Resumen Después de más de 90 años de actividad petrolera, la influencia de Venezuela en el mercado energético mundial está muy lejos de terminarse, no solo por las cuantiosas reservas de hidrocarburos pesados y las significativas reservas gasíferas de la plataforma continental,






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títuloResumen Después de más de 90 años de actividad petrolera, la influencia de Venezuela en el mercado energético mundial está muy lejos de terminarse, no solo por las cuantiosas reservas de hidrocarburos pesados y las significativas reservas gasíferas de la plataforma continental,
fecha de publicación30.07.2015
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VISION SOBRE LA PERSPECTIVAS DE HALLAR YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES DE HIDROCARBUROS EN VENEZUELA.

Abstract

After more than 90 years of intense activity, Venezuela´s importance as a major player in the petroleum industry is far from over. The presence of huge amounts of heavy oil in the Orinoco Tar Belt plus the significant reserves of gas in the continental shelf certainly secure that Venezuela´s influence will last for several years. In addition to the previously mentioned resources, the presence of two of the most prolific sources rock of hydrocarbons worldwide, the organic rich La Luna and the Querecual Formations allows us to visualize the presence of important accumulations of shale-oil and shale-gas, yet to be discovered, containing abundant prospective resources beneath the Maracaibo and the Eastern Venezuelan Basin. The present research is based on the lecture of just a few articles; it refers mainly to the importance of those two formations, both as a source and as potential unconventional reservoirs for oil and gas; moreover, the article also refers to some other less important Cretaceous and Tertiary formations that are thought to deserve worthwhile of attention.

Resumen
Después de más de 90 años de actividad petrolera, la influencia de Venezuela en el mercado energético mundial está muy lejos de terminarse, no solo por las cuantiosas reservas de hidrocarburos pesados y las significativas reservas gasíferas de la plataforma continental, sino tambien por tener excelentes perspectivas de identificar recursos prospectivos de petróleo y gas en las lutitas cretácicas que constituyen las rocas madres en la Cuenca del Lago de Maracaibo y en la Cuenca Oriental. La presente nota es una visión general sobre el potencial de Venezuela como país productor de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales. El énfasis se coloca, principalmente, en las formaciones La Luna y Querecual limitándose a la lectura de unos pocos artículos y a la mención de algunas de las peculiaridades geológicas y geoquímicas que las hacen particularmente interesantes.
Los yacimientos no convencionales de gas y condensado son acumulaciones que se encuentran en las mismas rocas que los han generado y que no han sido expulsados totalmentey que, por lo tanto, han tenido poca o ninguna migración. El gas se encuentra retenido libre en poros y microporos de intervalos cuya permeabilidad está en el orden de los nanodarcies o adherido a la materia orgánica. La identificación, evaluación y posterior explotación de tales yacimientos ameritan la aplicación rutinaria de tecnología novedosa en perforación, perfilaje y estimulación de pozos, así como en el tratamiento y manejo de grandes volúmenes de efluentes.
Las rocas madres de nuestros petróleos en la Cuenca Oriental y en la Cuenca de Maracaibo han generado cuantiosas cantidades de hidrocarburos, proceso que seguramente continua en la actualidad en áreas donde las rocas se encuentran en etapas de maduración o sobre-maduración. Por mencionar solo uno, el sistema petrolero La Luna-Misoa ha generado cerca del 98% del petróleo y gas recuperable de los yacimientos convencionales en la cuenca del Lago de Maracaibo adonde ha migrado a través de los sistemas de fallas (Goddard y Talukdar, 2002).
Cuenca de Maracaibo
Las rocas depositadas durante la transgresión Cretácica son los intervalos más atractivos para la búsqueda de acumulaciones de petróleo y gas en yacimientos no convencionales de lutitas, limolitas y areniscas de grano muy fino y baja permeabilidad. Entre ellas las de mayor potencial son las formaciones Capacho y La Luna, aunque hay otros intervalos ricos en materia orgánica con prevalencia de condiciones anóxicas, en los miembros Machiques y Guáimaros de la Formación Apón, este último es un excelente productor de petróleo y gas después de estimulación por fracturamiento hidráulico (Goddard y Talukdar, 2002).
La Formación La Luna fue depositada en ambiente marino bajo condiciones anóxicas/euxínicas, normalmente atribuidas a restricciones en la circulación de las aguas causadas por barreras de origen tectónico, sin embargo otros factores, como un clima cálido y una elevada demanda de oxígeno a causa de una abundante actividad orgánica superficial, pudieron haber contribuido, aisladamente o en conjunto, con los requisitos necesarios para la preservación de la abundante materia orgánica marina que dio origen a la principal roca generadora de petróleo y gas en la Cuenca de Maracaibo. Con un espesor que oscila entre 100 y 400 pies, que se adelgaza gradualmente hacia el Sur y el Este, la Formacion La Luna esta compuesta por lutitas calcáreas negras ricas en materia orgánica, intercaladas con capas delgadas de calizas negras bituminosas, cherts de color oscuro e intervalos fosfáticos hacia la parte superior. El contenido de materia orgánica, una mezcla de origen terrestre y marino con alto contenido de hidrogeno, es ampliamente variable (0,15 - 16,7%), con un promedio cercano a 5,6% (Bralower y Llorente, 2003). La región NW de la cuenca presenta los mayores valores de materia orgánica, mientras que los menores ocurren hacia el sur y el este de la misma. Con base en los valores de Ro (0,7 – 2,7) la Formación se encuentra mayormente en la ventana de petróleo. Se ha interpretado que la generación y migración comenzó, desde el este, partir del Eoceno Temprano, llevándose a cabo la acumulación a partir de finales del Eoceno, aunque esta podría continuar actualmente. Se estima que en las partes mas profundas del SSW de la cuenca y en la región del Catatumbo, un volumen importante de la roca madre estaría en un estado de madurez avanzada dando margen para la generación de gas seco.
Otra secuencia importante generadora de hidrocarburos en el sur de la Cuenca de Maracaibo es la infrayacente Formación Capacho de carácter transgresivo. Litológicamente compuesta por lutitas calcáreas negras a gris oscuro, con las cuales se intercalan en su parte media calizas negras. La parte superior de la Formación son lutitas y calizas cristalinas. De mayor espesor (500-1400 pies) que la Formación La Luna, se depositó en ambiente que varía de marino somero, en sus porciones inferior y superior, a marino profundo, de circulación restringida, en su parte media. Se considera que su contenido, tipo de materia orgánica y madurez sean similares a los de la Formación La Luna (Goddard y Talukdar, 2002).

La secuencia de finales del Cretácico Colon/Mito Juan, depositada en ambiente moderadamente profundo, se considera una fuente pobre de gas, principalmente por su contenido de TOC tipo III y su bajo Indice de H2, no obstante, en el SW de la cuenca pudiera estar en la ventana de generación de petróleo. Colon/Mito Juan es la principal roca sello de la Cuenca de Maracaibo; sin embargo, en el suroeste, la Formación Mito Juan ha producido cantidades pequeñas de petróleo y gas a partir de areniscas de grano fino calcáreas, lodolitas y lentes de calizas que se encuentran en su parte superior (Goddard y Talukdar, 2002).

En la Cuenca de Maracaibo, rocas de grano fino pertenecientes al Grupo Cogollo y a las formaciones Capacho y La Luna, han sido capaces de aportar producción comercial cuando están afectadas por fracturas naturales abiertas o han sido estimuladas mediante fracturamiento hidráulico.

Cuenca Oriental

La principal roca fuente de los hidrocarburos es el Grupo Guayuta con sus formaciones Querecual y San Antonio, siendo Querecual la que tiene mayor capacidad de generación. Esta Formación se caracteriza por ser una secuencia monótona de calizas negras, fétidas, piríticas y lutitas calcáreas, laminadas depositadas en ambiente pelágico durante la máxima transgresión Cretácica (Mendoza, 2005). Los geólogos que han estudiado esta formación en varios afloramientos de la Serranía del Interior y en las islas de la bahía de Mochima, han descrito una litología más variada que incluye calizas margosas, margas, lutitas laminares, limolitas laminadas, calcáreas, limolitas glauconíticas, areniscas de grano muy fino localmente gradadas, laminación cruzada, concreciones micríticas y horizontes perturbados por actividad de organismos bentónicos (Truskowski, et al, 2006).

La Formación Querecual aumenta de espesor hacia el norte, donde se hace más marina. Se ha interpretado que la misma se depositó en la rampa de un margen pasivo, a profundidades batiales media a superior, con mayor deficiencia de O2 en la base, que en el tope (anóxica-subóxica). La porción inferior de Querecual se depositó en condiciones muy similares a las de la Formación La Luna; sin embargo, hacia arriba los eventos subóxicos son más frecuentes sugiriendo circulación de aguas mas abiertas, sin la presencia de altos estructurales que restringieran la circulación de las aguas. El ambiente general de baja energía fue ocasionalmente interrumpido por corrientes de fondo que provocaron laminación cruzada, erosión y transporte de organismos. En la sección tipo se determinó que las mayores concentraciones de TOC se asocian a facies de calizas margosas y margas, identificándose tres eventos de mayor concentración de materia orgánica los cuales se corresponden con el Cenomaniense Tardío, el Turoniense y el Coniacience-Santoniense (Truskowski, et al, 2006).

El contenido de kerogeno tipo II en Querecual es variable (0,85%-6,6%) con promedio de 3,06. En todo el Grupo Guayuta el promedio es de 2,54%. La madurez se alcanzó antes del emplazamiento tectónico del Mioceno Temprano-Medio, la misma oscila entre madura y supermadura, con una amplia variación vertical y areal, aumentando hacia el norte y de arriba hacia abajo. La generación tuvo lugar en el Mioceno Temprano, con la primera migración ocurriendo hasta el Mioceno Medio. Es posible que una segunda migración ha tenido lugar desde el Mioceno Tardío hasta el presente; y que actualmente siga generándose petróleo y gas, a mayores profundidades, por debajo de las napas de corrimiento. Aunque la capacidad generadora de la Formación San Antonio ha sido poco estudiada, la misma tiene intervalos potencialmente atractivos, por lo que su contribución estaría incluida cuando se estima que entre 50 y 55% del espesor total del Grupo Guayuta, el cual se estima entre 610 y 1021 metros, tiene capacidad para generar hidrocarburos (Talukdar, Gallango y Ruggiero, 1988).

Es evidente que las formaciones Querecual y San Antonio pueden llegar a constituir importantes yacimientos no convencionales. Intervalos atribuidos a la Formación San Antonio han producido petróleo en algunos pozos del norte de Monagas.

Consideraciones adicionales

En cuenca de Barinas-Apure, se debería evaluar las perspectivas de trampas no convencionales de hidrocarburos en el Miembro la Morita de la Formación Navay, del Cretácico Tardío, cuyas facies son equivalentes laterales de la Formación La Luna.

En el SSW de la Cuenca de Maracaibo, se piensa que el Grupo Orocué del Paleoceno sería una roca madre de menor importancia, actualmente la misma se encuentra en la ventana del petróleo.

En la Subcuenca de Maturín, la Formación Carapita, del Mioceno, constituida por lutitas marinas de aguas profundas, fosilíferas y con algunos flujos turbidíticos, tiene intervalos ricos en contenido de materia orgánica, lo cual la convierte en una fuente potencial de petróleo por debajo de las napas al sur del corrimiento de Pirital, dentro del alineamiento El Furrial y al sur, por debajo de este último corrimiento. La Formación Carapita ha producido petróleo liviano en yacimientos de extensión limitada, constituidos por areniscas y conglomerados de origen turbidítico en Amarilis y en Cachipo, al sur del Campo Quiriquire.

En la Subcuenca del Guárico, el interés exploratorio por acumulaciones de petróleo y gas en yacimientos no convencionales estaría centrado en la Formación Querecual por debajo de las napas del Corrimiento Frontal del norte de Guárico.

Adicionalmente, en las áreas tradicionales de las cuencas de Maracaibo y Oriente, asociados mas a yacimientos de tipo convencional, de baja permeabilidad, se ha dejado detrás de tubería una cifra importante de recursos de petróleo que, a veces no fueron explotados por no ser económicos, pero que, en en su mayoría, no fueron ni siquiera identificados debido a las limitaciones de los métodos de perfilaje a hueco abierto disponibles para la época. Muchas veces, se trata de intervalos hidrocarburíferos de baja resistividad, cuya condición se debe, bien sea a su elevado contenido de arcillas, o a que se trata de intercalaciones de láminas de limolita o areniscas de granos muy finos con gruesos paquetes de arcillas o lutitas. Se desconoce el volumen de petróleo y/o gas dejado atrás en cada una de las dos cuencas más importantes del país y su determinación y cuantificación exige aplicar métodos novedosos de perfilaje y de evaluación de perfiles integrados con información de perforación.

En el Terciario de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo se han completado pozos productores en algunos intervalos de baja resistividad. En la Cuenca Oriental, aunque el yacimiento La Pica del campo Jusepín fue explotado hasta el agotamiento de su presión, es profusa la presencia de intervalos muy delgados de alta resistividad saturados de petróleo liviano, especialmente an el área conocida como Nodosaria-15 o extensión Noreste de Jusepín.

Conclusión

El rápido desarrollo de yacimientos no convencionales en varias partes del mundo, inclusive en Suramérica debe incentivarnos a participar en esta carrera, que podríamos llamar de supervivencia, en la medida que se agotan nuestras reservas convencionales de petróleo y gas. Como hemos visto, en nuestro país existen excelentes oportunidades de incorporar recursos adicionales de gas y condensados provenientes de yacimientos no convencionales, en los cuales la riqueza en materia orgánica y el grado de madurez están garantizados y en los que, sin embargo, falta determinar algunas otras características claves como el volumen total de arcillas, la composición mineralógica y fragilidad de las formaciones, así como, la presencia y caracterización de las fracturas naturales, aspectos fundamentales para asegurar el éxito y la durabilidad del fracturamiento artificial. Igualmente, se requiere evaluar, entre otros datos, la informacion de pozos que hayan penetrado las rocas madres con el propósito de identificar zonas con presión de poros elevada y presencia de gas libre. Se puede afirmar que el fin de la influencia de los hidrocarburos en el desarrollo del país aun está lejos de producirse, para ello se cuenta, no solo con los recursos de la FPO, sino que debemos sumar la posibilidad de añadir cuantiosos recursos de hidrocarburos provenientes de acumulaciones no convencionales.

Referencias

BRALOWER, TIMOTHY J. and LLORENTE, MARIA A. “Paleogeography and Stratigraphy of the La Luna Formation and Related Cretaceous Anoxic Depositional Systems”. Palaios, V. 18, p. 301–304, 2003.

GODDARD, DONALD A. and TALUKDAR, SUHAS C. “Cretaceous Fine-Grained Mudstones of the Maracaibo Basin, Venezuela”. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, Vol 52, 2002. Siltstones Symposium (http://oilprognosis.com/Articles).

MENDOZA, V. “Geología de Venezuela”. Tomo II: Cretácico, Terciario y Reciente Sedimentario de Venezuela. Universidad de Oriente, Escuela de Ciencias de la Tierra. Ciudad Bolívar, Marzo 2005

TALUKDAR, S., GALLANGO, O., and RUGGIERO, A. “Generation and migration of oil in the Maturin Subbasin, Eastern Venezuelan Basin”. Org Geochem. Vol. 13, Nos. 1-3, pp. 537-547, 1988

TRUSKOWSKI, I., LOPEZ, L., LO MONACO, S., & ESCOBAR, G. “Estudio geoquímico y bioestratigráfico de la Formación Querecual en su localidad tipo”. IX Congreso Geológico Venezolano, Caracas 21 al 25 de Octubre, 2007

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