Los Campos Costeros de Bolívar (BCF), también conocidos como el Complejo Costero de Bolívar, están ubicados en el margen oriental del Lago de Maracaibo , Venezuela . [1] El Campo Costero de Bolívar es el campo petrolero más grande de América del Sur con sus 6.000-7.000 pozos y bosque de torres de perforación relacionadas, se extiende treinta y cinco millas a lo largo de la costa noreste del Lago de Maracaibo. Forman el campo petrolero más grande fuera del Medio Oriente y contienen principalmente petróleo pesado con una gravedad menor a 22 grados API . También conocido como los Campos de la Costa Oriental , el Campo Petrolero Costero de Bolívar consta de Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, Ceuta, Motatán, Barua y Ambrosio. [2] El campo de la Costa de Bolívar se encuentra en la ecorregión de bosques secos de Maracaibo , que ha sido severamente dañada por la agricultura y la ganadería, así como por la explotación petrolera. [3] El campo petrolero aún juega un papel importante en la producción de la nación con aproximadamente 2,6 millones de barriles de petróleo al día. [4] Es importante señalar que la industria del petróleo y el gas se refiere al Complejo Costero de Bolívar como un solo yacimiento petrolífero, a pesar del hecho de que el yacimiento petrolífero consta de muchos subcampos como se indicó anteriormente.
El Complejo Costero Bolívar es propiedad y está operado en su totalidad por Petróleos de Venezuela, SA (PDVSA) ( pronunciación en español: [peðeˈβesa] ; inglés: Petróleo de Venezuela ), la empresa estatal venezolana de petróleo y gas natural . Tiene actividades de exploración, producción, refinación y exportación de petróleo, así como exploración y producción de gas natural . Desde su fundación el 1 de enero de 1976 con la nacionalización de la industria petrolera venezolana, PDVSA ha dominado la industria petrolera de Venezuela, el quinto mayor exportador de petróleo del mundo . Según la lista de campos petroleros , el Campo Costero Bolívar ocupa el puesto número 5 en el mundo en petróleo recuperable, pasado y futuro, con 30-32 mil millones de barriles. [5] Algunas partes del campo petrolero ya se han agotado por completo. [6]
Las grandes filtraciones de petróleo alrededor del lago de Maracaibo fueron descubiertas en el siglo XVI por los españoles, quienes usaban el alquitrán para calafatear sus barcos y tratar problemas de piel en el ganado. La General Asphalt Company, con sede en los EE. UU., realizó las primeras investigaciones geológicas en la costa este del lago de Maracaibo, pero vendió su concesión a Royal Dutch Shell en 1912. Shell perforó el pozo de descubrimiento en Mene Grande en 1914 y el famoso pozo de Los Barrosos 2 en Cabimas en 1922. [7] Otro hallazgo importante fue el pozo 'Zumaque 1' en 1914, [8] en el área de Mene Grande, Cuenca de Maracaibo , a unas 50 millas (80 km) al sureste de Cabimas ( estado Zulia ). La producción creció rápidamente y esta se convirtió en la propiedad productora más importante de Shell en todo el mundo. Pan American Oil de Edward Doheny luego tomó la medida inusual de obtener concesiones en el propio lago. Estas concesiones fueron adquiridas por Indiana Standard (ahora Amoco) en 1925, pero el desarrollo fue mínimo hasta que fueron vendidas a Standard Oil de Nueva Jersey (ahora Exxon ) en 1931. El desarrollo en el Lago de Maracaibo avanzó rápidamente después del final de la Segunda Guerra Mundial y esta se convirtió en la propiedad productora más importante de Exxon en todo el mundo durante las décadas de 1950 y 1960.
El nacionalismo jugó entonces un papel en la industria petrolera: no se ofrecieron nuevas concesiones de exploración después de 1958, y la industria fue nacionalizada a fines de 1975. La entidad nacionalizada, Petróleos de Venezuela SA , es ahora una de las compañías petroleras integradas más grandes del mundo.
La adjudicación de bloques de reactivación de campos marginales a Occidental y Shell en 1994 marcó el comienzo de una nueva fase de participación internacional en la cuenca de Maracaibo. Otro bloque fue adjudicado posteriormente a un consorcio de Tecpetrol, Nomeco y Wascana, y Chevron ha llegado a un acuerdo en principio con Maraven, una subsidiaria de Petróleos de Venezuela , sobre una empresa que incluiría el gigantesco campo de petróleo pesado Boscán y la división de asfalto de Chevron en los EE.UU. Se ofrecerán dos bloques en la cuenca en la ronda de exploración de 1995.
En resumen, los yacimientos petrolíferos de la cuenca de Maracaibo desempeñaron un papel importante en el crecimiento de tres de las mayores compañías petroleras del mundo: el grupo Royal Dutch/Shell, Exxon y Petróleos de Venezuela. Gran parte del desarrollo inicial de las tecnologías de producción offshore e inyección de vapor tuvo lugar allí.
Sir Henri Deterding describió una vez la compra por parte de Shell de las propiedades de General Asphalt en los alrededores del lago de Maracaibo como su mejor negocio. Se trata de una declaración contundente de alguien cuyos negocios incluyeron la fusión de Royal Dutch Petroleum con Shell Transport and Trading. [9]
La región del Golfo del Caribe contiene actualmente el 5% de las reservas recuperables finales totales de hidrocarburos de la Tierra (Horn, 2003). Venezuela tiene las mayores reservas de hidrocarburos de todas las regiones de hidrocarburos del hemisferio occidental, con reservas probadas de petróleo de alrededor de 70 mil millones de barriles de petróleo y reservas probadas de gas de 147 tcf (US Geological Survey, 2000; Audemard y Serrano, 2001). Estas estimaciones de reservas no incluyen las inmensas reservas no convencionales de la faja de petróleo pesado del Orinoco, con un estimado de aproximadamente 1200 mil millones de barriles de petróleo pesado y extrapesado en el lugar (Fiorillo, 1987; US Geological Survey, 2000). [10] El entorno tectónico activo del petróleo en Venezuela es complejo. Varios cinturones tectónicos que incluyen cuencas de arco volcánico, antearco y trasarco se encuentran en la costa del margen venezolano. Un patrón de empujes y fallas laterales en rampa y cuencas de antepaís en dirección oeste-este (Babb y Mann, 1999; Mann, 1999) se produjo por la convergencia oblicua diacrónica entre los terrenos del arco caribeño y el margen continental sudamericano desde el Cretácico Superior (área occidental de Colombia) hasta el presente (área oriental de Trinidad). Esta combinación ideal de eventos tectónicos y estratigráficos produjo uno de los sistemas petrolíferos más prolíficos del mundo.
La deposición de rocas relacionadas con el rift en el Jurásico Tardío marcó el inicio de la historia geológica sedimentaria de la Cuenca de Maracaibo en depresiones estructurales o medios grabens controlados por fallas normales lineales de rumbo norte-noreste. Durante el Cretácico Temprano - Paleoceno , se desarrolló una plataforma mixta clástica - carbonatada en el área de la actual Cuenca de Maracaibo. La subsidencia térmica y la quietud tectónica del margen pasivo llevaron a la acumulación de sedimentos y a la ausencia de deformación de la cuenca durante este período. Las pocas estructuras presentes en la Cuenca de Maracaibo durante el Cretácico se formaron por levantamiento tectónico de las Cordilleras Occidental y Central de Colombia . Este levantamiento es responsable de un aumento en la subsidencia hacia el final del Cretácico que resultó en la deposición de una gruesa pizarra marina de la Formación Colón durante el Maastrichtiano . Durante el Turoniano tardío - Campaniano , la Formación La Luna se depositó en un entorno de plataforma-talud en condiciones anóxicas . La Formación La Luna se convirtió en la principal roca fuente del noroeste de América del Sur.
A finales del Paleoceno y principios y mediados del Eoceno , la placa del Caribe y el margen noroeste de América del Sur produjeron una compleja cuña de antepaís llena de sedimentos clásticos en la parte noreste de la cuenca de Maracaibo . La cuenca de antepaís se caracterizaba por una cuña eocénica de sedimentación fluviodeltaica de aproximadamente 5 km (3,1 mi) de espesor (Formación Misoa), donde se concentran los reservorios de hidrocarburos más prolíficos de la cuenca de Maracaibo. La sedimentación fluvial y marina poco profunda continuó en las áreas sur y suroeste de la cuenca de Maracaibo. La discordancia del Eoceno representa el sello principal sobre los reservorios del Eoceno , pero está localmente rota por fallas , lo que permite el ascenso ascendente de hidrocarburos hacia los reservorios del Mioceno en los bordes de la cuenca. [10]
La figura siguiente muestra los yacimientos de hidrocarburos en la cuenca de Maracaibo. La mayoría de las rocas de yacimiento del Eoceno están alineadas espacialmente con las fallas de Icotea y Pueblo Viejo , que se extienden de norte a sur, mientras que la mayoría de las rocas de yacimiento del Mioceno están agrupadas a lo largo del margen oriental y nororiental del actual lago de Maracaibo.
El noventa y cuatro por ciento de los yacimientos de hidrocarburos en la Cuenca de Maracaibo se encuentran dentro de rocas clásticas del Eoceno - Mioceno (Talukdar y Marcano, 1994). Sólo el 6% de los yacimientos se encuentran dentro de rocas carbonatadas y basamento subyacentes del Cretácico - Paleoceno . [10]
La figura de la derecha muestra una línea sísmica interpretada de este a oeste y de norte a sur en la cuenca central de Maracaibo, que resume los principales elementos del sistema petrolero de Maracaibo desde la roca madre del Cretácico hasta los yacimientos del Eoceno y el Mioceno. Las dos líneas sísmicas interpretadas muestran el engrosamiento noreste de la cuña clástica del Eoceno, el engrosamiento suroeste de la cuña clástica del Mioceno-Holoceno y los principales controles estructurales y estratigráficos de la cuenca heredados de la familia de fallas de rumbo norte-noreste. [10]
Las rocas generadoras de hidrocarburos en la Cuenca de Maracaibo son rocas carbonatadas marinas del Cretácico Superior (lutitas calcáreas y calizas arcillosas) que conforman la Formación La Luna de edad Cenomaniano - Campaniano . Estudios geoquímicos previos muestran que la Formación La Luna es la fuente del 98% de las reservas totales de petróleo encontradas en la Cuenca de Maracaibo. Un 2% adicional de la reserva total de petróleo se derivó de carbones y lutitas no marinas de la Formación Orocue del Paleoceno que se encuentran en la parte suroeste de la cuenca. González de Juana et al. (1980) propusieron que las rocas generadoras terrestres del Eoceno y Mioceno, ahora enterradas profundamente en la parte sur de la cuenca, pueden actuar como roca generadora adicional a la Formación La Luna. El análisis geoquímico de las rocas sedimentarias del Terciario no indica un potencial significativo de hidrocarburos para las lutitas del Eoceno y Mioceno, ni hay evidencia de petróleo correlacionado con este tipo de rocas generadoras. [10]
Un cambio Santoniano en el ambiente deposicional hacia aguas más oxigenadas y frías en la Formación La Luna (Miembro Tres Esquinas) sugiere el advenimiento de la actividad tectónica (Erlich et al., 2000; Bralower y Lorente; 2003; Parra et al., 2003; Zapata et al., 2003). La actividad tectónica del Cretácico Tardío posiblemente estuvo relacionada con la reactivación de fallas debajo de la cuenca o la convergencia de placas regional en el oeste de Colombia que causó cambios abruptos en la paleotopografía y el paleoclima y terminó con las condiciones de margen pasivo. Un aumento en el afloramiento y una mayor oxigenación de las aguas de la plataforma del norte de Sudamérica puede estar relacionado con (1) la migración de la placa sudamericana hacia la zona de convergencia intertropical del Cretácico (Villamil et al., 1999); (2) un aumento en la escorrentía de agua dulce producida por la emergente Cordillera Central de Colombia (Erlich et al., 2003); y (3) el establecimiento de ciclos húmedos-secos y la inmersión de barreras paleobatimétricas para la circulación oceánica (Erlich et al., 2003). [10]
La Formación La Luna es la formación más importante de la Cuenca de Maracaibo y es la roca madre que contiene la mayor parte del Campo Costero de Bolívar. Se considera que es una roca madre con gran potencial petrolero . En la figura de la derecha se muestra la distribución en porcentajes de hidrocarburos generados por las rocas madre de la Formación La Luna.
La comparación de las características de biomarcadores y cromatografía de gases de los aceites y los extractos de rocas madre de La Luna muestra que la Formación La Luna es la roca madre de más del 98% de las acumulaciones de petróleo en la Cuenca de Maracaibo. Las rocas madre de La Luna contienen kerógeno tipo II propenso al petróleo y son ricas en contenido de hidrógeno , con la mayor parte de la materia orgánica derivada de algas y bacterias (Pérez-Infante et al., 1996). El carbono orgánico total original promedio (COT) de las rocas madre de La Luna en la Cuenca de Maracaibo es de 5,6%. Los valores máximos de COT son localmente tan altos como 16,7%. En el área suroeste de la cuenca, el COT promedio es de 4,3%. En el área de la Sierra de Perijá , los valores de COT varían de 3,7 a 5,7%. En los Andes de Mérida , los valores de COT varían entre 1,7 y 2%. En la figura de la derecha se muestra la distribución en porcentajes de hidrocarburos generados por las rocas generadoras de la Formación La Luna. La comparación de las características de los biomarcadores y de la cromatografía de gases de los aceites y los extractos de rocas generadoras de La Luna muestra que la Formación La Luna es la roca generadora de más del 98% de las acumulaciones de petróleo en la Cuenca de Maracaibo.
Existen una amplia variedad de rocas reservorio a lo largo de la Cuenca de Maracaibo, que van desde rocas metamórficas hasta rocas poco profundas, no consolidadas, del Mioceno. Según Harding y Tuminas, las trampas estructurales están controladas por una variedad de características, incluyendo fallas normales, fallas invertidas en la placa continental flexionada . Las trampas estratigráficas se encuentran en sistemas deltaicos heterogéneos , mixtos fluviales y dominados por mareas que definen ciclos regresivos-transgresivos en la plataforma de Maracaibo del Eoceno y rocas areniscas del Mioceno cercanas a la costa y fluviales (Guzmán y Fisher, 2006). Las principales facies de reservorio son canales distributarios apilados y barras de marea (Maguregui, 1990; Ambrose et al., 1995; Escalona, 2003). Los reservorios de hidrocarburos se pueden clasificar en tres tipos principales:
Los geólogos petroleros resumen la evolución del sistema petrolero de la Cuenca de Maracaibo en cuatro fases. La imagen adyacente muestra las cuatro fases tectónicas principales que controlan el sistema petrolero de la Cuenca de Maracaibo.
Durante esta fase, desde el Cretácico Tardío hasta el Paleoceno, la roca madre de la Formación La Luna se depositó en un entorno de plataforma a talud, de margen pasivo y poco profundo. Su espesor varía de 40 a 150 m (130 a 490 pies). Las variaciones de espesor de carbonatos estuvieron controladas por un relieve menor del basamento de las estructuras precretácicas subyacentes, como el arco de Mérida. [10]
Durante el Eoceno temprano, la colisión oblicua entre las placas del Caribe y Sudamérica formó una cuña asimétrica de rocas del Eoceno fluviodeltaicas que se depositaron en una cuenca de antepaís (Lugo y Mann, 1995; Escalona y Mann, 2006a). Las rocas madre del Cretácico se enterraron a profundidades de 5 km (3,1 mi) en la parte nor-noreste de la Cuenca de Maracaibo y alcanzaron la ventana petrolífera. Una cuenca de separación controlada por fallas reactivadas del Jurásico de rumbo nor-noreste se formó en la Cuenca central de Maracaibo (subcuenca de Icotea; Escalona y Mann, 2003b). Las fallas de rumbo proporcionaron vías verticales para la migración de hidrocarburos desde las rocas madre del Cretácico (Formación La Luna) a las arenas del yacimiento del Eoceno. [10]
Durante el Eoceno tardío y el Oligoceno , la mayor parte de la Cuenca de Maracaibo estuvo expuesta subaéreamente y erosionada por el rebote isostático que siguió al final de la fase de cuenca de antepaís de convergencia . Este período de rebote y erosión duró aproximadamente 20 millones de años en las partes centrales de la cuenca y se caracteriza por la pérdida de hidrocarburos a la superficie (Talukdar y Marcano, 1994). Además, la biodegradación de los petróleos ocurrió debido a la invasión de aguas meteóricas en yacimientos eocénicos enterrados a poca profundidad. [10]
Durante el Mioceno al Holoceno , esta fase de desarrollo de la cuenca se caracterizó por el levantamiento de la Sierra de Perijá y los Andes merideños , la formación del sinclinal de Maracaibo con rumbo norte-sur y la inversión temprana del Mioceno de las estructuras del Eoceno en la parte central de la cuenca. En contraste con el Eoceno , el depocentro del Neógeno se ubicó en el sur de la Cuenca de Maracaibo, donde las facies continentales se extienden hacia el este-noreste para formar importantes trampas estratigráficas . [10]
La compleja interacción de deformación, enterramiento y sedimentación en la Cuenca de Maracaibo durante el Cretácico se combinó para hacer de la cuenca uno de los sistemas petroleros más efectivos y prolíficos de la Tierra. La deposición y distribución de rocas fuente y reservorio ideales fueron controladas estratigráfica y estructuralmente por múltiples eventos tectónicos que llevaron a la generación, migración y acumulación de hidrocarburos. [11] La Cuenca de Maracaibo tiene un potencial prometedor de descubrimiento de hidrocarburos en las trampas estructurales y estratigráficas más profundas, en su mayoría sin perforar, de la cuenca central y oriental (por ejemplo, las subcuencas de Icotea y Pueblo Viejo). Se prevé que se produzcan más de 14 mil millones de barriles de petróleo mediano a ligero de reservas recuperables finales en estas áreas (US Geological Survey, 2000). La cuenca de Maracaibo tiene una larga historia como una importante cuenca productora de petróleo, pero muchas áreas siguen estando poco exploradas. El gran potencial de exploración combinado con la enorme cantidad de petróleo restante en el lugar en los reservorios conocidos garantiza que la cuenca de Maracaibo tendrá un largo futuro como una importante cuenca productora de petróleo. [9]
