La Faja

65 años de su descubrimiento (1936)

Aníbal R. Martínez [1] / Soberania.info - 13/02/04

I parte

Definiciones [2]

La caracterización de los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco debe hacerse conforme a las directivas de clasificación del petróleo del Grupo de Estudios de los Congresos Mundiales del Petróleo y a las definiciones conjuntas para uso universal de la nomenclatura de reservas y recursos de petróleo adoptados por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, los Congresos Mundiales del Petróleo y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros.

Las definiciones aplicables a La Faja son:

Milipascales.segundo (mPa.s) es una de las unidades derivadas del Sistema Internacional para la viscosidad dinámica, de dimensión gramos por centímetro por segundo; es idéntica al centipoise (cP), la unidad CGS de medida de uso general en la industria petrolera; el centistoke (cSt) es la unidad CGS de viscosidad cinemática , expresada en centímetros cuadrados por segundo.

La caracterización del petróleo - es decir: lo que fija su esencia de hidrocarburo según las definiciones -, se hace aplicando el criterio de la viscosidad dinámica, el único que puede situar la sustancia en la porción petróleo crudo o en la porción bitumen natural, y de ninguna manera por la dificultad de la operación de recobro o conforme a un determinado peso específico . [5]

Una vez definido que se trata de de petróleo crudo, su clasificación entonces sí se determina sobre la base del peso específico: si éste es mayor de 1.000 kilogramos por metro cúbico el petróleo crudo es extrapesado; el rango aceptable recomendado para el petróleo crudo pesado es de 920 a 1.000 kilogramos por metro cúbico.  

Clasificación del petróleo

El criterio de 10.000 milipascales para diferenciar un petróleo crudo del bitumen natural debería ser objeto de cuidadoso análisis. De todas maneras, fue adoptado por el Instituto para el Entrenamiento y las Investigaciones de las Naciones Unidas UNITAR (Martínez, 1984). La experiencia de la explotación del bitumen de la Faja del Orinoco demuestra que 7.000 milipascales podría ser más conveniente para la caracterización y conformarse mejor a la condición del bitumen natural.

Los hidrocarburos en La Faja se caracterizan como bitumen natural y petróleo crudo de peso específico extrapesado.

En el área específica de producción de Cerro Negro, el petróleo crudo llega a tener peso específico de 979 kilogramos por metro cúbico (13 °API ) y en el área de producción Machete el bitumen natural alcanza un peso específico de 1.050 kilogramos por metro cúbico [6]. La movilidad del petróleo a condiciones del yacimiento es tan alta como para permitir el flujo natural cuando la terminación ha sido conducida con mínimo daño a las formaciones.  

Morfología y Composición

Las cuatro quintas partes de los hidrocaburos de La Faja saturan las arenas bien desarrolladas, gruesas, que fueron depositadas en los deltas de los caudalosos ríos de curso al norte, que drenaban el escudo guayanés hace treinta millones de años. La sección es el Miembro Morichal de la Formación Oficina, de edad Mioceno temprano a medio. Las arenas se van montando sobre la penillanura cámbrica, de manera que tienen una alineación general este-oeste, interrumpido en el área principal de producción Machete por el prominente arco de El Baúl, que se desplaza del noroeste hacia el sureste.

En las áreas de producción Hamaca y Pao a Zuata es notable la segregación de petróleo crudo extrapesado y de bitumen natural en la dirección sur, contra el borde del escudo. La proporción de bitumen natural a petróleo crudo es más alta en el área de producción Cerro Negro, mientras que por causa de una génesis distinta, en el área de producción Machete, la viscosidad dinámica aumenta, existen algunos bolsones de gas natural y algunas saturaciones de petróleo crudo de peso específico medio. La relación petróleo crudo/gas natural es muy baja.

El contenido de vanadio es muy alto, característica de La Faja. El valor promedio es de 400 partes por millón peso, pero en algún sitio del área de producción Machete llega a 1.500 ppm. Otro metal común es níquel. El contenido de azufre generalmente está entre 2,5% y 3,5%.

Una vez identificado el método más apropiado y adecuado para perforar los pozos de campo Faja del Orinoco, se determinó la verdadera capacidad de producción de las arenas y el efecto extraordinario de la inyección de vapor en el rendimiento, tanto del petróleo crudo extrapesado como del bitumen natural.  

Génesis  

La génesis de los hidrocarburos de La Faja es motivo de controversia desde el conocimiento inicial del inmenso depósito atípico. La hipótesis más común es que el petróleo es el resultado de procesos de degradación, biodegradación y oxidación de tipos más livianos, como los que se encuentran en los campos al norte. Otra teoría es que hemos encontrado los hidrocarburos en un cierto momento de su evolución, en el camino hacia la conformación de tipos diferentes con cantidades más apreciables de oxígeno en sus estructuras moleculares. El fenómeno de "estratificación" de los pesos específicos es interesante, pero sin duda hay reservorios en La Faja que se deslizan por debajo de acumulaciones más "livianas". La acción del gas natural y del agua de percolación en cuanto agente de "meteorización" son elementos que no se pueden dejar de considerar.  

Referencias  

• A R MARTINEZ (1984) Report of working group on definitions . Proceedings "The future of heavy crude and tar sands", 2 nd International Conference UNITAR ( Caracas , 1982), lxvii-lxviii  
• A R MARTINEZ (2000) Definición de las reserves de petróleo: hacer realidad la utopía. Asuntos, 4, 7, 7-22.
• A R MARTINEZ (1983) Classification and nomenclature systems for petroleum and petroleum reserves - Interim report of Study Group of WPC . Proceedings, 11 th World Petroleum Congress ( London ), 2, 323-343
• A R MARTINEZ et al (1987) Classification and nomenclature systems for petroleum and petroleum reserves - 1987 Report. Proceedings, 12 th World Petroleum Congress (Houston), 5, 253-276.
• A R MARTINEZ y C McMICHAEL (1997) Classification of Petroleum Reserves. Proceedings, 15 th World Petroleum Congress ( Beijing ), V, 209-219.
• A R MARTINEZ y C McMICHAEL (1999) Petroleum reserves: new definitions by the Society of Petroleum Engineers and the World Petroleum Congress. Journal of Petroleum Geologists ( London ), 22, 2, 133-149

II parte  

Las reservas y los recursos  

Petróleos de Venezuela confirmó el 1ero de marzo de 1984 la cuenta definitiva del petróleo estimado que existe originalmente en los yacimientos del subsuelo de La Faja, es decir: el petróleo inicialmente-en-el-sitio conforme a la Definición SPE/WPG/AAPG: 187 millardos 800 millones de metros cúbicos. [7]

Los elementos que deberían constituir la base para la nomenclatura de las reservas y los recursos del campo Faja del Orinoco son las directrices del Grupo de Estudios de los Congresos Mundiales del Petróleo WPC (Martínez y otros, 1983 y 1987; Martínez y McMichael, 1997 y 1999) y las definiciones conjuntas de para uso universal de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo SPE, los Congresos Mundiales del Petróleo WPC y la Asociación Norteamericana de de Geólogos Petroleros AAPG ( Definiciones SPE/WPC/AAPG ; en Martínez, 2000). El término hidrocarburos se debe entender como sinónimo de la designación petróleo, sensu lato, de Martínez (1987).

El volumen de recursos prospectivos es insignificante, con relación al de recursos contingentes y reservas. Todas las estimaciones por áreas principales de producción indicadas en esta sección para petróleo crudo y bitumen natural son del autor, derivadas de las cifras oficiales de Petróleos de Venezuela y del Ministerio de Energía y Minas (que no siempre coinciden).  

Definiciones SPE /WPC/AAPG  

Las definiciones SPE /WPC/AAPG aplicables a la Faja son:  

•  Recursos prospectivos: cantidad de petróleo que, para una cierta fecha, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos por descubrir . Esta categoría de recursos podría elaborarse en un esquema de categorías que mostrarían el estado de las acumulaciones, relativo al riesgo cada vez menor que significa la madurez creciente del desarrollo del depósito. Las categorías de Concepto Exploratorio, Expectativa Exploratoria y Prospecto Exploratorio (en inglés Play, Lead y Prospect , respectivamente) corresponderían a los escenarios de Estimado con Alta Incertidumbre , El Mejor Estimado y Estimado con Baja Incertidumbre. En la nomenclatura de los congresos de 1987, a los recursos prospectivos los habíamos llamado "Recuperación Potencial No Descubierta".  

•  Recursos contingentes: cantidad de petróleo que, de una cierta fecha en adelante, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos conocidos, pero que bajo las condiciones económicas del momento no se consideran comerciales. Para los Recursos Contingentes, No Comercial tipifica al Estimado con Alta Incertidumbre, Técnicas No Probadas a El Mejor Estimado y Técnicas Probadas al Estimado con Baja Incertidumbre. En la nomenclatura de los congresos de 1987 (Martínez, 1987), por supuesto no se habían definido Recursos Contingentes. Las Definiciones también determinan que los recursos son las cantidades de petróleo que serán eventualmente recuperadas de los yacimientos del subsuelo, indistintamente de si ellos han sido descubiertos o no. En cuanto a recursos descubiertos, la porción recuperable ha sido denominada recursos contingentes, mientras que la otra porción no es recuperable.

•  Reservas probadas: cantidad de petróleo que conforme al análisis de la información geológica y de ingeniería puede estimarse con certeza razonable será comercialmente recuperable, de una cierta fecha en adelante , desde yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas del momento. Reservas probables son la cantidad de petróleo que el análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere mayor que no probable y que será comercialmente recuperable. Reservas posibles son la cantidad de petróleo que el análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere menor que probable en su recuperación comercial. Las reservas no probadas se designaron en Venezuela "reservas semi-probadas" hasta 1986.

Hidrocarburos en el sitio  

Galavís y Velarde (1967) estimaron los hidrocarburos inicialmente-en-el-sitio del Campo Faja del Orinoco en 110 millardos de metros cúbicos (692 millardos 450 millones de barriles). Gutiérrez (1978) calculó la cantidad en el sitio para el sondeo exploratorio SE-49B2 hasta una línea norte-sur entre Pericocal-1 y el río Zuata - que son sólo las áreas principales de producción Cerro Negro, Hamaca, Pao y San Diego exactamente - en 187 millardos 764 millones de metros cúbicos (1 billón 181 millones de barriles).

Ahora bien, estimo que los hidrocarburos de La Faja son fundamentalmente petróleo crudo y bitumen natural; el petróleo crudo es de peso específico extrapesado, con cantidades poco significativas de crudo pesado. También hay en el campo cierta cantidad de gas natural asociado y bolsones aislados de gas natural libre, sin importancia comercial, pero que han resultado muy útiles para las operaciones de campo. La desproporción en la cuantía de reservas y recursos por clases de hidrocarburos es de tal magnitud, que en todo el texto que sigue a menos que haga referencia expresa a alguna otra clase, petróleo en cuanto sinónimo de hidrocarburos debe tomarse como indicación de petróleo crudo de peso específico extrapesado y bitumen natural.

El volumen de petróleo crudo inicialmente-en-el-sitio en el campo Faja del Orinoco, que es la cantidad total de petróleo que estimo existió originalmente en los yacimientos del subsuelo, antes de comenzar a ser explotado, es 119 millardos de metros cúbicos de petróleo crudo extrapesado. En cuanto al bitumen natural, la cantidad inicialmente-en-el-sitio en el campo es de 63 millardos de toneladas métricas.

La proporción estimada para uno y otro hidrocarburo en La Faja es 63-27%, aproximadamente dos tercios a un tercio. La razón se mantiene en las áreas principales de producción San Diego, Zuata y Machete, baja a 55-45% en las áreas principales de producción Cerro Negro y Pao, y aumenta a sólo cuatro quintos/un quinto en el área principal de producción Hamaca.

Una porción de la cantidad de hidrocarburos inicialmente-en-el-sitio está fuera de las áreas de principales de producción. Galavís y Velarde (1967) estimaron en 16% la cuantía de esa porción o, inversamente, que el 84% del volumen total en el subsuelo del campo se concentra en "las áreas de mayor interés petrolero", según mostraron en el mapa esquemático de la evaluación. Gutiérrez (1978) estimó la proporción entre entre "el área prospectiva" y "el área productiva" en 89%. Fiorillo (1988) indicó que el 60% del volumen en el sitio [8] está acumulado en las áreas prioritarias.

Por lo tanto, en consideración en primer lugar a que tanto las "áreas de mayor interés petrolero" de Galavís y Velarde, como las "áreas prioritarias" no son coincidentes entre sí ni con mis áreas principales de producción del campo Faja del Orinoco, y en segundo lugar tomando en cuenta los trabajos del Ministerio de Energía y Minas y de Petróleos de Venezuela, y en tercer lugar conociendo los resultados de los numerosos proyectos y estudios adicionales completados durante la década de los años noventa, he estimado que la cantidad de hidrocarburos inicialmente-en-el-sitio de las seis áreas principales de producción, ya enumerados en la sección "Descripción Geográfica", representa el 80% del total en el campo Faja del Orinoco.

La estimación de ambos hidrocarburos por áreas principales de producción se presenta expresamente en forma pareada en los cuadros, ya que esta materia constituye la fuente primordial de las incorrecciones de forma e inexactitudes de fondo en las referencias a las sustancias y las cuantías de La Faja.

El siguiente cuadro muestra las cantidades de los hidrocarburos inicialmente-en-el-sitio en el campo Faja del Orinoco por áreas principales de producción.

Recursos prospectivos

La estimación de recursos prospectivos de petróleo crudo del campo Faja del Orinoco al 31.12.1999 en el único prospecto exploratorio reconocido, la fosa tectónica de Espino en el área de producción Zuata, es 70 millones de metros cúbicos .

Recursos contingentes

El volumen mayor de los hidro-carburos en La Faja son recur-sos contingentes, ya que están descubiertos y comprobados, pero su extracción comercial no se encuentra al presente sujeta a algún tipo de programa de desarrollo firme o de explotación a tiempo fijo.

Los recursos contingentes tienen relación directa con la posibilidad de la ganancia de los hidrocarburos, al cabo de la terminación de proyectos bien definidos de operaciones de recuperación secundaria. En las áreas principales de producción Cerro Negro, Hamaca y San Diego se han completado exitosamente sendos programas pilotos. En la medida en que Petróleos de Venezuela convenga asociaciones en La Faja, ciertas cantidades de recursos contingentes pasarían a ser reservas posibles.

El estimado conservador de la cuantía de los recursos contingentes en La Faja al 31.12.1999 es 22 millardos 400 millones de metros cúbicos de petróleo crudo extrapesado y 14 millardos 400 millones de toneladas métricas de bitumen natural, lo cual representa, respectivamente, el 24% y el 29% de los hidrocarburos inicialmente en los depósitos.

La relación petróleo crudo/bitumen natural de los recursos contingentes de La Faja es 60%-40%. El 70% del petróleo crudo y el bitumen natural se concentra en las áreas principales de producción Cerro Negro, San Diego y Zuata.

Reservas no probadas y reservas probadas  

Las reservas no probadas de petróleo crudo en La Faja al 31.12.1999 son 16 millardos de metros cúbicos. Las reservas probadas a la misma fecha son 5 millardos 600 millones de metros cúbicos de petróleo crudo. Las cantidades de reser-vas no probadas y reservas probadas de bitumen natural en el campo Faja del Orinoco son 600 y 300 millones de toneladas métricas, respectivamente, una fracción mínima de los hidro-carburos en el sitio, en razón de los estrictos criterios definitorios del Ministerio de Energía y Minas. Mientras que las cantidades de reservas no probadas y reservas probadas de petróleo crudo representan 16% y 6% de los vo-lúmenes inicialmente en el sitio, en cambio apenas representan 1,2% y 0,6%, respectivamente, del bitumen natural.

Los instructivos correspondientes del Ministerio para presentación de reservas y recursos entraron en revisión durante el año 1999, pero se utilizaron efectivamente para la cuenta al 31 de diciembre de 2000. Los cuadros estadísticos contenidos en la Memoria Anual del MEM y en el PODE se titulan desde 1996 "de petróleo y bitumen", sea producción acumulada o reservas (probadas), incluyendo "condensados de formación ( ?) ", petróleo crudo y "bitumen para la formación (sic) de orimulsión".

Es importante aclarar que si bien las reservas de petróleo crudo al 31.12.1999 incluyen cantidades menores de petróleo crudo de peso específico pesado, del orden de 636 millones de metros cúbicos de reservas probables y reservas posibles y 513 millones de metros cúbicos de reservas probadas, principalmente en las áreas principales de Hamaca y Cerro Negro, ello sólo representa un poco más del 1% de los hidrocarburos en el sitio.  

Las reservas no probadas y las reservas probadas de petróleo crudo y bitumen natural de La Faja al 31.12.1999 se muestran respectivamente en los cuadros siguientes.  

Producción  

La producción de los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco hasta 1999 es exigua, como es de esperar, pero está creciendo a buen ritmo y, con la puesta en marcha de las asociaciones estratégicas, logrará nivel significativo el año 2002.

La producción de petróleo crudo comenzó en el campo Faja del Orinoco el año 1961, desde los yacimientos inferiores"Faja" en la Formación Oficina de los campos Morichal y Jobo; el crudo, mezclado con el del área principal de producción Cerro Negro se exportó vía oleoducto de 70 kilómetros por el terminal de Punta Cuchillo, en la margen derecha del río Orinoco. La producción del año 1999 fue 950 000 toneladas métricas, en tanto la acumulación al 31.12.1999 fue 50 millones de metros cúbicos.

La producción de bitumen natural comenzó el año 1990, con el inicio de la exportación a escala comercial para las plantas de orimulsión en Inglaterra y Canadá. La producción del año 1999 fue 5 millones de toneladas métricas, en tanto la producción acumulada para esa fecha fue 27 millones de toneladas métricas.  

Sumario  

Los recursos y reservas de hidrocarburos en el campo Faja del Orinoco al 31.12.1999 se muestran en el siguiente, en el cual se incluyen las cifras de los cuatro cuadros anteriores.  

Referencias  

• J A GALAVIS y H M VELARDE (1967) Geological study and preliminary evaluation of potential reserves of hevy-oil of the Orinoco tar belt, Eastern Venezuelan basin . Proceedings, 7 th World Petroleum Congress (Ciudad de México), 1, 229-234  
• F J GUTIERREZ (1978) Síntesis de lo realizado en materia de estudios e investigación por la Oficina de la Faja Petrolífera del Orinoco hasta diciembre de 1977 . MEM, Caracas.  
• M MOREAU (1980) Guide pratique pour le Systéme International d´unités (SI). Chambre Synd Recherche et Prod Petr et Gaz Nat, Ed Technip, Paris.  
• A R MARTINEZ et al (1987) Classification and nomenclature systems for petroleum and petroleum reserves - 1987 Report. Proceedings, 12 th World Petroleum Congress (Houston), 5, 253-276.  
• SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS (1984). The metric system of Units and SPE metric standard. Richardson TX-EUA.  
• A R MARTINEZ (1987) Classification and nomenclature systems for petroleum and petroleum reserves - 1987 Report. Proceedings, 12 th World Petroleum Congress (Houston), 5, 253-276  
• A R MARTINEZ (1987) The Orinoco oil belt, Venezuela . Journal of Petroleum Geology ( London ), 10, 2, 125-135
• G FIORILLO (1988) Exploration and evaluation of the Orinoco Oil Belt: final results. Proceedings 3 rd UNITAR/UNDP International Conference on Heavy Crudes & Tar Sands (Long Beach, 1985), 221-237, UNITAR, Nueva York  
• A R MARTINEZ y C McMICHAEL (1997) Classification of Petroleum Reserves. Proceedings, 15 th World Petroleum Congress ( Beijing ), V, 209-219.  
• A R MARTINEZ y C McMICHAEL (1999) Petroleum reserves: new definitions by the Society of Petroleum Engineers and the World Petroleum Congress. Journal of Petroleum Geologists (London), 22, 2, 133-149
•  A R MARTINEZ (2000) Definición de las reserves de petróleo: hacer realidad la utopía. Asuntos, 4, 7, 7-22.

Notas:

[1] Caracas, Diciembre 2000. Este extraordinario libro fue editado por Sincrudos de Oriente SINCOR. (ww.sincor.com ). Ud. puede (debe) adquirirlo en la librería del Colegio de Ingenieros de Venezuela, Los Caobos, Caracas. Teléfonos: 5779992, 5779943 (precio = 70.000 Bs.) - Volver

[2] Los Congresos Mundiales del Petróleo, World Petroleum Congresses WPC , organización internacional fundada en 1933 y conformada por 60 paìses, uno de ellos Venezuela , es el foro permanente de la ciencia y la tecnología de la industria petrolera internacional. La Sociedad de Ingenieros de Petróleo, Society of Petroleum Engineers SPE , y la Asociación Norteamericana de Geòlogos Petroleros, American Association of Petroleum Geologists AAPG , son las asociaciones profesionales de mayor reputaciòn mundial en sus respectivos sectores. El trabajo de los WPC para la formulaciòn en tèrminos sencillos de una nomenclatura del petróleo y la clasificaciòn de reservas y recursos , de aplicación universal, comenzò en 1980; el trabajo conjunto de WPC y SPE data de 1987; el esquema actual de definiciones SPE/WPG/AAPG fue adoptado en febrero de 2000. - Volver

[3] En adición a hidrógeno y carbono, el petróleo contiene discretas fracciones de azufre, oxígeno y metales (nickel, vanadio, .) - Volver

[4] Viscosidad - Gravedad API  = 141.5/(gravedad específica a 60 F) - 131.5 - Volver

[5] Gravedad especìfica = 1 dimensiona el peso de un crudo igual al peso del agua; su gravedad API = 10 - Volver

[6] Que se intenta relacionar a 3 °API. Es preciso señalar que la invención (xxxx) de la escala empírica API (American Petroleum Institute) se hizo durante una época de explotación de crudos de pesos específicos livianos, de manera que la función determinante pierde significación , rápidamente, para los valores por debajo de 15 °API. - Volver

[7] Unidades de volumen: 1 barril = 159 litros; 1 metro cúbico = 1.000 litros = 6.29 barriles - Volver

[8] A la usanza "de la industria" denominado indistintamente " STB, stock tank barrels ", o " STOIIP, stock tank oil initially in place"- Volver

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