Los Campos Costeros de Bolívar (BCF), también conocidos como Complejo Costero de Bolívar, se ubican 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 a 7.000 pozos y un bosque de torres de perforación relacionadas, y se extiende treinta y cinco millas a lo largo de la costa noreste del lago de Maracaibo. Forman el campo petrolero más grande fuera de Medio Oriente y contienen principalmente petróleo pesado con una gravedad inferior a 22 grados API . También conocido como Campos de la Costa Oriental , el Campo Petrolífero Costero Bolívar está formado por Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, Ceuta, Motatán, Barua y Ambrosio. [2] El campo Costa de Bolívar se encuentra en la ecorregión de bosques secos de Maracaibo , que ha sido gravemente dañada por la agricultura y la ganadería, así como por la explotación petrolera. [3] El campo petrolero todavía juega un papel importante en la producción del país con aproximadamente 2,6 millones de barriles de petróleo por 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 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 exportador de petróleo del mundo . Según la lista de campos petroleros , el campo costero de 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 yacimiento petrolífero ya se han agotado por completo. [6]
Las grandes filtraciones de petróleo alrededor del lago de Maracaibo fueron notadas en el siglo XVI por los españoles, quienes usaron el alquitrán para calafatear sus barcos y tratar problemas de la piel del ganado. La General Asphalt Company, con sede en Estados Unidos, llevó a cabo las primeras investigaciones geológicas en la orilla este del lago de Maracaibo, pero vendió su concesión a Royal Dutch Shell en 1912. Shell perforó el pozo descubridor en Mene Grande en 1914 y el famoso pozo 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 se convirtió en la propiedad productora más importante de Shell en todo el mundo. Pan American Oil, de Edward Doheny, tomó entonces la inusual medida de obtener concesiones en el propio lago. Estas concesiones fueron compradas 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.
Luego, el nacionalismo jugó 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 inicio de una nueva fase de participación internacional en la cuenca de Maracaibo. Posteriormente se adjudicó otro bloque a un consorcio formado por Tecpetrol, Nomeco y Wascana, y Chevron acordó en principio con Maraven, una filial de Petróleos de Venezuela , una empresa que incluiría el gigantesco yacimiento de petróleo pesado de Boscán y la división de asfalto de Chevron en el EE.UU. En la ronda de exploración de 1995 se ofrecerán dos bloques en la cuenca.
En resumen, los campos petroleros de la cuenca de Maracaibo desempeñaron un papel importante en el crecimiento de tres de las compañías petroleras más grandes del mundo; el grupo Royal Dutch/Shell, Exxon y Petróleos de Venezuela. Allí tuvo lugar gran parte del desarrollo inicial de las tecnologías de producción en alta mar e inyección de vapor.
Sir Henri Deterding describió una vez la compra por parte de Shell de las propiedades de General Asphalt alrededor del lago de Maracaibo como su mejor negocio. Ésta es una declaración contundente de alguien cuyos acuerdos comerciales incluyeron la fusión de Royal Dutch Petroleum con Shell Transport and Trading. [9]
La región del Golfo Caribe contiene actualmente el 5% del total de reservas recuperables finales de hidrocarburos en 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 del cinturón de petróleo pesado del Orinoco, con un estimado de aproximadamente 1200 mil millones de barriles de petróleo pesado y extrapesado (Fiorillo, 1987; Servicio Geológico de Estados Unidos, 2000). [10] El entorno tectónico activo del petróleo en Venezuela es complejo. Varios cinturones tectónicos que incluyen cuencas de arco volcánico, antearco y retroarco se encuentran frente a la costa del margen venezolano. Un patrón de cabalgamientos de oeste a este, fallas de rampa lateral y cuencas de antepaís en tierra (Babb y Mann, 1999; Mann, 1999) fueron producidos por una convergencia oblicua diacrónica entre los terrenos del arco caribeño y el margen continental sudamericano del Cretácico Superior (occidental). de Colombia) hasta la actualidad (zona oriental de Trinidad). Esta combinación ideal de eventos tectónicos y estratigráficos produjo uno de los sistemas petroleros más prolíficos del mundo.
La deposición de rocas relacionadas con el rift en el Jurásico Tardío marcó el comienzo de la historia geológica sedimentaria de la Cuenca de Maracaibo en bajos estructurales o semigrabens controlados por fallas normales lineales con orientación norte-noreste. Durante el Cretácico Inferior – Paleoceno , se desarrolló una plataforma mixta clástico - carbonatada en el área de la actual Cuenca de Maracaibo. El hundimiento térmico y la quietud tectónica del margen pasivo provocaron la acumulación de sedimentos y 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 el hundimiento hacia el final del Cretácico que resultó en la deposición de espesa esquisto marino de la Formación Colón durante el Maastrichtiano . Durante el Turoniano – Campaniano tardío , la Formación La Luna se depositó en un entorno de pendiente de plataforma en condiciones anóxicas . La Formación La Luna se convirtió en la principal roca generadora del noroeste de Sudamérica.
A finales del Paleoceno y principios a medio 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 del antepaís se caracterizó por una cuña eoceno de sedimentación fluvial-deltaica (Formación Misoa) de aproximadamente 5 km (3,1 millas) de espesor , donde se concentran los yacimientos de hidrocarburos más prolíficos de la cuenca de Maracaibo. La sedimentación fluvial y marina somera continuó en las zonas sur y suroeste de la Cuenca de Maracaibo. La discordancia del Eoceno representa el sello principal sobre los yacimientos del Eoceno , pero se rompe localmente por fallas , lo que permite el ascenso de hidrocarburos hacia los yacimientos del Mioceno en los bordes de la cuenca. [10]
La siguiente figura muestra los yacimientos de hidrocarburos en la cuenca de Maracaibo. La mayoría de las rocas reservorio del Eoceno están alineadas espacialmente con las fallas de Icotea y Pueblo Viejo que se dirigen de norte a sur , mientras que la mayoría de las rocas reservorio del Mioceno están agrupadas a lo largo del margen este y noreste 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 basamentos 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, resumiendo 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 en dirección 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 anteriores muestran que la Formación La Luna es la fuente del 98% de las reservas totales de petróleo que se encuentran en la Cuenca de Maracaibo. Un 2% adicional de la reserva total de petróleo se derivó de carbones no marinos y lutitas 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 profundamente enterradas 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 el 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 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 convergencia de placas regionales en el occidente de Colombia que causaron cambios abruptos en la paleotopografía y el paleoclima y terminaron con las condiciones de margen pasivo. Un aumento en el afloramiento y una mayor oxigenación de las aguas de la plataforma del norte de América del Sur 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 húmedo-seco y la inmersión de barreras paleobatimétricas para la circulación oceánica (Erlich et al., 2003). [10]
La formación La Luna es la formación más prominente en la Cuenca de Maracaibo y es el contenido de roca madre de la mayor parte del Campo Costero Bolívar. Esta se considera una gran roca generadora propensa al petróleo . 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 cromatográficas de gases y de biomarcadores de los petróleos y los extractos de roca 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 generadoras 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 (COT) original promedio de las rocas generadoras de La Luna en la Cuenca de Maracaibo es del 5,6%. Los valores máximos de TOC alcanzan localmente el 16,7%. En la zona suroeste de la cuenca el TOC promedio es de 4,3%. En la zona de la Sierra de Perijá los valores de TOC oscilan entre el 3,7 y el 5,7%. En los Andes de Mérida , los valores de TOC oscilan 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 cromatográficas de gases y de biomarcadores de los petróleos y los extractos de roca 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.
Son una amplia variedad de rocas reservorio a lo largo de la Cuenca de Maracaibo, que van desde rocas metamórficas hasta rocas miocentes poco profundas y no consolidadas. Según Harding y Tuminas, las trampas estructurales están controladas por una variedad de características, incluidas las fallas normales y las fallas invertidas en la placa continental flexionada . Las trampas estratigráficas se encuentran en sistemas deltaicos heterogéneos , fluviales mixtos y dominados por mareas que definen ciclos regresivos-transgresivos en la plataforma Eoceno de Maracaibo y cerca de la costa hasta rocas areniscas fluviales del Mioceno (Guzmán y Fisher, 2006). Las principales facies de embalses son canales distributarios apilados y barras de marea (Maguregui, 1990; Ambrose et al., 1995; Escalona, 2003). Los yacimientos 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, del Cretácico Superior al Paleoceno, la roca madre de la Formación La Luna se depositó en un entorno poco profundo, de margen pasivo, de plataforma a pendiente. Su espesor varía de 40 a 150 m (130 a 490 pies). Las variaciones de espesor de carbonato fueron controladas por un relieve menor del basamento de 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 fluvial-deltaicas del Eoceno que se depositaron en una cuenca de antepaís (Lugo y Mann, 1995; Escalona y Mann, 2006a). Las rocas generadoras del Cretácico fueron enterradas a profundidades de 5 km (3,1 millas) en la parte noreste de la cuenca de Maracaibo y alcanzaron la ventana de petróleo. En la cuenca central de Maracaibo se formó una cuenca de separación controlada por fallas reactivadas del Jurásico nor-noreste (subcuenca de Icotea; Escalona y Mann, 2003b). Las fallas de deslizamiento proporcionaron vías verticales para la migración de hidrocarburos desde las rocas generadoras del Cretácico (Formación La Luna) hasta las arenas del yacimiento del Eoceno. [10]
Durante el Eoceno tardío al Oligoceno , la mayor parte de la cuenca de Maracaibo quedó subaéricamente expuesta y erosionada por el rebote isostático que siguió al final de la fase de convergencia de la cuenca del antepaís . Este período de rebote y erosión duró aproximadamente 20 ma 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 se produjo debido a la invasión de aguas meteóricas en depósitos del Eoceno poco profundos enterrados. [10]
Durante el Mioceno al Holoceno , su fase de desarrollo de la cuenca se caracterizó por el levantamiento de la Sierra de Perijá y los Andes de Mérida , la formación del sinclinal de Maracaibo con tendencia norte-sur y la inversión del Mioceno temprano de las estructuras del Eoceno en la parte central del cuenca. A diferencia del Eoceno , el depocentro del Neógeno se ubicó en el sur de la Cuenca de Maracaibo, donde las facies continentales se estrechan 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 eficaces y prolíficos de la Tierra. La deposición y distribución de rocas generadoras y reservorios ideales estuvieron 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 prometedor potencial 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 en estas áreas se producirán más de 14 mil millones de barriles de petróleo mediano a liviano de reservas recuperables finales (US Geological Survey, 2000). La cuenca de Maracaibo tiene una larga historia como 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 yacimientos conocidos garantiza que la cuenca de Maracaibo tendrá un largo futuro como una importante cuenca productora de petróleo. [9]
