Reactivación de los Campos DZO, Alpuf y Alturitas

Reactivación de los Campos DZO, Alpuf y Alturitas

Debido a su importante historia como uno de los principales países productores de hidrocarburos del mundo desde principios del siglo XX, en el futuro cercano, las empresas petroleras multinacionales están considerando con cautela la posibilidad de reinvertir en la industria petrolera de Venezuela.

Orlando Pérez y Donald A. Goddard

Mayo 2026

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Introducción

Sus tres principales cuencas petrolíferas (Maracaibo, Barinas/Apure y Oriente de Venezuela) se conocen muy bien y aún contienen enormes reservas recuperables de hidrocarburos. Sin embargo, debido al paro petrolero en 2003, hubo una disminución en la producción de petróleo del país desde 3.5 millones de barriles por día (bpd) a un mínimo de 200.000 bpd pocos meses después. Algunos factores que influyeron en tal disminución fueron: 1) la falta de personal petrolero con experiencia, 2) al mal manejo de sus activos y 3) factores administrativos, operacionales y estructurales que afectaron la sostenibilidad de la industria durante las últimas décadas. El país ha tenido dificultades para alcanzar apenas los 800.000 barriles por día en el 2026.

Este artículo se enfocará en los campos DZO, Alpuf y Alturitas, ubicados en tierra adentro en el occidente de la Cuenca de Maracaibo. Representan activos hidrocarburíferos maduros con importante potencial remanente asociado a yacimientos Cretácicos de La Formación La Luna y del Grupo Cogollo de calizas naturalmente fracturados y unidades clásticas Terciarias.

Integramos aspectos geológicos, petrofísicos, de ingeniería de yacimientos y producción con el objetivo de identificar oportunidades técnicas para la reactivación y optimización de estos campos. Esto sería a través de: 1) programas de rehabilitación de pozos, 2) optimización de levantamiento artificial, 3) recuperación secundaria, 4) reacondicionamiento de infraestructura y 5) reevaluación de intervalos productores utilizando tecnologías modernas de caracterización y manejo integrado de yacimientos.

Marco Geológico Regional – Cuenca Occidental de Maracaibo

El análisis incluye la evaluación regional de la Formación Marcelina de edad Paleoceno, las formaciones Cretácicas La Luna y Grupo Cogollo, así como el potencial asociado a perforación horizontal y optimización de sistemas de producción e inyección en reservorios naturalmente fracturados. Los resultados sugieren que la integración multidisciplinaria constituye una herramienta clave para maximizar recuperación, reducir incertidumbre y extender la vida productiva de estos activos maduros del occidente venezolano. Por lo tanto, el objetivo principal seria aumentar la producción de hidrocarburos de dichos yacimientos que fueron poco drenados durante los años 1978 a 1980 cuando PDVSA realizo operaciones menores, incluyendo la perforación de algunos pozos exploratorios.

Quienes no estén familiarizados con los campos DZO Alpuf y Alturitas y sus yacimientos, encontrarán información útil en este artículo. Se incluyen mapas e ilustraciones para que el lector se haga una idea de la ubicación general de dichos yacimientos, así como de su relación estratigráfica con las unidades suprayacentes e infrayacentes. También se incluye un diagrama de completarían de pozo que puede ser de utilidad para planificar futuras estrategias de reparación y posterior perforación (infill). Las empresas que desean invertir, se darán cuenta durante su investigación preliminar de los campos DZO, Alpuf y Alturitas, que la infraestructura de superficie y los yacimientos han sido descuidados. Por lo tanto, la mayor parte de su presupuesto operativo deberá destinarse a la optimización de la infraestructura superficial y a la rehabilitación de los algunos pozos inactivos. Algunos detalles operativos para solucionar estas situaciones serán presentados en este artículo.

Consideraciones Históricos – Tendencia “Sistema Petrolífero de Maracaibo”

Mara-La Paz y La Concepción

El descubrimiento de los campos petrolíferos de Mara-La Paz en 1922 y La Concepción en 1924 fueron acontecimientos muy importantes para la industria petrolera de esta región. Ambos están ubicados en el noroeste de la Cuenca de Maracaibo donde la zona se transformó de una economía rural y agrícola a una economía floreciente basada en el petróleo y el gas. Para 2016, se habían perforado 284 pozos en los yacimientos del Eoceno de Misoa y 61 pozos más profundos en los yacimientos del Grupo Cogollo del Cretácico. Cuatro pozos produjeron petróleo en las rocas del basamento granítico. Solo el yacimiento del campo La Concepción ha acumulado aproximadamente 207 millones de barriles de petróleo, de los cuales 86 millones corresponden a los yacimientos de arenisca de Misoa del Eoceno y 121 millones de barriles de los yacimientos de caliza del Cretácico. Desde 2003, se han producido unos 10 millones de barriles del basamento granítico fracturado.

Estos yacimientos también son conocidos por su potencial gasífero. Sin embargo, las instalaciones para la producción y distribución de gas necesitan ser modernizadas y mejoradas para poder manejar los grandes volúmenes de gas que oscilan entre 20 y 40 millones de pies cúbicos de gas a 100 psi.

Cabe mencionar que cerca de los campos petrolíferos de Mar-La Paz y La Concepción se encuentran varios yacimientos de gas, entre los cuales destaca el llamado Los Lanudos. Descubierto en 1957, ha estado suministrando gas a Maracaibo, ubicada a 22 kilómetros al sureste. Produce gas del yacimiento de arenisca Misoa, que cuenta con 150 pies de espesor neto de gas, con una porosidad promedio del 22% y una permeabilidad promedio de 250 md.

Alpuf y Alturistas

El Campo Alpuf está ubicado en la zona occidental de la Cuenca de Maracaibo, a 70 kilómetros al suroeste de la ciudad de Maracaibo y a 20 kilómetros al sur del campo de petróleo pesado Boscan. Alpuf ha vivido una actividad de exploración limitada, con los primeros pozos perforados en la década de 1920 por Richmond Exploration Co. PDVSA re-inició una campaña de perforación en 1978 y en 1980 el pozo Alpuf-3X produjo petróleo a bajas tasas de los yacimientos del Grupo Cogollo del Cretácico.

Caracterización Integrada de Yacimientos

Los campos DZO, Alturitas y Alpuf presentan un portafolio con importante potencial remanente, especialmente por el volumen de reservas aún no desarrolladas, la baja recuperación actual y la existencia de infraestructura básica de producción e inyección.

Campo DZO

El campo DZO representa el activo de mayor escala dentro del grupo. Tiene una extensión de 766,96 km², cinco campos asociados. Su producción se maneja principalmente mediante bombeo electro-sumergible (BES). Desde el punto de vista de yacimientos, DZO posee un POES de 3 millones de barriles (MMBLS) Esto indica un activo maduro, pero con volumen significativo por recuperar. La formación productora principal es Marcelina, con presión promedio de 2,000 psi, profundidad promedio de 10.500 pies, porosidad promedio de 14.4% y permeabilidad promedio de 85 md. DZO muestra características favorables para un programa de recuperación secundaria y optimización de producción. El bajo factor de recobro, combinado con alta cantidad de yacimientos inactivos, sugiere oportunidades en:

Reactivación de pozos cerrados
Evaluación de pozos categoría 2 y 3,
Optimización de BES,
Rehabilitación de inyección de agua,
Redistribución de patrones de drenaje,
Actualización de modelo estático/dinámico.

Las facilidades existentes son relevantes: varias estaciones de flujo, múltiples de producción, plantas de inyección de agua, oleoductos y gasoductos, lo cual permite soportar proyectos de incremento de producción sin requerir infraestructura completamente nueva.

Campo Alturitas

Alturitas tiene una cobertura de 272 km² que representa un solo campo. La producción actual depende principalmente de BES. También cuenta con pozos inyectores de agua, lo que indica una base importante para mantenimiento de presión o recuperación secundaria.

El campo presenta un POES de aproximadamente 2.000 millones de barriles (MMBLS) estimado. Al igual que DZO, la formación productora principal es Marcelina, con presión promedio de 2,000 psi, profundidad promedio de 10.500 pies, porosidad promedio de 14% y permeabilidad promedio de 85 md.

Alturitas tiene un perfil de yacimiento muy similar a DZO, pero a menor escala. Su bajo factor de recobro y la presencia de inyección de agua sugieren potencial para:

Revisión de eficiencia de inyección,
Balance producción-inyección,
Diagnóstico de presión por bloques,
Análisis de barrido,
Optimización de pozos BES,
Identificación de zonas bypassed oil,
Reactivación de yacimientos inactivos.

Sus facilidades incluyen estaciones de flujo, múltiples de producción y plantas de inyección de agua, lo que permite plantear un programa de optimización relativamente rápido enfocado en pozos existentes y eficiencia de inyección.

Campo Alpuf

Alpuf es el campo que técnicamente puede ser de mayor interés exploratorio/desarrollo remanente. El campo posee un POES de aproximadamente 600 millones de barriles (MMBLS), GOES de más de 300 MMMPC. Las formaciones productoras principales se reportan como Maraca / Lisure / Apon / Mito Juan, con presiones promedio de 6.100 psi, profundidades promedio de 13.400 pies, porosidad promedio de 15% y permeabilidad promedio de 50 md. Dicho campo presenta un perfil más profundo, de mayor presión y posiblemente con mayor complejidad geológica/petrofísica. A diferencia de DZO y Alturitas, no está dominado por Marcelina, sino por intervalos más profundos y diversos. Su bajo factor de recobro y bajo consumo de reservas sugieren oportunidades relevantes para:

Reevaluación petrofísica de intervalos profundos,
Validación de contactos y continuidad de arena,
Análisis de pruebas de presión,
Evaluación de productividad natural,
Identificación de candidatos a completación/recompletación,
Posible desarrollo selectivo por zonas,
Estudio de factibilidad para levantamiento artificial o gas lift futuro.

Alpuf cuenta con estación de flujo, oleoductos y gasoductos, pero no posee plantas de inyección de agua. Esto sugiere que cualquier plan de desarrollo debe evaluar cuidadosamente facilidades, presión, evacuación de gas y manejo de líquidos.

Evaluación Histórico de la Producción Potencial Remanente

Estratigrafía Integrada de Rehabilitizaciony Optimización

Basado en la información que se revisó, el área seleccionada para aumentar la producción de hidrocarburos consiste de pozos dentro de los campos Alpuf y Alturitas en un área de 5.25 millas cuadradas (3360 acres). Una exploración de yacimientos más profundos, con la perforación de pozos horizontales y basada en levantamientos sísmicos 3D, es una posibilidad para aumentar la producción en el futuro. Sin embargo, el enfoque y los resultados descritos en este artículo indican que un programa de rehabilitación y de reaparición de aproximadamente cuatro pozos inactivos vale la pena desde el punto de vista económico. El razonamiento se basa en: 1) La existencia de modelos geológicos mejorados y actualizados. 2) Una mejor comprensión de los depósitos de las calizas naturalmente fracturadas y de las tasas de producción potenciales dentro de la Formación La Luna y el Grupo Cogollo y que son basadas en la producción histórica. 3) Operaciones de rehabilitación utilizando tubulares mejorados, bombas del subsuelo (bombas unidraulic y jet y BES y tecnología de bombeo mecánico de superficie de última generación. 4) Altos precios del petróleo de $85 por barril.

Los planes descritos se enfocarán en mejorar las tasas de flujo del petróleo y gas natural dentro las calizas Cretácicas ubicados a profundidades entre 14,500 pies y 16,500 pies. Las operaciones incluirán: 1) Revisar las condiciones de los pozos inactivos en dichos campos y planificar sus operaciones individuales de rehabilitación. 2) Si es necesario, reparar los problemas de las bombas mecánicas de superficie y / o la bomba de subsuelo dentro de la tubería. 3) Si es necesario, sacar los tubos oxidados, viejos con agujeros y reemplácelos. Deben realizarse pruebas de presión a la tubería restantes sin agujeros observados. 4) Tomar registros de cemento (CBL) para investigar la condición del cemento. 5) Correr la herramienta de rayos gamma con el registro “Pulse Neutron” para observar los contactos actuales de agua/ petróleo. 6) Si es necesario, volver a cañonear los intervalos de producción conocidos. 7) Si es necesario cañonear intervalos más profundos o menos profundos basados en los datos del registro “Pulsed Neutron Log (PNL)” para pozos entubados y que indica intervalos con petróleo y gas que no han sido probados previamente (Tabla #1).

La completación de los pozos en Alpuf y Alturitas son estándar para pozos que producen de yacimientos entre 14,000 y 17,000 pies. El conductor de 20“se empuja hasta 20 pies. Las demás casing para tales pozos en esta región de la Cuenca de Maracaibo y señalados del diagrama de completación, han sido diseñado por ingeniería de perforación por muchos años y basados en la geología y las presiones de los yacimientos Cretácicos. El cañoneo a través de la tubería de producción será de cuatro disparos por pie (4 spf) en los yacimientos de la Formación La Luna y el Grupo Cogollo,

Los siguientes tres escenarios de tasa de producción fueron seleccionados para el análisis de tasa de flujo potenciales y basados en la producción histórica conocida por pozo: 1) un mínimo de 100 bopd, 2) una media de 200 bopd y 3) un máximo de 300 bopd. Los datos históricos de producción indican que se pueden obtener volúmenes importantes de petróleo y gas con tales tasas de flujos como el resultado del programa de rehabilitación de cuatro pozos.

Las tasas de declinación esperadas después de una operación exitosa se estiman en un 50 % el primer año, un 10 % el segundo año y un 5 % los años siguientes. En la actualidad (2026), los pozos de estos campos están cerrados. Sin embargo, se pueden seleccionar seis de estos pozos que arrojaron los mejores resultados de producción inicial de promedia 200 bopd y 50 mcfg/. Los aumentos estimados de la tasa de producción después de un año con este programa de rehabilitación de seis pozos podrían suministrar 270 bopd y 1000 mcf de gas natural adicionales por día. Esto significa un aumento del 100% del petróleo que se puede agregar a dos de los tres campos que no producen en la actualidad.

Factores Operacionales Y Riesgos De Desarrollo

A raíz de la segunda ronda de licitaciones de PDVSA en 1995 para la operación de algunos campos petroleros en la Cuenca de Maracaibo, algunas pequeñas empresas petroleras internacionales, con poca o ninguna experiencia en Venezuela, decidieron invertir en el país. Algunas formaron empresas conjuntas (joint ventures) y al unir sus recursos financieros, lograron ganar licitaciones para operar grandes y costosos campos petroleros. Dado que sus presupuestos individuales eran insuficientes para operar dichos campos, el sistema de empresas conjuntas resultó ser una solución adecuada.

Para que las empresas petroleras extranjeras tengan éxito en Venezuela, sus profesionales ingenieros y geologos deben poseer una amplia experiencia en la industria petrolera y un profundo conocimiento del país. La empresa operadora debe nombrar un gerente general de operaciones capaz de gestionar las complejas operaciones diarias, basándose en muchos años de experiencia en todos los aspectos de la industria petrolera, y específicamente en Venezuela. Dicho gerente es responsable de lograr mejoras significativas y rápidas en las operaciones y debe concentrarse en tomar decisiones técnicas que sean económicamente viables. No es recomendable que las decisiones cruciales se tomen desde un país lejano, donde el personal directivo tiene poco conocimiento o experiencia sobre las operaciones petroleras en Venezuela. Es fundamental contratar personal técnico local, ya que su experiencia en el país puede ser de gran ayuda para la realización de tareas técnicas complejas.

Durante la evaluación preliminar de las cuencas petrolíferas del país, y en particular de la Cuenca de Maracaibo, es importante que la parte interesada no pase por alto ciertos factores relevantes del área operativa seleccionada que no están relacionadas con su potencial de hidrocarburos. Estos factores incluyen: 1) La cercanía de los campos petrolíferos de interés a la frontera con Colombia y la inseguridad de la zona debido a la presencia de grupos narcoterroristas. 2) Problemas imprevistos con las tribus indígenas que habitan en áreas importantes de los campos y la imposibilidad de acceder a sus tierras. 3) La lejanía de la mayoría de los campos y su larga distancia de Maracaibo. 4) Aspectos físicos desfavorables, como el terreno montañoso, la densa vegetación, las zonas pantanosas y las lluvias casi constantes durante todo el año. 5) La existencia de una fuerza laboral inexperta y fuertemente sindicalizada en una region donde la actividad petrolera ha sido mínima durante los últimos 27 años. 6) El grave deterioro de algunas instalaciones de producción, así como de los pozos inactivos y de gran antigüedad, y 7) la reticencia de muchas de las importantes empresas de servicios a trabajar cerca de la frontera con Colombia. Los problemas que plantean algunas de estos siete factores pueden superarse. Sin embargo, esto implicariá un costo operativo mucho mayor, muchas veces no contemplado en las estimaciones presupuestarias técnicas iniciales.

Consideraciones Económicas y Estratégicas:

CAPEX bajo,

Reactivación rápida,
Brownfield optimization,
Infraestructura existente,
Riesgo exploratorio moderado.

Conclusiones

A diferencia del campo DZO explorado más reciente en yacimientos Paleoceno más somero, en el Distrito Perijá, los campos Alpuf y Arturita en el Distrito Perijá, aunque los primeros pozos se perforaron alrededor de 1920, los pozos fueron Cretácicos y poco producidos. Entre 1980 después de la perforación de dos pozos la actividad de producción fue limitada y luego descontinuado. Por lo tanto, estos campos no son maduros en relación a la producción de hidrocarburos.

Se tomó en cuenta la existencia de tres elementos principales: 1) Los pozos existentes perforaron trampas estructurales eficientes y exitosamente probadas, 2) existen yacimientos de calizas naturalmente fracturadas que requieren estimulación con ácido 15% HCL y basado en la información histórico de producción y 3) una parte de reservas recuperables probadas de 2 millones de barriles de petróleo y 5 BCF de gas se pueden recuperar con un programa de rehabilitación de cuatro pozos. Por lo tanto, la presencia de hidrocarburos dentro de las estructuras anticlinales, asociadas con los yacimientos podría contribuir significativamente a la viabilidad económica de un programa de rehabilitación bien planificado y después de tomar en cuenta los riesgos geológicos y comerciales.

El único inconveniente que puede afectar este programa es la caída del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares por barril. Sin embargo, para el previsible pronóstico futuro a corto y mediano plazo y basado en el aumento de la demanda de hidrocarburos de China, India y Japón, se pronostica un precio más alto del petróleo por encima de $90 por barril.

DZO y Arturita son activos con características petrofísicas similares, dominados por la Formación Marcelina de edad Paleoceno, presiones promedio de 2.500 lpc, profundidad promedio de 10.500 pies, porosidad de 14,4% y permeabilidad de 85 md. Ambos campos presentan bajo factor de recobro y alto volumen remanente, lo cual justifica un estudio integrado orientado a recuperación secundaria, optimización de bombeo electro sumergible (BES), reactivación de pozos/yacimientos y mejora del balance producción-inyección.

El campo Alpuf, aunque más pequeño en número de pozos, posee un potencial estratégico importante por su bajo consumo de reservas, mayor presión, mayor profundidad y reservas remanentes significativas. Requiere una reevaluación técnica más profunda en petrofísica, presión, continuidad de yacimientos y productividad por zonas.

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