimen fiscal competitivo y predecible, el cumplimiento de las resoluciones internacionales sobre compensación y el retorno del país a la normalidad institucional y democrática, Venezuela está reconstruyendo activamente la confianza perdida durante los años de expropiación e incertidumbre”.

Para Lugo, lo que hace que Venezuela sea atractiva para las grandes compañías no es la reurbanización a pequeña escala, sino la combinación de grandes áreas de producción y un importante potencial de exploración.

“La magnitud de la oportunidad es única: áreas maduras con reservas de miles de millones de barriles que pueden revitalizarse con nuevas tecnologías, además de cuencas fronterizas y casi fronterizas capaces de generar descubrimientos del tamaño y la calidad que las grandes compañías necesitan para marcar la diferencia”, afirmó.

“Como nos recordó Wallace Pratt, ‘El petróleo está en la mente del hombre’, y hoy también reside en la capacidad de los geocientíficos para transformar esa visión en oportunidad, para articular el subsuelo con claridad y para convencer a los inversores de que el próximo gran descubrimiento comienza con una idea bien definida”.

EVENTOS DE LA AAPG

El renovado interés en la geología, la exploración y la producción venezolanas motivó al personal y a los voluntarios de la región de América Latina y el Caribe de la AAPG a añadir un nuevo evento al calendario anual: un evento técnico y empresarial de dos días que se celebrará en el área de Houston.

“La AAPG tiene muchos eventos este año —tenemos otros seis solo en la región—, pero esta es una oportunidad que no podíamos dejar pasar”, declaró Arminio. “Todos quieren hablar de Venezuela, y la AAPG lleva décadas proporcionando información técnica y noticias del sector sobre Venezuela. Por ello, es lógico que la AAPG organice este importante debate en este momento tan especial”.

El Simposio Técnico y Cumbre de Exploración y Producción de la AAPG sobre Venezuela se celebrará en The Woodlands Resort del 18 al 19 de mayo.

Arminio forma parte del comité organizador, y Lugo ofrecerá una ponencia magistral sobre los sistemas petrolíferos y el potencial de Venezuela. Invitaron a sus colegas a unirse a ellos en Houston para el evento.

“Esperamos que nuestro próximo evento se celebre en Venezuela”, dijo. “Por ahora, esperamos verlos en Houston para participar en interesantes debates sobre el futuro de nuestro país”.

Para obtener más información e inscribirse, visite AAPG.org/venezuela2026.

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Desbloqueando los recursos de Venezuela

El subsuelo y la proximidad a mercados de alta gama son los factores que atraen a la mayoría de los inversores a Venezuela.

Bob Fryklund/S&P Global Energy CERA

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Venezuela, una de las provincias de hidrocarburos más singulares del mundo, ofrece lo siguiente:

• Las mayores reservas de petróleo del mundo: 303 mil millones de barriles; y 200 billones de pies cúbicos de reservas de gas
• Dos supercuencas: Maracaibo y Maturín Oriental
• 14 campos supergigantes; Once yacimientos han producido solo el 50% de sus reservas.
• Una de las rocas madre más ricas del mundo, que se extiende desde Colombia hasta Guyana y Surinam.
• Decenas de miles de pozos cerrados: 28.000 solo en Maracaibo.
• No se han realizado estudios sísmicos desde 2016 y existen menos de 10 pozos de exploración.

Mercados

Además de su geología, Venezuela ofrece una serie de ventajas de mercado para la industria del petróleo y el gas:

• Puertos de aguas profundas que facilitan la exportación de crudo y productos a mercados de alta gama como la Costa del Golfo de Estados Unidos.
• Crudo pesado, muy demandado por las refinerías de la Costa del Golfo de Estados Unidos, China e India.
• Recursos de gas cerca de la empresa Atlantic LNG de Trinidad, que necesita un nuevo suministro para mantener en funcionamiento sus plantas petroquímicas y de GNL.

Sin embargo, para aprovechar estos recursos es necesario superar obstáculos en la superficie, entre ellos:

• Establecimiento de marcos regulatorios, financieros y legales transparentes.
• Reconstrucción de la infraestructura: carreteras hacia las refinerías y mejoras en el suministro eléctrico. Red
• Resolución de litigios y laudos anteriores
• Claridad sobre el estado de los diversos contratos: contratos de regalías originales firmados bajo la ley petrolera; contratos de participación en la producción y acuerdos intergubernamentales.
• Reconstrucción de la cadena de suministro y el sector de servicios
• Reconstrucción de la capacidad y las competencias de PDVSA

También existen interrogantes sobre la fuerza laboral.

Los inversionistas deberán obtener respuestas a las preguntas anteriores y realizar inspecciones físicas de todos los activos.

S&P estima que esto podría tomar de seis a doce meses, dependiendo del activo. Algunos activos se encuentran en zonas rurales, pero muchos están en ciudades.

Oportunidades

• Las victorias más rápidas: aquellos ámbitos donde existen empresas conjuntas que pueden ser reactivadas o ampliadas. Aun así, estas requerirán tiempo —entre seis y doce meses para observar un crecimiento significativo—, suponiendo que se resuelvan los problemas de monetización mencionados anteriormente. 
• Los siguientes en la lista: proyectos de gas en alta mar que no presentan problemas con las instalaciones o activos existentes (Cocuina y Dragón), y que cuentan con contratos vigentes y operadores que ya estaban avanzando en las obras hasta que Estados Unidos impuso sanciones y revocó las licencias.

Todavía es pronto. Hay muchas variables en juego, pero ha llegado el momento de desempolvar los viejos informes y materiales, y evaluar si Venezuela encaja en su cartera de inversiones.

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Emily Llinas
AAPG EXPLORER/Bogotá