El potencial de reservas de Venezuela ha sido siempre subestimado; bien por limitaciones tecnológicas de la industria, o bien por intereses ajenos a nuestra nación. A mediados de los 70’s, cuando tomaba cuerpo el proyecto Guanipa-100 de la entonces Meneven, muchos aceptaban calificar los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco [FPO] como bitumen, cuando ante sus mismos ojos el crudo fluía naturalmente a superficie desde los pozos, a condiciones iniciales. Su gravedad API varía desde unos 6 a 17 grados API. El bitumen no fluye naturalmente a superficie, como si lo hace a condiciones iniciales el crudo de la FPO; particularmente en los bloques que se ubican al norte de una línea llamada “Bisagra”.
A temperatura ambiente el bitumen se solidifica, requiriendo a menudo ser excavado, para luego ser sometido a calor y procesamiento químico para su separación final. En Canada; por ejemplo, en ciertos casos de arenas más profundas, dichas acumulaciones se someten a procesos de SAGD, combinando la inyección alterna o continúa de vapor con drenaje gravitacional, además de solventes mutuales.
Los yacimientos de la FPO son claramente no convencionales, debido a múltiples características; entre ellas, su rango de viscosidad, variabilidad lateral de propiedades petrofísicas, flotabilidad del crudo en la arena, entrampamiento del gas disuelto por fuerzas intersticiales, e inversión de fases in-situ, especificamente cuando la API es menor a 10, hacia Zuata y Jobo-Morichal.
Las reservas probadas de la FPO han sido certificadas por auditores externos califacados, además de verificadas por pozos estratigráficos y confirmadas por simulación numérica construida en base a data de ultima generación. Estas superan los 276.200 millones de barriles remanentes, mientras que las de condensado, liviano, mediano totalizan una cifra cercana a 25.400 millones de barriles, para una cifra de reservas remanentes a nivel nación de 301.600 millones de barriles @ 2026.
Para los 70’s, 80’s y 90’s, no era conocido comúnmente en la industria petrolera Venezolana el termino, “reservas no convencionales” y definitivamente no era ni remotamente considerado el pensar en producir una roca madre.
Antes, en esa industria pre-2000, a pesar de que el “fracking” había sido ya conocido desde incluso mediados de 1940, se pensaba que la roca madre era [como en efecto lo es], “solo la cocina” que generaba el crudo y el gas, para luego migrar hacia la trampa o yacimiento, desde donde seria producido posteriormente, vía perforación de pozos.
Esa roca madre era entonces descartada como activo por la industria petrolera del pasado, por limitarse a pensar que sus características petrofísicas y dinamicas la hacían prohibitiva para ser producida comercialmente. Pero entre mediados y finales de la primera década de 2000, ante la sequía de su producción que para entonces rondaba los 5.000.000 BPD, EEUU se vio acorralado, teniendo como una alternativa para su subsistencia energética intentar lo que otros no se habían atrevido a hacer, perforar la roca madre como el mismo yacimiento, arribando la “revolución del shale oil”, rico en querógenos y carbón orgánico [TOC].
Comenzaron a perforar pozos de gas, terminando con abarcar el crudo también. Para ello modificaron la técnica original de perforación, incluyendo pozos altamente inclinados, horizontalizados, y/o de largo alcance, fracturando en planos ortogonales al pozo para maximizar el radio de drenaje equivalente. Hoy, además se suman los pozos multi etapa [multi-stage]. Pozos con múltiples propósitos, algunos de ellos, el control diferencial de fluidos.
Pero las reservas de la FPO no son las únicas reservas no convencionales que posee Venezuela. Nuestro país, bendecido por la naturaleza y castigado por sus mismos hijos, aun posee un inmenso potencial de reservas no convencionales por cuantificar y desarrollar.
Nuestra industria aún tiene pendiente evaluar el potencial no convencional de reservas y producción de la Formación La Luna, por definición la roca madre más importante del país; y quizá del continente, tanto por su extensión, como por su espesor masivo, su inusual capacidad de almacenamiento, su elevado contenido de materia orgánica abundante en querógeno [tipo I] y por la potencial calidad del crudo allí generado, liviano y de alta solubilidad del gas [Rs].
Esta formación data del Cretácico superior, con componentes de calizas e intercalaciones de lutitas calcáreas, entre otros. Esta inmensa formación masivo de por sí, no solo se concentra en el Occidente, sino que atraviesa Venezuela de Oeste a Este [conocida como Querecual]. Si combinamos, la gigantesca extensión lateral, el espesor masivo y el elevado contenido de carbón orgánico [TOC] de entre 5% a 9%, el potencial de generación y sobre todo de contenido de reservas de hidrocarburo premium, es significativo.
El TOC en campos de lutitas petrolíferas [shale oil] es un parámetro clave para evaluar el potencial de generación de hidrocarburos. Un valor por encima de 2% a 3% es normalmente considerado aceptable para producción. Algunas fuentes en el pasado ubicaron los recursos teóricos de la Formación La Luna en unos 30.000 a 50.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Sin embargo y considerando lo masivo de dicha formación, dicha cifra luce a nuestro juicio sumamente tímida una vez expresados en términos de reservas.
Dicha estimación fue hecha por métodos técnicamente rezagados para el avance del conocimiento actual. La estimación fue hecha de forma estática y por lo tanto, de forma poco representativa. Para entonces el conocimiento de la industria en general, en materia de lutitas petrolíferas/gasíferas era muy limitado.
Calcular reservas de petróleo en general y para activos como los de crudo en lutitas en particular, involucra data dinámica, data más invasiva; no existente para aquel momento. Implica combinar caracterización geológica, análisis petrofísico, modelado de ingeniería de yacimientos y métodos predictivos en tiempo real [algoritmos], para predecir cuánto petróleo puede recuperarse de estas formaciones.
Hoy día en medio del avance de métodos predictivos, la determinación de parámetros de ranqueo [screening] de estos campos se ejecuta con apoyo en “machine learning y regresión muti-vectorial para mayor precisión. Luego se generan algoritmos predictivos a partir de estos modelos más básicos combinando información de pozos, sísmica y analogía que se alimentan en tiempo real.
Las estimaciones del contenido unitario de recursos [no reservas] in-situ varían según la formación y activo en EEUU [In-Place Oil Shale Resources Examined by Grade in the
Major Basins of the Green River Formation, Colorado,Utah, and Wyoming]. Los rangos típicos por pie de lutitas por nivel de TOC y calidad de querógeno para algunas formaciones en EEUU incluyen:
*Bajo: <5–10 Bbl/ft
*Medio: 10–30 Bbl/ft
*Alta: 30–80+ Bbl/ft
La formación La Luna en Occidente posee un espesor calculado en el pasado entre en entre 300 a 1000 pies [LA LUNA, Formación], con porosidades de entre 3% a 10% [(PDF) A Petrophysical Case Study of La Luna Unconventional Source Rock in Maracaibo Basin in Absence of Core and Geochemical Data]. La extensión “areal” es significativa, pudiéndose extender como antes mencionamos, desde el Occidente hasta el Oriente de Venezuela; en unos 70.000 a incluso más de100.000 kilómetros cuadrados.
Considerando como cierta la cifra de recursos antes mencionada de entre 30.000 a 50.000 MMBeq y pensamos un poco fuera de la burbuja sumamdo a dicha cifra, las reservas especulativas de los yacimientos contenidos en la proyección Atlantica, más allá de CoroCoro, Deltana, de los yacimientos compartidos con Trinidad; más allá de Cigma y Perla Cardon IV, se nos facilita entender el por qué, un país tan rico en recursos ha llegado a ser tan pobre como lo ha sido luego de haber soportado desde 1999, tan pronto H. Chavez asciende al poder, múltiples conspiraciones políticas, golpes de estado, sabotaje petrolero, guarimbas y más recientemente, con sanciones e invasión militar.
No olvidemos que la pobreza y la caída del nivel de vida del Venezolano de a pie, no es de ahora. Previo a Chavez y Maduro la pobreza tocaba más de 70% en los 90’s, en plena “democracia” alineada y de la mano con el norte, en plena apertura petrolera entreguista donde PDVSA mostraba su menor ingreso neto y mayores costos de producción, centrifugando hacia el exterior la mayor porción de las ganancias petroleras, y en plena apertura económica con Fedecámaras y la banca marcando la pauta.
De allí nace de esa pobreza. Esa misma pobreza y hastío social que dio paso a la revolución patriota que desaparece con la enfermedad y desaparición de Chavez. Es sumamente sencillo entender que el asedio contra Venezuela; no es ni ha siod para fortalecer ninguna democracia, no ha sido para defender los intereses de Venezuela y tampoco para luchar contra el narcotráfico desde un país cuyo mercado doméstico de drogas ilícitas roza los $200.000 millones anuales, casi 1/3 del mercado mundial de drogas ilícitas.
El asedio es y ha sido para posicionarse y controlar totalmente los abundantes recursos energéticos y de minerales estratégicos de nuestra nación; no para el provecho del dueño de dichos recursos; el Venezolano, sino para el beneficio de intereses ajenos a nuestra nación y su gente.
Que lejos está el venezolano de seguir el ejemplo que Albania está dando al mundo. Nada más efectivo que la unión nacional del pueblo para defender una soberanía que hasta ahora, ninguna institución; ni política, ni militar; fue y ha sido capaz de defender.
Einstein Millán Arcia: Asesor Petróleo y Gas “Upstream”. Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991; Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990; Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979.
