Objetivo: (Utilizamos este o el la misión de Pemex exploración y prod)

Uno de los procesos vitales de la industria petrolera es la exploración, pues de él depende el hallazgo de hidrocarburos (gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo.

Introducción

La industria petrolera, propiamente dicha, inició en nuestro país en 1904, cuando se realizó el primer descubrimiento

comercial en el pozo La Pez-1, en San Luis Potosí,  con una producción de 1,500 barriles de petróleo por día, a una

profundidad de 503 metros.

Aunque la exploración petrolera en México inició tiempo antes, a finales del siglo XIX, éste fue el primer pozo

realmente comercial que se perforó; desde entonces, ha habido una gran evolución en los métodos y tecnologías

que se emplean para evaluar el potencial petrolero de las cuencas sedimentarias de nuestro país.

La exploración petrolera en las cuencas sedimentarias, de acuerdo con Petróleos Mexicanos, se lleva a cabo con el

fin de identificar la presencia y eficiencia de los elementos y procesos geológicos que conforman el sistema petrolero

activo. Posteriormente, con el conocimiento de estos elementos e información adicional, se estiman sus recursos

prospectivos (parte recuperable de los volúmenes de hidrocarburos aún por descubrir.), que a su vez pueden ser

transformados en reservas a través de la perforación de pozos exploratorios,  contribuyendo a la restitución de las

reservas que son extraídas.

Principales etapas de la exploración (no se si hay que definir mas a fondo lo de sismisca 2d

por ejem)

El tamaño de las cuencas es de miles de kilómetros cuadrados, es por esto que las exploraciones se

llevan a cabo bajo los parámetros de un macroproceso, de esta manera se cumple el propósito de

ordenar y optimizar las inversiones para esta actividad. Las primes tres etapas, que conforman el

negocio de exploración,  son: la evaluación del potencial petrolero, la incorporación de reservas y la

delimitación de yacimientos.

Durante la evaluación del potencial petrolero se identifican, mapean y jerarquizan las áreas donde

existan mayores probabilidades de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el

subsuelo. Para esto es necesario realizar estudios de geología superficial, geoquímica, gravimetría y

magnetometría así como sísmica 2D, y los especialistas, además de estimar el potencial petrolero,

identifican plays y proponen prospectos para su perforación con el objetivo de comprobar dicho

potencial.

La etapa siguiente, con base en los procesos de Pemex, es la incorporación de reservas, que tiene la

finalidad de descubrir reservas de hidrocarburos a partir de la identificación, jerarquización y

perforación de oportunidades exploratorias que son detectadas por los geocientíficos con el apoyo de

modelos geológicos construidos a partir de la información de pozos perforados e información sísmica

2D y 3D.

En la tercera etapa de dicho proceso se realiza la delimitación de yacimientos, dando certeza a los

volúmenes de reservas descubiertas mediante un análisis de la geometría y propiedades estáticas y

dinámicas de los yacimientos. Esto hace posible que los científicos que participan en el proceso

puedan conceptualizar con mayor grado de confianza su desarrollo y futuras exploraciones.

Info de otra parte

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías

o imágenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite

elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada,

tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas,

anomalías térmicas... Esta información da una idea de aquellas zonas que tienen condiciones

propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de

magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los

tipos de roca del subsuelo.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman

muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también

utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que

hay en el subsuelo.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación

de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite

conocer con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo. En Colombia se han

adquirido cientos de miles de kilómetros de registro sísmico.

La sísmica consiste en crear temblores artificiales mediante pequeñas explosiones

subterráneas, para lo cual se colocan explosivos especiales en excavaciones de poca

profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies. En la superficie se cubre un área determinada

con aparatos de alta sensibilidad llamados "geófonos", los cuales van unidos entre sí por

cables y conectados a una estación receptora.

La explosión genera ondas sísmicas que atraviesan las distintas capas subterráneas y

regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde,

mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra. Es algo así

como sacar un electrocardiograma

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto

de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Allí es

donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál

es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios

para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

PRINCIPALES MÉTODOS DE EXPLORACION

GEOFISICA Y GEOLOGICA

Se le designa geofísica al estudio de la Tierra utilizando mediciones físicas en o sobre

la superficie. Aunque no siempre es fácil establecer una frontera significativa entre geología y

geofísica, la diferencia radica principalmente en el tipo de data con el cual se inicia. La

geología engloba el estudio de la Tierra mediante observaciones directas en rocas, ya sea por

exhibición en la superficie o desde pozos, así como la deducción de su estructura,

composición o historia a través del análisis de esas observaciones. La geofísica, por otro lado,

involucra el estudio de aquellas partes de la Tierra ocultas a la visión directa mediante la

medición de sus propiedades físicas, empleando los instrumentos apropiados, usualmente

sobre o encima de la superficie. También considera la interpretación de las mediciones a los

fines de obtener información útil en cuanto a la estructura y composición de zonas ocultas. La

diferencia entre las dos ramas de las Ciencias de la Tierra no está muy clara. Los registros de

pozos, por ejemplo, son ampliamente utilizados en estudios geológicos, aun cuando ellos

presenten los resultados a partir de observaciones puramente experimentales. El término

“geofísica de pozos” es ampliamente usado para designar dichas mediciones. En un sentido

más amplio, la geofísica proporciona las herramientas para estudiar la estructura y

composición del interior de la Tierra.

En la geología del petróleo, se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias para

seleccionar las mejores oportunidades o los llamados “plays” (definidos por Oscar Pintos

Rodríguez como un conjunto de prospecciones no perforadas y de yacimientos conocidos

de petróleo, que en principio, se creen comparten un almacén común, un sello regional y

un sistema de carga de petróleo) para encontrar hidrocarburos (petróleo y gas). Además,

se busca que las rocas almacenadoras tengan buena porosidad y permeabilidad para

permitir la acumulación y flujo de los fluidos y gases. Las rocas sello que sirven de

trampas tienen la particularidad de ser impermeables y sirven para evitar el paso de los

hidrocarburos a otras formaciones. Las estructuras ideales para la acumulación del

petróleo son los llamados anticlinales, aunque es común encontrar acumulaciones en otro

tipo de estructuras como fallas geológicas y en zonas relativamente planas en depósitos

estratigráficos con estructuras muy leves.

El geólogo trabaja directamente con su material de estudio mientras que el

geofísico lo hace indirectamente. El geólogo para realizar su trabajo requiere la

observación y medición directa de las rocas y sedimentos. Para ello toma muestras de

roca en afloramientos en superficie o de perforaciones, mide la dirección e inclinación de

los estratos en el campo, cartografía las fallas geológicas y otras estructuras que observa

en la superficie terrestre, analiza los fósiles que contienen las rocas ya sea directamente o

al microscopio, analiza el contenido de minerales, fluidos, granos y cristales de las rocas.

En todas estas actividades el geólogo realiza observaciones y mediciones directas. El

problema es cuando las rocas no son medibles directamente por encontrarse en el

subsuelo. Una alternativa consiste en realizar perforaciones o excavaciones para tomar

muestras. Esta es una actividad normal pero muy costosa si hay que examinar grandes

áreas de terreno. Las perforaciones y excavaciones aunque proporcionan información

directa del subsuelo tienen algunos inconvenientes, como son el alto costo, el

proporcionar información puntual y las grandes dificultades para ser realizados en ciertos

lugares como pantanos, laderas de montaña con mucha pendiente y bosque cerrado. Por

ejemplo, localizar yacimientos de hidrocarburos sería casi imposible si sólo se dispusiera

de los datos geológicos de superficie, porque estos yacimientos suelen encontrarse entre

1000 y 3000 metros de profundidad y las características geológicas de los estratos a esa

profundidad no se manifiestan en la superficie a corta distancia del yacimiento. Es decir,

en general, no hay ningún indicio en la superficie de la existencia de un yacimiento de

hidrocarburos en el subsuelo. Por otra parte, realizar perforaciones al azar para

encontrarlos sería económicamente irrealizable. Se requiere conocer donde y a qué

profundidad.

Para estudiar grandes volúmenes del subsuelo se utiliza la prospección geofísica.

Algunos métodos de prospección geofísica son posibles realizarlos en avión, por lo que se

cubren grandes áreas de territorio en poco tiempo. En síntesis, el geofísico estudia el

subsuelo sin necesidad de realizar perforaciones masivas. Sólo que, como no tiene

acceso directo a las rocas, debe realizar mediciones geológicas de forma indirecta. Para

ello se miden propiedades tales como los tiempos de viaje de las ondas sísmicas a través

del subsuelo, las propiedades de conducción de electricidad, el campo magnético, el

campo gravitatorio, la conducción térmica. Todas estas propiedades se miden en la

superficie de la Tierra (o eventualmente en pozos) y proporcionan información de las

rocas en el subsuelo. La ventaja: es más económico y rápido que la perforación. El

inconveniente: es una medición indirecta.

Al geólogo le interesa conocer la litología de las rocas, su porosidad, el contenido

de fluidos, su disposición en el subsuelo, su edad, los fósiles que contienen. Pero la

Prospección Geofísica sólo mide tiempos de viaje de ondas sísmicas, propiedades

eléctricas, magnetométricas, gravimétricas, etc. El que la Prospección Geofísica resulte

de utilidad en determinado lugar depende, entre otras cosas, de que exista una relación

entre las propiedades geológicas del subsuelo y las propiedades físicas medidas en

superficie. Eso significa que las mediciones geofísicas no son de utilidad inmediata para

Geología. Debe primero efectuarse un trabajo de acondicionamiento de los datos o

"procesamiento" y luego un trabajo de traducción de propiedades físicas a propiedades

geológicas o "interpretación".

GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN PETROLERA

La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información disponible del

área que comprende: información geológica de las formaciones y estructuras presentes,

la paleontología, la paleoecología, el estudio de mapas geológicos y geomorfológicos,

estudio de los métodos geofísicos que se hayan empleado en el área como métodos

potenciales (gravimetría, magnetometría, sondeos eléctricos o magneto

telúricos), sismografía y los resultados de las perforaciones exploratorias realizadas en el

área.

En los análisis de la información geológica del área se observa el potencial de las rocas

presentes en la zona de estudio para producir, almacenar y servir de trampas a los

hidrocarburos. Las rocas productoras son rocas que contienen material orgánico atrapado

y que ha producido hidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de la

tierra.

La Exploración Geológica comprende:

-       Exploración aérea.

-       Métodos Indirectos: Afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos en las

inclinaciones.

-       Métodos Directos: perforación de pozos, examen de los fósiles que contienen la roca.

-       Análisis de suelos para determinar su edad geológica.

Cuando hay probabilidades de que en el subsuelo existan acumulaciones de petróleo o gas

natural, se sigue una serie de pasos con el objeto de ubicar el sitio con mayores

posibilidades de comprobarlas y posteriormente de extraerlas. El principal trabajo del geólogo

consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan el gas y el petróleo; para

ello recurre a los Métodos Geológicos de Exploración, que le permiten estudiar las rocas

superficiales buscando indicaciones directas como menes o manaderos de petróleo, asfalta y

gas; y aplicar la geología de superficie a fin de verificar la existencia de rocas asociadas al

origen y almacenamiento de hidrocarburos. De la misma manera, le facilitan la interpretación

de la existencia de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus efectos en

el terreno. Con este propósito también se utilizan las fotografías aéreas.

Figura 1. Geólogos realizando estudios de superficie.

Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo

con el cual se obtiene un mapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los datos

adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo y sus posibilidades petrolíferas.

Reconocimiento Geológico - Cuencas Sedimentarias

La primera tarea en la exploración petrolera es definir la existencia de una cuenca

sedimentaria. Esta labor se realiza a través de trabajos de geología regional primordialmente

con base en la recolección y el estudio de muestras y datos de campo. Su análisis e

interpretación geológica es ejecutada con el  auxilio de  fotografías aéreas y/o satelitales,

permitiendo inferir la existencia o no de estas cuencas. El conjunto de esta información es

procesada para determinar y delimitar áreas de interés, que en forma posterior

serán reevaluadas para decidir cuáles deben ser sujetas a otros estudios de mayor detalle y

profundidad.

Geología de Superficie y de Subsuelo

Definida la existencia de una cuenca, se realiza el estudio de superficie. Este estudio

se enfoca especialmente en los afloramientos de roca, llamadas comúnmente anticlinales, y

en los posibles entrampamientos en la llanura. Los estudios de subsuelo, se implementan con

la ayuda de datos recolectados en los trabajos de geofísica, sedimentología, paleontología,

palinología, geoquímica y otros. Además de estos trabajos, la fase de estudio o prospección

geológica se refuerza con estudios de  gravimetría (anomalías de campo gravitatorio),

magnetometría (anomalías magnéticas) y la sísmica (reflexión y refracción de ondas).

          La mejor forma de reducir el riesgo de inversión en la exploración de petróleo y gas

consiste en determinar la presencia, tipos y volúmenes de hidrocarburos en una

estructura prospectiva antes de iniciar las operaciones de perforación. La interpretación

sísmica permite delinear las estructuras cerradas e identificar trampas subterráneas

potenciales pero no pronostica en forma confiable el contenido de las trampas. El hecho

de perforar en una estructura cerrada, incluso cerca de un campo productivo de petróleo y

gas, no garantiza el hallazgo de fluidos similares. Para ser redituable, la actividad

exploratoria requiere una metodología que permita pronosticar la probabilidad de éxito

dados los datos disponibles y las incertidumbres asociadas.          

MÉTODOS GEOFÍSICOS PARA PROSPECCIÓN Y EXPLORACIÓN PETROLERA

Las rocas del subsuelo, las estructuras, los fluidos, los minerales, la temperatura,

la radioactividad y otras características geológicas pueden ser estudiadas mediante la

determinación indirecta (en la superficie o en pozos) de algunas propiedades físicas que

se miden con instrumentos y sus resultados, interpretados con procedimientos

matemáticos adecuados. Los métodos geofísicos de investigación del subsuelo son

conjuntos de técnicas instrumentales de operación de campo y de interpretación de

resultados. El objetivo que se persigue con su empleo es el de predecir la estructura

geológica del subsuelo, ya sea para la exploración de sustancias de importancia

económica (minerales sólidos y fluidos) o para la definición de situaciones que interesan a

los proyectos de ingeniería.

Las propiedades físicas de las rocas que usualmente se miden en geofísica son:

densidad, susceptibilidad magnética, eléctricas (actividad electroquímica / electrocinética,

conductividad, capacidad dieléctrica), elasticidad, radioactividad, temperatura. Para cada una

de ellas han sido desarrolladas técnicas de medición, procesamiento de datos e

interpretación. En exploración de petróleo los objetivos típicos regionales determinan que sean

más utilizados los métodos de gran cobertura (aéreos) y aquellos que dependen de la

estructura del subsuelo.

Los estudios geofísicos, aunque a veces propensos a grandes

ambigüedades o incertidumbres de interpretación, proporcionan medios relativamente rápidos

y rentables para obtener información de lo que está distribuido arealmente en la geología del

subsuelo.

En la exploración de los recursos del subsuelo, los métodos geofísicos son capaces de

detectar y delinear los rasgos o características  locales de interés potencial que no pudiesen

ser descubiertos por algún programa realista de perforación.

 

Los estudios geofísicos no pueden prescindir de la necesidad de la perforación, pero,

si se aplican correctamente, pueden optimizar los programas de exploración al maximizar la

tasa de la superficie del suelo y minimizar el requerimiento de perforación. La importancia de

la exploración geofísica como medio de obtener información geológica del subsuelo es tan

grande que los principios básicos y objetivos de los métodos y sus principales campos de

aplicación deberían ser apreciados por cualquier practicante de las Ciencias de la Tierra.

En términos de la cantidad de recursos de capital expendidos anualmente, los

métodos sísmicos son las técnicas que revelan mayor importancia por su uso sistemático y

generalizado en la exploración de hidrocarburos. Los métodos sísmicos son particularmente

adecuados a la investigación de las secuencias de capas sedimentarias en cuencas que son

objetivos principales para petróleo o gas.

METODOS GEOFISICOS UTILIZADOS EN LA BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE

YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

Las técnicas geofísicas más empleadas en los trabajos de exploración son los

métodos sísmicos, los potenciales (gravimétricos y magnéticos), eléctricos y

electromagnéticos. Algunos de estos métodos son usados casi íntegramente en la búsqueda

de petróleo y gas. Otros son usados primeramente en exploración minera. La prospección

sísmica, magnética y gravimétrica son las principales herramientas para la exploración de

hidrocarburos. Otros países, sin embargo, emplean ampliamente los métodos

electromagnéticos en la consecución de este mismo objetivo: 

METODOS POTENCIALES

Son útiles porque no necesitan fuente (la Tierra misma la proporciona), y

generalmente (aunque esto ha venido cambiando con los años), son usados para estudios en

escala regional. Estos son:

METODOS GRAVIMETRICOS

Estudian las pequeñas alteraciones de la gravedad, producidas por la vecindad de

grandes masas de rocas densas. El método gravimétrico fue aplicado inicialmente en la

prospección petrolífera en los Estados Unidos y en el golfo de México con el objetivo de

localizar domos de sales, que potencialmente albergan petróleo; luego se buscaron

estructuras anticlinales.

 Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. Por medio de un

instrumento especial llamado gravímetro se pueden registrar las variaciones de la aceleración

de la gravedad en distintos puntos de la corteza terrestre. Se determina la aceleración de la

gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares distantes 1.000 ó 5.000 metros entre

sí. Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igual

obteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda. Así, la

existencia de curvas isogravimétricas cerradas, señala la existencia de un anticlinal de

extensión semejante al área que abarca esa curva.El valor g varía de acuerdo al achatamiento

terrestre, fuerza centrífuga, altitud y densidad de la corteza terrestre. Por eso el gravímetro

señala la presencia de masas densas de la corteza constituidas por anticlinales que han sido

levantados por plegamientos y se hallan más próximos a la superficie de la Tierra.

En la prospección geofísica, lo que realmente interesa es poder definir contrastes de

inhomogeneidades y densidades en la parte de la Tierra que se está investigando. La

diferencia entre el valor de la gravedad corregida y el valor teórico de la gravedad en la

estación se denomina anomalía gravitatoria. El mapa de anomalías de Bouguer muestra la

suma de todos los efectos debidos a todas las masas presentes tanto en profundidad como en

superficie. Una vez separadas las distintas anomalías, se tratan de definirlas en términos de

posibles anticlinales, sinclinales, domos, masas de mayor o menor densidad que las rocas

circundantes. En prospección petrolífera se trata de determinar el tamaño y la profundidad de

las trampas. En prospección minera se trata de determinar la masa y la profundidad de una

masa que produce una determinada anomalía.

Figura 2. Mapa de anomalías de Bouguer. Tomado de Gomes y Sandoval, 2008.

METODOS MAGNETICOS

            La magnetometría es como la gravimetría un método geofísico relativamente simple en

su aplicación. El campo magnético de la tierra afecta también yacimientos que contienen

magnetita (Fe). Estos yacimientos producen un campo magnético inducido, es decir su propio

campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las anomalías magnéticas en la

superficie terrestre, las cuales podrían ser producto de un yacimiento. Para estos métodos se

usan magnetómetros muy sensibles, que a veces suelen transportarse en aviones, a fin de

disminuir los efectos de masas férreas superficiales.

EL METODO MAGNETICO

Es el método geofísico de prospección más antiguo aplicable en la prospección

petrolífera, en las exploraciones mineras y de artefactos arqueológicos. En la prospección

petrolífera el método magnético entrega informaciones acerca de la profundidad de las rocas

pertenecientes al basamento. A partir de estos conocimientos se puede localizar y definir la

extensión de las cuencas sedimentarias ubicadas encima del basamento, que posiblemente

contienen reservas de petróleo. Registra las variaciones locales del campo magnético y según

esto, puede determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades

magnéticas.

Según P.J. Gunn, autor de “Application of Aeromagnetic Surveys to Sedimentary Basin

Studies”, 1997, los datos aeromagnéticos de alta sensibilidad son una herramienta valiosa en

estudios de cuencas sedimentarias. P.J. Gunn, en su estudio, afirma que las anomalías

magnéticas pueden ser el resultado de filtraciones de hidrocarburos, y los efectos de esta

magnetización pueden detectarse como una serie de anomalías irregulares de alta

frecuencia. Los minerales magnéticos, magnetita o pirrotita, pueden formarse y la hematita

puede ser disuelta o reemplazada. En consecuencia, la filtración de hidrocarburos puede

resultar en una anomalía positiva o negativa, o en que no exista anomalía, dependiendo de la

magnetización de la roca previa a la filtración. Mientras que las filtraciones de hidrocarburos

pueden migrar verticalmente y formar minerales magnéticos directamente sobre fuentes de

hidrocarburos, el flujo lateral de aguas subterráneas puede crear minerales magnéticos a ser

depositados lejos de las acumulaciones de hidrocarburos de las cuales se originaron las

filtraciones.

MÉTODOS ELÉCTRICOS

En la exploración petrolera, estos métodos tienen su principal uso en la corrida de

registros de pozos. Una vez que el pozo esta perforado, se procede a correr las herramientas

de registro eléctrico dentro del pozo. Estas herramientas producen un pedazo de papel

llamado “registro eléctrico” el cual muestra una descripción general de muchos tipos de

registros, incluyendo el SP (Potencial Espontáneo), Resistividad, Gamma-Ray,

Caliper, Neutrón oDensidad, Porosidad. Si el registro eléctrico indica que el pozo contiene

petróleo o gas, el geólogo ordena que el pozo esta completado. Los registros eléctricos nos

proporcionan estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad y saturación de fluidos

(agua, petróleo o gas). En cuanto a las pruebas de formación, éstas son útiles para estimar

parámetros tales como presión de la formación, permeabilidad, daño de la formación, y para

definir la productividad de un pozo. Los registros eléctricos son realizados con electrodos que

se bajan a distintas profundidades de un pozo de exploración, para determinar la

conductibilidad eléctrica de las distintas capas y sus probabilidades de contener petróleo.

REGISTROS DE RESISTIVIDAD

Miden la resistividad de la roca, incluyendo el fluido que está dentro de ella. Las

herramientas de resistividad miden la resistividad de las formaciones a una

corriente eléctrica aplicada. Las formaciones de arcilla y arena con mayor salinidad tendrán

baja resistividad, mientras que las arenas con agua dulce tendrán mayores valores de

resistividad. Las rocas muy compactadas y formaciones secas tienen los más altos valores de

resistividad.

REGISTROS DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)

            Es un registro de la diferencia de potencial entre el potencial eléctrico de un electrodo

móvil en el pozo y el potencial eléctrico de electrodo fijo en la superficie en función de la

profundidad. Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos

recta en el registro, que se llama línea base de lutitas. Enfrente de formaciones permeables, la

línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas

deflexiones tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así una

línea de arenas. Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar

capas permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y

una estimación aproximada del contenido de arcillas.

REGISTROS DE IMAGENES DE POZOS BASADOS EN MEDICIONES DE

MICRORRESISTIVIDAD

            Se miden cambios en la resistividad tan diminutos que puede generarse una imagen

de las paredes del pozo.

MÉTODOS SÍSMICOS

Consisten en hacer estallar cargas de dinamita en pozos de poca profundidad,

normalmente entre 10 y 30 pies, registrando las ondas reflejadas en las napas profundas por

medio de sismógrafos combinados con máquinas fotográficas. En la superficie se cubre un

área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados también "geófonos", los

cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora. Las ondas

producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los

geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde mediante equipos especiales

de cómputo, se va dibujando en interior de la tierra. Se puede medir el tiempo transcurrido

entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndose determinar

así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales

favorables para la acumulación del petróleo. Toda la información obtenida a lo largo del

proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros

geológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Allí es donde se establece qué áreas

pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de

hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí

sale lo que se llama "prospectos" petroleros. Los métodos sísmicos pueden clasificarse según

su uso, desde lo mas básico hasta lo más complejo, en: Interpretación Estructural –

Interpretación Estratigráfica – Facies Sísmicas – Caracterización Sísmica del Yacimiento

(atributos especiales post y pre apilados) – Análisis de Presiones Anormales – Análisis de

Fracturamiento (geomecánicos). 

SISMOLOGIA DE REFLEXION

Ésta consiste en crear de manera artificial una onda sísmica mediante una explosión.

La onda acústica es refractada (desviada) por determinado tipo de rocas, mientras que otras

la reflejan (devuelven). A través de los geófonos colocados en la superficie, se registran las

señales emitidas por las ondas. Con estos datos los expertos interpretan la relación velocidad

del sonido-tiempo-profundidad de las formaciones para, según las características y

propiedades de las rocas, elaborar los mapas del subsuelo.

Los adelantos técnicos han permitido el perfeccionamiento de este método a tal punto que

ha llegado a ser el más eficaz en la interpretación del subsuelo.

Hoy en día ya no se realizan explosiones con dinamita, ya que las detonaciones dañan la

fauna terrestre, y en el caso de los levantamientos sísmicos en el mar, se ocasiona la muerte

de muchos peces.

INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL

Representación del modelo 3D de fallas y topes de formaciones.  De acuerdo a Eaton,

D.W. et al, en su Abstract: “3-D Seismic Exploration”, 1997,  la exploración sísmica

tridimensional (3-D) es capaz de proporcionar la imagen más completa del subsuelo basados

en una técnica geofísica de superficie. La esencia del método es la implementación de área

de las fuentes y los receptores en una red de 2-D, seguido por el procesamiento y la

interpretación de la densidad de la muestra resultante datos volumétricos. En condiciones

favorables, los datos de sísmica 3-D proporcionarán al explorador una poderosa herramienta

para la representación del volumen y la visualización del subsuelo. En las aplicaciones de

petróleo y gas, la exploración sísmica 3-D es una tecnología madura que ha influido

profundamente en todos los aspectos de la exploración y el desarrollo La popularidad de los

métodos de sísmica 3-D para la exploración de hidrocarburos se puede atribuir a la simple

economía: su uso se ha reducido significativamente los costos de exploración al reducir el

número de pozos secos perforados (Greenlee et al, 1994; Nestvold, 1996).

INTERPRETACIÓN ESTRATIGRÁFICA

Según Alonso et. al, en su estudio “Estratigrafía Sísmica de Alta Resolución en

Márgenes Continentales Pasivos: Factores de Control durante el Cuaternario”, 1989, la

estratigrafía sísmica es la disciplina que pretende la interpretación y modelización

estratigráfica de las facies sedimentarias (conjunto de sedimentos que pueden ser definidos y

separados por otros por su geometría, litología y estructura sedimentaria y fósiles asociados) y

su historia geológica a partir de los datos de sísmica de reflexión y en relación con cambios

globales y al nivel de cuenca. Permite forjar un modelo más detallado de cómo se depositaron

las formaciones: distribuciones de arenas, calizas, lutitas y su relación al nivel medio del mar

para la época.

ANÁLISIS DE FACIES SÍSMICAS

Consiste en la descripción e interpretación del ambiente de depósito a partir de las

características sísmicas de las reflexiones que constituyen la secuencia. Estas características

incluyen: configuración, continuidad, amplitud, frecuencia, velocidad de intervalo y geometría.

En resumen, se analiza la forma de la traza sísmica y obtiene información.

CARACTERIZACIÓN SÍSMICA

Se hacen varios análisis de valores de amplitud, cambios en la fase, frecuencias,

cálculos y análisis matemáticos para, determinar con base a la Sísmica (y con amarre en los

pozos) cuáles zonas pueden estar saturadas de hidrocarburo y, de ser posible, qué tan

saturadas. También permite monitorear los yacimientos que son explotados para una mejor

gerencia de la producción.

ANÁLISIS DE PRESIONES ANORMALES

Permite observar cambios en las presiones en el subsuelo para evitar posibles

reventones durante la perforación. A veces también son buscados para hacer análisis de

posibles trampas no localizadas en el yacimiento.

ANÁLISIS DE FRACTURAMIENTO

Se hacen análisis sobre como varían las amplitudes, fases, frecuencias y atributos

calculados a partir de los anteriores, con respecto a la dirección del rayo (o perturbación

acústica) que penetra el subsuelo para generar la sísmica, y se determina desde la dirección

hasta la densidad de las fracturas existentes en el área cubierta por el volumen sísmico.

Recientemente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en:

         La radioactividad de las capas, que es mucho mayor en las capas areniscas que pueden

contener petróleo.

         El uso de la televisión para control de las perforaciones.

         La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que

se practica para determinar su extensión.

Todos los datos reunidos, proporcionan una posibilidad de existencia del yacimiento, que

autoriza a realizar la gran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos

datos se concretan en la ejecución de planos estructurales, determinando la ubicación más

favorable para la perforación, y permitiendo el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.

Un método alternativo de investigación de la geología del subsuelo es, sin duda, la

perforación de pozos, pero estos son costosos y proporcionan información solamente en

lugares discretos.

Tabla 1. Fenómenos físicos medidos en los Métodos Geofísicos de Exploración.

Métodos Petrofísicos Modernos

La rama de la geofísica que se dedica a la descripción y medida directa y/o analógica

de las propiedades físicas de las rocas, incluyendo los efectos que puedan producir los fluidos

contenidos en ellas o en sus alrededores se denomina, en el campo de la industria,

“Petrofísica” y es considerada una ciencia.

Existe una gran variedad de instrumentos que propician que la realización de perfiles o

registros de pozos se pueda hacer lo mismo en pozos desnudos o entubados por completo, ya

que hoy en día no sólo existen los registros eléctricos sino también de tipo nuclear.

Los datos fundamentales para las operaciones petroleras obtenidos por los expertos

petrofísicos son los siguientes:

 Control de profundidad del pozo

 Verificación de velocidades de reflexión de los estratos

 Determinación del espesor de un estrato

 Medición del potencial espontáneo y resistividad de las rocas y fluidos

 Deducción de valores de porosidad, saturación y permeabilidad de las rocas

 Deducción de la presencia de fluidos en las rocas: gas, petróleo, agua

 Perfil del diámetro del hoyo

Registros de temperatura

 Registros de la efectividad de la cementación de revestidores (temperatura)

 Registros de buzamiento

 Registros de presiones

 Toma de muestras de formación (roca)

 Toma de muestras de fondo (fluido)

 Registros de densidad (roca)

 Detección de fallas

 Detección de discordancias

 Detección de fracturas

 Correlaciones pozo a pozo, local y regional (litología)

 Control de dirección y profundidad desviada y vertical del pozo (perforación direccional u

horizontal).

A medida que la ciencia y la técnica avanzan, se crean nuevos métodos que permiten

la optimización de  los estudios que se realizan en la búsqueda del preciado oro negro, tanto

en la tierra como en el mar.

Sin embargo, a pesar de la existencia de ciencias muy modernas como la geoquímica,

la cual analiza muestras de suelo con el fin de detectar la presencia de hidrocarburos, y a

pesar de otras innovadoras técnicas como la exploración aérea y espacial, que utiliza la

aerofotogeología para generar mapas que facilitan la selección de áreas que podrían ser

objeto de estudios más minuciosos; es un hecho, que la existencia de petróleo siempre será

un misterio hasta el momento exacto de la perforación del pozo.

EXPLORACIÓN COSTA AFUERA

Es evidente que trabajar en el mar implica adaptarse a un elemento distinto al que estamos

acostumbrados a desenvolvernos los seres humanos… pero a pesar de ello, el hombre con su

ingenio ha desarrollado las técnicas que permiten utilizar en el mar el mismo método tan

conocido en tierra firme, el de prospección geofísica; para ello se utiliza el sismógrafo. Existen

otros instrumentos también adaptados al nuevo medio y estos son los hidrófonos en lugar de

los geófonos.

La etapa relativa al procesamiento de los datos y la interpretación de los mismos, se realiza a

través de computadores instalados en el propio barco, y vía satélite se envía la información

hacia los centros de mayor capacidad de resolución.

RESERVAS PETROLERAS

A mediados de enero de 2011 y de acuerdo con un comunicado oficial emitido

por Rafael Ramírez Carreño, Ministro de Energía de Venezuela, se informó que las reservas

certificadas de petróleo en ese país ascienden a 297.000 millones de barriles,1 lo cual

colocaría a Venezuela como el país con las mayores reservas de petróleo a nivel mundial -

incluso por encima de Arabia Saudita- aunque el 75% de ellas correspondería a crudo

extrapesado. Previamente, en octubre de 2007, el Ministerio de Energía y Petróleo

venezolano comunicó que sus reservas probadas de petróleo se habían elevado a 100.000

millones de barriles (16×10^9 m³), tras la certificación de 12.400 millones de barriles (2×10^9

m³) adicionales de reservas probadas.2 Luego, en febrero de 2008, dicha cantidad se había

elevado a 172.000 millones de barriles (27×10^9 m³).3

Además de los tradicionalmente explotados yacimientos de petróleo crudo

ligero convencional al occidente del país, Venezuela tiene grandes depósitos de petróleo

crudo pesado y extrapesado -anteriormente clasificados como bitumen- en la llamada Faja del

Orinoco, de un tamaño y extensión similar al yacimiento de arenas de alquitrán de

Athabasca en Canadá. El petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, aun cuando menos

viscoso que el de Athabasca -lo que significa que puede ser extraído por medios más

convencionales-, está sin embargo enterrado a mayor profundidad -lo que significa que no

puede ser extraído por minería superficial, como ocurre con el canadiense-. Las estimaciones

de las reservas recuperables en la Faja del Orinoco entre 100.000 y 270.000 millones de

barriles. En 2009, la USGS actualizó esta cifra a 513.000 millones de barriles (8.16×10^10

m³).4

En 2006, Venezuela contaba con exportaciones netas de petróleo de 2,2 millones de

barriles por día (350×10³ m³/dia), ubicándose de esta manera como el sexto exportador más

grande del mundo y el más grande del hemisferio occidental, aunque en los últimos años la

producción de petróleo ha venido disminuyendo, principalmente debido al agotamiento de los

yacimientos petrolíferos existentes. Puesto que muchos de sus campos petroleros sufren de

las tasas de disminución en la producción de al menos 25% por año, analistas del sector

estiman que Venezuela debe invertir cerca de USD3.000 millones cada año sólo para

mantener dicho nivel de producción. Como resultado de la inconsistencia en las cifras de

contabilidad del país, el nivel real de la producción de petróleo en Venezuela es difícil de

determinar, pero la mayoría de los analistas del sector estiman que produce alrededor de 2,8

millones de barriles por día (450×10³ m³/día) de petróleo en 2006.5 Esto significaría una vida

útil de 88 años de producción al ritmo actual.

El desarrollo de la industria petrolera venezolana se vio afectada por disturbios

políticos en los últimos años. A finales de 2002 casi la mitad de los trabajadores de la empresa

petrolera estatal PDVSA se declararon en huelga, resultando en el despido de 18.000 de ellos.

En opinión de muchos analistas del sector esto afectó la capacidad de la empresa estatal para

mantener sus yacimientos petrolíferos y ha contribuido a la disminución de la producción y a la

divulgación de datos poco fiables. El petróleo crudo que Venezuela tiene, es muy pesado para

los estándares internacionales, y como resultado gran parte de este debe ser procesado por

refinerías especializadas nacionales e internacionales. Venezuela sigue siendo uno de los

mayores proveedores de petróleo a Estados Unidos, enviando alrededor de 1,4 millones de

barriles diarios (220×10^3 m3/d). También tiene una importante presencia en el circuito de

refinación de petróleo en esa nación, donde además es propietaria de la cadena gasolinera.

Tipos de Reservas

Reservas Probadas

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de

geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables

comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales

condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas

pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.

Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que

se considera un alto grado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se

emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las

cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.

El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos

del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado

período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones

contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones requeridos en el reporte de

reservas.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura

del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto,

el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la

productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser

asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el

reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están

produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas

de formación.

El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:

El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos.

El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como

productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel

mas inferior (LKO - lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que

existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique

lo contrario.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y

transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o

existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas.

Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no

desarrolladas, si cumplen:

Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la

formación objetivo.Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite

productivo conocido como probado para la formación objetivo.

Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento.

Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras

ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de

los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con razonable certeza que la

formación objetivo es lateralmente continua y contiene petróleo comercialmente recuperable

para ubicaciones diferentes a los offsets directos.

Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos

establecidos de recuperación mejorada, son incluidos en la clasificación de probadas

cuando:

La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa instalado en el

mismo o en un reservorio análogo con similares propiedades de roca y fluido, proporcionan

soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto.

Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen todavía

que ser establecidos a través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidos en la

clasificación de probadas solo:

Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio similar que es:

Un piloto representativo.

Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre el cual

esta basado el proyecto, y ss razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

Reservas no probadas

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería,

similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas,

contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas

como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y

posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas

futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras

en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una

clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.

Reservas probables

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de

geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto,

cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de

que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas

probadas mas las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir:

Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el

control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas.

Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de

perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a

reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área.

Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían

ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a

la fecha del estimado.

Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido

por una repetida aplicación comercial exitosa.

Un proyecto o piloto que esta planeado pero no en operación.

Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una aplicación

comercial.

Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por

fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas

alta que el área probada.

Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento, cambio de

equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado

exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en reservorios análogos.

Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los

datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron

clasificadas como probadas.

 Reservas posibles

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de

geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas

probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos

una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o

excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir:

Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área

clasificada como probable.

Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y

registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.

Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre

técnica.

Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando.

Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el

proyecto será comercial, y

Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por

fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas

baja que el área probada.

Categorías de Reservas por Status

Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status

de producción y desarrollo.

Desarrolladas:

Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes

incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Las reservas por recuperación mejorada

son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido instalado o

cuando los costos por hacer son relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden

ser sub-categorizadas como en producción y en no-producción.

En producción:

Las reservas sub-categorizadas como "En producción" se espera sean recuperadas de

intervalos completados que están abiertos y produciendo en la fecha del estimado. Las

reservas por recuperación mejorada son consideradas "En producción" solo después que el

proyecto de recuperación mejorada esta en operación.

En no-producción:

Las reservas sub-categorizadas cono "En no-producción" incluyen las taponadas o

cerradas  y detrás del casing (behind-pipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados

se espera sean recuperados de intervalos de completación que están abiertos a la fecha del

estimado pero que no han iniciado a producir,  pozos que fueron cerrados por condiciones de

mercado o conexiones a oleoductos, o pozos no capaces de producir por razones mecánicas.

Las reservas detrás del casing (behind-pipe) se espera sean recuperadas de zonas en pozos

existentes, que requerirán trabajos de completación adicional o futura re-completación antes

de iniciar a producir.

Reservas no desarrolladas:

Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas: de pozos nuevos sobre

áreas no perforadas, de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o

donde se requiera un relativo alto gasto para re-completar un pozo existente o instalar

facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación primaria o mejorada.

PROYECTO MAGNA RESERVA

Proyecto Magna Reserva (Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco - FPO)

            De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo asignó a la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco.

            El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan

de desarrollo de la nación. Este análisis económico, a su vez permitirá determinar las características de los futuros negocios. A diferencia de los proyectos autorizados durante la “Apertura Petrolera”, los nuevos desarrollos estarán ajustados a las condiciones establecidas en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, es decir, en cada uno de ellos está garantizada la participación mayoritaria del Estado venezolano. 

           Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas:

Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en veintiocho (28) bloques (excluyendo el área de las Empresas Mixtas, antiguas asociaciones, y Bitor-Sinovens- sociedad formada por Pdvsa y China National Petroleum Corporation - CNPC), de los cuales, dieciséis (16) bloques serán cuantificados y certificados en un esfuerzo compartido entre CVP y dieciocho (18) empresas estatales y privadas de quince (15) países distintos, que han suscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA para dicho propósito. Se planteo en un principio llegar a certificar al menos 235 millardos de barriles (MMMBls) de crudo pesado.

          Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES), es decir, el volumen inicial u original del petróleo existente en las acumulaciones naturales, cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco, alcanza un volumen de 1.360 millardos de barriles (MMMBls) de crudo de los cuales, el país sólo reportaba 40 MMMBls como reservas probadas que representa escasamente 3%.

            El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17% del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro, el recobro es el porcentaje de petróleo o gas en sitio en un yacimiento que en última instancia puede ser retirado mediante técnicas primarias o secundarias.

            Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se cuantificaron y oficializaron por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que consideraba el proyecto hasta la fecha; es decir, hasta el año 2007 alcanzo más de un 9% de la meta total, la cual en un principio se estimaba alcanzar en el año 2009.

            Las valoraciones y estimaciones del Proyecto Magna Reserva fueron ajustadas recientemente dentro del Plan Siembra Petrolera 2005-2030 e incluye una fase inicial de certificación de reservas que contempla la meta de alcanzar 316 mil millones de barriles de crudo certificados, tomando en cuenta un factor de

recobro de 20%, dependiendo de la tecnología se podría recuperar un porcentaje mayor de este petróleo. Por ejemplo, el Servicio de Geología de los Estados Unidos establece que con un factor de recobro del 43% se podrían obtener 585 mil millones de barriles de petróleo.

           En 2011, Petróleos de Venezuela, S.A. incorporó 2 mil 159 millones de barriles de nuevas  Reservas Probadas de Petróleo, ubicando a Venezuela en el primer lugar entre los países con las mayores reservas de crudo del mundo, las cuales al 31 de diciembre de 2011 ascienden a 297 mil 571  millones de barriles, certificadas por empresas internacionales e incluidas en los libros de Reservas del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo