Feb 09, 2026

Cuenca de Maracaibo 

Campos Petroleros Onshore 

Con gran expectación, el mundo espera ansiosamente que en un futuro cercano el pueblo venezolano vuelva a disfrutar de la libertad y de un sistema de gobierno democrático.

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

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Introducción

Cuando esto ocurra, y debido a su importante historia como uno de los principales países productores de hidrocarburos desde principios del siglo XX, las empresas petroleras multinacionales están considerando con cautela la posibilidad de invertir en la futura industria petrolera de Venezuela. 

Se sabe muy bien que sus tres principales cuencas petrolíferas (Maracaibo, Barinas/Apure y Oriente de Venezuela) aún contienen enormes reservas recuperables de hidrocarburos. Esto, a pesar de la destrucción de su industria petrolera y de PDVSA, la empresa petrolera nacional, a causa de la corrupción extrema y la mala gestión durante los 27 años en que el país estuvo bajo el régimen “chavista”. 

Uno de los resultados de esta catástrofe es una disminución en su producción de petróleo, de 3.5 millones de barriles por día en el 2000 a un mínimo de 200.000 barriles por día pocos años después, y con dificultades para alcanzar los 800.000 barriles por día en el 2026.

Desde la elección de Nicolás Maduro en el 2013, mediante medios fraudulentos, el país se enfrenta a un colapso económico tras 13 años de tiranía. Las principales razones de este desastre son: 

1. La predominancia de un régimen comunista chavista bajo un dictador ilegítimo que sigue órdenes del régimen comunista cubano de los Castro, otorgándoles petróleo gratis y precios preferenciales a sus aliados chinos;
2. Un grupo de generales narcotraficantes, junto con otros altos oficiales, que desvían fondos de la venta de petróleo para participar en una red de narcotráfico conocida como “El Cartel de los Soles.
3. Un régimen que ha permitido que países poderosos como Rusia, China, Irán y aliados comunistas como Brasil, Cuba, Bolivia, Nicaragua y Ecuador se beneficien de acuerdos fraudulentos con Venezuela.

Teniendo en cuenta estos antecedentes, este artículo se enfocará en los campos petroleros terrestres del lado oeste y el lado este de la Cuenca de Maracaibo con el fin de comprender los yacimientos productores. Esto se requiere para la reactivación económica de los campos petroleros en dicha cuenca. Las otras dos cuencas, la de Barinas/Apure y la Oriente de Venezuela, aunque muy importantes y con un enorme potencial, se abordarán en otro artículo. Este tomara en cuenta los aspectos técnicos e históricos de los yacimientos terrestres de la Cuenca de Maracaibo, para el beneficio de las empresas petroleras que deseen invertir en esta región de Venezuela en un futuro cercano. 

En conclusión, en conjunto, varios factores negativos han dejado el futuro inmediato de Venezuela en una situación precaria. Por lo tanto, es imperativo realizar lo siguiente:

• Establecer un gobierno libre y democrático
• Encarcelar todos los responsables del pasado régimen comunista narcotraficante y a sus    cómplices, 
• Poner a funcionar las instituciones para el bien de los ciudadanos y de acuerdo a las leyes.
• Promulgar leyes sobre hidrocarburos que sean comprensibles y justas tanto para la inversión nacional como para la internacional.

Quienes no estén familiarizados con los campos principales 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. Este artículo también incluye algunos diagramas de completación de pozos que pueden ser de utilidad para planificar futuras estrategias de perforación.

Es importante mencionar el libro de Ralph Arnold, publicado en 1960, titulado “First Big Oil Hunt 1911-1916”. El Sr. Arnold fue responsable de la perforación del pozo Zumaque n.° 1 en 1914, el pozo que dio inicio al auge petrolero en la Cuenca de Maracaibo. Se comenta que dicho libro es quizás el mejor documento histórico sobre la exploración petrolera temprana en esta región.

Sin duda, las empresas que desean invertir, se darán cuenta durante su investigación preliminar de los campos en la Cuenca de Maracaibo, 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 reparación y modernización la infraestructura y a la rehabilitación de los numerosos pozos inactivos. Estos detalles operativos para solucionar estas graves situaciones están fuera del alcance de este artículo.

Costa Oriental Del Lago – Campos De Crudos Pesados 

Costa Bolivar – Yacimientos Miocenos de La Formación Lagunillas

En los campos de la Costa Bolívar, desde Cabimas hasta Bachaquero, en el lado oriental del lago de Maracaibo, se produce petróleo pesado de 120 de gravedad API de la Formación Lagunillas. El Miembro Inferior de Lagunillas ha sido el productor de petróleo pesado más prolífero de la zona desde principios de la década de 1920. Los ambientes deposicionales de los yacimientos son deltaicos y los cuales se extienden desde el centro del lago de Maracaibo hasta su costa oriental. Compuesto por arenisca, lutita y lignito intercalados y semi-consolidados, este intervalo se ha subdividido en un miembro superior (Bachaquero), un miembro medio (Laguna) y un miembro inferior (Lagunillas Inferior). Los yacimientos productores se encuentran entre los 2000 y 5000 pies (610 m -1525 m) de profundidad y consisten en una serie de canales distributarios superpuestos, depósitos de llanura aluvial, arenas de relleno de bahía, y de algunos depósitos de frente deltaico.

A nivel local, estos yacimientos suelen ser depósitos no estructurados con petróleo ubicado principalmente en trampas estratigráficas. En las zonas donde existen grandes estructuras anticlinales, como en Pueblo Viejo y Bachaquero, estas suelen estar flanqueadas por acuñamientos de arena en la dirección del buzamiento. La porosidad de los yacimientos del Mioceno es intergranular y está relacionada con las facies deposicionales. Sin embargo, debido a la naturaleza no consolidada y bien clasificada de los granos de arena, la porosidad tiende a ser alta, oscilando entre el 25% y el 35%. La permeabilidad también es alta, con un promedio de aproximadamente 600 md. Dado que la mayoría de los yacimientos consisten en arenas de canales distributarios, los intervalos netos de arena petrolífera son extensos, con un espesor promedio de 120 pies (37 m).

Costa Oriental – Yacimientos Eocenos de La Formación Misoa

Campo Mene Grande 

El campo Mene Grande se encuentra a 120 kilómetros al sureste de la ciudad de Maracaibo en la costa oriental del lago de Maracaibo. Está situado en las estribaciones de la sierra de Misoa y a lo largo del anticlinal de Misoa. La presencia de abundantes menes superficiales de petróleo en una colina a las afueras del pueblo de Mene Grande, impulsó a los geólogos a realizar un estudio geológico y topográfico de la superficie. En 1914 se perforó el primer pozo utilizando un equipo de perforación de percusión y bajo la supervisión del geólogo Ralph Arnold. Dicho pozo, el Zumaque no.1, se perforó hasta una profundidad de 433 pies (132 m) y se descubrieron arenas petrolíferas en la Formación Misoa. Este pozo fue el primer pozo comercial perforado en Venezuela.

El pueblo de Mene Grande, bordeanfo los mene de petróleo, continuó creciendo con la perforación de un total de 750 pozos adicionales en las cercanías, lo que impulsó el auge de las décadas de 1920 y 1930. En el pueblo San Lorenzo, en la costa, a 15 kilómetros al oeste de Mene Grande, se construyeron una refinería y una planta de almacenamiento para procesar la producción de este yacimiento y de otros yacimientos cercanos que siguen produciendo durante más de 70 años. Actualmente, el yacimiento abarca aproximadamente 10.400 acres (4.200 hectáreas) y con alrededor de 100 pozos aún en producción. Las reservas recuperables totales se estiman en 707 millones de barriles y la producción acumulada desde 1914 ha sido de 639 millones de barriles, lo que representa el 90% del petróleo existente en el campo(POES).

Campo Barua –Motatan 

Basándose en el éxito del campo Mene Grande, la exploración continuó hacia el sur y en 1958 se descubrió el campo Barua-Motatán, con una producción de petróleo de gravedad media proveniente de los yacimientos del Eoceno de la Formación Misoa. El yacimiento produce principalmente de arenisca Misoa B, a una profundidad de entre 11.000 y 12.000 pies (3350-3650 m). La naturaleza fluvio-deltaica de estos depósitos persiste y los parámetros del yacimiento varían según las características de las facies. La porosidad oscila entre el 14% y el 20%, y la permeabilidad entre 150 md y 400 md. En el subsuelo, la formación consta de dos secuencias transgresivas de arenisca y lutita: las areniscas superiores B (B1 a B9) y las inferiores C (C1 a C7). La litología generalizada de estos intervalos de Misoa C presenta una porosidad intergranular promedio del 22% y una permeabilidad promedio de 300 md. En 2021, las reservas recuperables restantes se estimaron en 232 millones de barriles.

Campos Ceuta –Tomoporo 

El área, conocida como los campos petrolíferos de Ceuta-Tomoporo, se encuentran al sureste del lago de Maracaibo y abarca una superficie de 75 km². La profundidad hasta el tope del yacimiento productor de Misoa oscila entre los 14.000 pies (4.300 m) y los 16.000 pies (4.900 m). El resumen de Chacartegui et al. de 1993, publicado por la AAPG, trata sobre la Formación Misoa del Eoceno Medio de este campo. Ellos presentan   los resultados de un proyecto multidisciplinario enfocado en el yacimiento clástico, conocido como C-2/C-3, a una profundidad cercana a los 16.000 pies. Se trata de unidades de arenisca delgadas, intercaladas en una secuencia predominantemente arcillosa. Estas unidades sedimentarias fueron depositadas por un delta progradante de origen fluvial, de las cuales solo dos son productivas.

Los datos de producción, integrados con parámetros petrofísicos y sedimentológicos, se utilizaron para identificar y caracterizar seis unidades de flujo en toda la secuencia. Las correlaciones de registros, basadas en el marco sedimentológico y las técnicas de análisis de secuencias estratigráficas, junto con la interpretación sísmicas 3D, se emplearon para establecer la geometría externa y la extensión de las unidades de flujo. 

Campo La Ceiba 

Situado en el sector sureste de la cuenca de Maracaibo, el yacimiento de La Ceiba se encuentra aproximadamente a 25 kilómetros al sur de Ceuta-Tomoporo, donde los depósitos deltaicos de Misoa C, ubicados en la parte más profunda de la estructura, presentan características de yacimiento similares a las de los campos mencionados anteriormente, pero a mayor profundidad, entre 17.500 y 18.500 pies (5.300-5.600 metros). Junto con Tomoporo, se estima que La Ceiba contiene 5 millones de barriles de reservas recuperables. Sus yacimientos se encuentran en el límite oriental de las facies deltaicas del Misoa, como las arenas de barras de desembocadura y barras de barrera.

Un acontecimiento importante referente al campo La Ceiba es la asociación formada por Repsol S.A. (40%) y PDVSA (60%) en 2024 para operar conjuntamente el campo. Los esfuerzos recientes, en 2025 se enfocaron en la reactivación de algunos pozos, con el pozo Ceiba No. 15 alcanzando una producción de 2000 bopd de petróleo liviano. El proyecto consiste en intervenir pozos inactivos y re-perforar los intervalos en el yacimiento Misoa B-6, que anteriormente eran productivos. La Ceiba se considera un activo clave en los esfuerzos de Venezuela para aumentar su producción de petróleo, aprovechando la tecnología de Repsol para la rehabilitación de los pozos inactivos.

Campos Terrestres Noroeste a Suroeste – Cretácicos Grupo Cogollo 

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 de 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 Cretacicos del Grupo Cogollo (Apon, Lisure, Maraca) producen donde los pozos intersectan fracturas y fallas naturales. La unidad está compuesta predominantemente por carbonatos ricos en micrita con intercalaciones de lutita, wackestone y esquisto. En los registros modernos de resistividad y porosidad los valores de porosidad (9-12 %) tienden a ser irregulares de arriba abajo. La permeabilidad suele ser baja, con valores que oscilan entre 0.5 md y 10 md. Estas características significan que estos yacimientos son en candidatos ideales para la perforación horizontal, ya que los hoyos horizontales con el azimut preciso atravesarán un mayor número de fallas y fracturas verticales. De esta manera, el aumento de la permeabilidad del yacimiento resultará en tasas de producción mucho mayores.

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 kilometros 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. 

El campo Alturitas, ubicado a 140 kilómetros al suroeste de Maracaibo, también fue explorado a principios de la década de 1920, con la perforación de algunos pozos. Sin embargo, no fue hasta 1980 que los esfuerzos de Lagoven y posteriormente de Corpoven, con el pozo Alturitas-17, permitieron obtener importantes resultados económicos en las formaciones Cretácicas del Grupo Cogollo (Lisure y Maraca). Ninguna empresa petrolera extranjera opera en estos campos y, debido a la falta de actividad de PDVSA en ellos durante los últimos 30 años, no se han publicado cifras de producción ni datos sobre los yacimientos.

En resumen, estos dos campos en el Distrito Perijá están ubicados entre los prolíferos campos Mara-Laz y La Concepción al norte y los prolíferos campos del Distrito Colón al sur. Se pueden considerar a lo largo de los años como “una tierra de nadie de escaso interés”. Aunque forman parte del “sistema petrolífero de Maracaibo”, no han tenido éxitos importantes durante la perforación en términos de producción y reservas. Hasta ahora, los resultados de la perforación no comparan con los campos más destacados de la Cuenca de Maracaibo. Por esta razón, PDVSA ha descuidado la zona y no ha construido la infraestructura de superficie necesario para manejar ni siquiera los modestos niveles de producción alcanzados.

Campo Rosario – Eoceno Formación Mirador 

Ubicado al sur del Distrito Perijá, el campo Rosario se caracteriza por sus prolíferos yacimientos de arenisca de la Formación Mirador de edad Eoceno. Estos consisten en una secuencia fluvial de canales entrelazados que afloran en la Sierra de Perijá, al oeste y noroeste. En el subsuelo, a profundidades entre 1200 y 6000 pies (369-1800 m), la arenisca masiva y limpia que conforma los intervalos productores, presentan porosidades que oscilan entre el 14% y 21% y valores de permeabilidad promedio de 600 md. 

Según la evidencia palinológica, la Formación Mirador se correlaciona lateralmente con la parte inferior de la Formación Misoa, una facies más deltaica ubicada en campos Distrito Colón más al sur. Un fenómeno interesante de estos yacimientos es que el agua producida es dulce y proviene del agua de lluvia que se infiltra en los afloramientos de la Formación Mirador en la Sierra de Perijá, al oeste. Esto dificulta la interpretación de los registros eléctricos tonados en el yacimiento Mirador ya que la resistividad del agua dulce es similar a del petróleo.

El primer pozo perforado en la estructura “Formación Rosario Mirador” fue en 1929 y el segundo en 1937. El primero resultó ser demasiado somero y el segundo produjo agua dulce en su totalidad. No fue hasta 1954 que el pozo CR-03 produjo 800 barriles de petróleo por día (bopd) de crudo de 28° API del yacimiento Mirador I. Los dos pozos siguientes, CR-04 en 1956 y CR-05 en 1958, resultaron ser productores exitosos en los intervalos del Cretácico a una profundidad de 14.100 pies. Los tres pozos siguientes (CR-06, CR-07 y CR-08), perforados a principios de la década de 1960 por Shell, produjeron petróleo del yacimiento Mirador I. Este campo continuó siendo desarrollado por PDVSA durante las décadas de 1970 y 1980. 

En 1996, solo 4 de los 12 pozos de Rosario producían aproximadamente 500 bopd. Dos eran pozos del Cretácico (CR-10, CR-12) y dos eran productores del yacimiento Mirador I (CR-06, CR-07). En 1996 y 1997 se realizaron optimizaciones de producción y trabajos de reacondicionamiento exitosos en cuatro pozos (CR-03, CR-07, CR-08, CR-09), con el objetivo de aumentar la producción del yacimiento Mirador I. Sin embargo, fue un proyecto de desarrollo del yacimiento Mirador I, llevado a cabo entre 1997 y 1998, que incluyó la perforación de 5 pozos (CR-13, CR-14, CR-15, CR-16, CR-17). Estos resultaron en un aumento significativo de la producción total, alcanzando aproximadamente 14.000 bopd. Estos pozos producían más del 70 % de la producción total del área del Distrito Colón en ese momento. Tras la perforación del CR-17, el último pozo en el campo Rosario en 1998, la actividad de perforación se detuvo.

Campos Del Bloque Colon Block Yacimientos Terciarios y Cretacicos

Desde 1913 hasta la actualidad, se descubrieron y desarrollaron en diferentes grados los siguientes yacimientos: Las Cruces (1913), Río de Oro (1915), Los Manueles (1930), West Tarra (1947), Tres Bocas (1950), Concordia (1955) y Bonito (1955). Sus principales yacimientos productores son las areniscas Carbonera del Oligoceno y Mirador del Eoceno, las areniscas Los Cuervos, Barco y Catatumbo del Paleoceno, y las areniscas Aguardiente y calizas La Luna y Apon del Cretácico.

El último proyecto importante para aumentar la producción de los yacimientos en esta área comenzó en 1995. Se llevó a cabo después de que un pequeño consorcio de empresas obtuviera un contrato de PDVSA para operar los siete campos petrolíferos maduros del bloque. En conjunto, los campos contaban con 362 pozos, de los cuales 49 estaban en producción en ese momento. El programa inicial de reacondicionamiento aumentó la producción existente de 2600 bopd provenientes de 43 pozos a 3600 bopd provenientes de 57 pozos. Posteriormente, en 1996, el grupo realizó estudios multidisciplinarios detallados que dieron como resultado la perforación de seis pozos de desarrollo verticales, la realización de 23 reacondicionamientos y varios proyectos de optimización de producción. La producción diaria aumentó a aproximadamente 6000 bopd a finales de 1998.                          

En cuanto a la principal formación productora de petróleo en la zona, la Formación Apon, está compuesta por caliza dura y nodular con numerosas intercalaciones de lutita negra y calcárea. La capa de lutita más gruesa, el Miembro Guaimaros, tiene aproximadamente 100 pies (33 m) de espesor y se considera una importante roca madre y una excelente productora de petróleo y gas tras la estimulación por fracturamiento.

La importancia de la Formación La Luna como yacimiento, así como sus excelentes características como roca madre y el potencial de generación de hidrocarburos de la Formación Capacho en el sur, han sido objeto de numerosos estudios geológicos y geoquímicos. Dado que también afloran extensamente en las montañas que bordean la cuenca de Maracaibo, sus litologías han sido bien descritas por las empresas petroleras que han trabajado en la zona.

Las areniscas calcáreas de grano fino a grueso de la Formación Aguardiente constituyen importantes yacimientos. La profundidad de la producción de hidrocarburos, que se produce tanto en calizas fracturados, así como en intervalos de arenisca calcárea fracturada, se encuentra a aproximadamente 7500 pies (2280 m) en el Campo Tarra.

Factores Operacionales para Tomar en Cuenta

A raíz de la segunda ronda de licitaciones de PDVSA en 1995 para la operación de algunos campos petroleros, 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. 

En algunos casos, y después de pocos meses, los diversos socios de estas empresas conjuntas comenzaron a discrepar con la gestión del programa (técnica, gerencial y administrativa) por parte del socio operador elegido. Esto resulto en una injerencia indeseada de los demás socios en las operaciones diarias. Esta situación anómala generó un proceso de toma de decisiones engorroso y un deterioro en las relaciones entre los socios y con PDVSA, en detrimento de algunos proyectos. Durante esos años, las empresas petroleras extranjeras no comprendieron la importancia de cultivar una relación de trabajo sólida y colaborativa con PDVSA. Quizás, bajo un sistema de operación petrolera privatizado, en lugar de uno nacionalizado, no se presentarían este tipo de problemas operativos.

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. 

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