Ene 29, 2025

Recordando a “La Faja” de Venezuela

La fuente de su petróleo y porqué la gravedad API es pesada 

January 2025

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El término “La Faja” le corresponde a la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela, que se encuentra en la parte sur de la Cuenca Oriental, bordeando el río Orinoco.

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum, LLC

Introducción

Es un área que cubre aproximadamente 54,000 km2 (20,850 millas2) y donde se descubrió petróleo pesado entre 1936 y 1941 con la perforación de cinco pozos someros.

Los objetivos principales de este breve artículo, por lo tanto, es explicar: 1) el origen del petróleo y 2) la razón de su baja gravedad API entre 80 y 120

Para ello, se describirán los conceptos relacionados al “hábitat del petróleo”, explicados por primera vez en la década de los 1950. Se presentan mapas geológicos, secciones estratigráficas, ilustraciones de parámetros de yacimientos y una explicación relacionado con   la baja gravedad API del petróleo de “La Faja”.

Debido a su condición pesada y extra pesada y a la falta de tecnología de producción adecuada en las décadas de 1930 y 1940, era difícil hacer que el petróleo fluyera a la superficie. 

Sin embargo, en la actualidad, lo que hace que esta área sea tan importante son: 1) La existencia de alrededor de 1200 mil millones de barriles de petróleo en situ (POES) que ha sido reportado en numerosas publicaciones por PDVSA y por expertos en el tema, convirtiéndola en una de las más grandes del mundo. 2) Las operaciones de perforación horizontal de última generación, la tecnología de dilución de fluidos desarrollada por Exxon y Chevron, y 3) El desarrollo de herramientas del subsuelo para la optimización de la producción. Estas tecnologías han permitido bombear el petróleo pesado a la superficie y con eficiencias de recuperación de hasta el 20 % del petróleo en situ. 

Una de las varias campañas de exploración y desarrollo en La Faja, a partir de 1980, fue la de Maraven, S.A. que incluyó la perforación de aproximadamente 160 pozos someros durante un período de tres años.  Esta actividad, en el área de Zuata, determinó que el petróleo pesado se encontraba en arenas poco profundas (1000′-3000′), no consolidadas de los yacimientos de la Formación Oficina, depositadas sobre rocas graníticas (granito meteorizado) del basamento. 

Con operaciones continuas en toda la región de La Faja, desde la década de 1990 hasta la década del 2000, por numerosas empresas del Reino Unido, EE. UU., China, Francia, India y Brasil, formando empresas conjuntas con PDVSA, se perforaron más de 1000 pozos. En un momento dado, la producción alcanzó aproximadamente 600,000 barriles de petróleo por día. 

Aunque no forma parte de este artículo, debe mencionarse que fueron desarrolados procesamientos de refinación especializados para producir fracciones útiles, como nafta, kerosen, petróleos más livianos y diésel (gasoil) a partir del petróleo pesado. Para llevar a cabo esta tarea, se construyeron “upgraders” en la costa al norte de La Faja en la refinería de José, aledaña a Barcelona del Neverí. 

En relación a esta refinería, también cabe mencionar la empresa Bitor y la orimulsión, un derivado del crudo pesado. Debido a que esta tecnología se convirtió en un asunto político, su historial le corresponde a expertos más conocedores de lo que se consideró una excelente fuente de energía (alterna al carbón).

Hábitat de Petróleo – Cuenca Oriental de Venezuela y La Faja

El origen del petróleo pesado que se encuentran en La Faja puede explicarse con los conceptos de “hábitat del petróleo”, descritos por algunos geólogos bien conocidos como Lewis G. Weeks (1956), Michael T. Halbouty (1994) y otros. 

La Cuenca Oriental de Venezuela, que incluye La Faja, reúne todas las condiciones adecuadas para la búsqueda de hidrocarburos y que son las siguientes: 1) Roca madre, como lutitas y calizas, ricas en materia orgánica. 2) Vías de migración como fallas verticales o sedimentos permeables que permiten que el petróleo se mueva hacia arriba a través de las formaciones. 3) Yacimientos con buena porosidad y permeabilidad donde pueden recibir el petróleo.  4) Mecanismo de entrapamiento, como trampas de fallas estructurales o trampas estratigráficas (pinchout). 5) Un sello que cubre las trampas y que impide que el petróleo se escape. 6) Tiempo adecuado que ocurrió para que ocurra todo el proceso.

Roca Madre 

Dentro de la Sub-Cuenca Monagas, las rocas generadoras de enormes volúmenes de hidrocarburos son las Formaciones San Antonio/Querecual de edad Cretácica, ubicadas a grandes profundidades de alrededor de los 16,000 pies. Están formadas por calizas negras y lutitas ricas en materia orgánica marina, típicas de excelentes rocas madre.

 

Vías De Migración

Dentro de los campos petroleros de la Cuenca Oriental de Venezuela, muchas fallas verticales han sido penetradas por pozos y observadas en los levantamientos sísmicos 2D y 3D. Estas fallas, combinadas con capas de sedimentos en contacto entre sí, actúan como vías de migración. Esta condición fue denominada “captura estratígrafica” por Echols y Goddard (1992). 

Se refiere a un proceso de deposición que facilita los movimientos de fluidos entre capas porosas y permeables. Tales condiciones se dan en toda la cuenca y a lo largo de todo el camino hacia arriba y hacia el sur hasta llegar a la Formación Oficina del Mioceno de La Faja, a una distancia aproximada de 100 kilómetros.  Estos sedimentos que forman los yacimientos se derivan de la erosión de las rocas del Escudo Precámbrico de Guyana ubicadas hacia el sur y, en particular, de las areniscas y grauvacas de la Formación Roraima.

Yacimientos y Sus Caracteriticas

Los yacimientos de la Formación Oficina consisten en arena angular a subangular, en su mayoría de grano medio, no consolidada. Por lo tanto, se prestan para una excelente porosidad con un promedio del 30%, permeabilidad de un darcy, saturación de petróleo del 80% y con muy poco corte de agua.    

Mecanismos De Entrapamiento y Sellos

Las trampas tienden a ser una combinación de volcamiento estructural de canales de arena gruesa contra fallas normales que llegan hasta el basamento y trampas estratigraficas “pinchouts” laterales de cuerpos de arena contra sedimentos lutiticos. Los sellos están formados por: 1) intervalos de lutitas intercaladas ubicadas directamente sobre depósitos de arena no consolidados y 2) un sello regional que es la Formación Freites que consiste en depósitos de arcilla y limo marinos de ambientes poco profundos.

Momento de la Migración y del Entrampamiento 

Los cuerpos de arena no consolidadas depositados sobre el basamento granítico (meteorizado), justo al norte del río Orinoco, provienen del Escudo Precámbrico que ocurrió durante el Mioceno y después formando canales apilados en un ambiente deposicional fluvial-deltaico. Esta historia geológica dio como resultado lo que son los yacimientos de La Faja que han atrapado enormes volúmenes de petróleo pesado y extrapesado.   

 Propiedades del Petróleo y Biodegradación a Petróleo Pesado

El petróleo de La Faja es muy viscoso (104 mPa-s @ 37.8° C) que no fluye fácilmente. Otras propiedades son la baja gravedad API de 8o -12o, alta gravedad específica, bajas proporciones de hidrógeno a carbono, altos residuos de carbono y altos contenidos de asfaltenos, metales pesados, azufre y nitrógeno.

La Faja se originó cuando los hidrocarburos con petróleo liviano migraron desde altas profundidades de la Cuenca Sub-Monagas al norte y hasta los depósitos de arena somera cerca del Escudo Precámbrico de Guyana. El petróleo fue mezclandose con aguas bacterianas, meteóricas del sistema acuífero del río Orinoco. 

Esto resulto en la eliminación de los gases extremos ligeros (biodegradación) dejando atrás  sustancias viscosas pegajosas (bitumen, asfalto, alquitrán) que se convierten en petróleos pesados. El límite entre el bitumen y el petróleo pesado se traza a 10°API de gravedad y una viscosidad de 104 mPa-s a 38°C.  

Estimación del Petróleo en Situ (POES) y de las Reservas Recuperables 

PDVSA y sus socios llevaron a cabo un agresivo programa de exploración y explotación durante las décadas de 1980 y 1990 dentro de los 54.000 kilómetros cuadrados que comprenden La Faja. Con levantamientos sísmicos 3D, cientos de pozos someros perforados (verticales y horizontales), y con registros eléctricos, núcleos y muestras de fluidos, se obtuvo un buen conocimiento de los yacimientos de la Fm. Oficina. 

El conjunto de datos indicó porosidades de arenas no consolidadas de 30%, permeabilidad promedio de un darcy, saturaciones de petróleo de 80% y espesor neto de arena petrolífera que osciló entre 100 pies y 400 pies. Utilizando estos valores en sus cálculos, PDVSA y varios expertos de La Faja, estimaron el petróleo original en el lugar (POES) de unos 1,200 mil millones de barriles de petróleo pesado y extra-pesado. 

Hoy en día, con la existencia de tecnologías de punta, se están obteniendo eficiencias de recuperación (factor de recobro) del 20 %. Esto indica que es posible recuperar hasta 240 mil millones de barriles de petróleo. 

Con parámetros de yacimiento similares, utilizados por PDVSA y por este autor y con un espesor de arena neta petrolífera de apenas 50 pies, se obtuvo un POES similar al de PDVSA. Esto indica que, si en el cálculo se utilizan espesores netos de petróleo verdaderos, con un promedio de 250 pies, el POES sería mucho mayor, lo que demuestra que la estimación de PDVSA puede considerarse bastante conservadora en el mejor de los casos.

La Perforación Horizontal y Tecnologías de Producción

Aparte de los considerables volúmenes de petróleo en situ (POES), La Faja se ha beneficiado desde la década de 1980, del desarrollo de varias tecnologías importantes para mejorar las tasas de producción de petróleo.  De estos, la perforación horizontal, que incluye pozos multilaterales de hasta 10,000 pies de longitud, se está logrando. Además, varios sistemas de bombeo que incluyen bombas multifásicas, electro-sumergibles y bombas de cavidad progresiva, son métodos de levantamiento artificial eficientes y confiables que se han utilizado con éxito.

Al principio en La Faja, y utilizado durante muchos años en el occidente de Venezuela, en los campos de petróleo pesado de la Costa Bolívar o COL o Costa Oriental del Lago, COL,: (Lagunillas, Bachaquero, Tía Juana), se aplicaron procesos térmicos que incluían inyección de vapor, estimulación cíclica con vapor (CSS) y drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). 

Sin embargo, esto fue reemplazado y la tecnología que ha tenido un éxito rotundo en el aumento de las tasas de producción ha sido el “proceso de dilución” utilizado para reducir la viscosidad del petróleo pesado. 

Desarrollado por ExxoMobil y Chevron, es un proceso de recuperación asistido por solventes y a base de solventes. Utilizan disolventes como hidrocarburos livianos como el propano o el butano o mezclas de hidrocarburos livianos como condensados de gas o diluyentes que reaccionan rápidamente, estos ayudan a la movilidad del petróleo pesado en el yacimiento. 

En resumen, estos procesos con disolventes tienen el potencial de recuperar económicamente petróleo pesado y extra-pesado adicional que no se puede recuperar con procesos térmicos más costosos.

Conclusiones

  • Basado en registros eléctricos modernos, datos de núcleos y muestras de fluidos tomadas en cientos de pozos someros, los geólogos e ingenieros han obtenido un excelente conocimiento sobre las características de los yacimientos en La Faja. Utilizando estos datos para determinar el petróleo en situ (POES), PDVSA, así como numerosos expertos, han reportado que La Faja contiene 1,200 mil millones de barriles de petróleo.   
  • Los hidrocarburos que se generaron a grandes profundidades en la Sub Cuenca Monagas, al norte, migraron por fallas verticales y atravesaron rocas porosas y permeables unos 100 kilómetros hasta el sur hasta el Río Orinoco, bordeando el Escudo Precambrico Guayanés. Aquí, el petróleo en los canales de arenas no consolidadas de la Formación Oficina, fue biodegradado a petróleo pesado y extrapesado por las aguas meteóricas del sistema acuífero Orinoco que han penetrado a los yacimientos.  

El desarrollo de numerosas tecnologías de perforación y producción de última generación, después de la década de 1980, dieron como resultado un aumento de las tasas de producción con eficiencias de recuperación que alcanzaron un factor de recobro del 20%.

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Listado de Algunas Publicaciones Relevantes

Libros

Martinez, A. R., 2004, La Faja Del Orinoco, Editorial Galac, S. A. Caracas, Venezuela.

Halbouty, M.T., 1994, Giant Oil and Gas Fields of the Decade, 1978-1988, By American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma, pp.535 

Weeks, L.G., 1958, Habitat of Oil Including Papers Presented At the Fortieth Annual Meeting of the Association, At New York, Published by The American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma, pp.1384.

Publicaciones Geológicas

Bartock, P., 2003, The peripheral bulge of the Interior Range of the Eastern Venezuela Basin and the impact on oil accumulation, in C. Bartolini, R.T. Buffer, and J. Blickwede, eds., The Circum-Gulf of Mexico, and the Caribbean: Hydrocarbon Habitats, Basin Formation and Plate Tectonics; AAPG Memoir 79, p. 925-936

Blanc, P. and J. Connan, 1994, Preservation, degradation, and destruction of trapped oil, In L.B. Magoon and W. G. Dow, eds., The Petroleum System-From Source to Trap; AAPG memoir 60, p.237-247.

Cornelius, C. D. 1987, Classification of Natural Bitumen: A Physical and Chemical Approach; in AAPG Vol 25; Studies in Geology, Exploration for Crude Oil and Natural Bitumen. 

Damaison, G.J., 1977, Tar Sands and Supergiant Fields, AAPG Bulletin, v. 61, no. 11, P. 1950-1961.

Echols, J. and D. Goddard, 1992, Stratigraphic Capture: A Depositional Process Facilitating Fluid and Gas Movement Between Porous and Permeable Beds: GCAGS Trans., v. 42, p. 121-133. 

Fiorillo, G, 1987, Exploration and Evaluation of the Orinoco heavy Oil Belt, AAPG Bulletin

Erlich, R.N. and S. F. Barret, 1992, Petroleum Geology of the Eastern Venezuela Foreland Basin, in R.W. MacQueen and D.A. Leckie, eds. Foreland Basins and Forebelts; AAPG Memoir 55, p.3412-362.

Hernandez, M.E., M.T. Vives and J. Pasquali, 1983, Relationships Among Viscosity, Composition, and Temperature for Two Groups of Heavy Crudes From the Eastern Venezuelan Basin; Organic Geochemistry, v.4, p.173-178. 

Hollerbach, A., 1987, Influnce of Biodegradation on Chemical Composition of Heavy Oil and Bitumen; in AAPG Vol 25; Studies in Geology, Exploration for Crude Oil and Natural Bitumen.

Publicaciones en la SPE y Otros 

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Briceno, M. C., J.A. Peralta, R.J. Silva, O. Rismyhr, L.B. Zerpa, and C.A. Ehlig-Economides, 2003, Horizontal and Deviated Wells Water Disposal Injection Experiences in a Venezuelan Heavy Oil Reservoir in the Orinoco Belt and Future Injection Practices : SPE  #78954-MS  Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado

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El Autor

Donald A. Goddard (seudónimo del libro Alan Irureta) comenzó su carrera en 1965 con Gulf Oil Co. (Mene Grande) en el Oriente de Venezuela. Trabajó durante muchos años en estudios geológico en todo el país. Desde 1979 hasta 1990 fue geólogo / geofísico en Maraven Oil Co. en la región del Lago de Maracaibo, en operaciones de exploración y producción. Tiene más de treinta años de experiencia en la industria del petróleo.

Es investigador petrolero en la Universidad Estatal de Louisiana (LSU), a partir de 1991. Su trabajo incluye la caracterización geológica de los reservorios de petróleo en Louisiana, y ha participado en proyectos de análisis de cuencas de la Región de la Costa del Golfo. En el Centro de Estudios de Energía (CES) de LSU, se desempeñó como Director de la Región del Golfo, Consejo de Transferencia de Tecnología del Petróleo (PTTC). En esta capacidad, Goddard fue responsable de identificar y transferir las tecnologías ascendentes a los operadores independientes de Louisiana.

Se retiró de LSU en 2009 y en la actualidad trabaja como consultor de petróleo. Obtuvo un B.S. en Geología de Florida State University, los grados de M.Sc. y PhD en Geología Marina y Geofísica de la University of London (UCL), y un grado de Ingeniería Geológica de la Universidad Central de Venezuela.

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