b o l e t i n - acfiman · republica de venezuela b o l e t i n de la academia de ciencias fisicas...
TRANSCRIPT
REPUBLICA DE VENEZUELA
B O L E T I N DE LA
ACADEMIA DE CIENCIAS FISICAS
MATEmAT1CAS i~ NATURALES
AÑO XXXVI - TOMO XXXVI - N9 110
CUARTO TRIMESTRE
AÑO 1976
ACADEMIA DE CIENCIAS FISICAS, MATEMATICAS, Y NATURALES
PALACIO DE LAS ACADEMIAS
( A p a r t a d o de C o r r eo s 14211
Ca ra ca s, Venezuela
J U N T A DE D I R E C T O R E S 1975 - 1977
Presidente: Primer Vicepresidente:
Segundo Vicepresidente: Secretario:
Tesorero:
Bibliotecario: Consultor Jurídico:
Dr. Miguel Parra León Dr. Marcel Granier
Dr. Gustavo Rivas Mijares Dr. José Lorenzo Prado C.
Dr. Víctor Sardi Socorro Dr.
Alberto E. Olivares Dr. Manuel Acedo Mendoza
A C A D E M I C O S DE N U M E R O
I. — Dr. Luis Baez D u a r t e (Electo)
II. — Dr. Santiago Vera 1. fII. — Dr. José Lorenzo Prado
IV. — Dr. Marcel Granier D.
V. — Dr. Lucio Baldó VI. — Dr. Alberto E. Olivares
VII. — Dr. Guillermo Zuloaga
VIII. — Gral. Rafael Alfonso Ravard (Electo) IX. — Dr. Arturo Luis Berti (Electo)
X. — Dr. José A. O'Daly
Xl. — Dr. Blas Bruni Celli (Electo) XII. — Dr. Víctor M. López
XIII. — Dr. Francisco Kordel Vegas
XIV. — Dr. Víctor Sardi Socorro XV. — Dr. Pablo J. Andino
XVI. — Dr. Miguel Parra León
XVII. — Dr. Erich Michalup XVIII. — Dr. William H. Phelps
XIX. — Dr. Leopoldo Briceño I.
XX. — Dr. Luis Felipe Vegas XXI. — Dr. Adolfo C. Romero
XXII. — Dr. Gustavo Rivas Mijares
XXIII. — Dr. Enrique Tejera XXIV. — Dr. Tobías Lasser
XXV. — Dr. Leandro Aristoguieta
XXVI. — Dr. Humberto Fernández Morán XXVII. — Dr. Luis Wannoni Lander (Electo)
XXVIII. — Dr. Gustavo Wallis
XXIX. — Dr. Eugenio de Bellard Pietri
XXX. — Dr. Edgard Pardo Stolk
REPUBLICA DE VENEZUELA
B O L E T I N DE LA
ACADEMIA DE CIENCIAS FISICAS
MATEmATICAS m NATURALES
AÑO XXXVI - TOMO XXXVI - N9 110
CUARTO TRIMESTRE
AÑO 1976
I N D I C E
CUARTA PARTE
PRIMERA SECCION
SECTOR PETROLERO
CAPITULO:
P á g
. I
I-1
II
SECTOR PETROLERO .................................................................... 1 I
CONSIDERACIONES GENERALES 11
PETROLEO EN EL MUNDO. 15
11-1 Petróleo 15
1 I -2 Historia del Petróleo .. 15
II-3 Origen del Petróleo .................................................... 15
II-4 Acumulación Original del Petróleo 16
I1-5 Ocurrencia del Petróleo ..................................... 18
II-6 Geología del Petróleo ................................................. 19
I I -7 Distribución Geográfica del Petróleo en
el Mundo .................................................................... 1 9
11-8 Recursos de Petróleo en el Mundo .... 2 0
II-9 Reservas de Petróleo en el Mundo .... 2 1
II-10 Producción de Petróleo en el Mundo 2 2
II-11 Usos del Petróleo .............................................. 2 2
II-12 Producción Energética .... 2 3
11-13 Fuentes actuales de Energía 2 4
II-14 Energía Solar ............................................ 24
II-15 Petróleo ........................................................ 2 5
- 3 —
II-16 Carbón .................................................................. 26
II-17 Energía Hidráulica (Acumulación de
Agua) .................................................................. 26
II-18 Energía Solar Directa ............................................ 27
II-19 Energía Nuclear o Atómica .... 27
II-20 Combustibles Nucleares (Uranio) .... 29
II-21 Energía Geotérmica y Energía Terrestre (Fuentes
Geofísicas). Geotérmica - Oceánica -Atmosférica. 29
II-22 Evolución en la Aplicación de las dife-
rentes Fuentes de Energía ..................................... 30
II-23 Energía - Crisis - Soluciones .................................. 31
II-24 Reservas de Material energético en los E.E.U.U .... 31
11-25 Energía (Resumen) ............................................... 32
III PETROLEO EN VENEZUELA - SECTOR YL 1 KULI KU ................................................................... 49
III-1 Generalidades sobre el Sector Petrolero .................. 49
IV LAS CUENCAS PETROLIFERAS DE VENEZUELA ....... 53
IV-1 Introducción .......................................................... 53
V GEOLOGIA DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE
VENEZUELA ................................................................ 57
V-1 Cuenca Maracaibo-Falcón ...................................... 57
V-2 Cuenca Barinas-Apure ........................................... 57
V-3 Cuenca Oriental de Venezuela ................................ 58
V-4 Cuenca Tuy-Cariaco 58
- 4 —
VI CUENCA DE MARACAIBO .................................................... 65
VI-1 Situación Geográfica ................................................. 65
VI-2 Rasgos Geomorfológicos de la Cuenca 65
VI-3 Geomorfología ........................................................... 65
VI-4 Geología General. Litología y Espesores 66
VI-5 Geología Estructural. (Desarrollo Es-
tructuraI de la Cuenca-Estructuras Geo-
lógicas Actuales Estructuras en que
ocurren los yacimientos petróliferos en la
Cuenca-Distribución de Ios Campos Pe-
troleros en la Cuenca) ............................................ 68
VII CUENCA DE FALCON .............................................. 79
VII-1 Situación Geográfica ................................................ 79
VII-2 Rasgos Geomorfológicos .......................................... 79
VII-3 Geología General y Espesores .... 79
VII-4 Geología Estructural (Datos sobre el
Desarrollo Estructural de la Cuenca-Es-
tructuras Geológicas Actuales-Estructuras
en que ocurren los yacimientos de
Petróleo-Distribución de Ios Campos Pe-
7 9
VIII CUENCA ORIENTAL. MATURIN -GUA-RICO -
PARIA ....................................
8 7
8 7 VIII-2 Rasgos Geomorfológicos ....
... 87
VIII-1 Situación Geográfica
VIII-3 Geología General
VIII-4 Geología Estructural ..................................
VIII-5 Estructuras en que ocurren los yaci-
cimientos de Petróleo (Fallas Norma-
les - Domos - Anticlinales Fallados-Mo-
noclinales o zonas de Acuñamiento-Plie-
gues en Forma de Diapiro) .......................
88
90
91
- 5
VIII-6 Distribución de los Campos Petroleros
en la Cuenca ....................................................... 93
VIII-7 Exploración en la Cuenca ................................. 94
VIII-8 Producción de Petróleo .... 95
I X FAJA BITUMINOSA DEL ORINOCO. . 105
IX-1 Situación Geográfica ............................ 105
IX-2 Geología General .............................................. 105
IX-3 Geología Estructural (Acumulaciones Pe-
trolíferas Reservas Posibles de Petróleo-
Importancia de la Faja Bituminosa) ... 106
X CUENCA DE BARINAS - APURE... 113
X-1 Situación Geográfica .... 113
X-2 Rasgos Geomorfológicos de la Cuenca 113
X-3 Geología General (Litología de Ios Se-
dimentos - Espesores) ....................................... 113
X - 4 Geología Estructural (Desarrollo Estructural de la Cuenca-Estructuras Gelogicas - Estructuras en que ocurren los yacimientos de Petróleo en la Cuenca Distribución de los Campos Petroleros
en la Cuenca - ExpIoración) ............................... 114
XI COSTA Y MARGEN CONTINENTAL DE 121
XI-1 Introducción ......................................................... 121
XI-2 Definiciones (Línea de Costa - Línea de Costa de Sumergencia - Línea de Costa de Emergencia-Línea de Costa de Falla) ...................................
XII SECCION OCCIDENTAL ......................................
XII-1 Golfo de Venezuela ....................................................... 127
- 6
122
125
XII-2 Situación Geográfica ............................................... 127
XII-3 Geología (Península de Paraguaná-Adícora y
La Vela - Golfo de La Vela
y Golfo Triste) ....................................................... 128
XIII SECCION CENTRAL ............................................................ 133
XIII-1 Situación Geográfica ............................................. 133
XIII-2 Geomorfología ....................................................... 133
XIII-3 Plataforma Continental .......................................... 133
XIV SECTOR ORIENTAL ............................................................ 137
XIV-1 Situación Geográfica ............................................. 137
XIV-2 Rasgos GeomorfoIógicos (Consideracio-
nes Geológicas - Basamento - Manto .........................
Sedimentario) ........................................................ 137
XIV-3 Cuenca de Cariaco (PIataforma de Una-re -
Plataforma Margarita - Paria - Talud Continental -
Geología PetroIera-Posibilidades Mesozoicas -
Posibilidades Paleógenas - Posibilidades Neógenas -
Posibilidades Cuaternarias) ................................... 138
C A P I T U L O 1
S E C T O R P E T R O L E R O
C A P I T U L O 1
SECTOR PETROLERO 1-1
CONSIDERACIONES GENERALES:
La explotación del petróleo ha constituido el elemento clave de la
estructura económica de Venezuela en lo que va del siglo XX.
La contribución del petróleo a la economía nacional, ha sido in-fluida
no sólo por la expansión de la producción, sino también por la creciente
participación en los Ingresos Fiscales.
El Sector Petrolero por el hecho de que el volumen acumulado de su
producción (1917 - 1975), que alcanzó para el año de 1975 la cantidad de
32.275 millones de barriles, que le produjo al Fisco Nacional la suma de
171.231 millones de bolívares en el período, o sea, eI 68% de los Ingresos
Fiscales, se convirtió en el sector productivo (práctica-mente único), en el
más importante de la economía del país, encontrándose los otros sectores
en estado de dependencia con respecto a este sector.
La influencia del Sector Petrolero se extiende también a los Ingresos
Ordinarios de divisas en eI cual ha participado con el 90% y en el PTB con
el 53% durante eI lapso.
Siendo el petróleo una sustancia no renovable, es de interés conocer su
procedencia, su ubicación dentro de la geografía mundial, el desarrollo de
sus reservas, de su producción y eI futuro de su existencia. El estudio
sobre el Sector Petrolero que se da a continuación, se ha dividido en dos
partes, una dedicada al petróleo en el mundo y la otra al petróleo en
Venezuela.
— 11 —
C A P I T U L O I I
PETROLEO EN EL MUNDO
C A P I T U L O I I
PETROLEO EN EL MUNDO 11-1
PETROLEO:
Líquido que se encuentra en la naturaleza, oleoso, inflamable, de olor
característico, color amarillo oscuro a negro, compuesto funda-mentalmente
de 50 a 98% de hidrocarburos (parafina, nafta, e hidrocarburos aromáticos),
y el resto, de materias orgánicas que contienen oxígeno, nitrógeno, azufre y
trazas de compuestos orgánicos metálicos. Al petróleo no refinado se le
llamaba en la antiguedad "aceite de piedra", actualmente se Ie denomina "petróleo crudo" o "aceite crudo".
11-2 HISTORIA DEL PETROLEO:
El petróleo ha sido conocido desde época remota, habiendo indicios de
que el hombre neolítico y paleolítico emplearon betunes para la
construcción. Los egipcios Io utilizaron en eI proceso de la momificación
de los cadáveres, Ios japoneses hace dos mil años usaban "aceite de roca"
para iluminarse, los chinos hicieron perforaciones en busca de petróleo
hacia el año 200 A. C. y Herodoto, cuenta que los roma-nos lo empleaban
para el alumbrado.
El petróleo a fines del siglo XIX y comienzos del siglo XX, se
convierte en el combustible preferido, pasando a ser una gran necesidad
para la civilización moderna.
Las primeras exploraciones y explotaciones de carácter comercial se
hicieron en Rumania en 1857 y en Ios Estados Unidos en 1859, donde se
comienza a industrializar y a producirlo en gran escala.
11-3 ORIGEN DEL PETROLEO:
De acuerdo con las opiniones prevalecientes, las sustancias principales
que contribuyen a la formación del petróleo, son compuestos
— 15 —
orgánicos que se acumulan en las cercanías de las orillas de la costa de una
cuenca sedimentaria marina en ambientes deficientes de oxígeno. Aunque
la mayoría de los yacimientos petrolíferos se encuentran asociados a
sedimentos de origen marino, no se excluye la posibilidad de que en
sedimentos de origen continental se origine petróleo, dadas las condiciones
ambientales requeridas para el proceso.
El origen del petróleo es todavía materia de discusión, pero en términos
generales se admite que tiene un origen orgánico. Cualquier organismo
marino animal o vegetal puede contribuir a la formación del petróleo, pero
el material petrolígeno por excelencia es el "PLANCTON". Los organismos
planctónicos al morir caen al fondo y son enterrados en los sedimentos
marinos, empezando su transformación.
Esta transformación se realiza en condiciones reductivas, pues en
medio oxidante, la materia orgánica se descompandría en dióxido de
carbono y agua. Como resultado de la transformación verificada por
bacterias anaeróbicas, se origina un fango negruzco considerado como la
sustancia madre del petróleo. Las condiciones necesarias para que sé forme
este fango. se dan en cuencas marinas salinas de aguas estancadas.
El paso de este fango a petróleo, es un proceso muy complejo, en el
cual intervienen procesos quimicos e inorgánicos. Parte de la materia
orgánica es oxidada y parte reducida, originándose entonces Ios hidro-
carburos, gran parte del petróleo probablemente se formó en las con-
diciones arriba mencionadas, pero no hay duda de que otra porción se
formó en condiciones ambientales estuarinas o deltaicas.
11-4 ACUMULACION ORIGINAL DEL PETROLEO:
El pre-requisito para la acumulación de petróleo, consiste en la
existencia de una fuente de material orgánico que dé origen al petró leo y en
la existencia de un embalse natural que contenga este material una vez
originado, y finalmente la existencia de una trampa geológica donde puede
acumular.
El material progenitor del petróleo para subsistir debe acumularse en
un ambiente que lo preserve, ambiente que debe ser tóxico, de ma-
- 16 -
nera que no permita la vida a otros organismos que puedan utilizar el
material progenitor como alimento destruyéndolo. Además el ambiente debe
ser deficiente en oxígeno para que los hidrocarburos que se formen no sean
descompuestos.
Las condiciones ambientales mencionadas que permiten la acumu-
lación del material progenitor a su transformación a petróleo, ha ocurrido
principalmente según la teoría de la "migración de los continentes" en los
linderos de las placas continentales donde la porción oceánica de la litosfera
se sumerge bajo la placa continental. La zona de encuentro se caracteriza
por la presencia, a lo largo del contacto, de una trinchera marítima profunda
y de cadenas de islas volcánicas que divide la cuenca oceánica en pequeñas
cuencas encerradas que constituyen "habitat" favorable a la acumulación del
material progenitor y a su transformación a petróleo. Las islas y trincheras
actúan, las primeras como barreras y las segundas como lugar de
acumulación de los sedimentos y materia orgánica. La forma de las
trincheras y de las pequeñas cuencas oceánicas encerradas actúan de manera
que restringen la circulación de las aguas oceánicas de una manera tal, que
el oxígeno de las aguas encerradas no es reemplazado, así como tampoco su
salinidad es alterada.
Las estructuras geológicas en donde finalmente se acumula el petróleo,
se desarrollan como resultado de la progresiva deformación que sufren los
sedimentos acumulados en las cuencas por las fuerzas tectónicas que
provocan el continuo movimiento de la placa continental, por Io
consiguiente, un yacimiento de petróleo consiste en una masa de rocas
porosas o Fracturadas, saturadas de petróleo en cantidad suficiente para ser
económica su extracción.
Cualquier estructura geológica en rocas de porosidad adecuada y que
se encuentre sellada por capas impermeables, puede convertirse en un
almacén de petróleo siempre que la roca se encuentre en contacto con la
fuente de donde se origina el petróleo. Por lo consiguiente, es obvio de que
existen muchos tipos de estructura geológica en rocas porosas favorables a
la acumulación del petróleo.
El petróleo raramente se encuentra en el sitio de origen, ya que, siendo
un fluido, fluye y migra a través de las aberturas o cavidades que existan en
las rocas adyacentes al Iugar de origen como: poros,
17 --
clivajes, junturas, fracturas y superficies de contacto entre las capas de
sedimentos. La migración continúa, a menos que en su curso demi. gración,
el fluido de petróleo sea detenido por circunstancias geológicas existentes
en las rocas por donde emigra. De no ser impedida su trayectoria, el
petróleo finaliza en la superficie donde la porción líquida del petróleo se
evapora dejando un residuo sólido de material asfáltico.
Las circunstancias geológicas que previenen la migración del petróleo
hacia la superficie, son conocidas como "TRAMPAS" de acumulación. La
característica esencial de una trampa, es la presencia de una tapa
impermeable que impide el paso de petróleo, provocando su acumulación
en la indicada trampa. Se distinguen dos tipos principales de trampas, la
trampa estructural formada por faIIas o pliegues y la estratigráfica o trampa
litológica. (Gráfico I-1).
1 1 - 5 O C U R R E N C I A D E L P E T R O L E O
El petróleo debido a la forma en que se originó, se encuentra en rocas
sedimentarias de origen marino, sólo en raras ocasiones se ha desplazado
hacia rocas ígneas o metamórficas adyacentes al área de origen. Los
yacimientos comerciales se encuentran en sedimentos macizos constituidos
por arenas, areniscas, conglomerados, calizas y dolomitas.
El petróleo se halla en rocas sedimentarias de todas las edades, desde
el Cámbrico aI Plioceno; pero son las rocas de edad terciaria las mas ricas
en petróleo (Cuadro I-1). Con sólo una excepción, los mayores yacimientos
se han encontrado en las rocas del Mesozoico y en el Pérmico. Cerca del
94% de las reservas mundiales de petróleo. ocurren en sedimentos
pos-pérmicos y sólo un 6% de las reservas en sedimentos pre-pérmicos.
Generalmente los grandes campos productores de petróleo se en-
cuentran en cuencas cratónicas. que son las mayores estructuras de la tierra
localizadas geológicamente en las áreas continentales estables, y que
consisten en una gran masa de roca, generalmente ígnea y/o metamórfica.
Las cuencas ubicadas en estas áreas continentales, se denominan "cuencas
cratónicas".
11-6 GEOLOGIA DEL PETROLEO:
Los depósitos de petróleo ocurren tanto en la superficie como en las
concentraciones en el subsuelo.
En la superficie, las manifestaciones superficiales de petróleo pueden
ser de carácter activo, tales como escapes, surgencias, exudaciones y
volcanes de Iodo. Otras pueden ser consideradas como manifestaciones
fósiles de los mismos, tales como sedimentos con impregnación bituminosa,
yacimientos de asfaltos y pizarras bituminosas.
En el subsuelo, eI petróleo ocurre en estructuras geológicas o trampas
en rocas sedimentarias, que tiene la suficiente permeabilidad y porosidad
para permitir la migración y la acumulación del petróleo en cantidades
industriales. Generalmente se admiten dos tipos de trampas geológicas, las
cuales son estructurales y estratigráficas. Las trampas estructurales
comprenden anticlinales o domos, anticlinales con cierres por falla y
anticlinales asociados con fallas; las trampas estratigráficas comprenden
Ientes, canales, barras y arrecifes. De la combinación de estos dos tipos de
trampas, resultan Ios domos o diapiros (Gráfico I-1).
11-7 DISTRIBUCION GEOGRAFICA DEL PETROLEO EN EL MUNDO:
Los yacimientos de petróleo se encuentran distribuidos dispareja-mente
sobre la tierra. En algunos continentes las reservas encontradas han sido
pequeñas, prácticamente negligibles; mientras que en otros, las reservas
encontradas han sido de gran magnitud (Gráfico I-2).
Las dos regiones donde se ha probado la existencia de grandes reservas
y donde se ha extraído petróleo en grandes cantidades, son la del Medio
Oriente y la del Golfo de Méjico - Mar Caribe. En la primera región se
encuentran las provincias petroleras de Irán, Irak, Kuwait, Saudi Arabia y
Transcáucaso; en la segunda región se encuentran las provincias petroleras
de Venezuela, Trinidad, Colombia, Méjico y la región del Golfo de los
Estados Unidos. De menor calificación en cuanto a reservas, pero de
importancia en cuanto a producción, se encuentran en el continente
Norteamericano las provincias de Apalaches, Rocky Mountains, California
en los Estados Unidos, Alberta en Canadá y Tampico en Méjico (Cuadro
I-4).
— 19 —
En Europa se encuentran las provincias petroleras de Polonia.
Alemania, Rumania, Bulgaria y Rusia (Volga-UraI).
En Asia o sea en el Lejano Oriente se hallan las provincias pe-troleras
de Java, Sumatra, Borneo y Burma. En Australia, las provincias petroleras
de Nueva Guinea.
La ocurrencia de petróleo no está confinada a áreas continentales, ya
que también se encuentra petróleo a lo largo de la costa aI borde de los
continentes en zonas sumergidas en eI mar hasta profundidades de más de
doscientos metros (PIataforma Continental). Las condiciones geológicas
que prevalecen en estos yacimientos marinos, son similares a las
encontradas en las cuencas cratónicas: sin embargo, las exploraciones,
sub-siguiente desarrollo y explotación son diferentes y de mayores costos.
11-8 **RECURSOS DE PETROLEO EN EL MUNDO:
La producción acumulada, las reservas probadas, probables y posibles
se definen como eI volúmen total de petróleo existente en eI mundo antes de
comenzar su explotación y se calculan utilizando el factor de recuperación.
Los recursos totales de petróleo en el mundo, han sido estimados para
el año 1900 en 2.100 x 109 barriles, estimación que se hizo toman-do en
cuenta la producción acumulada hasta el año 1970. más las cifras de las
reservas probadas y probables para ese mismo año. (Gráfico No I-3).
Para el año 1973, se había consumido eI 14% de estos recursos, o sea,
que se habían extraido alrededor de 300 x 109 barriles de petróleo, quedando
unos recursos de posible explotación de 1.800 x 10' La rrires. Admitiendo la
hipótesis de que la tasa de consumo crece en 6.9% cada año, al final de este
siglo la demanda superará a la oferta. como se puede ver en eI Gráfico N°
I-3. Lo importante no es la velocidad de agotamiento de estas reservas, sino
el hecho de que para 1975
**Manifiesto Para la supervivencia - Eduard Goldsmits y Otras - Alianza Editorial - Madrid. - Título original: A Blue Print for Survival - The Ecologists. Vol. 2. - 1972.. - London - England.
-20--
parecerá todavía que se dispone de reservas suficientes para cubrir las
necesidades durante un plazo bastante largo. Tal situación es fácil que
despierte una falsa impresión de seguridad, induciendo a creer que el ritmo
de crecimiento actual se puede sostener, sino indefinidamente, al menos
durante un período de tiempo bastante más prolongado de lo que sería en
realidad.
11-9 RESERVAS DE PETROLEO EN EL MUNDO:
(Cuadro NQ I -4) .
Las reservas probadas de petróleo en eI mundo, han sido calcula-das
para el año 1973 en 525 mil millones de barriles para el mundo no
comunista, y para eI mundo comunista en 100 mil millones de barriles, lo
que dá un total para el año 1973 de 625 mil millones de barriles.
Se puede discutir si estas reservas tan sólo pueden durar 30 ó 40 años,
pero una cosa es segura y es que un día u otro, quizás dentro de Io que
queda del siglo, se agotarán los yacimientos petrolíferos que tomaron
millones de años para formarse, y que sólo le tomó al hombre 150 años
para disiparlos, y luego - qué?. Este luego qué? es una pregunta que podría
contestarla la generación futura, pero que en modo alguno justifica luchas
por lo que queda, porque así como en el pasado los descubrimientos
inesperados de yacimientos petrolíferos, desmintieron en esos momentos
las sombrías profecías sobre el porvenir, hoy se comienza a vislumbrar
energías derivadas de otras fuentes.
No se cree que antes del año 2.000, se hayan resuelto todos los
problemas de las crisis energéticas en base de nuevas fuentes de com-
bustibles energéticos, relativamente baratos y sin claras dependencias
como las de los actuales combustibles. Para eI año 2.000 el consumo de
energía en el mundo será entre 4 ó 5 veces mayor a la actual de-manda
(Gráfico N° I1-6, A y B). Para suplir este déficit se requerirá de cambios
en las fuentes de energía, estos cambios de fuente de energía no es nada
nuevo en la historia contemporánea, ya que en los últimos cien años, al fin
de la Guerra de Secesión de los Estados Unidos, eI 80% de la energía era
suplida por la quema de madera (leña), para el año 1910 (40 años más
tarde) el carbón fósil suplía el 80% de la energía utilizada, y para 1972 (70
años más tarde), tanto el carbón como el petróleo combinados suplían el
80% del con-sumo.
- 2 1 —
11-10 PRODUCCION DE PETROLEO EN EL MUNDO:
El petróleo comenzó a ser explotado comercialmente en el año 1857.
Para el año 1860, se producían 500 mil barriles por año; para el año 1880, la
producción alcanzó a 30 millones de barriles; para el año 1890, se llegó a
los 75 millones de barriles y para fines del siglo XIX (año 1900), se
producían 150 millones. En los 43 años transcurridos entre 1857 y 1900, la
producción acumulada alcanzó a la cifra de 1.750 millones de barriles
(Cuadro NQ I1-2).
La aparición del motor de explosión y más tarde eI estallido de de la
Primera Guerra Mundial, aceleraron la producción de petróleo. De manera
que para el año 1920, la producción había alcanzado a 700 millones de
barriles, o sea, cuatro veces la producción de comienzos del siglo; para el
año 1940 sobrepasaba Ios 2.000 miIIones de barriles. Debido a las
exigencias bélicas de la Segunda Guerra Mundial, el crecimiento de la
producción tomó caracteres exponenciales intensos, conjuntamente a este
aumento surgieron dos fenómenos económicos, eI gradual descenso de la
participación petrolera de Ios Estados Unidos, y la entrada en eI mercado
de nuevos países productores. Fenómenos que cambiaron las corrientes
tradicionales del comercio del petróleo. De los diez paises que en 1970
tenían mayor producción, cuatro comenzaron a producir después de 1939, y
otros dos producían para ese año, alrededor de un miIIón de barriles
diarios. Para asegurar eI suministro de Ios países aliados en la Segunda
Guerra Mundial, se aceleró la exploración y explotación en eI Medio
Oriente.
El consumo de petróleo en lo que vá del siglo XX. ha crecido a una
tasa promedio de 6.9% anual, (Cuadro N9 I1-3) al pasar de 167 miIIones de
barriles en 1901, a 20 mil millones de barriles en 1973.
Para el año 1973, (lapso de 73 años), la producción acumulada en Io
que vá del siglo XX, fué de 297 x 109 barriles de petróleo. La producción
acumulada de petróleo desde 1857 a 1973, alcanzó a 298 x 109 barriles; lo
que hace que en eI siglo XIX sólo se consumió el 1% de este total, y el 99%
en los 73 años, en Io que vá del siglo XX. (Cuadro N° I1-3).
1I-11 USOS DEL PETROLEO:
El petróleo crudo prácticamente no tiene uso industrial directo, su
mercabilidad requiere una serie de transformaciones mediante ope-
_ 22 --
raciones de destilación, cracking, fraccionamiento, etc., para obtener
sustancias utilizables en la industria como combustibles, Iubricantes.
materias primas para la industria química, etc.
El 90% del petróleo crudo que ingresa a las refinerías, es trans-
formado en sustancias utilizables en la creación de energía, así: 45% en
las disferentes variedades de combustibles Iivianos; 45% en aceites
diesel y kerosene, y eI 10% restante, en una amplia gama de lubrican-tes
y materias primas para la industria química en general.
El uso de petróleo en Ios diferentes sectores industriales de los
Estados Unidos y Europa Occidental, los mayores mercados del pe tróleo
en el mundo han sido en la última década aproximadamente
como sigue:
SECTORES: ESTADOS UNIDOS: EUROPA
OCCIDEN-
TAL:
Transporte 56% 28%
Residencias - Comercio 22% 24%
Industrias 19% 37% Utilidad Eléctrica 3% 11%
FUENTE:
100% 100%
INTERNACIONAL PETROLEUM ENCYCLOPEDIA - 1969. The
PetroIeum - PuMication Cu. - TuIsa, OkIahoma.
11-12 PRODUCCION ENERGETICA:
Si hay algo que en la actualidad impresiona o todo el mundo y de la
cual depende tanto el rico como el pobre, así como la actual cultura
occidental, es la ENERGIA, ya que ésto significa IMPULSION y
TRABAJO.
La energía se origina de diferentes formas que se presentan de la
manera siguiente, en sus usos actuales:
EnergíaSolar,
Energía Nuclear o Atómica,
Energía Geotérmica y
Energía Terrestre.
— 23 —
11-13 FUENTES ACTUALES DE ENERGIA:
Las fuentes que actualmente se utilizan para originar energía, están
constituidas por recursos materiales que se originan por una de las
categorías mencionadas.
De la Energía Solar:
Combustible fósiles: petróleo, carbón, gas natural, hidráulica
(acumulación de agua), energía solar directa.
De la Energía Nuclear o Atómica:
Uranio.
De la Energía Geotérmica y Energía Terrestre:
(geofísica),
Geotérmica,
Oceánica y
Atmosférica.
11-14 ENERGIA SOLAR:
Combustibles fósiles:
Hacia la superficie de la tierra y de ella hacia afuera, ocurre un flujo
continuo de energía proveniente en su mayor parte de las radiaciones
solares. Parte muy pequeña de esta energía es captada por las hojas de las
plantas que la almacenan como energía química, que luego se convierte en
alimento (energía) para todo el reino animal.
Durante la evolución geológica de la tierra, una porción pequeña de la
materia orgánica originadas por plantas o animales, ha sido acumulada y
luego enterrada bajo sedimentos en condiciones de oxidación incompleta,
convirtiéndose ésta acumulación a lo largo del tiempo geológico en los
combustibles fósiles utilizados hoy día por el hombre, los cuales son carbón,
petróleo y gas natural.
La cantidad acumulada de estos combustibles fósiles son finitas y
renovables en períodos menores de miIIones de años; por lo consi-
- 2 4 —
guiente, la energía derivada de estos combustibles es también limitada a
períodos extremadamente pequeños si se compara con los largos períodos
geológicos requeridos para su formación. Se calcula que a la actual tasa de
consumo el hombre tiene carbón para unos dos o tres-cientos años y de
petróleo de 30 a 50 años.
Cabe señalar que la energía causada por estos materiales, tiene su
origen en la energía solar. Tanto eI carbón como eI petróleo y el gas natural,
se originan de material vegetal u orgánico, que crecieron y se acumularon a
merced de la energía solar.
I I -15 PETROLEO:
No hace más de un siglo y cuarto que el petróleo se utilizaba solamente
como UNTO para Ios ejes de Ios carros tirados por bestias y como
medicamento.
En la actualidad debido a su utilización principal que es eI desarrollo
de la energía. el petróleo se ha convertido en la materia prima industr ial,
más importante del mundo, ya que petróleo es sinónimo de luz, calor y
movimiento. El petróleo ha superado en los actuales momentos, todas las
fuentes energéticas hasta hoy conocidas. Si cesaran repentinamente los
suministros de petróleo, el mundo industrial que-daría paralizado, así como
también todas las actividades de transporte, lo que acarrearía una debacle
mundial de carácter impredecible. De modo que no es exagerado relacionar
la política del petróleo con la de la supremacía mundial aún cuando la
verdadera carrera del petróleo iniciada hace apenas un siglo y dentro del
cual ha coincidido un enorme desarrollo en inventos y adelantos que han
convertido esta era, en una fantástica realización científica y técnica.
La industria moedrna del petróleo comenzó cuando eI primer pozo fué
perforado con éxito en el año 1859, en Pensilvania, en los Esta-dos Unidos
de Norte América. Este hallazgo abrió las posibilidades de explotación de
petróleo en las regiones que era de manifestación espontánea o donde se
presumía su existencia. Durante tres décadas el crecimiento de la industria
petrolera fué violento, pero su utilización era hasta cierto punto restringida
hacia Ios usos de calefacción e iluminación, pero a partir de 1900, el
crecimiento de su utilización se hizo violento, principalmente debido a la
introducción de los motores de combustión interna en la industria y en el
transporte.
— 25 —
Las reservas mundiales de petróleo crudo en el mundo se estima-ron
en el año de 1973, en aproximadamente 625 mil millones de barriles, y la
producción para ese año se calculó en 20.200 millones de barriles, a esa tasa
de producción las reservas probadas alcanzaron escasamente para cubrir las
necesidades energéticas, durante lo que que-da del siglo XX. (Cuadro NQ
11-4).
11-16 CARBON:
El primer uso eficaz del carbón fué hallado a fines del siglo XVIII, al
constituirse la primera fábrica que utilizó la energía producida por las
máquinas de vapor, que a su vez la obtenían de la quema de combustibles
vegetales o carbón fósil, gracias a este invento, se unió a la fuerza
muscular del hombre, las fuerzas energéticas de carbón y más tarde, se Ie
añadió las del petróleo.
Al carbón entre los combustibles energéticos, le tocó eI previlegio de
ser el primer mineral utilizado en la producción de energía mecánica, ya
que cada kilo de carbón rinde al quemarse de 7.000 a 8.000 kilo/calorías.
El hombre puede producir en el mejor de los casos1/2 HP por día, pero sin
embargo, como minero al producir cuatro toneladas de carbón, produce el
fundamento o la base para la generación de 5.000HP/hora, es decir, el
equivalente del trabajo muscular durante diez mil horas.
El carbón fósil se encuentra en todos los continentes de la tierra,
incluyendo el Antártico, las cantidades mayores de carbón fósil se hallan
en el hemisferio norte, en la América del Norte, Europa y Asia. El 80% de
las reservas mundiales se encuentran en los Estados Unidos de Norte
América, en la Unión Soviética y en la China. Las reservas globales se
estiman ser de la magnitud 5x 1012 toneladas. Las reservas de carbón fósil
de los Estados Unidos de Norte América son suficientes para cubrir la
demanda mundial en Io que queda del siglo y por algunos siglos más.
11-17 ENERGIA HIDRAULICA:
(Acumulación de Agua).
La acumulación de agua se debe a la influencia de la energía solar, aI
evaporar, condensar, precipitar y acumular el agua de la su-
- 2 g—
perficie de la tierra en cantidades suficientes que puedan ser utilizadas para
producir energía.
Las plantas hidroeléctricas utilizan el agua como fuente primaria para
originar energía, recurso renovable, cuya renovación se pro-duce por el
ciclo del agua dentro de la atmósfera que consiste en la evaporación,
condensación, precipitación y acumulación, lo cual con-duce a que si se
tomaran medidas acertadas y continuas de conservación se mantendrá una
cantidad de agua fluyente, contínua y estable para la producción de energía.
La restricción en la utilización de Ios recursos hidráulicos viene por los
aspectos topográficos, geológicos y climatéricos de la región, factores que
caracterizan la energía hidráu-Iica de puntual y no diseminada, ya que éstos
factores limitan el uso extenso de energía en eI mundo.
En Venezuela se está provocando situaciones con alteraciones
climáticas peligrosas, sobre todo en lo que concierne al ciclo hidrológico,
debido a la tala de bosques y a la subsecuente erosión de las vertientes,
fuente de colección de las aguas de Iluvia.
11-18 *ENERGIA SOLAR DIRECTA:
Nuestro planeta está bañado en un halo de luz - calor proceden-te del
SOL, pero se trata de una fuente de energía difusa e inconstante. En los
climas sureños se puede utilizar para calentar el agua, casas y edificios. Sin
embargo, aunque se tuviera a mano la tecnología necesaria para convertir
Ios rayos del sol en una fuente de energía capaz de alimentar una central
eléctrica, se necesitarían veinte millones de hectáreas de superficie
recolectora para igualar la cantidad de energía producida por una sóla planta
nuclear. Los beneficios por lo tanto, no dejan mucho margen de elección
entre la energía nuclear y la solar.
11-19 ENERGIA NUCLEAR O ATOMICA:
Después del carbón, la energía nuclear es la que permite producir la
cantidad de energía que el mundo requiere en su crecimiento. Los actuales
conocimientos tecnológicos señalan que la energía nu-
*Lapp. - RaIpI E.: Una Elección Difícil - Energía o Crecimiento: El Farol La Calidad de la Vida 5 - Caracas, 1971.
-- 27—
clear obtenida por fusión de los núcleos, no ha sido desarrollada, y de
desarrollarse técnicamente, las reservas de mineral con núcleos fusibles es
menos limitada.
La energía derivada por fusión nuclear, utilizando Ios reactores
Breeders (super - generadores), presenta un campo de mayor utilidad ya que
comienza a utilizar mineral de uranio o bario de bajo tenor.
La energía de estos combustibles provienen de las fuerzas que
mantienen unidas las partículas que forman el núcleo de un átomo. Al unirse
dos núcleos de átomos Iigeros para formar un núcleo más pesado, desprende
parte de la energía que los une (reacción por fusión), o aI dividirse el núcleo
de un átomo pesado, la energía es liberada.
Una planta nuclear para la producción de energía eléctrica, es
semejante a una planta térmica convencional que utilice petróleo o carbón.
Su principio similar consiste en emplear vapor para mover una turbina y a su
vez para generar electricidad. La diferencia estriba en el origen del vapor.
Las centrales convencionales al quemar petróleo, gas o carbón, producirán
calor y a su vez hierven agua para producir vapor. En los centrales nucleares
no hay fuego ni combustión convencionaI, y en su sustitución emplean la
fisión nuclear. La reacción de esta fisión requiere un elemento pesado
especial como el URANIO o el PLUTONIO. El material fisionable más
potente y utilizado en el isotopo 235 del URANIO (U235).
El desarrollo de la tecnología nuclear y de los reactores, ha ocasionado
gran optimismo y confianza como la principal fuente sustitutiva del petróleo
para la producción de energía eléctrica. Se ha desarrollado una importante
variedad de reactores cada vez más eficientes, hasta llegar al reactor super
generador "Breeders Reactor" o "reactor auto-reproductor" que a la vez que
consume combustible nuclear fisionable. Io produce. Estos reactores pueden
utilizar el 50% de la energía contenida en el Uranio a diferencia de los
reactores convencionales que emplea solamente eI 6%. Las noticias que se
tienen del estado de la investigación de los combustibles nucleares, indican
que antes del fin del siglo XX, Ios combustibles nucleares se convertirán en
el principal recurso energético para la producción de la electricidad en eI
mundo.
— 28 —
11-20 COMBUSTIBLES NUCLEARES:
Uranio:
El uranio como recurso energético, es más una promesa que una
realidad. Si su tecnología no avanza substancialmente en Ios reactores
convencionales, su utilización no pasará de ser una utopía por la escasez
mundial de este mineral.
Las reservas conocidas de uranio, de donde se puede conseguir este
mineral a precios económicos para su uso en los reactores convencionales,
escasamente alcanzaría para Ilenar las necesidades cada vez crecientes de
este tipo de reactores, en Io que queda del siglo. La economía en el uso de
los combustibles nucleares que se espera hacen Ios "Reactores Breeders",
está Iejos todavía de ser una realidad, ya que los mayores problemas de
ingeniería que presentan estos reactores se tomarán de diez a veinte años,
para ser resueltos, de manera que para cuando entren en acción, existirán los
problemas de escasez en la producción de uranio.
11-21 ENERGIA GEOTERMICA Y ENERGIA TERRESTRE:
(Fuentes Geofísicas).
GEOTERMICA:
Al igual que la energía solar, es inagotable, pero ocurre general-mente
a varios kilómetros de profundidad de la corteza terrestre lo que hace muy
difícil su captación, es el calor natural del planeta. Sola-mente en aquellos
lugares que por fenómeno geológico se ha concentrado en masa y a poca
profundidad, es posible utilizarla económica-mente. Se está investigando la
posibilidad de aprovechar eI calor seco de la roca, pero su tecnología se
halla en un estado de desarrollo embrionario. En Venezuela existen
posibilidades de encontrar áreas de posible desarrollo geotérmico, en las
cercanías de las conocidas fuentes termales. Estudios sobre eI posible
desarroIIo de energía térmica terrestre en estas áreas no se han realizado.
En la actualidad se explota este tipo de energía en pocas localidades de
la tierra. La cantidad acumulada que puede ser objeto de ex-
- 29—
plotación de estas fuentes presenta una cantidad muy pequeña de acuerdo
con la requerida en eI mundo.
OCEÁNICA:
Es posible que la energía oceánica puede ponerse al servicio del
hombre. Se han iniciado investigaciones para determinar las diferencias de
temperaturas de las aguas en algunas partes del océano, éste es un proyecto
cuyo estudio es a Iargo plazo. El aprovechamiento de las mareas se limita
en la actualidad a contados lugares en eI mundo.
ATMOSFERICA:
Las corrientes de vientos han sido utilizadas por eI hombre hasta
ahora en pequeña escala, como en el bombeo de agua para granjas, el
molino de viento para la industria de la harina de trigo. Se espera que
nuevos sistemas de ingeniería permitan una mayor fuente de energía, sin
embargo, existen pocas posibilidades de un uso del mismo en gran escala
comercial.
11-22 EVOLUCION EN LA APLICACION DE LAS DIFERENTES FUENTES DE
ENERGIA:
El hombre en su carrera evolutiva, ha desarrollado cada vez con
mayor acierto, métodos e implementos para producir energía, y así aligerar
su trabajo y aumentar su productividad.
En la etapa prehistórica, el hombre no contaba sino con su propia
energía muscular para llenar todas sus necesidades. De una manera u otra,
en eI curso de su evolución comenzaron a aparecer implementos y métodos
para la utilización de éstos, que ayudaban al hombre a aumentar su poder
productivo.
Las crisis energéticas que comienzan en 1969-1970, se ha intensi-
ficado debido a ciertos factores en adición a los de escasez de producción
de los combustibles convencionales, que es eI crecimiento de la demanda
de la energía que históricamente venía creciendo en lo que vá del siglo, en
una tasa del 3.5% y que a partir de 1970, de una manera inesperada ha
subido un 2%, o sea, que la rata actual pasa del 5%, y que de seguir este
crecimiento para fines del siglo, las necesidades de energía en eI mundo
serán entre 3 a 5 veces las actuales.
— 30 —
Las perspectivas son alarmantes con respecto a la fuente de energía
que puede reemplazar al petróleo, con excepción del carbón fósil, las
demás fuentes presentan graves problemas con respecto a las reservas que
puedan ser utilizadas más allá del año 2.000.
11-23 ENERGIA - CRISIS - SOLUCIONES:
La gran crisis económica por la cual está atravesando el mundo se basa
en la escasez cada vez más acentuada de los recursos energéticos
producidos por eI petróleo. Esto se ha puesto de manifiesto en eI conflicto
existente en eI Medio Oriente, poseedor de los mayores recursos petroleros
que se conocen en el mundo. Este conflicto y sus consecuencias han
alertado al mundo acerca los que se venían observan-do en las dos últimas
décadas; el conflicto de guerra del Medio Oriente, desató por decirlo así, eI
conflicto económico mundial, el cual al presente se revela en la inflación
económica mundial en todas las dimensiones, es decir, industrial y agraria.
Esta escasez debida en parte a la carestía del petróleo. ha traido como
consecuencia la búsqueda de más petróleo por un lado y después la
investigación de otros recursos minerales y no minerales que puedan ser
utilizados en la producción de energía, antes de Io que queda del siglo XX.
Sin duda que el petróleo y el carbón, ambos combustibles fósi les,
emparentados por su origen, constituyen tesoros energéticos, que una vez
disipados no podrán ser reemplazados. Usarlos aunque sea racionalmente,
es como VIVIR DEL CAPITAL.
11-24 RESERVAS DE MATERIAL ENERGETICO EN LOS E.E.U.U.
Los Estados Unidos tienen grandes reservas de carbones bituminosos y
lignitos con recursos que posiblemente pasan de la mitad de las reservas
existentes en eI mundo, que pueden suplir la energía re-querida por Ios EE.
UU durante los próximos setecientos años. Esto quiere decir, que los EE.
UU., una vez tengan en sus manos la manera de explotar y reducir el
carbón, será un país que de nuevo pueda dictar al mundo sobre problemas
energéticos. Las reservas probadas de carbón en los Estados Unidos, se
estiman ser del 88% de todas las reservas de material combustible; las de
petróleo el 2%; las de
— 31 —
El reconocimiento de este hecho ha conducido a ese interés que existe
hoy día por la fisión nuclear como fuente de energía. Sin embargo, la única
fuente de energía natural, espontáneamente Fisionable, es el uranio 235, y es
probable que este mineral sea escasísimo hacia finales del presente siglo.
*** Por consiguiente, el futuro de la energía nuclear depende del desarrollo
de sistemas completos autorregenerables. Los reactores nucleares
autorregenerables utilizan el ex-ceso de neutrones procedentes de la fisión
del uranio 235 y el torio 232 (no fisionables) en plutonio 239 y uranio 233
fisionables. Si el desarrollo de este tipo de reactores tiene éxito, las
necesidades humanas de energía estarán probablemente cubiertas para los
próximos mil años aproximadamente, para entonces se espera que pueda
conseguirse la fusión deuterio - deuterio, que nos suministrará una cantidad
de energía prácticamente ilimitada.
Asumiendo que las alternativas mencionadas se impulsaran vi-
gorosamente, se precisaría de todas maneras un volúmen inaceptable-mente
elevado de petróleo para cubrir las necesidades mundiales energéticas de no
reducirse el consumo por parte de los países consumidores. y por otra parte
se requiere de los países productores un esfuerzo en la conservación de las
reservas.
Venezuela es un país que seguiría siendo privilegiado con respecto a sus
recursos energéticos, ya que posee en sus cuencas sedimentarias reservas de
carbón en cantidades significativas.
*** M. King Hubbert. "The Energy Resources of the Earth". Scientific American. Septiembre de 1971.
— 33 —
EDAD DE LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO EN LAS PRINCIPALES
REGIONE-S PETROLIFERAS EN EL MUNDO CUADRO N9 L I - 1
P A L E O'-2O 1 C O M E S O Z 0
1 C
0
O
m .~
V
O -
p G
o
O
V
p
J
p V
Z
O
o
O Y
n
y
S
0
O
T
W
a
p
V
.E
L
V
M
F
U
Q
%
V <
F
W
_ O
p Z
W
V
W
O W
V
O %
J
p
p
2
W
V p
Z
p
W
V
o
C
CALIFORNIA X X
1 X X X
MONTAÑAS ROCOSAS
X X X X X X X X
CENTRO AMERICA X X X X X X X
M E X I C 0 X
VENEZUELA
X X X X
COLOMBIA
X X X
RUMA N I A
X X X
U. R. S S
X X X %
IRAK — IRAK
T
X X
ARABIA SAUDITA
X X
K U W A I T
X
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO EN EL MUNDO
SIGLO XIX LAPSO 1857 - 1 9 0 0
47 AÑOS MILES DE BARRILES
C U A D R O N 9 1 1 - 2
PRODUCCION C R E C .
I N T ER
P R O D U C C I O N % D E L A
A Ñ 0 A N U A L P R O D U C C I O N
A C U M U L A D A A N U A L 1 0 % 4 0 % EN EL LAPSO
1 8 5 7 2 / /
1 8 8 0 5 0 9 / / 5 2 1
1 8 8 1 2 . 1 3 1
10.51
3 5 . 6 2 0 2 . 0
1 8 7 0 5 . 7 9 9
5 . 7 3 0
1 8 7 1 I I 32.Oj 1 7 9 . 8 1 6 1 0 . 0
1 8 8 0 3 0 . 0 1 - 8
0
1 8 8 1 3 1 . 9 9 3
19.31 6 3 5 . 8 1 7 3 6 . 0
1 8 9 0 7 6 . 6 3 3
1 8 9 1 9 1 . 1 0 0
5 . 0 1 . 7 4 2 . 2 1 8 1 0 0
1 9 0 0 1 4 9 . 1 3 7
L A P S O T O T A L 1 . 7 4 2 . 2 1 8
1 8 5 7 - 1 9 0 0
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO EN EL MUNDO
SIGLO XX LAPSO 1 9 0 1 - 1 97 3 73 AÑOS
MILES DE BARRILES
CUADRO N ' I I - 3
A Ñ 0
PRODUCCION CREC . INTER PRODUC CI ON
TOT AL % DE LA
A N U A L PRODUC CI ON
ANUAL M
A C U M U L A D A 10 AÑOS 73 AÑOS EN EL LAPSO
1 9 0 1 187 .440
6 .9 2 .369 .136 0 .0 1 9 1 0 327 .783
1 9 1 1 344 .361
7 .2 8 .996 .537 2 . 4 1 9 2 0 688 .884
1 9 2 1 766 .002
6 .3 16 . 300 .507 6 . 1 I 9 3 0 1 .410 .037
1 9 3 1 1 .372 .532
4 .6 35 .658 .444 12 . 0 1 9 4 0 2 .149 .821
6 .9
1 9 4 1 2 .220 .657
5 .5 63 . 621 .745 21 . 5 1 9 5 0 3 .802 .995
1 9 5 1 4 .282 .730
6 .0 122, 045.574 41 . 0 1 9 6 0 7 .656 .761
1 9 6 1 8 .146 .237
240 .505 .677 81 . 0 1 9 7 0 16 .600 .082 7 .4
1 9 7 1 17 .525 .040
297 .218 .406 100 1 9 7 3 2 0 . 2 5 8 . 9 6 0
1
T O T A L
LAPSO 1901 - 1973 ( S I G L O X X ) 297 .218 .408 99 . 0
L A P S O 1657 - 1 9 0 0 (S IGLO X IX) 1 . 7 4 2 . 2 1 6 1 . 0
T O T A L 296.960.684 100
P E T R 0 L E 0 RESERVAS Y PRODUCCION EN EL MUNDO
AÑO 1 97 3 CUADRO N° I I - 4
P A 1 S E 5
RESERVAS
MILLONES BLS.
%
PRODUCCION
MILLONES B L S .
%
M U N D O N O C O M U N I S T A
A S I A
EUROPA
MEDIO ORIENTE
A M R I C A
AMERICA (NORTE Y S U R )
15.635
15. 990
350.162
67.303
75.765
2 . 9 8
3 . 0 5
6 6 . 7 2
12 . 82
1.4. 44
2 . 2 4 5
395
2 1 . 374
5 . 762
1 6 . 1 2 2
4 .89
0 .86
66.57
12.36
35.12
TOTAL MUNDO NO COMUNISTA 5 2 4 .8 56 1 0 0 45 900 1 0 0
VENEZUELA 14 .000
PARTICIPACION EN LAS RESERVAS DEL MUNDO
NO
2 . 67 3 . 3 7 0 7 . 3 4
COMUNISTA
MUNDO COMUNISTA 103 . 000 1 6 . 41 9 .312 1 5 . 8 7
TOTAL EN EL MUNDO 627 . 8 5 6 100 5 . 543 1 0 0
VENEZUELA
PARTICIPACION EN LAS RESERVAS
1 4 . 000 2 , 2 3 3 . 3 7 0 6 . 1 0
MUNDIALES
FUENTE OIL AND GAS J OUR NAL
PRODUCCION MUNDIAL DE PETROLEO CRUDO MI LES DE BARRI LES DIARIOS
1 9 7 0 - 1 9 7 3 C U A D R O N ° I I - 5
P A 1 S E S 1 9 7 0 % 1 9 7 1 % 1 9 7 2 % 1 9 7 3 %
CR EC.
I NT E R
ANUAL %
M E D I O O R I E N T E 1 3 . 5 6 7 3 0 . 2 1 6 . 0 3 1 3 3 . 4 1 8 . 3 0 3 3 5 . 9 2 1 . 1 5 6 3 8 . 3 1 1 . 7 5
E S T A D O S U N I D O S 9 . 5 0 7 2 1 . 2 9 . 5 5 0 1 9 . 9 9 . 4 5 1 1 6 . 6 9 . 1 8 7 1 8 . 6 - 0.85
U . R . 3 . S . 8 . 9 9 4 1 3 . 6 7 . 4 0 0 1 5 . 4 7 . 9 1 3 1 5 . 5 8 . 4 2 0 1 5 . 2 4 . 7 5
A F R I C A 6 . 0 0 3 1 3 . 4 6 . 0 0 7 1 2 . 5 5 . 7 1 0 1 1 . 2 5 . 8 7 3 1 0 . 6 - 0.55
V E N E Z U E L A 3 . 7 0 8 8 . 3 3 . 5 4 9 7 . 4 3 . 2 2 0 6 . 3 3 . 3 6 6 6 . 1 - 2.39
OTROS - HFMIFERIOS OCCID.
2 . 7 2 8 6 . 0 2 . 8 8 9 6 . 0 3 . 1 4 2 6 . 2 3 . 5 4 4 6 . 4 6 . 7 6
OTROS - HEMIFERIOS ORIEN.
2 . 6 0 3 5 . 3 2 . 5 9 0 5 . 4 3 . 1 8 9 6 . 3 3 . 7 5 8 6 . 8 9 . 6 2
T O T A L 4 4 . 9 1 0 1 0 0 4 8 . 0 1 6 1 0 0 5 0 . 9 2 8 1 0 0 5 5 . 3 0 4 1 0 0 5 . 3 4
F U E N T E P E T R O L E O Y O T R O S D A T O S E S T A D I S T I C O S - M I N I S T E R I O D E M I N A S E N I O R O -
C A R B U R O S - D I R E C C I O N G E N E R A L - O F I C I N A D E E C O N O M I A P E T R O L E R A . A Ñ O S
1 9 7 0 A 1 9 7 3 .
TRAMPAS DE PETROLEO CARACTERISTICAS
GRAFICO N ° I I - L
LENTE
ANTICLINAL
DOMO SALINO
DISCORDANCIA
rlTNou°
DISTRIBUCION Y PORCENTAJE DE LA PRODUCCION DEL PETROLEO CRUDO
ANO
1 9 7 3
OTROS HEM.000IDENTAL
0 s.+%
FUENTE PETROLEO Y OTROS DATOS EST ADI ST I CO S.
MIN . MINAS E HIDROCARBUROS — DIRECCION GENERAL — OFICINA DE ECONOMIA PETROLERA.
RECURSOS MUNDIALES DE PETROLEO CRUDO
EXPRESADO A LA TASA EXPONENCIAL DE CONSUMO
GRAFICO N ° L L - 3
1 . 0 0 a s a o ¡ * 7 2 t o c o e o 2 6
A Ñ 0 S
NOTA LA T A S A A C T U A L DE CONSUMO ES DE UN 6 . 9 % AL AÑO. LAS RESERVAS DE
PETROLEO EN EL MUNDO HAN SIDO ESTI -
MADO EN 2 .100 0 6 1 BARRILES,INCLUYENDO LAS RESERVAS POSIBLES.
F U E N T E : THE ECDL061ST-VOL 2 N61 ENERO 1 9 7 2 - LONDRES
2 1 0 0 —
2 0 0 0 -
R 2 2 E R V / 6
P R O D U C C I O N I 9 , I R R R R I L E 2 P O R A N 0
A Ñ O s
20 - GRAFICO N ° I I - 5
19_
1e_
17_
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO
16_
S I G L O XX
1901 - 1973
1 5_
,_, 14_
o .13_
x 0
-+ 12_
W 11
o 30_
a
J
a 6_
7_
o
0
1901 10 20 30 40 50 60 70 75
A fJ 0
S
TE
M A XI MA P I I O DUCCIO N M UNDIA L
DE ...VIOLAD E* OINANDA
A "A TALA " A c o t a " DEL A%
DEMANDA
a5
/ /
/
i ,o
01
" s o 1 m Loop ¡025 A Ñ o A
L o ca
ARC FUENTE DE EILFUA Y .
aL•0 LEÑA •0
1.00
TEACCION ANIMAL
LEÑA
ID
L o
]1 •o
CAR •aM
LEÑA caNLON
LO
o
/ETEOLEO -•AO NIDROELLCTRPCA
CEÑO "maca
ALt
Lo E
o
••
1• t•T• •ETEOLEO -SAO T0? 50
MOLLAR FI•ECELECTRICA
1 LEÑA 0 CARSON 111
. , 1 10 "0 - DAS AMOLLAR MIDSOELiCTRICA
*O t
160
a o
110
•o
LO
LO
OR AFICO N • E - 6
a
I •D
T RAY E CT ORI A
DE LA. FOSITtO OL INERNIA
EN LOS CITA... UNIDOS NA.
A N O *
1 6 6 0 A 1 0 0 0
F UE NT E : F O RT UNE S E I T I E M I R E 1172
16a
1T0-
150
1 1ID
150
5o
ú w
r
LCÑA NUEVA 0. lr•e n •N• rm •r
Ir
EVOLUCION DEL CONSUMO MUNDIAL DE ENERGIA DURANTE
EL PERIODO 1 8 6 1 - 1 9 7 0
G R A F I C O N • Y - 6 - A
FUENTE CRISIS ENERGETICA Y RECURSOS NATURALES EDITORES BIBLIOTECA SALVAT G.T. TEMAS .
bo .......... - r . c o r r . . v.9.r.I.5 a animo I.a
a . m r i u . . . pr imar ia
po. 5 5 1 5 , 5 1
A4,7
3ze p.rr i 15o
19
1 5
. roen
• , (55 1 1 5 ,anua)
EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE RECURSOS E N E R G E T I C O S
A Ñ O S 1 9 0 0 A 1 9 7 0
GRAFICO N°II-6 -
30000 6
0000__
.o 000
3o9ao
N000
10.00
0
_
_ ~
1900 1910 1990 1930 19.0 1990 1960 1970
loo r! p bia.°a6090
,0
90
eo 70-
..,,00mo r . . .o i . .p i
•a T
p .ne in o,+ap
3o.
.o
30 °,bón y l ipnl fo
20
1 O –
-
1900 1810 1990
1930 1910 1930 1960 3970 F U E N T E CRISIS E N E R G E T I C A Y RECURSOS NATURA-LES
EDITORES BIBLIOTECA SALVAT G.T. T E M A S
C A P I T U L O 111
PETROLEO EN VENEZUELA
SECTOR PETROLERO
C A P I T U L O III
PETROLEO EN VENEZUELA
SECTOR PETROLERO
111-1 GENERALIDADES SOBRE EL SECTOR PETROLERO:
La actividad sobre el sector petrolero ha aumentado su influencia en el
Ingreso Fiscal y ha hecho a Venezuela cada vez mas dependiente del recurso
hidrocarburo, como consecuencia de las últimas leyes aprobadas en materia
de Impuesto Sobre la Renta y las disposiciones dictarlas sobre precios en
referencia, sin embargo, para 1970 la producción comienza a descender: la
inversión en eI sector petrolero no sólo se ha paralizado, sino que opera un
proceso acelerado de descapitalización. La participación del petróleo
venezolano en los mercados mundiales mantiene su línea descendente y el
suministro venezolano está perdiendo las mejores condiciones de su oferta,
que son la seguridad y la permanencia de la misma en vista del agotamiento
progresivo de las reservas y la carencia total de exploraciones para el
hallazgo de nuevos yacimientos.
El aumento de la renta petrolera, el estancamiento industrial y la crisis
agropecuaria, han determinado un aumento espectacular en las
disponibilidades bancarias, que tiende a mantenerse y crecer, pues la
propensión a invertir se encuentra en límites bajos. EIlo a la vez influye a la
acentuación de las tendencias inflaccionarias, en vista de que el circulante
no se corresponde con la producción de bienes y servicios. De esta manera,
en el futuro inmediato, la población venezolana habrá de afrontar un gran
empobrecimiento, caracterizado por una desmedida alza de Ios precios
derivada de la conjugación de -la inflación externa con los factores
inflacionarios internos.
En los capítulos siguientes se señalan los aspectos mas importan-tes de
la industria del petróleo, los cuales son: origen del petróleo, o sea la reseña
geológica de las cuencas petrolíferas de donde se ex-trae el petróleo;
desarrollo de la producción del petróleo de estas cuencas; evolución de las
reservas del petróleo, o sea la cantidad de petróleo que asegura la vida de la
industria, y otros datos importantes sobre la industria del petróleo, que en la
actualidad sostiene por entero la economía de Venezuela.
— 49 ---
C A P I T U L O I V
CUENCAS PETROLIFERAS DE VENEZUELA
C A P I T U L O IV
LAS CUENCAS PETROLIFERAS DE VENEZUELA
IV-4 INTRODUCCION:
La República de Venezuela, al norte de la América del Sur, tiene una
historia geológica muy compleja que abarca desde el Pre-Cámbrico hasta
nuestros días. Su configuración geológica - tectónica actual es el resultado
de sucesivas transgresiones y regresiones, asociadas con movimientos
orogéneticos y epirogéneticos y localmente con actividad ígnea y
metamórfica. Dicha configuración fue determina-da por la acción mutua de
zonas estables e inestables. La región del Escudo de Guayana - arco de El
Baúl, al sur-este del país, y la región fronteriza Goajira-Paraguaná, aI
noroeste, fueron muy poco afectadas por orogénesis después del
Paleozoico; mientras que las zonas de debilidad de los Andes-Perijá, al
oeste, y de la Cordillera del Caribe, al norte. constituyeron zonas de
máxima orogénesis. Estas unida-des geológico - geográficas limitan a las
cuencas Terciarias de Venezuela. que generalmente coinciden con las
provincias geológicas productoras de petróleo y gas. (Cuadro NQ IV-1).
1
C A P I T U L O V
GEOLOGIA DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE VENEZUELA*
C A P I T U L O V
GEOLOGIA DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE VENEZUELA*
(Gráficos Nos. V-1 y V-2; y Cuadro NQ V-11.
V-1 CUENCA MARACAIBO - FALCON:
Se encuentra en la parte noroccidental del país y es la proyincia
geológica con mayor producción de petróleo. Limita al norte con la región
fronteriza Goajira-Paraguaná; al sureste con la Cordillera de los Andes y su
prolongación en la Cordillera Occidental del Caribe; al noreste con el Mar
Caribe, y al oeste con la Sierra de Perijá, prolongación septentrional de la
Cordillera Oriental de Colombia.
La parte occidental de la cuenca Maracaibo - Falcón, es la cuenca de
Maracaibo propiamente dicha, la cual está separada de la cuenca de Falcón
en el este, por la región montañosa situada al este de Zulia y oeste de
Falcón y Lara. La cuenca de Maracaibo pasa hacia el suroeste a la
depresión del Táchira, rellenada por sedimentos terciarios. Esta depresión
se encuentra al norte del punto de bifurcación entre la Cordillera Oriental
de Colombia Sierra de Perijá con rumbo norte, y los Andes venezolanos
con rumbo noroeste.
V-2 CUENCA BARINAS - APURE:
Está situada al suroeste de Venezuela y constituye una provincia
petrolífera, de magnitud desconocida. En los últimos años, la región ha sido
objeto de una exploración geológica extensa y la perforación de algunos
pozos ha comprobado la existencia de petróleo en cantidades comerciales.
La cuenca de Barinas-Apure, Iimita aI noroeste con los Andes venezolanos;
aI sureste con el Escudo de Guayana, y al este con el arco de El Baúl. La
cuenca al suroeste se ex-tiende hacia los llanos orientales de Colombia.
— 57 —
V-3 CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA:
Es una provincia petrolífera muy importante, la segunda después de la
cuenca de Maracaibo. Limita al norte con la Serranía del Interior; aI sur
con el Escudo de Guayana; al este con el Golfo de Paria y el Océano
Atlántico, y aI oeste con el arco de El Baúl.
V-4 CUENCA TUY - CARIACO:
Está ubicada al norte de la cuenca oriental de Venezuela y re-presenta
una ensenada terciaria cerca del extremo oriental de la CordiIIera
Occidental del Caribe y se extiende hacia eI este, a través de la depresión
de Barcelona, hasta las islas de Margarita, Coche y Cubagua y la región
circunvecina al Golfo de Cariaco.
A continuación se describe brevemente la geología de las cuencas
mencionadas.*
* Geología de las cuencas sedimentarias de Venezuela y de sus campos petrolíferos. Boletín de Geología - Publicación Especial Ne 2. Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Dirección de Geología.
— 58 —
CUADRO N ° V - 1
V E N E Z U E L A
A R E A S D E L A S C U E N C A S S E D I M E N T A R I A S
K I L O M E T R O S C U A D R A D O S
C U E N C A 5 C R A T O N PLATAFORMA
CONTINENTAL T O T A L
MARACAIBO 5 7 . 5 0 0
57 ' . 500
FA L C O N 35.090 3 5 . 0 9 0
GOLFO DE VENEZUELA 4 . 9 0 0 2 7 . 7 5 0 3 2 . 6 5 0
BARINAS - APURE
OR IENTAL
1 1 3 . 8 1 0 113 . 810
( MATURIN-GUARICO- PARIA) 1 5 2 . 8 2 0 25 . 080 177 . 900
CAR IACO 3 .670 1 2 . 9 8 0 1 6 . 6 5 0
TU Y 2 . 4 4 0 8 . 9 7 0 14. 4 1 0
T 0 T A L 370 .230 74 . 780 445 . 0 1 0
AREAS TOTALES (KILOMETROS CUADRADOS)
C U E N C A S CR A T O N I C A S 3 7 0 . 2 3 0 36.7%
CUENCAS PLATAFORMA CONTINENTAL 74 780 7 .4%
AREAS CRATONICAS (SIN CUENCAS) 541 . 820 5 3 . 8 %
AREAS P L A T A F O R M A C O N T I N E N T A L
(SIN C U E N C A S ) 21. 180 2 .1%
AREA TOTAL DE VENEZUELA
CRATON 4- PLATAFORMA CONTINENTAL 1 .008 . 0 10 100 . ° l o
AREA DE VENEZUELA EN EL CRATON 9 1 2 . 0 5 0
r, y
e•n u lrll
C A P I T U L O V I
CUENC A DE M AR AC AIBO
C A P I T U L O VI
CUENCA DE MARACAIBO V1-1
SITUACION GEOGRAFICA:
(Gráfico N4 V1-1).
La cuenta de Maracaibo está situada en la costa norte de Sur América,
concretamente en la parte noroccidental de Venezuela. Se extiende en
sentido este-noreste a través del Estado Zulia, y se prolonga ligeramente
dentro de Colombia, en Cúcuta y la región de la Concesión Barco.
VI-2 RASGOS GEOMORFOLOGICOS DE LA CUENCA:
La cuenca de Maracaibo constituye una depresión estructural
pro-funda entre la región fronteriza de la Goajira al norte, la Sierra de
Mérida al sur, las Serranías de Falcón y Trujillo al este, y la Sierra de
['erija y Cordillera de Colombia al oeste. Tectónicamente ocupa unos
57.500 kilómetros cuadrados de extensión, donde se han acumulado unos
10.000 metros de espesor de sedimentos, cuyas edades se extienden desde
el Cretáceo hasta el Reciente.
Constituye la cuenca petrolífera mas rica de la América del Sur, en
especial el campo costanero del Distrito Bolívar en su extremo nororiental,
el cual es uno de Ios campos con producción de petróleo del Mioceno
(Formaciones La Rosa y LagunilIas) más petrolífero del mundo.
VI-3 GEOMORFOLOGIA:
La gran masa de agua, eI Lago de Maracaibo de unos 12.580
kilómetros cuadrados de superficie, ocupa la parte central de la cuenca,
está enmarcada por llanuras casi sin relieve, parcialmente anegadizas, en
especial hacia la zona sur-occidental que corresponde a los valles
— 65 —
de Ios ríos Catatumbo y Escalante. Un fenómeno interesante, estrechamente
relacionado con la producción petrolífera en los campos costaneros del
Distrito Bolívar, es el hundimiento o subsidencia de ciertas zonas costeras
del Lago, como son LagunilIas y Tía Juana. Dicho fenómeno de
subsidencia, existe en la zona sur-occidental del Lago desde la
desembocadura del río Chama hacia las desembocaduras de los ríos
Catatumbo y Escalante.
VI-4 GEOLOGIA GENERAL, LITOLOGIA Y ESPESORES:
Gráfico N4 VI-21.
Una gruesa columna estratigráfica que va desde el Cretáceo inferior
hasta el Reciente, constituye Ios sedimentos que reIIenan la cuenca de
Maracaibo. La base de la columna la forman las areniscas y conglomerados
de la Formación Río Negro con un espesor máximo de 300 metros. Luego
continúa una gruesa secuencia de calizas y lutitas oscuras, Iaminadas y de
color oscuro reconocidas en las zonas de Barco-Tarra y Mara-Maracaibo.
que se encuentran evidentemente relacionadas con estructuras anticlinales,
cúpulas alargadas, salientes estructurales y que en algunos casos Ios cierres
de estas estructuras se deben a fallas. Por lo general casi todas las
estructuras que ocurren en la cuenca se encuentran falladas, siendo éstas de
corrimiento. Los pliegues asimétricos son comunes en las márgenes de la
cuenca.
El fallamiento y plegamiento han contribuido a la formación de las
estructuras que han permitido la acumulación de petróleo sobre todo en las
regiones productivas del Cretáceo, ya que las fracturas de carácter tensionaI
en las calizas y rocas del basamento han forma-do grietas que han permitido
acumulaciones de petróleo.
Existe cierta asociación de las acumulaciones de petróleo con fallas y
anticlinales o salientes en algunas partes de la costa de Bolívar, pero esta
ocurrencia es más evidente en la parte central del Lago de Maracaibo. La
mayor parte de la producción de la cuenca de Maracaibo se obtiene de la
porosidad intersticial de los depósitos de arenisca. Los depósitos en arena
mayores y más productivos se encuentran en las formaciones del Eoceno y
del Oligo-Mioceno. No obstante, la sección que comprende el
Oligo-Mioceno no contiene
— 66 —
petróleo al oeste de la parte central del Lago de Maracaibo, donde las
arenas del post-Eoceno generalmente se encuentran estratigráficamente
aisladas de cualquier fuente evidente de petróleo. Las capas de arenisca
del OIigo - Mioceno se encuentran en la Costa de BoIívar, son Ienticulares
y variables en cuanto al contenido de Iutita, pero como el grupo Cogollo,
tiene más de 8 0 0 metros de espesor. Por en-cima y en forma concordante
se presenta una formación de gran extensión lateral y caracterizada por
calizas negras piríticas y lutitas carbonáceas. Esta unidad, denominada
formación La Luna y con más de 2 0 0 metros de espesor, es típica de
ambientes reductores y constituye uno de los mejores niveles guías en la
cuenca de Maracaibo. La unidad pasa insensiblemente a una secuencia de
lutitas uniformes, grises con algunas facies arenosas. Estas unidades
denominadas formación Colón, eminentemente lutíticas, y formación Mito
Juan, arenosa, sobre-pasan los 800 metros de espesor. Lutitas de agua
salobre y unidades arrecifales descansan sobre esa gruesa secuencia.
Una monótona secuencia de areniscas y lutitas intercaladas, con
espesores superiores a los 2 . 0 0 0 metros, se presenta sobre las unida-des
anteriores. Estas areniscas y lutitas de las formaciones Misoa y Trujillo
pasan transicionalmente a la formación Paují, típicamente lutítica, de edad
Eoceno medio.
En la cuenca de Maracaibo las capas de Eoceno superior presentan
discontinuidad en su base. Lo que indica un extenso levanta-miento y
erosión en las postrimerías del Eoceno medio. Estas condiciones se
observan en las formaciones Santa Rita y Jarillal, constituí-dos
esencialmente por conglomerados, areniscas margosas intercala-das con
calizas orbitoidales y lutitas arenosas. La formación La Rosa constituida
por una argilita verdosa muy fosilífera y de edad Mioceno inferior a medio
que se encuentra en contacto discordante sobre unidades IimoIitas
grisáceas, abigarradas y carbonáceas de edad Oligoceno. La formación La
Rosa transicionalmente a una gruesa unidad regresiva constituida por
lutitas, arcillas, areniscas mal consilidadas y algunos lignitos y constituye
la principal secuencia petrolífera de la cuenca. En forma concordante, esta
formación pasa a unos argilitos abigarrados, multicolores, de edad Mioceno
superior y con espesores superiores a los 5 0 0 metros. El tope de la
secuencia está constituida por la formación El Milagro, construida por
areniscas friables, arenas y conglomerados.
— 6 7 —
V I - 5 G E O L O G I A ESTRUCTURAL:
G R AF I C O S N o s . V I - 1 AL VI-5
Desarrollo Estructural de la Cuenca:
La cuenca de Maracaibo es fundamentalmente una cuenca estructural
que fue separada de una ramazón regional más amplia, de elementos
cratónicos y de cuenca, a consecuencia de movimientos cliatráficos que
tuvieron lugar a mediados y fines del Terciario. Debido a este diastrofismo
la cuenca quedó aislada de una cuenca sedimentaria regional pre existente
que ocupaba una gran parte del norte de Venezuela y el centro de
Colombia, durante eI Cretáceo y el Eoceno. La cuenca de Maracaibo se
extiende más allá de la mitad de la principal cuenca sedimentaria del
Cretáceo-Eoceno, fue en eI Oligoceno cuando se convirtió en una cuenca
sedimentaria independiente. La configuración estructural evaluativa de la
cuenca, se debe principal-mente a la relativa estabilidad de las zonas
móviles que eventualmente delinearon y definieron la forma actual de la
cuenca. Tectónicamente. la cuenca de Maracaibo se encuentra relacionada
con el levantamiento del post-Eoceno de la Sierra de Perijá y de la
Cordillera Andina.
Estructuras Geológicas Actuales:
Los rasgos estructurales de la cuenca son sencillos en comparación
con las estructuras geológicas que presentan las montañas vecinas. Las
fallas y pliegues individuales de la cuenca preservan en alto grado las
tendencias direccionales de las próximas zonas téctonicas. En consecuencia,
en casi toda la cuenca la disposición estructural es principalmente hacia el
norte pero localmente presenta una desviación de 304 o más. Cerca de los
Andes, en Mérida, los rasgos estructurales presentan un alineamiento
paralelo a la cordillera adyacente en dirección este-noreste, la intensidad de
los pliegues y la incidencia de fallas de corrimiento aumentan hacia las
márgenes de la cuenca. La plataforma de Maracaibo sugiere la existencia de
una elevación estructural que se formó a través de la cuenca a principios del
Cretáceo y que ha perdurado desde esa época, esta plataforma sirve de
apoyo a la cresta Cretácea y al arco de El Totumo (Inciarte). La zona de
falla de Oca, aparentemente está relacionada en gran parte con el proceso
orogénico Mio-Plioceno, cuyo origen podría remontarse al Cretáceo y
cruza eI límite norte de la plataforma.
- 6 6 —
Estructuras en que ocurren los yacimientos petrolíferos en la Cuenca:
La distribución del petróleo en la cuenca de Maracaibo está relaciona-da con
la edad de los sedimentos, su litología, su estructura, su origen, a la fase
sedimentaria y a la posición de la cuenca. Esencialmente el petróleo se
encuentra en los sedimentos terciarios y cretáceos, aun cuando existen
acumulaciones de petróleo en rocas del basamento fracturado.
Casi todas las acumulaciones de petróleo ocurren en las capas
sedimentarias cuyos rasgos litológicos presentan gran porosidad y per -
meabilidad. Las areniscas del PaIeoceno y del Eoceno inferior son
generalmente limosas y cuarcíticas, lo cual disminuye su porosidad y
permeabilidad. Los mejores yacimientos se encuentran a Io largo de la
directriz estructural de Tarra y Tibú, principalmente en las formaciones Los
Cuervos, Barco y Catatumbo.
Las grietas o fracturas secundarias son la causa de la acumulación del
petróleo en las rocas calizas del Cretáceo y en las rocas cristalinas del
basamento, es por ello que en la región de Mara-Maracaibo también se le
atribuye a estas fracturas la acumulación de una gran parte del petróleo
existente en las rocas calizas del Cretáceo y capas de arenisca de la región
Barco-Colón.
Distribución de los Campos Petroleros en la Cuenca:
En los campos de la costa de Bolívar y de Mene Grande, el petróleo se
encuentra en las capas de arenisca del OIigoceno y del Oligo-Mioceno. La
situación de los campos refleja la zona de máxima interestratificación de la
arenisca y Iutita del Eoceno.
Estructuralmente la cuenca del Lago de Maracaibo, se encuentra
dividida en dos grandes bloques por la falla de Icotea (Véase Mapa N° t),
que corre de norte a sur, partiendo la cuenca en dos grandes secciones o
bloques. Los campos más productivos se encuentran en el bloque oriental.
Los campos productores del Lago de Maracaibo. se encuentran
ubicados en el bloque oriental de la falla de Icotea, que corre práctica-
-69—
mente de norte a sur, dividiendo la cuenca del Lago en dos grandes
secciones, siendo la oriental donde ocurren los campos, más productivos de
la Cuenca. Entre estos campos merecen especial mención los de La Salina,
Tía Juana. LaguniIlas, Bachaquero, Mene Grande y Motatán.
En la sección Occidental, parte norte, los campos de Mara, Nectick, La
Paz, Boscán, Concepción. En la parte sur El Rosario. Los Manueles, Tarra,
Tres Bocas, El Cubo y Casigua.
En las capas de arenisca del Paleoceno y del Eoceno se encuentran los
yacimientos petroleros de la parte occidental de la cuenca de Maracaibo. En
los campos de Tibú, Tarra Occidental y Tarra, los yacimientos de petróleo
se encuentran en una sección de sedimentos clásticos cuyo espesor es
aproximadamente de unos 900 metros. El crudo pesado del Campo Boscán,
situado al oeste del Lago de Maracaibo procede de las areniscas de la
Formación Boscán del Eoceno superior.
El crudo de origen cretáceo existente en los campos de
Mara-Maracaibo, se encuentra principalmente en calizas marinas de color
claro, pertenecientes al Grupo Cogollo. Los principales campos petroleros
del Cretáceo pertenecientes a la cuenca, se hallan situados en el lado oeste
de la plataforma de Maracaibo. Los sedimentos petrólíferos del Cretáceo
que se encuentran en la región de Barco-Tarra, incluyen importantes capas
de areniscas, pero también existen capas entrelazadas de calizas y lutitas
similares a las de la región de Mara-Maracaibo.
Localmente se obtiene producción petrolífera del Cretáceo en mucho
menor escala (un 5% del totaI), especialmente en Ios campos de calizas
fracturadas del Cretáceo inferior, principalmente en los campos de Mara y
La Paz y más recientemente una producción más importante en la parte
central del Lago.
Las recientes exploraciones efectuadas por medio de nueve pozos
exploratorios perforados en la zona sur del Lago. de acuerdo con el nuevo
sistema de negociación denominado Contratos de Servicio, ha dado
resultados infructuosos. Dichas exploraciones no pueden considerarse
todavía como condenatorias de la zona, ameritan una revisión
-70 —
cuidadosa de las condiciones estratigráFicas y estructurales del área. En
líneas generales puede considerarse que el fallamiento normal Norte-Sur
que atraviesa la parte central del Lago y divide la cuenca de Maracaibo en
dos mitades aproximadamente iguales, ha permitido un desplazamiento
progresivo que ha incrementado la deposición y acumulación de sedimentos
profundos, mas y mas recientes y con mayor porcentaje de Iimos y arcillas
hacia eI bloque occidental, lo que se refleja en una menor proporción de
arenas y areniscas que puedan ser reservorios favorables para la
acumulación del petróleo. La misma falla puede haber actuado como barrera
natural para la emigración del petróleo.
Los sedimentos Paleocenos de la parte occidental de la cuenca de
Maracaibo contienen importantes depósitos de carbón que no ha sido
explotado comercialmente en gran escala, los estudios que se realizan
actualmente en la región de Perijá ofrecen interesantes perspectivas para su
explotación.
CUENCAS SEDIMENTARIAS PETROLIFERAS DE VENEZUELA
CUENCA DEL Ñ,\
GOLFO DE VENEZUELA — -
•—°`CUENCA DE FALCON
F A l C 0 N
\ , / S Y DCU~nCO d
i.nw \ L~ Aro c , n
t 4
° % Y A R A C U Y L A R A
i1
z u L I
CUENCA DE MARACAIBO
..a'i
tirN
`i J
A P U R E
1 - - - - S
,.)
P O R T U G U E S A j
\
\
/' . n . . , . E , r n
/ if
_ / J j SYBARAnco de u,
B a r i n c i ¡ ¡~ ' / A
¡C U E N C A/ D E APURE c
z A R 1 N A $
rl . ~
1j11j
1 Y M r....'.•
Y.MII.•u M L ~
YRAfICO
i u n Yñ I[
A.o
L • I. lu«•
O[¡F¡`p \ i N 4• • [
é/ \ ~ YnnIYO[
i.. I
[
N ° V I - 2
' ~◼,
. L A GO ' .OE .......................................................... ; , . . .wn•en.o
• 1br1N. ,.
' M C U E N C A DE 11MAR A C A V 'a
PA A / A C 1 a 0
1,.. •LC6
N0..
[
El CuN \
k •LN MNNN.
1 • « I l e . « «
\ T • : / t
CUENCA SEDIMENTARIA DEL LAGO DE MARACAIBO
RASGOS GEOLOGICOS ESTRUTURALES
ffO1001•
CEN OZ OI co
O MEr000IcO
uu . rz ME ...AA
- y e s LIMITE CYEMLI A.COENOA E%TII.Tf.1E..NL
SOMAS EA •N00000ION Of VET.OLEO
.,..A AA [YLf t . 1 1 [ .
GRAFICO N° VI - 3
ALGUNOS ASPECTOS GEOLOGICOS ESTRUCTURALES DE LA PARTE ORIENTAL DE LA CUENCA DE MARACAIBO
EL PENE DE YAUMOA•CORTE LONNITUOINAL
° NIVEL •tL DIN /pYyCC10Y ICN°TY
T T T T T
roeY. E taeLYO/T
xN.LAI Neu / COY1Y1•YT° • t LE YItYx10 ILYY•I L••YNNLAL IYRNNN EODD LE . 0 "
ESTA /CATE SIL tRCtN• SI,O•YCC • t l t *L N . 7 « COL LEE ARRIAS DEL YIUY•NO LA••NILLAE IDEE' SISE LOE LIYITN OE DEO•YC CIOY SOIS ANITEADI°E.
t•C. YN. • 1 L
«D.
NECCION TNANNVENNAL SO-ME CADI.O LANUNILLAN
GRAFICO N° V I - 4
ALGUNOS ASPECTOS GEOLOGICOS ESTRUCTURALES
DE LA PARTE ORIENTAL DE LA CUENCA DE MARACAIBO
•MARRAN Y A N Y N A [ ARENAS L t n
T I C U t t t t t
u r [ N D A
A R D A d
L[TROLLO
E l MERE DE MAUROA -CORTE EH OIRECCION DEL DUEAMIE NTO
_ I I
LLDE[n° ' D A IL L A D L L
COLTACEO MITO IUAN EDLON
RAYA D[ do.ALIam.. ,. ED
n1 D L V[ L p RY. IDp LPW
SELCION TRANSVERSAL 50•NE CAMPOS CODTANENQE DEL DTO.SOLIVAR
G R A F I C O N ° V I — O
ALGUNOS ASPECTOS GEOLOGICOS ESTRUCTURALES DE LA
PARTE OCCIDENTAL DE LA CUENCA DE MARACAIBO
YI• I N1
M
[nWIYrO Y1i1 i [ [C G l61i l0Y
[A i i iY.
Sl CCION T1I ANSV[11eii N -s CAMPO [
S[OCION TASNSVIOIK 0 -[ CAN" TASAS
•AM MYIW[YLOlil1
N 1 I j
C A P I T U L O V I I
CUENC A DE F ALCON
C A P I T U L O VII
CUENCA DE FALCON VII-1
SITUACION GEOGRAFICA:
Gráfico N9 VII-11.
La cuenca de Falcón se encuentra situada al norte de la Cordillera Andina
del Estado Trujillo, al noreste de la CordiIIera de la Costa y aI este de la
cuenca de Maracaibo.
VII-2 RASGOS GEOMORFOLOGICOS:
La cuenca de Falcón representa una provincia de rocas terciarias que
fueron Ievantadas en filas alargadas, debido al plegamiento intenso sufrido
durante la orogénesis del Terciario.
VII-3 GEOLOGIA GENERAL Y ESPESORES:
La columna estratigráfica conocida, comienza en las áreas occidentales
de la cuenca en el Eoceno con la Formación Paují, constituída principalmente
por lutitas grises y negras y ocasionalmente se encuentran algunas capas de
lutitas arenosas. Su espesor se calcula en 914 metros. La sección del Eoceno
yace debajo de la Formación Agua Clara de edad OIigo-Mioceno, de
aproximadamente 1.800 metros de espesor y constituida por lutitas oscuras,
muy posilíferas, interestratificadas con capas delgadas de calizas y areniscas.
Por encima de la Formación Agua Clara y en forma discordante, se encuentra
la Formación La Puerta constituida por lutitas moteadas y grises, in-
terestratificadas con areniscas poco consolidadas y gravas. La Formación La
Puerta se correlaciona con las Formaciones Socorro, Urimaco, Corlare y
Pozón de Falcón Central y Oriental.
VII-4 GEOLOGIA ESTRUCTURAL:
Gráfico N9 VII-2).
Datos sobre el Desarrollo Estructural de la Cuenca:
La cuenca de Falcón comenzó a desarrollarse a fines del Eoceno superior
o durante el Oligoceno. Era una pequeña y estrecha depre-
-79—
sión sedimentaria y estructural orientada en una dirección este-oeste que
durante el Oligeceno y eI Mioceno inferior cubrió la mayor parte del
Estado Falcón y parte de Ios Estados Zulia. Lara y Yaracuy. Después del
Mioceno inferior la sedimentación estuvo restringida a las áreas costaneras
de Falcón.
La cuenca de Falcón fue levantada al terminar su historia de-
posicionaI. La estructura actual, tomada sobre un horizonte fantasma en eI
Oligoceno mas joven o el Mioceno mas viejo es la de un amplio e
interesante plegado geoanticlinal. Sobre eI contacto Eoceno•OIigoceno eI
plegamiento anticlinal no ha borrado por completo la vieja cuenca y aún a
lo largo de la cresta del geoanticlinal el Eoceno yace más profundo que
hacia los flancos de la vieja cuenca, hacia el norte y el sur.
Estructuras •Geológicas Actuales:
Las características estructurales de la cuenca son consecuencia del
intenso tectonismo durante el Mioceno superior y sobre todo en el
Plioceno. La parte central de la cuenca se caracteriza por largos pliegues, a
menudo agudos, cuya dirección general sigue la del Arco FaIconiano, con
capas del OIigoceno expuestas en los ejes anticlinales. Los bordes del
canal hacia la plataforma de Dabajuro y Ios flancos oeste y este del Alto de
Coro, contienen pequeñas estructuras falladas, con pendientes elevadas y
áreas cerradas reducidas.
Estructuras en que ocurren los yacimientos de petróleo:
En el área petrolífera de Mene de Mauroa, la estructura es un pliegue
suave en los sedimentos del Mioceno superior. Una falla normal, existente
en el flanco norte, tiene casi 1.500 metros de desplaza-miento. Hacia el
este, en los pequeños campos de Media y Hombre Pintado, las estructuras
están aún más falladas.
La estructura del campo de Cumarebo es un anticlinal asimétrico de 5
kms. de longitud y de rumbo noreste. Su flanco norte es eI más inclinado,
el otro flanco forma parte del sinclinal de Taica. Por su posición, ambas
estructuras se consideran como pliegues locales del flanco norte de la
estructura de Ricoa. El anticlinal está cortado por dos sistemas de fallas
regionales.
- 8 0 —
Distribución de los Campos Petroleros:
Los campos petroleros de la cuenca de Falcón se sitúan todos aI norte y
al noreste del límite septentrional del anticlinario de Falcón. y se han
desarrollado esencialmente en los bordes de la Plataforma de Dabajuro y el
Alto de Coro. En los campos occ:dsntales de Falcón cl petróleo se presenta
asociado con discordancia. En Mene de Mauroa la producción proviene de
yacimientos que están encima; deba;o de la discordancia entre la Formación
La Puerta y la Formación Agua Clara. El campo Cumarsbo, en Falcón
Oriental procede de la Formación Socorro de edad Mioceno. Sus arenas, 17
en total, forman parte de esa unidad estratigráfica. Por lo general,
constituyen capas delgadas y sólo 13 han rendido producción comercial en
ciertas partes de la estructura.
G R A F I C O N ° V I I - 1
70° 69° DE°
A R C A R 1 B E
e A L c o
/ - - S L MEHI
~ ~ C~u ruqu 0~° _ q
/ , 'SUBCUENCA DE
i J y CNpA/ ppc
7 / N
CUENCA SEDIMENTARIA DEL ESTADO FALCON E E . " E z a 0 0 0 0 0
zo •o
N I L O N E r E E E
G CO LOG I P
CENO ZOILO
M e s o z o i c o SIMBO
LOE
L I M I ' E CE CUENCA
L◼MITE DE CUENCA Y SUBCUENCP E%TRPTERPITOXIPL
EONES EX GROOUCCION DE °ETROLEO
VML JP G. E R EML DE EE
E
C O R O / . - /
TOCADAS
ARDA
flE
EOEFOLI◼E
C I
N
ns
1 Laellq 0.0.00 a la At.m ge l
i-
NAPA OE LOCALIEACION
O OS El
Fm.
4
á
LEYENDA
0.10 afro. 5.11. top .
N . a o t ra
an p ml.mo formo.
ESCALA HORIZONTAL Y VERTICAL
0 500
MT6.
faro N : A. L. SACRE (molif ica.'
SECCIÓN TRANSVERSAL C C - N E . CAMPO C'.!MAREE
C A P I T U L O V I I I
CUENC A ORIEN T AL
C A P I T U L O VIII
CUENCA ORIENTAL
MATURIN - GUARICO - PARIA
VIII-1 SITUACION GEOGRAFICA:
La cuenca sedimentaria del oriente de Venezuela, situada en las
regiones norcentral y noreste del país, es una depresión estructural y
sedimentaria que se extiende e inclina hacia el este con una superficie de
aproximadamente 177.900 kms., prácticamente tres veces mayor que la
cuenca de Maracaibo. Estructuralmente se reconocen tres sub-cuencas; a
saber: la de Maturín, la del Guárico y la del Golfo de Paria. Siendo la más
importante la cuenca de Maturín que ocupa prácticamente la mitad de la
superficie total de la cuenca.
VIII-2 RASGOS GEOMORFOLOGICOS:
La cuenca ocupa una depresión geosinclinal sedimentaria y tectónica,
con tectonismo local mas acentuado en su extremo norte y en la zona
central de San Joaquín, Anaco y Sta. Bárbara. Limita por el sur y por eI
oeste respectivamente con el Escudo de Guayana y la elevación de El Baúl:
por el norte con la cadena de montañas plegadas y falladas de la Serranía
del Interior y por el este con el Océano AtIántico. Tiene una longitud de
unos 700 kilómetros y su anchura es de unos 220 kilómetros, abarcando una
extensión aproximada de 153.000 km2, en la cual se incluyen las subcuencas
de Maturín, Guárico y Golfo de Paria. El volumen total de sedimentos
desde los estratos del Reciente hasta la base del Eoceno superior, se calcula
en unos 310.000 kilómetros cúbicos.
Los llanos de Venezuela central y oriental constituyen una provincia
con extensas superficies de relieve casi plano (50 a 200 metros sobre el
nivel del mar). Los IIanos orientales presentan una mayor
87 —
diversidad geomorfológica por la influencia de su geolog:a. El manto
pleistoccno conocido como la fo:mación Mesa, ha sido disectado y
removida por erosión en gran parte del Guárico y Anzoátegui Suroriental, y
cn las formaciones arcillosas así expuestas prevalece una topografía
caracterizada por un drenaje más complejo, reticular y dendrítico, y cn
consecuencia más disectada que las monótonas mecas del sureste de
Anzoátegui y sur-central de Monagas.
V111-3 OEOLOGIA GENERAL:
La cuenca oriental comenzó su desarrollo como geosinclinal a parti del
Cretáceo con la invasien de los mares sobre eI basamento. Durante su
formación, el eje geosinclinal de la estructura, caracteriza-do poz una
acumulación máxima de sedimentos, comenzó a desplazarse hacia el su_
desde cl norte a partir de la costa actual de Venezuela, desplázamiento que
comenzó en el Cretáceo inferior. Este desplazamiento alcanzó la parte
central de Anzoátegui y Monagos, en el Plioceno. Movimientos
epirogánicos y orog nicos, especialmente, durante el Mioceno y el Plioceno,
transformaron la cuenca sedimentaria oriental en una cuenca estructural
subdividida por el levantamiento de rumbo norte de Anaco en las cuencas
de Maturin y de Guárico al este y oeste, respectivamente.
La información más antigua acerca de la cuenca se refiere a su
basamento Pre-Cretáceo, constitu:do por una gran variedad de rocas
cristalinas, ígneas y metamórficas. Las unidades litoestratigráficas mas
viejas, preservados como remanentes dentro del basamento, se de-nominan
Hato Viejo ( 9 0 mts.) y Carrizal ( 6 0 0 mts.), de edad posiblemente
Triásico-Jurásico, aunque algunos la consideran de edad Poleozo:ca.
La parte inferior del Cretáceo está representado por el Grupo Sucre
que ha sido dividido de abajo hacia arriba en cuatro formaciones a saben
Barranquin, Borracha. Chimana y Boquerón. El Grupo Sucre se extiende
desde el Barremiense al Cenomanenee. La formación Barranquín consiste
ele unos 1067 a 1524 metros de areniscas cuarcít:ca-, interestratificadas con
luiitas de diferentes colores, cn la parte inferior se encuentran capas de
calizas del tipo biostromo, de edad Abtiensc o Barremiense - Abtiense. La
formación Barranqu:n pasa tranzicionalmen:c hacia arriba a la formación
Borracha, la cual con-
_ 8 8 —
siste de unos 122 a 450 metros de calizas arrecifales, margas, lutitatas y
areniscas de edad Adtiense, La formación Chimena, suprayacente, de
ambiente marino de aguas llanas, consta de unos 70 a 305 metros de lutitas
físiles interestratificadas con Ientes de calizas y areniscas glauconíticas en la
parte superior. La formación Boquerón consiste de unos 40 a 95 metros de
calizas arenosas o arcillosas y lutitas arenosas.
El Grupo Guayuta, suprayacente, está constituido por las formaciones
Querecual y San Antonio depositados en aguas más tranquilas. La
formación Querecual es la unidad basa) y consiste casi enteramente de unos
731 metros de calizas negras y lutitas calcáreas con concreciones de calizas
en forma discoidal y esferoidal. La formación San Antonio (400 mts.)
suprayacente, se caracteriza por calizas y lutitas calcáreas interestratificadas
con capas de areniscas calcáreas algo macizas.
El Grupo Santa Anita que suprayace concordantemente al Grupo
Guayuta consta de abajo hacia arriba de las formaciones San Juan, Vidoño y
Caratas. La formación San Juan se compone de areniscas macizas muy duras
y la formación Vidoño, suprayacente, consiste de lutitas oscuras con capas
de areniscas y limolitas. La formación Ca-ratas tiene un espesor de hasta
305 metros y está formada por dolo-mitas glauconíticas, calizas dolomíticas
y limolitas.
El ciclo sedimentario terciario comienza con el Grupo Merecure,
constando de abajo hacia arriba de las formaciones Tinajitos, Los Jabillos y
Naricual. La formación Tinajitos se compone de unos 198 metros de calizas
arrecifales con algas y orhitoide3, areniscas glauconíticas, limolitas y
lutitas, suprayacente e interdigitándose con la formación Tinajitos, se
encuentra la formación Los Jabillos de edad Eoceno superior y consiste de
unos 229 metros de areniscas cuarc:ticas interestratificadas con algunas
lutitas. La formación Naricual suprayace concordantementc a la formación
Los JabiIlos y es de edad Eoceno superior a Oligoceno inferior, está
formada por unos 1.981 metros de lutitas carbanosas, Iutitas arenosas y
areniscas. interestratificadas con capas de lignito.
El Grupa Santa Inés de edad Oligo-Mioceno suprayace concor-
dantemente al Grupo Merecure y consiste al norte de Anzoátegui de abajo
hacia arriba de las formaciones Capiricual y Quiamare con un
— 89 —
espesor total de unos 6.705 metros. La formación CapiricuaI de edad
Oligoceno consta de 3.6C0 metros de lutitas interestratificadas con areniscas
calcareas, conglomerados taníticosy algunos Iignitos. La formación
Quiamare suprayacente consiste de unos 3.050 metros de arcilitas mo-
teadas. areniscas, lutitas ligniticas y algunos conglomerados. El Grupo
Santa Inés se extiende hacia el este, pasando a las formaciones Carapita,
Capaya y Uchirito. El Grupo Santa Inés, desde el borde norte de la cuenca
pasa hacia el sur a Ios depósitos opicontinentales de las formaciones
Oficina y Freites de edad Oligoceno y Mioceno. La formación Oficina muy
petrolífera, varía en espesor desde 180 metros hasta los 1.820 metros en los
campos de Oficina, consta de una sección de Iutitas, timolitas y areniscas,
areniscas gláucovíticas y sideríticas. L~ formación Freites de edad Mioceno
es suprayacente a la formación Oficina y se compone,de aralitas marinas de
color gris verdoso, interestratificados con areniscas marinas y glauconíticas.
En la región de Oficina, la formación tiene unos 850 metros, en los campos
de Oficina y Anaco la formación Freites infrayace concordantemente al
Grupo Sacacual, constituido por las formaciones Los Cedros y Quiriquire.
La formación Las Piedras consiste en unos 480 a 1.300 metros de una
interrelación de areniscas de grano fino, arcilitas, areniscas friables y Iutitas
lignificas. La formación Quiriquire muy petrolífera, está bien desarrollada
en Monagas septentrional, tiene hasta 1.640 metros de espesor y consiste
de areniscas mal consolidadas, conglomerados y arcilitas.
La unidad estratigráfica más joven ele Venezuela es la formación Mesa
en la cuenca oriental, la cual se extiende ampliamente en el este de la
región. La formación Mesa de origen continental suprayace al grupo
Sacacual, es de Pleistoceno y se compone de unos 15 a 152 metros de
areniscas con estratificación cruzada, conglomerados y arcilitas moteadas.
VII I -4 GEOLOGIA ESTRUCTURAL:
La sedimentación en la parte central y oriental del norte de Venezuela
durante el Cretáceo inferior tuvo lugar en un miogeosinclinaI separado del
escudo por una flexión o línea de charnela. Al final del Cretáceo el
geosinclinal del oriente de Venezuela se convirtió en un eugeosinclinal
como lo indican los 3.400 mts. de grauvacas, conglomerados. tanitas, rocas
tobáceas y filitas, rocas volcánicas, rocas extru-
- 9 0 —
sivas basálticas y andesíticos. En las regiones central y oriental del norte de
Venezuela se formó por vez primera un cxogeosinclinal cuando el eje del
geosinclinaI del oriente fue impulsado hacia el sur por la emergencia de la
serranía del interior y la cordiIIera de la costa.
Aunque el faIIamiento geológico en pequeña escala quizás comenzó
antes, las importantes deformaciones tectónicas de la cuenca sedimentaria
continuó posteriormente y Ilegó al máximo durante el PIioceno, finalizando
en eI Pleistoceno. Estas deformaciones ocurrieron después de la
sedimentación ele la cuenca. La zona de Anaco presenta una serie de lomos
alargados con rumbo norte-este, sobre corridos hacia el sureste con el flanco
más empinado en la misma dirección. El levantamiento de Anaco es un
rasgo irregular que atraviesa oblicua-mente la cuenca sedimentaria, y que
separa la cuenca de Maturín, situada al este, de la cuenca del Guárico al
oeste y noreste. El eje que une a estas dos subcuencas estructuralmente pasa
a través de la depresión de Santa Rosa, al norte del levantamiento de Anaco.
La región sur se caracteriza por un intrincado sistema de fallas
normales, mientras que en la región norte son comunes los grandes pliegues
y las fallas ele tipo regional.
VIII-5 ESTRUCTURAS EN QUE OCURREN LOS YACIMIENTOS DE
PETROLEO:
Las trampas petrolíferas del oriente de Venezuela, están asocia-das
generalmente con uno o más de Ios siguientes tipos de estructuras: Fallas
Normales:
Domos a lo largo de las faIIas de corrimiento
Anticlinales fallados
MonoclinaIes o zonas de acuñamiento
Pliegues Diapiros
Fallas Normales:
Un gran número de yacimientos de petróleo situados en el flanco sur de
la cuenca del oriente de Venezuela, partiendo desde la región de Las
Mercedes y siguiendo rumbo al este hasta Tucupita, han sido formados cn
trampas estratigráficas y en cierres contra fallas norma-les o en una
combinación de ambos factores. Estas faIIas pueden ser
— 91 —
divididas en dos grupos: uno que está más o menos paralelo a la di -
rección regional de la cuenca y el otro dispuesto transversalmente a la
misma, entre Ios campos situados a lo largo de las fallas de buza -
miento-sur cabe mencionar a Palacio, Chimire, Guara Occidental.
Oficina, Temblador y Tucupita, como ejemplos de campos asociados con
fallas de buzamiento hacia el norte, podemos citar a Tascabaña, Guara
Oriental y Leona.
Domos:
Situados oblicuamente contra la disposición regional de la cuenca
del oriente de Venezuela se encuentra una serie de campos petro líferos
que se extienden hacia el norte desde Santa Ana hasta Santa Rosa. en un
trecho de unos 40 kilómetros aproximadamente. Los campos son de
suroeste a noreste. Santa Ana, Rincón Largo, San Joaquín, Guárico y
Santa Rosa, todos localizados sobre domos situados contra y sobre el
lado noreste del corrimiento de Anaco. En el subsuelo, los domos son
todos alargados y asimétricos, con buzamientos empinados o casi
verticales en c1 flanco sureste y moderados de 259 en eI flanco noroeste.
Anticlinales fallados:
Los campos situados en verdaderos anticlinales son escasos en el
orienta de Venezuela. El más prominente es Quiamare, el cual está
situado en el anticlinal del Río Aragua que se define en la superficie. El
pliegue es ligeramente convexo hacia el norte y un poco arqueado. Se
dirige generalmente hacia el este, tiene por lo menos 19 kilómetros de
longitud y está atravesado por una serie de fallas transversales a lo Iargo
de su eje.
Monoclinales o zonas de Acuñamiento:
Estos campos monoclinales están situados en el flanco norte de la
cuenca del oriente de Venezuela. se extiende hacia el noreste desde
Tácata hasta Quiriquire. sobre una distancia de 90 kilómetros e incluyen
los siguientes campos petroleros: Tácata, Mata Grande. Travieso, Santa
Bárbara, Mari-Travieso, Mulata Jusepín. Orocual y Quiriquire.
— 92 —
Pliegues en forma de Diapiro:
La trampa del tipo diapírico está representada por Pedernales. siendo
éste el campo situado más hacia el este en el flanco norte de la cuenca del
oriente de Venezuela. Esta es la única estructura productiva de su clase
que se conoce en eI extremo oriental de Venezuela.
VIII-6 DISTRIBUCION DE LOS CAMPOS PETROLEROS EN LA CUENCA:
La situación de los campos petroleros en relación con la cuenca
oriental de Venezuela es la siguiente: Todos los campos petroleros de las
regiones de Oficina. Temblador y Tucupita están situados en el flanco sur,
inclinadr hacia el norte de la cuenca de Maturín, mientras que Ios campos
,petroleros de la región Anaco, están situados cn la elevación estructural
que separa la cuenca de Maturín de la cuenca del Guárico. En el lado
norte de la cuenca de Maturín hay una hilera continua de campos
petroleros que se conocen con el nombre de área mayor de Jusepín. Hacia
eI noreste y en el mismo rumbo están Ios campos de OrocuaI y Quiriquire.
más hacia el este pero al sur de la mencionada zona, está el campo de
Pedernales.
Los campos petroleros de la región de Las Mercedes - Tucupido
están situados en el flanco suroeste de la cuenca estructural del Gua-rito.
En eI flanco norte de la cuenca estructural del oriente de Venezuela.
entre el extremo occidental de la cuenca de Maturín y el extremo oriental
de la cuenca del Guárico, hay varios campos petroleros incluidos bajo el
nombre de área mayor de Urica, siendo los más importantes Quiamare y
La Vieja.
Dentib de la cuenca oriental de Venezuela, el Delta del Orinoco
reviste, desde el punto de vista de exploración petrolífera, una singu lar y
marcada importancia. El propio Delta debido a sus naturales condiciones y
la dificultad misma y lo costoso de las exploraciones. no ha sido sometido
a una exploración petrolífera sistemática, la cual se podría efectuar en la
actualidad con mucho menor riesgo y costo, utilizando los modernos
avances de la tecnología en materia de sensores remotos y exploración
geofísica aérea. La extensión de la actividad exploratoria hacia la
plataforma continental, comenzada con Ios
— 93 —
Ievantamientos sísmicos efectuados por la Corporación Venezolana del
Petróleo, requiere urgente perforación exploratoria en la zona noreste de la
plataforma, en las áreas vecinas aprobadas positivas para petróleo y gas por
perforaciones efectuadas por Trinidad, en zonas limítrofes aún
indeterminadas por acuerdos bilaterales entre los dos países.
Las llanuras inundables del Delta del Orinoco in^luyendo el Delta del
Río San Juan tienen una superficie aproximada de unos 32.030 kilómetros
que requieren una intensiva exploración. La plata-forma del Delta del
Orinoco, tiene una superficie de unos 21.040 kilómetros cuadrados, lo que
da un gran total para el área explorable en el Delta de unos 53.040
kilómetros cuadrados, sin incluir la sub-cuenca venezolana del Golfo de
Paria que tiene 7.050 kilómetros cuadrados.
La característica más prominente del Delta del Orinoco desde el punto
de vista Fisiográfico, son los caños de marea intercomunicados entre si
formando islas generalmente pantanosas y con menor frecuencia de terreno
mas firme. El Delta se traslada o crece hacia el este a medida que el gran
volumen ele sedimentos aportados por los ríos forman bajos, donde las
raíces entrelazadas de Ios manglares arraigados contribuyen a detener más
sedimentos, Ios cuales acrecientan las islas existentes o forman islas nuevas.
Unicamente en la parte nororientaI extrema del Delta se conocen
pequeños afloramientos de rocas terciarias, indirectamente relaciona-das
con fallas, y mas directamente con fenómenos diapíricos de vulcanismo
sedimentario, como sucede en isla de Plata, Punta Pedernales, Capure y
Punta Tolete. En esta zona se presentan algunos lagos de asfalto como
Guanoco y La Brea y volcanes de barro como El Hervidero aI este de
Maturín.
VI I I -7 EXPLORACION EN LA CUENCA:
Los métodos utilizados aI principio, comenzaron con exploraciones
geológicas superficiales. De este reconocimiento se escogió, las estructuras
geológicas promisorias. z
El método que utilizan para comprobar la secuencia cstatigráfica y
ubicar los ejes de las estructuras por falta ele afloramientos locales, fue el
de excavar profundas calicatas usando picos y palas.
— 94 --
Las calicatas utilizadas en la exploración, tenían por Io general las
siguientes dimensiones: un metro de profundidad. El Geólogo tenía que
estudiar minuciosamente la litología y estructura de Ios sedimentos
descubiertos a lo largo de las paredes, por la excavación y correlacionarlas
a las otras calicatas situadas a distancias convencionales.
La búsqueda de petróleo en los llanos de la cuenca Oriental, fue
ayudada por la aplicación de métodos geofísicos (1928), que ayudó en el
conocimiento de las estructuras geológicas del subsuelo, ya que en las
superficies planas de esta cuenca no existen filtraciones de petróleo. ni
afloramiento expuestos como sucede en las sierras circundan-tes de la
cuenca de' '-ago de Maracaibo.
VIII -8 PRODUCCION DE PETROLEO:
La producción principal de petróleo de la cuenca oriental de Venezuela
proviene principalmente del Mioceno inferior a medio (Formación Oficina),
aunque también en menor importancia en el Mioceno superior y Plioceno
(Formaciones La Pica y Quiriquire) en Ios campos al noreste. En la cuenca
oriental de Venezuela se ha obtenido solamente una producción muy
pequeña de petróleo del Cretáceo.
CUENCA ORIEN
SuECUe nca \OCCObOOua
\ C U E N C A ÓE CARTAGO \ ~Inca del Tuy \
Subcuanca de Paria
+ t _ 4.+++A
, u
GR C0 1,11111
. . . . .
1 - A
1
1
= = 72r.e
V S UA C O E N C A y◼ TO R I N 1
. . . . .
/ ' /
A•-
\ u A c - - - - -
C U E N C A 0 R 1 E N FA
SUBCUENCr DE
— _ u t c T - - -
. , \ F a u ◼ P E , , , É, ,
" S . . . . . . .
,,,◼◼o ,.,., =
1 .............................................................................................................................................................................................................................................................................. 1 ..
RASGOS GEOLOGICOS DE LA CUENCA SEDIMENTARIA ORIENTAL
..... ........
.. .. u , .
u "o : o cu
, o u . , v • o . c , . .«,.oLco
GRGFICO N°V I I I - 2
é[áüxú rci I í°xíMaros
c•
Y
p!m IX•I Ym [.L[XM[IRO I W W-wYYOI~ILO
MOY
IuxnM1: W[6 x. o. nYM1ry XYXImY o•r M x n.nl ml I[N LLCCION NMINI WR u . . c[[I[L [ Ip• [~ I. l n 1V O O IL i(nYIMLI p[ YN[AO L[ c [ V S C • Y r o [ Y YN!• II°Y Y °.I<Ix
cYYrnlw e
V ~ . v
Lu a Y n u Y [ r Y ~ o a u . . 4
.
~~ iT P . r ALrY~Y~` YYI[N
i g i á E
Y[r
b Y
. ~ ~ ~ mo-.ueoa aw
Xm n ~ 3
t ~f ó ~Yea vLwa [. ~q
'
9 88apaIIL~!
r o I a n w - r n
inLR~3 n m [ ~
GRÁF ICO N ° V I I I - 3
J 5 E p H
15 100 110 54 110 0 7 7 0 pP z010 e190
NOR. O 1 5140.
0ERT. 0 1000 YMO •
0000E PETROLIEER0 0000
0RE0O 0.0000
050000
0EYENDd
00.010 COrt••i0 G• 000. DIOOd• Oil Cu r 9inclolr Oil Co.
SECCI00 T000SVER500 NE - SO, 00000 JUSEPIN
YO NYE
OOO --
GRAFICO N°VI I I -4
! i i x r
p.ENMIINMIMM -cara r o : ~
Y~ O C [ IIO
o c O
Y . - [L ~OC[00 OOYftl0 1Y1[IOYI[[
......... [NL corro ..0 ..tt,Y.... are r.o c.. no* Y..
•Of. a o...00[, O-4t A OYJ
u c u A x o m n x m a
ru(nx:O. Cr•.ausb.omro v ............ Y
MR »en RM
3(CCION
TR*NIV[R6(L NO.-
G R A F I C O
N ° X I I X- 5
w•np nrm.mom ~. o.rre l.e
St CAMPO
PCOCMNAL[6
C A P I T U L O I X
FAJA BITUMINOSA DEL ORINOCO
C A P I T U L O IX
FAJA BITUMINOSA DEL ORINOCO
IX-1 SITUACION GEOGRAFICA:
La Faja Bituminosa del Orinoco se encuentra situada en el borde sur
de la cuenca Oriental de Venezuela y se extiende geográfica-mente al
norte del Río Orinoco y a Io largo de la parte meridional de los Estados
Guárico, Anzoátegui, Monagas y Territorio Federal Delta Amacuro.
Tentativamente los límites de la faja se señalan de la manera siguiente:
Norte: Línea Este - Oeste que sigue el lindero Sur de las áreas dadas en
concesiones, aún vigentes, en la cuenca Oriental de Venezuela. Sur: Línea
Este - Oeste de acuñamiento de las formaciones promisoras contra el
Complejo Basa' de Guayana. Este: Límite no muy bien definido que abarca
parte del Territorio Federal Delta Amacuro y con posible extensión hasta
el mar en el Delta del Orinoco. Oeste: Acuñamiento de las formaciones
contra el levanta-miento de El Baúl, en las cercanías de la población de
Calabozo, en el Estado Guárico. (Gráfico N° VIII-1).
La Faja Bituminosa del Orinoco mide aproximadamente 600 ki-
lómetros en dirección Este- Oeste y 53 kilómetros en dirección Norte-Sur,
con una extensión superficial total estimada en unos 32.000 kilómetros
cuadrados, o sea 3.200.000 hectáreas.
IX-2 GEOLOGÍA GENERAL:
(Gráfico N° VIII-1).
El área de la "Faja Bituminosa del Orinoco" presenta unidades
estratigráficas que van desde el Pre-Cretáceo hasta el Cuaternario. El
Pre-Cretáceo está representado así: a) por un basamento
ígneo-metamórfico que forma parte integral del Complejo de Guayana, y
b) por las formaciones Hato Viejo y CarrizaI, en contacto discordante
— 105 —
sobre el basamento de origen netamente continental. Las formaciones
cretácicas están representadas por el "Grupo Temblador ", constituí-do por
una formación glauconítica; la "Formación Tigre" y una in-Ferior,
denominada "Formación Canoa". Por encima del "Grupo Temblador"
descansa en discordancia la "Formación La Pascua" en las zonas
occidentales. Esta formación, de edad Oligoceno, está constituida por
areniscas limpias y compactas y están en contacto concordante con la
Formación Roblecito, caracterizada por lutitas. Durante el Oligoceno Medio
y Superior y el Mioceno Inferior se depositó las Formaciones Chaguaramos
en la zona occidental y Oficina en el resto de la región, las cuales tienen
areniscas petrolíferas de importancia comercial. En el Mioceno Medio se
sedimentó la Formación Freites, la cual se presenta en las zonas
norte-central y oriental y se ex-tiende hacia la zona sur-central de la faja. Al
final del Mioceno y eI Plioceno, se depositó la Formación de Las Piedras
compuesta de areniscas friables de grano grueso, con interestratificaciones
de lutitas gris-verdosas y algunos lignitos. El PIeistoceno está representado
por la Formación Mesa en la zona norte-central y oriental, que compren-de
areniscas poco consolidadas, conglomerados y arcillas. En general, Ios
sedimentos de esta región contienen numerosas arenas porosas y permeables
saturadas de hidrocarburos pesados.
I X -3 GEOLOGIA ESTRUCTURAL:
La región está atravesada por fallas regionales normales general-mente
plagio - rumbadas que cortan los sedimentos mezozoicos con
desplazamientos de 20 a 100 metros. Los sedimentos poseen un rumbo
regional aproximado de este - oeste y un buzamiento de a 4 grados hacia el
norte con estructuras de poco relieve topográfico. Los pliegues y Fallas de
la Faja Bituminosa del Orinoco se originaron a raíz de Ios mismos eventos
tectónicos que desarrollaron el Geosinclinal de Venezuela Oriental.
Estructuralmente la faja petrolífera es un monoclinal regional en
suaves buzamientos de 2 9 a 4 0 hacia el norte. Iocalmente modificado por
plegamientos menores, pero mas severamente afectado por fallas normales
mayores, las cuales están generalmente orientadas mas o menos a lo Iargo
del rumbo regional.
La interpretación geológica que se ha hecho hasta el presente de las
condiciones estratigráficas y estructurales. resultan muy Favo-
- 1 0 6 -----
rabies para el entrampamiento y la acumulación de hidrocarburos pesados.
Acumulaciones Petrolíferas:
Las mayores acumulaciones de petróleo pesado y asfalto están
distribuidos en las áreas siguientes: a) zona sur occidental, área de El
Machete - Gorrín con petróleo en las áreas del Grupo Temblador y
Formación La Pascua; b) zona sur-central, área Altamira - Iguana-Suata con
petróleo en las arenas del Grupo Merecure y Formación Oficina: c) zonas
centrales, sur y norte, área Santa Clara-Hamaca. con petróleo en las arenas
de los Grupos Temblador, Merecure y Formación Oficina.
Los yacimientos petrolíferos existentes en la Faja Bituminosa del
Orinoco se distribuyen en arenas de las Formaciones Oficina y La Pascua y
en los Grupos Merecure. y Temblador. Los factores que determinan la
presencia del crudo, son los siguientes: a) adelgaza-miento lateral de las
arenas; b) variaciones de la permeabilidad, discordancia o cambios de
facies; c) presencia de fallas normales que han constituido barreras a la
migración del petróleo; y d) aumento de la viscosidad durante la migración.
Reservas Posibles de Petróleo:
Los recursos de petróleo pesado (Gravedad API 9.9°) han sido
calculados por J.A. Galvis y Hugo Vilorde, en base a datos obtenidos de
algunas de las perforaciones realizadas por las Compañías PetroIeras, la
Corporación Venezolana del Petróleo y el Ministerio de Minas e
Hidrocarburos. El cálculo volumétrico del petróleo bituminoso se basó en un
mapa isópaco elaborado sobre una estimación de existencia de una arena de
la sección petrolífera. se calculó con este método, muy generalizado, un
volumen de 619.923.485 acre-pie con una porosidad de 12 a 38% (promedio
25%), una saturación de petróleo So = 30 a 90% (promedio 60%), y un
factor de merma M = 0.96. Con estos datos se calculó un volumen posible
de petróleo pesado para la faja bituminosa (Vo) de 692,45 x 109 barriles en
sitio, lo cual daría una posible estimación de reservas de 69,2 % y 109
usando un factor de recuperación de 10%.
— 107—
Importancia de la Faja Bituminosa:
Los cálculos anteriores, que por los métodos usados están sujetos a
cambio, dan una idea de la posible importancia de la Faja Bituminosa del
Orinoco. Entre los varios problemas fundamentales se tiene, la ubicación
de los yacimientos a una profundidad que varía de los 330 metros hasta
los 930 metros en las zonas occidentales, lo que hace imposible una
minería a cielo abierto, tal como sucede en Athabasca, AIberta. En Alberta
los yacimientos de petróleo se presentan con idénticas características
estratigráficos y litológicas que las de la faja del Orinoco, pero con
espesores mucho menores y reservas que no pasan de Ios 900 millones de
barriles. Actualmente los depósitos de Athabasca se encuentran en plena
producción, usando modernas técnicas de minería a cielo abierto y métodos
convencionales para la separación del petróleo pesado de la arena madre.
Diariamente se pr9ducen más de sesenta mil barriles a partir de las arenas
petrolíferas, producción que sobrepasará los cien mil barriles. Existen los
siguientes métodos posibles para la explotación de petró-Ieo pesado de la
Faja Bituminosa del Orinoco: a) por métodos convencionales de
perforación, pero usando técnicas modernas de alta temperatura, métodos
desarrollados en su etapa experimental para los bitúmenes y asfaltos de
caracteres similares a los presentes en la cuenca oriental de Venezuela; y b)
minería subterránea, la cual sería una explotación de tipo pioner. ya que no
ha sido producido en el mundo hasta la fecha. Esta última salida debería
de estar sujeta a una altísima producción de la "mena petrolífera" si se
piensa en cien-tos de miles o en millones de barriles diarios.
Para el año de 1935, se habían perforado alrededor de 42 pozos
estratigráficos en el área, Ios cuales demostraron la existencia de espesores
de hasta 300 pies de arenas petrolíferas. Recientemente la Corporación
Venezolana del Petróleo ha perforado varios pozos exploratorios, y
numerosos pozos de desarrollo en el área de Melones y Morichal, con
resultados muy favorables. Todas estas investigaciones de carácter
exploratorio que se han efectuado hasta la fecha (1975) ; indican que la
región tiene todas las características de ser una área petrolífera con grandes
reservas de petróleo pesado "no convencional" el cual debe ser objeto de un
tratamiento especial para su producción. Se considera oportuno el
comenzar un programa de investigación tecnológica, con especial énfasis
sobre las características físico - químicas
— 108 —
de los productos existentes en los yacimientos y los métodos posibles de su
recuperación térmica conjuntamente con un estudio de factibilidad
económica sobre la aplicación de dichos métodos para el desarrollo de su
producción comercial en las zonas mas favorables.
Siendo un área tan extensa en la cual se necesita una enorme inversión
exploratoria para su completa evaluación, lo que requiere la elaboración de
un programa de investigación tecnológica de las áreas mas favorables
conocidas y que hasta el momento son las áreas de Iguana - Suata en el
Estado Anzoátegui y eI área de Cerro Negro 1, 2 y 3 en eI Estado Monagas.
Dentro de este programa de investigación tecnológica, sería muy positivo
interesar a grupos de empresas de reconocida solvencia técnica y económica
que posean los equipos requeridos y de investigadores conocedores de estos
problemas y de los problemas de investigación requeridos sobre los varios
métodos de recuperación térmica aplicadables o estos tipos de yacimientos.
En el Canadá. en la Provincia de Alberta, la Compañía Great Canadian
Oil Sands, comenzó en septiembre de 1967, la producción comercial de
45.000 barriles diarios de petróleo sintético, obtenido del petróleo pesado de
las arenas de Athabasca, las cuales tienen características similares a la de la
Faja Bituminosa del Orinoco. Reciente-mente la empresa GCOS ha recibido
autorización del Gobierno de Alberta de aumentar la producción de petróleo
sintético de Athabasca hasta un límite de 150.000 barriles diarios.
En Venezuela. a través de la investigación tecnológica, se podría
como Io ha hecho el Canadá, llegar en un futuro cercano a la etapa de
producción comercial de petróleos pesados no convencionales,
constituyéndose consorcios de empresas con los grupos colaboradores
interesados en eI proyecto, para llevar a cabo el desarrollo integral de tan
importante área petrolífera.
-109--
C A P I T U L O X
CUENCA DE BARINAS - APURE
C A P I T U L O X
CUENCA DE BARINAS - APURE
X-1 SITUACION GEOGRAFICA:
La cuenca de Barinas - Apure se extiende cn dirección sureste, desde
los contrafuertes andinos hasta el río Orinoco y en dirección suroeste
desde el arco de El Baúl hasta Colombia, donde se le denomina "Los
LIanos Colombianos." desde el río Meta hacia el sur del río Casanare. En
Venezuela la cuenca de Barinas - Apure tiene una superficie aproximada
de 113.810 kilómetros cuadrados.
X-2 RASGOS GEOMORFOLOGICOS DE LA CUENCA:
La cuenca de Barinas - Apure se estructuró como provincia geológica
independiente durante la orogénesis Alpina que marca el tiempo del
levantamiento de la Gran Co-dilera Andina. Los movimientos alpinos
acentuaron la emergencia del arco ds El Baúl. estructura que separó
definitivamente a la cuenca Barinas - Apure de la del oriente de
Venezuela. Dssde el punto de vista genético, la cuenca de Barinas - Apure
es una cuenca estructural relacionada con el arreglo tectónico de Pilares y
Fosas de la Cadena Andina.
X-3 GEOLOGIA GENERAL:
Litología de los Sedimentos - Espesores:
Por lo general, la estratigrafía no es muy variada. El granito u otras
rocas del basamento, de edad Pre-Getácea, está cn contacto discordante
con la formación suprayacente "Fortuna" de edad Cretáceo. La formación "Fortuna" aproximadamente consists en 180 metros de areniscas, Iutitas y
calizas. La formación Fortuna yace bajo la fa mación Esperanza de edad
Cretáceo medio a superior, la cual consiste de 107 metros de amibas,
limolitas. lutitas y areniscas interestra:ifica-
- 113 —
das. La formación Misoa (o Gobernador) de edad Eoceno medio superior,
yace discordante sobre la formación Esperanza. La caliza Río Caús es
suprayacente y está en contacto transicional con la arenisca Misoa, el
espesor total de Misoa-Río Caús es de 38 metros. Aproximadamente 426
metros de sedimentos de la formación Paují, yacen concordantemente sobre
la caliza Río Caús. La formación Paují consiste en lutitas de color gris a
marrón, estiIlosa y con algunos módulos ferrosos, está suprayacente y
concordante con la formación ParánguIa. la cual junto con los depósitos
terrestres de la formación Río Yuca, tiene un espesor de más de 2.438
metros. Las dos formaciones consisten en lucias de varios colores, micáceas
y carbonáceas, interestratificadas con areniscas gris claro, lignitas arenosas
y limotitas micáceas.
X-4 GEOLOGIA ESTRUCTURAL:
Desarrollo Estructural de la Cuenca:
La cuenca Barinas - Apure es similar en algunos aspectos a la cuenca
oriental de Venezuela, pero difiere en su secuencia sedimentaria debido a
que fue separada de los mares OIigoceno - Mioceno por Ios levantamientos
de El Baúl aI este y de Ios Andes al noreste. Durante el Cretáceo, la cuenca
de Barinas - Apure Formó parte de la gran cuenca occidental de Venezuela.
La existencia del arco de El Baúl como área positiva durante la deposición
de los sedimentos cretáceos, puede observarse en el control isópaco de la
formación de La Cruz, (Grupo Temblador), donde se nota eI
acumulamiento de las formaciones cretáceas de Guárico hacia eI oeste
contra eI macizo de El Baúl. En Ios mares Epicontinentales del oriente y
occidente de Venezuela, la sedimentación continuó desde el Cretáceo hasta
el Paleoceno. En la cuenca de Barinas - Apure no se depositaron sedimen-
tos del Paleoceno. La transgresión de los mares en el Eoceno medio y
superior en la región de Apure - Barinas. causó la deposición de una espesa
sección de sedimentos de aguas llanas representada por los conglomerados,
areniscas, Iutitas y lutitas arenáceas. Los sedimentos del Eoceno descansan
con Fuerte discordancia sobre eI Cretáceo. La faja de sedimentos eocenos
está restringida a la parte más profunda de la cuenca estructural.
La orogénesis AIpina al final del Eoceno y comienzo del OIigoceno. se
reflejó fuertemente en toda Venezuela. En el occidente causó
- 114 -
el levantamiento de los Andes de Mérida y TrujiIIo, originando la división
de la cuenca occidental de Venezuela en las cuencas de Maracaibo y Barinas
- Apure. En el mirmo per:odo orogénico, ésta última quedó casi totalmente
separada de la cuenca oriental del país por el rejuvenecimiento del arco de
El Baúl.
La emergencia de tierra al comienzo del OIigoceno cambió eI
panorama paleogeográfico y en la cuenca de Barinas - Apure los sedimentos
cretaceo - eoceno, fueron cubiertos por un espeso manto de depósitos
fluvio-marinos del terciario medio y superior.
Estructuras Geológicas:
En los bordes del núcleo andino, los pliegues adquieren mejor
desarrollo, como se puede observar en Ios contrafuertes de Barinas. donde
se presenta un anticlinal de gran extensión, que partiendo del "Bilar" de
Masparro se extiende hacia el suroeste. Esta larga estructura está cortada en
sus extremos por faIIas transversales normales en dirección sureste.
Entre Barinas y Barinitas, se presentan dos pliegues anticlinales, eI
anticlinal de Barinitas está formado por sedimentos del Eoceno, que
presenta declive hacia el noreste, y eI anticlinaI de Quebrada Seca en eI
cuaI afloran rocas del Terciario Medio y Superior con un declive
pronunciado hacia el suroeste. Su extremo noreste está cortado por una falla
normal. En eI flanco occidental de la cuenca Barinas-Apure. cl buzamiento
regional es hacia el sureste, exceptuando las zonas donde predominan
accidentes estructurales. Los bordes del Macizo Andino están afectados por
faIIas longitudinales, algunas de las cuales son ele corrimiento con ángulo
alto, especialmente en la región de Barinitas - Altamira.
Estructuras en que ocurren los yacimientos de petróleo en la cuenca:
Uno de los principales yacimientos es el de San Silvestre, en el cual la
estructura consiste en un complejo de bloques fallados, inclinados de edad
Pre-Miosoa, los cuales tienen superpuesto un anticlinal de declive noreste,
suave y buzamiento regional. Como consecuencia, el campo es un complejo
de cierres subordinados debido a la disección in-tensa por las fallas de alto
buzamiento que fueron rejuvenecidas.
— 115 —
Distribución de los campos petroleros en la cuenca:
El campo Silvestre está situado aproximadamente a 35 kilómetros al
sureste de la ciudad de Barinas. El petróleo se encuentra en los areniscos de
la formación Misoa (Cretáceo), y se caracteriza por su bajo contenido de
azufre. El campo se encuentra en un alto local producido por eI
levantamiento regional de Barinas.
Exploración:
La sub-cuenca de Barinas con una superficie total de 46.470 kilómetros
cuadrados, ha sido la parte de la cuenca que ha estado so-metida durante las
últimas décadas a una intensa actividad exploratoria con resultados
positivos en el descubrimiento de los campos de Silvestre. Sinco, Silvan,
Maporal, Palmita, Hato, etc. Toda la produc'. ción de la cuenca Barinas
corresponde a la sección Eoceno - Cretáceo, con petróleo de gravedad
media de 25° - 30° y de base asfáltica y una relación gas - petróleo
excepcionalmente baja comparada con las otras cuencas de Venezuela. Las
perpectivas de nuevos descubrimientos de petróleo en la cuenca de Barinas
- Apure, especialmente después de Ios desalentadores resultados obtenidos
en las exploraciones efectuadas por la Corporación Venezolana del Petróleo
en eI área de Guanarito en la sección norte de la cuenca, son menos in-
teresantes que en las cuencas de Maracaibo y Oriental de Venezuela. Sin
embargo, se considera justificable continuar las exploraciones en las
secciones con notables cambios estratigráficos y áreas estructurales
falladas, cercanas a los campos actualmente productivos, así como continúa
una extensión de las exploraciones estratigráficas hacia la parte sur de la
cuenca, en la cuenca de Apure propiamente dicha, en donde solamente han
sido perforados tres pozos exploratorios de-nominados "Apure 1, 2 y 3", sin
resultados positivos. Desde el punto de vista fisográfico Ios llanos de
Barinas - Apure constituyen una gran superficie plana, con suaves
pendientes a partir de los contra-fuertes andinos y cubierta en su casi
totalidad por sedimentos blandos cuaternarios y grandes extensiones de
depósitos aluviales y coluviales recientes.
— 116 —
iIV ix•
RASGOS GEOLOGICOS DE LA CUENCA
SEDIMENTARIA DEL ESTADO APURE
uwu v.e.00a.DOo
GEOLOGIA
CE NO30ÍCO
MESOZOICO 91MDOLOS L IM IT E DE CUENCA
SOMAS DM MMODUCCIOM
B
VML.JAS.SM.EML RC AAE
GRAFICO N° X—1
JG•
4
GRÁFICO N ° X - 1
LI AMI M r
ESCUDO DE GUAYARA (P-L)
SERIE MUCUCMACNI (PREGIMLRIUO-CEVONICO) F..:
Sntl. Cs°nm S.J lmpntr In Cn Vnl Os nId Pubis Esp. N°E MMN.
Ld o . «
i 0 _____________
O 6 r0 l
° Nn.
EEECION LEOLOYMC GENERALIZADA NO.-0.E DE LA CUENCA RIRIMLR-APURE
C A P I T U L O XI
COSTA Y MARGEN CONTINENTAL
DE VENEZUELA
C A P I T U L O XI
COSTA Y MARGEN CONTINENTAL DE VENEZUELA
XI-1 INTRODUCCION:
El margen continental o peri-continental incluye aquella parte donde
los continentes y los oceános están en relación, y forma su tránsito y
enlace. Es decir, corresponde a aquellos sectores de Ios fondos marinos
que clásicamente se han denominado plataforma y talud continental
Se entiende por plataforma continental a la zona que rodea el
continente y que se extiende desde la línea de baja mar hasta la pro -
fundidad, en la cual se produce un marcado aumento de la pendiente del
talud. El talud continental es el desnivel que se extiende desde eI borde de
la plataforma hacia las planicies oceánicas. En conjunto, eI talud y la
plataforma forman la terraza continental, la cual es el borde sumergido del
continente, que enlaza el litoral con las profundidades oceánicas abisales.
La plataforma continental que bordea la costa de Venezuela, es de
superficie plana, de poca profundidad, de anchura variable y pendiente
escasa, que se extiende desde la Iínea de la costa hasta una profundidad
que varía entre cien y doscientos metros, donde se inicia un cambio brusco
de pendiente, que marca el comienzo del talud continental. El desarrollo
de la plataforma continental en Venezuela es variable en anchura, en
general suele ser de unos 30 a 40 kilómetros a partir de la línea de la costa,
pero en algunos puntos, por ejemplo, frente a Araya - Paria, tiene más de
90 kilómetros de anchura y frente a la costa central de Venezuela (Distrito
Federal, Estados Aragua y Carabobo), llega casi a faltar por completo, y
en la región occidental en las costas de Falcón y Zulia alcanza a más, la
plataforma no se reduce a un zócalo en forma mas o menos regular a lo
largo de la costa, sino que en algunos casos como en las cos-
- 1 2 1 —
tas orientales de Venezuela, se extiende conjuntamente constituyendo el
fondo de mares marginales.
Tanto las prospecciones geofísicas como las perforaciones pro-fundas
muestran que la plataforma está constituida por sedimentos consolidados
en forma de cuña. es decir, que aumenta progresivamente de potencia hacia
el borde del talud. La serie empieza con el Cretáceo sobre rocas cristalinas,
los estratos superiores secundarios y terciarios son prácticamente
horizontales y concordantes.
Las discordancias mayores que se aprecian deben su origen al
tectonismo que se ha producido durante ciertos períodos y que han plegado
y fallado las rocas de la plataforma. Debido a estas razones. la plataforma
continental es una zona de interés para la prospección petrolífera.
X I -2 DEFINICIONES:
Línea de costa:
Se entiende por línea de costa la línea que demarca el contacto de las
aguas oceánicas con el continente, y en realidad, es la línea de separación
entre el continente y la plataforma continental.
Se distinguen esencialmente por su rasgos geomorfológicos dos tipos
de Iíneas de costas; una producida por la sumergencia del bloque
continental bajo el nivel del mar, y la otra por la emergencia del. bloque por
encima del nivel del mar.
Entre estos dos tipos esenciales se notan modificaciones resuI-tantes
de la combinación de estos dos tipos y existe además un con-trate
geomorfológico entre estas dos líneas de costa.
Esta línea de costa presenta en Venezuela tres aspectos diferentes bajo
el punto de vista geomorfológico, que de oriente a occidente son: la costa
nororiental que se extiende desde la desembocadura del río Orinoco hasta
el Cabo Codera; la sección central que se extiende desde Cabo Codera hasta
Puerto Cabello y la occidental desde Puerto Cabello hasta el Golfo de
Venezuela.
— 122 —
Línea de costa de Sumergencia:
En síntesis, la sumergencia del bloque continental bajo el nivel del mar.
permite la invasión de las aguas marinas a las partes bajas de la costa. tales
como desembocaduras de vaIIes, así como entrantes en cualquier
irregularidad topográfica que presente el bloque continental. debido a la
invasión del mar en esas entrantes y entre salientes produciendo bahías de
diferentes dimensiones, farallones, acantilados, isletas, etc., etc. Estas
deformaciones en la costa le dan a la línea de la costa un aspecto irregular y
sinuoso.
Línea de costa de Emergencia:
Al contrario de las costas de sumergencia, esta Iínea de costa no
muestra muchas irregularidades, tiene una tendencia a ser una línea suave,
rectilínea o suavemente curva.
La plataforma continental en estos tipos de costa es de una superficie
plana con pequeño buzamiento. Las olas fuertes en estos ti-pos de costa,
carvan el material cerca de las orillas de la costa, ya que este material se
encuentra por Io regular a poca profundidad. arrojándolo a la costa para
producir extensas playas y barras.
Línea de costa de Falla:
Por lo general este tipo de costa ocurre en una zona intermedia entre la
costa de emergencia y de sumergencia, presenta diferentes aspectos
dependiendo del carácter de la zona fallada y de cual de Ios bloques ha sido
elevado o deprimido.
En eI caso de la costa central de Venezuela, el bloque elevado es el del
continente. La Enea de costa se confunde con la línea de la Falla, que en
esta región es recta con una dirección general de este-oeste. La fase
continental mantiene todas las coracterísticas de una zona de fallas, tales
como, facetas triangulares de los espolones truncados. vaIIes colgantes y
secuencias de terrazas que indican diferentes períodos de solevantamiento.
A continuación se describen los diferentes sectores que consti tuyen la
costa de Venezuela.
— 123 —
G R Á F I C O N ° X I - 1
C A P I T U L O X I I
SECCION OCCIDENTAL
C A P I T U L O XII
SECCION OCCIDENTAL XII-1
GOLFO DE VENEZUELA:
La región del Golfo de Venezuela está totalmente cubierta por agua, y
por lo tanto no se han podido hacer interpretaciones geológicas de
superficie. Además las condiciones geológicas son relativamente poco
conocidas. La exploración hasta ahora, ha sido fragmentaria y Ios pozos que
rodean el golfo han revelado muy poca información con respecto a la
intimidad de las formaciones geológicas y sus secuencias sedimentarias;
haciendo casi imposible la extrapolación de datos de tierra a golfo adentro.
Hasta ahora ningún pozo ha penetra-do la sección sedimentaria hasta el
basamento .
XII-2 SITUACION GEOGRAFICA:
El Golfo de Venezuela se encuentra situado en eI extremo noroeste de
Venezuela, al norte del Lago de Maracaibo, se caracteriza por su ancha
plataforma continental que se extiende por unos 200 kilómetros en dirección
norte - sur, con variables profundidades entre 20 y 80 fathoms, y se halla
circundado por las siguientes unidades geológicas:
Norte: La isla de Aruba, constituida por rocas ígneas intrusivas.
cubiertas por escasos sedimentos.
Este: La península de Paraguaná. Un alto granítico cubierto localmente
por sedimentos pos-oligocenos y cretáceos.
Sur-Este: El sinclinal de Falcón, constituido aproximadamente por
veinte mil pies de sedimentos oligo-miocenos que se extienden mar adentro.
Sur: La plataforma de Dabajuro, que es eI límite al noroeste de la
cuenca de Falcón, área de sedimentos pos - eocenos.
— 127 —
Suroeste: La cuenca de Maracaibo, área sedimentaria de rocas
cretáceo - eoceno.
Oeste: La Península de la Goajira, que es un alto basamento cubierto
por una capa delgada de sedimentos del eoceno.
El golfo de Venezuela cubre en su zona interior y parte central. una
superficie aproximada de 18.000 kmsz: por extensión la plata-forma total
del golfo hasta la curva batimétrica de alrededor de 200 metros de
profundidad, cubre un área aproximada de 28 000 kmsz, que representa un
27% del total de la plataforma continental de Venezuela.
XII-3 GEOLOGIA:
La cuenca del golfo de Venezuela es una incognita bajo el punto de
vista geológico, encontrándose totalmente cubierta de agua sus unidades
geológicas son relativamente poco conocidas. La exploración geológica de
superficie en las márgenes del golfo, ha sido fragmentaria. habiéndose
perforado en las costas que lo rodean varios pozos que han resultado secos
y que han dado muy poca información con respecto a la continuidad de las
formaciones sedimentarias y de su secuencia estratigráfica. Ninguno de los
pozos perforados alcanzó eI basamento.
Las exploraciones geofísicas han revelado la existencia de gran
número de estructuras y áreas de trampas estratigráficas que pueden ser
favorables a las acumulaciones ele petróleo, si es que existen, Con los
pocos conocimientos que se tiene de los sedimentos que rellenan la cuenca
del golfo, es difícil establecer la relativa importancia que han tenido los
aportes de material sedimentario provenientes de Ios hoyos hidrográficos
vecinos en las diversas épocas geológicas.
La región costanera entre el cabo San Román y Chichiriviche tiene una
longitud aproximada de 300 kilómetros y está constituida por anchos llanos
aluvionales y de largas playas expuestas a fuertes oleajes.
Estas costas por sus aspectos fisiográficos puede ser dividida en dos
secciones de características diferentes: la Costa Oriental de la Península de
Paraguaná con su Istmo y la Norte de Falcón entre la Vela y Chichiriviche.
— 128 —
Península de Paraguaná:
La Costa Oriental de la Península de Paraguaná entre el Cabo San
Román hasta Adícora, presenta terrazas solevantadas y largas playas de
arenas calcáreas; detrás de estas playas se encuentran zonas salinas
barrosas que periódicamente son inundadas y cubiertas por agua.
Adícora y La Vela:
Desde Adícora hasta La Vela. la costa está constituida por lar-gas
playas, cubiertas en parte por grandes fragmentos de rocas. Al sur del
Istmo, eI material terruginoso aumenta y los fragmentos de rocas calcáreas
decrecen, detrás de las playas se encuentra una zona de dunas. El origen de
las arenas de estas dunas proviene del Golfo de la Vela.
La parte norte de la costa de Falcón entre La Vela y Chichiriviche, se
caracteriza por Manos aluvionales cubiertos por sedimentos que varían en
edad desde eI cuaternario hasta el oligoceno. La profundidad del mar que
cubre la plataforma continental es baja y cerca de la costa abundan barras
de arena y de zonas de corales; los aspectos geomorfológicos de esta costa
señalan que ésta es emergente.
Los sedimentos elásticos que forman la plataforma continental son de
edad terciaria y alcanza a un espesor de 15.000 pies, sedimento que reposa
sobre rocas del basamento. Estos sedimentos posible-mente pertenecen al
grupo de sedimentos petrolíferos del Mioceno en el Campo de Cumarebo.
Golfo de La Vela y Golfo Triste:
La plataforma continental a lo largo de la costa oriental de Falcón
varía en anchura entre 10 a 40 kilómetros. Esta sección de la plata-forma
puede dividirse bajo el punto de vista geográfico en dos secciones. la del
Golfo de la Vela y la del Golfo Triste. Ambas secciones tienen las mismas
características geomorfológicas que se extienden hasta la costa de
Carabobo y Yaracuy. En estas áreas, los sedimentos elásticos del Terciario
fueron depositados en un espesor de unos 300 metros aproximadamente.
Los sedimentos son probablemente de edad Mioceno, equivalente a los
sedimentos petrolíferos del campo de Cumarebo en la inmediata cercanía.
— 129 —
C A P I T U L O X I I I
SECCION CENTR AL
C A P I T U L O XIII
SECCION CENTRAL XIII-1
SITUACION GEOGRAFICA:
El sector central de la costa de Venezuela se extiende desde Cabo
Codera hasta Puerto Cabello con una Iongitud de más de 200 kilómetros. La
costa en este sector se desarrolla a lo largo de la vertiente norte de la
cordillera de la costa, serranía constituida por rocas metamórficas del
Mesozoico y de algunos sedimentos terciarios que ocurren en la línea de
costa propiamente.
XIII-2 GEOMORFOLOGIA:
La línea de la costa central de Venezuela comienza en el Cabo Codera
para terminar en Puerto Cabello, con una dirección aproximadamente de
este - oeste por una longitud de 200 kilómetros. La línea de la costa es
prácticamente recta, en esta sección el bloque continentaI se alza
abruptamente sobre el nivel del mar. Las innumerables facetas triangulares
provenientes de espolones truncados por la falla, son disernibles, las
terrazas que marcan intermitencia en el pro-ceso de Ievantamiento son
reconocibles. Estos rasgos geomorfológicos, indican que esta sección de la
costa es consecuencia de una falla donde el bloque continental ascendió
sobre el nivel del mar y el bloque submarino descendió.
XIII-3 PLATAFORMA CONTINENTAL:
La plataforma continental en este sector se desarrolla diferente-mente.
En sus comienzos o sea. a partir de Cabo Codera hasta Puerto Cabello, la
plataforma amplia en sus comienzos se estrecha a medida que avanza hacia
Puerto Cabello desapareciendo en esta región para transformarse en una
depresión de más de mil metros de profundidad que continúa hasta el Puerto
de Tucacas.
— 133 —
La plataforma continental de esta sección central presenta dos
aspectos geomorfológicos diferentes de importancia para interpretar la
tectónica; una es, "el plateau" que existe entre Cabo Codera y Cabo
Blanco, seguido por la pequeña cuenca submarina entre Cabo BIanco y
Puerto Cabello. El "plateau" de La Guaira tiene aproximadamente 110
kilómetros de Iargo y 35 a 40 kilómetros de ancho, con una profundidad
media que varía entre 100 y 200 fathoms, y se extiende de este a oeste de
una manera paralela a la costa. Su orientación es una continuación de la
cuenca de Cariaco. La presencia en la misma dirección hacia el oeste de la
cuenca de Turiamo al oeste y la de Cariaco al este, sugieren un común
origen tectónico para estas cuencas, siendo el plateau de La Guaira
considerado como un área dependiente de esta sucesión de cuencas.
C A P I T U L O X I V
S E C TO R O R IE N T AL
C A P I T U L O XIV
SECTOR ORIENTAL
XIV-1 SITUACION GEOGRAFICA:
(Gráficos Nos. XIV-1 y XIV-2).
La costa oriental de Venezuela se extiende en dirección este-oeste
desde la punta oriental de la Península de Paria hasta el Cabo Co dera. Es
una costa de línea irregular en el cual ocurren sinnúmero de golfos, bahías,
arrecifes, farallones, isletas, cabos en las inmediaciones de la costa, así,
entrantes en la desembocadura de valles sumergidos, todas estas
características •de la costa oriental de Venezuela. señalan que esta sección
de la costa está en estado de sumergencia. El área comprende desde Cabo
Codera. Estado Miranda, longitud 669 10'W, hasta eI extremo oriental de la
Península de Paria, Estado Sucre. 669 60'W y desde la costa firme
venezolana hasta la latitud 129 20 ' N.
XIV-2 RASGOS GEOMORFOLOGICOS:
En esta área las plataformas y taludes continentales e insulares,
contienen una serie de cuencas, crestas, fosas y depresiones, así como
grupos de islas que no son típicas del ambiente de una plataforma
continental normal. Para su mejor comprensión eI sector se ha subdividido
en varias unidades geomorfológicas mayores. que de oeste a este son:
Consideraciones Geológicas:
A continuación se exponen la geología submarina, costera e insular.
Para su comprensión se discutirá aparte, el basamento ígneo-metamórfico y
el manto sedimentario, así como la evidencia tectónica disponible.
Basamento:
La cordiIIera de la costa oriental, la serranía de Araya-Paria, así como
también el basamento sobre eI cuaI yacen los sedimentos
— 137 —
que constituyen la plataforma continental, están formados por un complejo
de rocas ígneas, ácidos y básicos que intrusionan sedimentos mesozoicos
metamorfizados. Esta serie de rocas ígneas y metamórficas afloran en las
islas de Margarita. Coche. La Orchila, La BIanquilla. Los Hermanos y Los
Frailes.
La cadena de islas Aruba-La Blanquilla, y los archipiélagos de Los
Hermanos y Los Frailes, también representan un complejo de sedimentos
marinos poco o nada metamorfizados, intrusionados por batolitos graniticos
y por rocas volcánicas y a sedimentos marinos silíceos levemente
metamorfizados. El basamento de la isla de La Tortuga consiste en rocas
gneissoides halladas por perforación a 160 metros de profundidad en el área
sureste de la isla. En 1968. en dragados realizados en el escarpe meridional
de la isla, se han recuperado entre 500 y 700 metros de profundidad, cantos
de rocas graníticas semejantes a los de La BIanquilla. La plataforma
continental venezolana se asienta probablemente sobre rocas metamórficas
semejantes a las de la cordillera de la costa y serranía Araya - Paria.
El carácter regional de este diatrofismo del Cretáceo Superior se
evidencia con las discordancias angulares, erosionales y aún hiatus,
observados en las secuencias sedimentarias por ciernas continuas en la
Serranía del Interior en el oriente de Venezuela.
Manto Sedimentario:
Se considera aquellos sedimentos que suprayacen al basamento ígneo
metamórfico.
XIV-3 CUENCA DE CARIACO:
Está situada en el borde nororiental de la costa venezolana y se le
asigna una superficie de 28.000 km2. Por sus características estructurales se
le divide en dos sub-cuencas: la de Cubagua con 16.650 km' y la del Tuy,
con 11.410 km? Los depósitos de la sub-cuenca de Cubagua comprenden
más de 500 metros de sedimentos marinos Mio-Pliocenos, dominantemente
pelíticos, que yacen en discordancia angular sobre sedimentos Eocenos
fracturados. En la sub-cuenca del Tuy, unos 1.600 metros de sedimentos
Mio-Pliocenos terrígenos de origen marino yacen discordantemente sobre
rocas cristalinas. Algunos
— 138 —
geólogos consideran eI área como futura provincia petrolífera; otros, en
cambio, consideran que por la falta de evidencias superficiales. así como de
rocas madres o rocas recipientes no permite suponer la existencia de
depósitos gigantescos de hidrocarburos.
La cuenca de Cariaco es una depresión de origen tectónico, que
presenta rocas sedimentarias con estructuras de pliegues suaves y fa-Ilas
normales de naturaleza tensional. Al norte de la zona de fallas de El Pilar.
el espesor de sedimentos es menor que en la Plataforma de Unare. Se
estima en 1.600 metros en eI área centro-sur con disminución de valores
hacia el Banco de La Tortuga. Núcleos cortos sólo han penetrado
sedimentos cuaternarios marinos en la fosa y en perforaciones de hasta 198
metros en aguas de 900 metros de profundidad. pero debe haber rocas
cenozoicas mas abajo en la secuencia.
Plataforma de Unare:
Es una de las menos conocida hasta ahora, consta de 42 kilómetros de
ancho máximo y con pendiente menor de 0° 35', estando separados por un
escarpado submarino, cuya pendiente de 5° aumenta aproximadamente 10 4
hacia el este. Dos sub-cuencas menores, la de Margarita y Araya, se hallan
situadas al noreste de la cuenca de Cariaco con 412 y 549 metros de
profundidad máxima respectivamente. El Golfo de Cariaco con 98 metros
de profundidad. constituye otra sub-cuenca relacionada genéticamente con
la cuenca de Cariaco. Por el norte, la cuenca está limitada por el Banco de
La Tortuga, el cual conecta Cabo Codera con la plataforma Margarita -
Paria. Este banco es de relieve suavemente ondulado, con un declive de 09
18' a 1° 09' dominante hacia el norte y con escarpado de 29 a 89 30' hacia eI
sur. Su margen continental se halla entre 110 y 137 metros de profundidad.
En el extremo oriental de la cuenca de Cariaco se halla el Cañón de
Manzanares, el único de grandes dimensiones dentro de la cuenca interna.
Una secuencia sedimentaria de espesor variable entre 1.400 y 3.300
metros acumulada sobre el basamento, se halla oculta por capas reflectoras
sub-superficiales, fuertes y no pertubadas. Se han calcula-do en casi 6.000
metros sólo la sección de sedimentos pos-cretáceos en eI área de Río
Chico, Estado Miranda. Varias estructuras que incluyen fallas
transcurrentes, de corrimiento, así como varios pliegues.
— 139—
se continúan desde áreas continentales emergidas y que afectan rocas del
Cretáceo y PaIeógeno. La discordancia entre éstos y Ios sedimentos
neógenos, puede constituir un nivel de acumulaciones de hidrocarburos. El
Banco de La Tortuga se considera como. , a extensión septentrional de la
plataforma de Unare. Refracción sísmica y estudios estratigráficos
realizados en la isla de La Tortuga demostraron la presencia de rocas
sedimentarias cenozoicas (Plioceno - Pleistoceno) sobre el basamento. Se
calcula que al norte y al oeste de la isla, hay al menos 1.700 metros de
sedimentos, una capa refractara a 4.600 metros de profundidad, se considera
como una caliza cretácea supra-yacente al basamento.
Plataforma Margarita-Paria:
Con este nombre se designa la plataforma continental que se ex-tiende
alrededor y al este de la Isla de Margarita, y al norte de la Península de
Paria: tiene una superficie de 20.000 km', con un ancho variable entre 80 y
100 km. (Fig. 1). Su relieve es suavemente ondulado, con pendiente menor
de 09 01', que al partir del meridiano de Los Testigos, se inclina
gradualmente hacia el este. Hacia el sur se halla la Depresión de Carúpano,
cuenca amplia, de marcada asimetría, frente a las costas de la Península de
Paria. La plataforma se encuentra sumergida a una profundidad de 62
metros frente a Carúpano, llegando a 110 metros frente a la Depresión de
Boca de Dragos. Esta plataforma continental se extiende desde la línea
costera Araya•Paria. hasta las profundidades de 83 a 92 metros al norte de
Margarita, y hasta 155-164 metros sobre eI meridiano de 629 W, La
profundidad promedio del margen continental en este sector oscila entre
110 y 137 metros. La característica morfológica de esta plataforma, es el
con-junto de islas formado por el archipiélago de Los Testigos, y el Banco
de CumberIand, que se extiende por más de 20 kilómetros en sentido
noroeste - sureste.
Talud Continental:
El talud continental es de un declive regular, variable entre 1' y 6° con
una profundidad de 1 a 3 kilómetros debajo del nivel del mar, dependiendo
de las cadenas de islas y crestas submarinas que inciden en ella, se citan 10
cañones submarinos en este sector del ta-Iud, con ejes orientados noroeste a
noreste. La cresta de Aves y la
— 140 —
de las AntiIIas Menores intersectan eI talud continental al noreste de la Isla
de La Blanquilla y del archipiélago de Los Testigos. El talud insular
adquiere pendientes de más de 11° alrededor de las islas La Orchila y La
Blanquilla y se extiende hasta 5 kms. de profundidad en la cuenca de
Venezuela.
Geología Petrolera:
En varias áreas del sector Araya - Margarita, Golfo de Cariaco y
archipiélago de Los Testigos se han localizado manaderos superficiales o
menas de gas natural y petróleo, la mayoría de ellas bajo el agua (Fig. 2).
Las condiciones estratigráficas y estructurales favorecen la generación y
acumulación de hidrocarburos en cantidades comerciales, por lo menos en
el geosinclinal Margarita - Barbados y en la Plataforma de Unare. Se
calculan en 21.000 km3 el volumen neto de los sedimentos de la cuenca de
Cariaco, en lo cual queda incluído la plataforma Araya - Margarita, la de
Unare y la cuenca del Bajo Tuy. Este sector sólo ha sido comprobado en un
0.3% por pozos y se ignora la presencia de reservas. Se calcula en 37.500
km3 los sedimentos contenidos en la porción venezolana del geosinclinal de
Mar-garita - Barbados.
Posibilidades Mesozoicas:
No se consideran estos niveles como posibles productores de hi-
drocarburos a su composición litológica, y a que en Venezuela oriental y
Trinidad, tales rocas no son comercialmente portadoras.
Posibilidades Paleogenas:
Se calcula el espesor de las rocas paleogenas marinas en0-4.000
metros en la depresión de Margarita - Barbados. Las rocas eocenas de
ambas islas Margarita y Barbados. así como Ios hallados en el pozo
Cubagua 1. se hallan fuertemente plegados y fallados. Teóricamente es
factible la acumulación de hidrocarburos en los frecuentes niveles de rocas
elásticas, particularmente a lo largo del flanco meridional de la plataforma
Margarita - Paria.
Posibilidades Neogenas:
Se estima en 2.000 metros el espesor de las rocas del Mio-Plioceno
marinas, con suave deformación estructural. El hallazgo de gas
— 141 —
natural en el pozo Cubagua 2, y en dos pozos exploratorios en la plataforma
al norte de Trinidad. señalan una probabilidad elevada para este nivel
estratigráfico. La discordancia casi regional que existe entre el Paleogeno y
eI Neogeno desde la cuenca del Bajo Tuy hasta Barbados, es posible que
constituya trampas estratigráficas Iocales, al igual que las fallas de
crecimiento activas e inactivas dentro de esta última. Se considera el
Mioceno como el nivel productor mas probable en la plataforma y cuencas
del nororiente de Venezuela, estimando en menos de 2 .700 metros el
espesor de los sedimentos poseocenos.
Posibilidades Cuaternarias:
El espesor conocido de rocas cuaternarias marinas aflorante en eI
nororiente de Venezuela, es relativamente reducido y no se ha comprobado
acumulación o generación de hidrocarburos en ellas. En la fosa de Cariaco
se recuperó metano de arcillas calcáreas Pleistocenas con alto contenido
orgánico.
La plataforma no se reduce a un zócalo en forma mas o menos regular a
Io largo de la costa, sino que en algunos casos como las costas orientales de
Venezuela, se extiende conjuntamente constituyendo el fondo de mares
marginales.
Tanto las prospecciones geofísicas como las perforaciones pro-fundas,
muestran que la plataforma continental está constituida por sedimentos
consolidados en forma de cuña, es decir, que aumenta progresivamente de
potencia hacia eI borde del talud. La serie empieza con el cretáceo sobre
rocas cristalinas, Ios estratos superiores secundarios y terciarios son
prácticamente horizontales y concordantes.
Las discordancias mayores que se aprecian, deben su origen al
tectonismo que se ha producido durante ciertos períodos y que han plegado
y faIIado las rocas de la plataforma. Debido a estas razones la plataforma
continental es una zona de interés para la prospección petrolífera.
— 142 —
GRAFICO' N ° X I V - 1 .
MAPA GEOMORFOLOGICO DE LAS PLATAFORMAS,
FOSAR. Y TALUDES CONTINENTALES E INSULARES
DE VENEZUELA NOR .ORIENTAL.
SECCION GEOLOGICA - SECTOR ORIENTAL DE LA PLATAFORMA CONTINENTAL
Io00 ..
. TELTONIL. O• CV.1f Y• .Lr0
Y.R9.RITn- Y. CAN11C0 l 0 . LE .LI.O .
1..00
u•w
E•00
L E Y E N D A
n . e . Y o l o a o0nt i0.n
r _ • y T •n1 1n . n . A 1 6•4lm.010 . Y roe....Clm.er•r
T. lua 6w0m•n ro . l on.0 om.r omo r r i . • I . I . r • r . a I n t r . . n m l o . o r o l
Fiq.3
V M L . M A C 5 0 T A Y
GRAFICO N° XIV -1 -A
-
------------------------- "
,
C U E N C A S E D I M E N T A R I A D E C A R I A C O
C A P I T U L O XV
PRODUCCION DE PETROLEO EN VENEZUELA
I N D I C E
CUARTA PARTE
SEGUNDA SECCION PRODUCCION DE
PETROLEO EN VENEZUELA CAPITULO: Pág.
XV PRODUCCION DE PETROLEO EN VENEZUELA ...... 151
XV-1 Antecedentes Históricos (Siglos XVI al ~lvllt) ............................................................. 151
XVI RESERVAS ........................................................................... 167
XVI-1 Definiciones: ....................................................... 167
Reservas de Petróleo ...................................... 167
Reservas Probadas .......................................... 167
Reservas Semi - Probadas ............................. 167
Reservas Probables .......................................... 169
Reservas Posibles .... 170
XVII RECURSOS PETROLEROS ............................................. 175
XVII-1 Recursos en las Cuencas Petrolíferas
en Producción ................................................... 177
XVII-2 Perspectivas de la Producción de Pe-
tróleo en las Cuencas Tradicionales 178
XVIII EXPLORACION DE PETROLEO ................................ 185
XVIII-1 Gastos de la Exploración Petrolera-
Lapso 1957 - 1970............................................... 188
XVIII-2 Inversiones de Capital en la Industria
Petrolera Mundial (1957 - 1970). .. 189
— 149 —
XVIII-3 Futura actividad exploratoria en Venezuela 19
1
XVIII-4 Clasificación de las áreas exploratorias .... 19
2
XVIII-5 Combinación de áreas para exploración si-
19
3 multánea .........................................................................
XIX EVOLUCION DE LAS AREAS EN CON-
CESI ONES .................................................................... 20
3
XX RESUMEN DEL SECTOR PETROLERO. 21
3
XX-1 Producción y Participación en los In-
gresos Fiscales ................................................. 213
XX-2 Precios ........................................ 214
XX-3 Divisas ....................... 215
XX-4 Inversión Acumulada 215
XX-5 Ocupación 215
XX-6 Estructura de la Industria 215
XX-7 Predicciones sobre el Futuro del Pe-
tróleo en el Mundo .................................. 216
XXI SECTOR DE SERVICIOS .................................... 219
XXII PERSPECTIVAS .................................................. 223
C A P I T U L O XV
PRODUCCION DE PETROLEO EN VENEZUELA
XV-1 ANTECEDENTES HOSTORICOS:
(Siglos XVI al XVIII)
Los prior ros datos sobre la existencia de petróleo en Venezuela. se
recogen en las crónicas de la Conquista de la Tierra Firme, que se refieren a
los descubrimientos realizados por Ios conquistadores españoles. quienes
observaron las filtraciones de asfalto o menas en la costa oriental del Lago
de Maracaibo. El asfalto recogido por Ios es-pañoles encontró una
aplicación práctica, al ser usado en el calafateo de sus barcos. En esa época
se realizó en escala insignificante una exportación de petróleo a España,
cuando el conquistador Francisco Castellanos en el año de 1539, envió un
barril de petróleo aI Rey de España. Igualmente, se tiene conocimiento de
que Ios piratas que pululaban el Mar Caribe en esa época, utilizaban asfalto
proveniente de la región oriental del Lago, para calafatear sus barcos. Desde
esa época hasta mediados del siglo XIX no se tienen noticias sobre explo -
tación o mercadeo Iocal del petróleo venezolano.
(Siglo XIX):
Año 1854: Se otorga la primera concesión de explotación de as-falto.
Año 1865: Se otorga la primera concesión para explotar petróleo.
Año 1878: El Gobierno del Estado de Los Andes, concede derechos
exclusivos para explotar cien hectáreas a 15 kilómetros de la ciudad de San
Cristóbal. Se completan 14 pozos llanos, de los cuales siete resultan
positivos.
Desde eI punto de vista comercial, esta es la primera explotación
petrolera en Venezuela, iniciada por un pequeño empresario local del
Estado Táchira, cuando Manuel Antonio Pulido obtuvo en este
— 151 —
año derechos exclusivos para explotar un yacimiento de poca profundid.J en
el sitio denominado "La Alquitrana", ubicado en las cercanías de la ciudad
de San Cristóbal, Estado Táchira. La compañía petrolera construyó en el
sitio una unidad primitiva de destilación, con una capacidad de dos mil
litros diarios.
Año 1883: En el oriente de Venezuela, se otorgó en este año una
concesión para explotar el lago de asfalto de Guanoco, que fue objeto de
explotación hasta el año de 1934.
(Siglo XX): (Gráfico N4 XV-i).
Sin temor a dudas, eI siglo XX pasará a la historia económica ele
Venezuela, como la era del petróleo, ya que durante este siglo se gestó,
creció, desarrolló y comenzó a decrecer la industria del petróleo. Esta era
del petróleo venezolano puede ser dividida en las siguientes etapas, según
eI crecimiento inter-anual de su producción.
Primera Etapa - 1900 a 1917 - (Gestación)
En los primeros años del siglo XX, la búsqueda de petróleo se acentúa,
aumentándose cada voz mas las inquietudes heredadas del siglo XIX. Desde
comienzos del siglo XX. se habían comenzado las investigaciones en busca
de petróleo en las áreas vecinas a las menas o afloramientos superficiales de
petróleo, tanto en la región occidental como en la orientaI de Venezuela. En
este período se efectuaron innumerables reconocimientos del subsuelo
m:diante pozos exploratorios, sobre todo en las estructuras geológicas
vecinas a los afloramientos superficiales de petróleo o menas, con los
resultados siguientes:
Descubrimiento de importantes yacimientos petrolíferos, tanto en la
cuenca occidental como en la orientaI, yacimientos que eventuaI-mente se
desarrollan en campos productores de gran magnitud. Para fines de la etapa,
año de 1917, se habría explorado una gran parte de la superficie de las
cuencas y comprobada la existencia de recursos petrolíferos en la zona ele
Guanoco, Paria, Pedernales en la cuenca oriental, y en la cuenca del Lago
de Maracaibo en la región costanera de Bolívar, en la zona de Mene
Grande, en la costa oriental del Lago de Maracaibo y en Río de Oro en la
parte occidental.
— 152 —
Todos estos descubrimientos decidieron el comienzo de grandes
inversiones. como no se habían hecho hasta entonces en la historia
económica de Venezuela, para desarrollar la producción de petróleo.
Año 1911: En este año se inician los estudios geológicos en la cuenca
del Lago de Maracaibo, de manera organizada, utilizando cuadrillas técnicas
en las exploraciones de superficie, que comprendieron por primera vez en
Venezuela, descripciones IitoIógicas, divisiones estratigráficas estudios
paleontológicos y micropaleontológicos.
Año 1912: Se perfora el primer pozo cn Venezuela, en el área de
Guanoco, en el oriente de Venezuela.
Año 1913: Se descubre en el área del Lago de Guanoco, oriente de
Venezuela, el primer campo petrolífero. Se perforan 16 pozos productores,
dándose así comienzo a la explotación comercializada del petróleo en
Venezuela. De esta localidad se extrajo aproximadamente dos millones de
petróleo en el curso de la vida del yacimiento.
Año 1914: Después de varios años de exploración en la costa oriental
del Lago de Maracaibo, se descubre a mediados de este año, en la localidad
conocida con el nombre de Mene Grande, la existencia de un gran
yacimiento de petróleo.
Año 1913: Se descubre en eI sector occdentaI del Lago de Maracaibo,
eI campo petrolífero de Río de Oro.
Año 1917: Uno de los pozos exploratorios denominado Santa Bárbara,
ubicado en cl área de Cabimas, costa oriental del Lago de Maracaibo,
revienta súbitamente en agosto de este año, produciendo cien mil barriles de
petróleo por día. Los estudios que siguieron en la exploración de esta área,
comprobó la existencia de uno de Ios yacimientos más grandes del mundo.
Con este descubrimiento la producción de petróleo con características
comerciales se inició en Venezuela con una producción media diaria para
este año (1917), de 332 barriles diarios, Io que dio para eI año, 121 mil
barriles. Con este hecho culmina la etapa exploratoria en Venezuela y
comienza la etapa de producción.
Segunda Etapa - 1917 a 1930 - (Crecimiento) - Cuadro N° XV-1.
— 153 —
En esta etapa comienza verdaderamente la producción de petróleo en
escala comercial, se trata del volumen de petróleo extraído de los
yacimientos para su comercialización y venta al exterior. A partir del año
1 9 1 7 , las estadísticas de producción se publican en publicaciones oficiales
del país. Las estadísticas disponibles en Venezuela provienen
principalmente de la Oficina de Economía Petrolera de la Dirección General
y la Oficina Técnica de Hidrocarburos, ambas del Ministerio de Minas e
Hidrocarburos.
Este Iapso de trece años se caracteriza por el gran crecimiento de la
producción de petróleo alcanzando una tasa inter-anual del 72%. En este
lapso se descubren varios importantes campos petrolíferos en el área de la
cuenca del Lago de Maracaibo, así como también se incorpora en este
período la cuenca oriental de Venezuela con el des-cubrimiento del campo
de Quiriquire (1928). La mayoría de los des-cubrimientos importantes en la
cuenca del Lago de Maracaibo, se hicieron en este Iapso en la sección
oriental situada aI este de la Fa-Ila Icotea, falla que divide la cuenca del
Lago en dos grandes bloques de diferente producción petrolera, siendo el
bloque oriental el que ha producido más del 80% de la producción total de
Venezuela.
Año 1923: La producción en este año llegó a doce mil barriles diarios,
y la producción anual a 43 millones de barriles.
Año 1924: Primeros trabajos geofísicos en Venezuela por métodos
eléctricos.
Año 1925: Se experimenta en Venezuela, por primera vez en el mundo
Ievantamientos gravimétricos con balanza de torsión.
Año 1927: La producción en este año sobrepasa a los 1 6 5 mil barriles
diarios, correspondiendo al año la producción de 60.5 millones de barriles.
Primeros levantamientos sísmicos en Venezuela oriental, balanza de torsión,
refracción y magnético.
Año 1928: Se publica el primer tratado sobre geología de Venezuela.
Año 1929: Se considera que eI año 1 9 2 9 cierra el ciclo de los
des-cubrimientos, ya que en este año comienza la crisis económica mun-
- 1 5 4 —
dial, la cual se reflejó en Ios trabajos de exploración que se venían
efectuando. En este año la producción diaria llegó a 372 mil barriles diarios,
la producción anual pasó de Ios 136 miIIones de barriles.
Año 1930: La producción de petróleo en este año, se estabiliza
permaneciendo igual a la del año anterior, produciéndose 370 mil barriles
diarios, y anual 135 millones de barriles.
Tercera Etapa - 1931 a 1950 - (Desarrollo) - (Cuadro NQ XV-21.
Esta etapa de veinte años comprende cuatro quinquenios durante Ios
cuales, por circunstancias políticas - económicas cambiantes en el mundo,
las tasas de crecimiento ínter-anuál de la producción petrolera difieren entre
sí, siendo relativamente bajas en Ios dos primeros quinquenios y subiendo y
estabilizándose en Ios dos últimos.
Para toda la etapa, el crecimiento inter-anual alcanzó al 8%. En esta
etapa la cuenca oriental comienza a participar en la producción de petróleo
en un 20%, la de Maracaibo en un 800%0.
Quinquenio 1931 - 1935:
Este quinquenio coincide con la gran crisis económica mundial, crisis
que afectó profundamente eI desarrollo en que se venía desenvolviendo la
producción de petróleo en Venezuela, motivándose un estancamiento en la
producción. En este quinquenio, la tasa de ere-Cimiento inter-anual
comenzó a descender alcanzando para este lapso una tasa del 4.9%. La
crisis económica se reflejó principalmente en la cuenca oriental, la cual a
pesar de Ios grandes descubrimientos efectuados en el quinquenio anterior,
no comenzó a producir sino en el quinquenio siguiente. La producción en
este quinquenio, se estabilizó pasando Ientamente de 320 mil barriles
diarios, a 400 mil barriles diarios en 1935, y de 116 millones de barriles
anuales en 1931 a 148 millones de barriles anuales en 1935, Io que da una
tasa de crecimiento inter-anual de 4.9%.
Quinquenio 1936 - 1940:
En este quinquenio comienza la cuenca oriental de Venezuela a
participar en la producción de petróleo, en un 13% de la produc-
- 1 5 5 —
ción total, contribuyendo la cuenca occidental en el 87%. Con todo la
producción total de petróleo creció en este quinquenio aún mas lentamente
que en el quinquenio anterior, ya que la tasa de crecimiento inter-anual
apenas llegó a 3.5%. al pasar la producción, de 422 mil barriles diarios, 154
millones de barriles en el año de 1936; a 502 mil barriles diarios, 183
millones de barriles en eI año de 1940. En este lapso se descubren en la
cuenca oriental el campo Oficina (1937), y el campo Jusepín (1938) ; eI
descubrimiento de estos campos inicia la producción ele petróleo liviano en
la cuenca oriental.
Quinquenio 1941 - 1945:
Este quinquenio cae por entero dentro del lapso de la Segunda Guerra
Mundial lecho que afecta a la producción de petróleo debido en parte a los
ataques de Ios submarinos alemanes a Ios convoyes de transporte de
petróleo y por otra parte, a la falta del material requerido en el desarrollo y
mantenimiento de Ios campos petroleros. Con todos estos inconvenientes,
eI crecimiento inter-anual en este quinquenio señala un incremento
significativo, si es comparado con los de Ios dos quinquenios anteriores, aI
alcanzar una tasa de crecimiento inte. - anual dei 7.4%, al pasar la
producción diaria de 620 mil barriles diarios en 1941 a 886 mil barriles en
1945; lo que da una producción anual de 226 millones de barriles en 1941 y
323 millones en 1945.
Quinquenio 1946 - 1950:
Este quinquenio corresponde al tiempo de la pos-guerra, cuando
comienzan los ajustes económicos mundiales, que se reflejan en eI
crecimiento de la producción de petróleo en Venezuela. Para el año de 1946
la producción de petróleo alcanzó en Venezuela a más de un millón de
barriles diarios, o` sea, 389 millones al año; llegando en 1950 a 1.5
millones de barriles diarios, o sea, 546 millones de barriles al año, lo que da
una tasa de crecimiento inter-anual prácticamente igual a la del quinquenio
anterior, o sea de 7.1%.
Cuarta Etapa - 1951 a 1970 - (Plenitud) - (Cuadro N4 XV-3).
En esta etapa de veinte años, la producción de petróleo alcanzó su
plenitud al llegar a fines de ella, mediante un crecimiento interanual lento,
comparado con las etapas anteriores al alcanzar una pro-
- 1 5 6 —
ducción de 3.7 millones de barriles diarios, y 1.350 millones de barriles al
año para 1970, siendo ésta la mayor cifra de producción en la his toria del
petróleo de Venezuela.
En esta etapa la producción se duplicó al pasar de 1.7 miIIones de
barriles diarios en 1951 a 3.7 millones de barriles en 1970, con un
crecimiento ínter-anual durante el lapso de 4.0%. El desarrollo del
crecimiento de la producción en estos veinte años, ocurrió lenta-mente y de
una manera decreciente, como lo indica el resumen siguiente de las tasas de
crecimiento inter - anual por quinquenio.
QUINQUENIO: TASA DE CRECIMIENTO ENSER-ANUAL:
1951 - 1955 4.8 %
1956 1960 3.0 %
1961 - 1965 3.5 %
1966 - 1970 1.9 %
1951 - 1970 (en el lapso) 4.0 %
El análisis de este cuadro, revela que la producción creció lenta-mente
en eI Iapso, con tasas cada vez menores por quinquenio. Esta marcada
disminución indica la tendencia cada vez más acentuada de alcanzar una
estabilización en la producción, o significa el paso a un estado de
decrecimiento natural de la producción. Esto último. fue lo que ocurr ió aI
pasar la producción de 3.7 millones de barriles diarios en 1970, a 3:5
millones en 1971, o sea, que la producción comenzó a decrecer en este año
en un 5.5% de la producción del año anterior.
Quinta Etapa - 1971 - 1974 - (Declinación)
A partir de 1971, la producción de petróleo en Venezuela comienza a
decrecer en todas las cuencas, al pasar la producción 3.5 millones de
barriles diarios y 1.295 miIIones de barriles al año para 1971: a
3.0 millones de barriles diarios y 1.166 millones de barriles al año, Io que da
una tasa de decrecimiento inter anual del -3.4%, correspondiendo la tasa
decreciente del -4.6% a las cuencas occidentales y la del 0.9% a las cuencas
orientales.
Este decrecimiento se debe en parte aI agotamiento natural 'de Ios
yacimientos que comienza a sentirse en ambas cuencas, tanto la occidental
como la oriental, y en parte a las normas de conservación establecidas por
el Gobierno Nacional, aprovechándose del incremento de los precios que
ayudan a mantener las entradas fiscales.
Año 1975: Para este año se espera que la producción diaria sea 'de dos
millones quinientos mil barriles diarios o posiblemente menos. dependiendo
de las determinaciones que tomen con respecto a la producción la política
conservacionista. Posiblemente la producción no pasará de 900 mil millones
de barriles en el año.
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO POR CUENCA
MILES DE BARRILES
1917 - 1 9 3 0 CUADRO N°XV-1
A Ñ 0 M I L E S D E
B A R R I L E S
CREC. INTER ANUAL
5 AÑOS 10 AÑOS 14 AÑOS
1 9 1 7 1 2 1
1 9 1 8 3 2 1 ^
1 9 1 9 3 0 5 ~0\
1 9 20 4 6 2
1 9 21 1.449
1 9 2 2 2.2 3 5
A
19 23 4.3 27 169.á\
1 9 2 4 9.1 2 9 ® i
1 9 2 5 1 9.9 3 3
57.0
1 9 2 6 3 5 .6 5 5
1 9 2 7 6 0 . 4 1 9
1 9 2 8 10 5.9 5 70~(ñ
1 9 29 1 3 6 .074
1 9 3 0 1 3 5 .2 4 6
T O T A L
1 9 1 7 - 1 9 3 0 5 1 1 . 6 3 4
C U E N C A e 0 C C D E N T A L E ! C U E N C A e
CRECIMIENTO
A N O Z U L I A % • A L C O N % I N T
E R
A N U A L eATu R I N % " U N A ! % 3A. 30A. 2 0 A
1931 116.117 100
1911 111.737 1 0 0
1933 1 1 1 . 1 1 9 100
193• 136.217 1 0 0
1.39 14..51e 1 0 0
1 9 3 1 154.840 100
1 9 3 7 1 7 9 . 1 5 8 1 N 3900 3.2
1 9 3 1 1 7 8 . 0 4 0 934 12.0 o o 64 1939 1 1 4 . 5 3 4 n.2 1 1 . 0 0 0 e9 1 9 4 0 159.a 3o reo
e s
2 4 . 0 0 0 lao
1941 1 9 1 . 7 1 1 997 3 0 . 0 00 133
1942 111.420 79.x 3 1 4 36. 42o 24.e
1943 144.323 90. 1 7 4 2 z3 33.33* 19.5
1 94 182 740 7 3 0 2093 10 72. 202 29 o
1940 2 2 1 . 1 1 7 374 1 8 1 7 O1 103.4 00 32 o
ED 194e l ee . 365 N7 1774 03 119.9 40 31.o 1947 304.423 611.7 1700 0 3 12e 7 67 3 0 a 1 9 4 1 343.000 697 1 1 0 0 0 . 3 145.200 300 1 . 4 . 337. 911 397 3 . 9 0 0 0.3 142 .3 e e 3 0 O 1 9 3 0 Sea. 739 69.7 1900 0 . 3 1 5 2 . 1 3 0 3o o
T O T A L 3 8 1 1 . 3 1 1
1 1 ola
1034.166
1931-1.eo 73.1 % 0.4% 2 0 . 5 %
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO POR CUENCAS SEDIMENTARIAS M I L E S DE
B A R R I L E S
1931 - 1950 cuADRo N• .7 -z
0 R 1 E N T A _L C ! _________________
C R E C I M I E N T O C R C C I M I C N T O
I N T E R A N U A L T 0 T A L _____________ I N T E R
A N U A L
5 A 10A 2 0 A . 5A 10A 20A.j 119.973 116.737 1 1 9 . 1 9 9
133,237
1 4 e . 3 1 8
U
®°
PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO POR CUENCAS SEDIMENTARIAS
M I L E S DE B A R R I L E S
1 9 5 1 - 1 9 7 4 CUA55o N ° 5 v -
C U E N C A◼ O C C I D E N T A L E S C U E N C A S 0 R 1 E N T A L E 5
A 4 0 I U L A % P A L C 0 N CMO.INIES dW1L
N A T u E 1 N % 5..55 APU
RE
%CSEC.INTEN
ANUAL
<IIEC .TER ANUAL EA. 10 A, t4 A. - SA. loa. 245. T o T A
L
5A 10 A. 24 A.
1951 4 57 .3 82 70.0 1.481 0.1 153.14E 29.0 6 9 2 2 . 1 9 8
1952 446. 045 70.0 1.755 0.1 192 .355 29.0 2 21
4 6 0 . 2 3 3 1953 439. 410 54.0 2.462 0.1 l~ 202.900 310 - ® 8 4 1 . 2 2 3
A
1954 472. 800 55.0 2.562 0.1 215.596 31.0 110 - 691.785 1955 5 5 3 . 4 8 2 70.0 2.522 0.1 251.215 290 165 - 7 8 7 . 3 5 4
1956 6 50 .9 24 70.0 2.503 0.1 265.595 1290 181 - 8 9 9 . 1 5 3 1957 7 18 .0 20 70.0 2.47E 0.1 289.934 29.0 3.192 03 1 0 1 4 . 4 2 4 1 55 5 5 1 8 . 0 3 2 65.0 2.204 0 .
2 ~ 283.559 300 19942 2 1
Q 9 50 .7 67
1959 1 5 3 . 5 3 5 13.0 1.755 01 263.522 25.0 12271 1.2 3011 .415 1960 754. t07 72.9 1.581 0.1 251.152 25.0 22673 2.0 1.041.576
1941 1 9 2 . 9 9 5 740 1.302 0.1
216.535 23.7 24.525 2.2
1.065 .757
1363 I f 6 5
817. 450 687. 340
74.9 749
1.195 1.166
D 1 0 .1
273 905 230 2!551 2.01
1 1 5 5 . 5 1 1
1954 9 56 .6 94 76.9 954 0.1 Y1
O
252.595 20.5 31.054 2.5 11 1 2 4 1 . 7 8 2 24 1965 989. 450 75.0 615 01 266.596 212 30914 2.4 1 .267 .60 '
1
_- 03 L[4~ 1966 9 4 3 . 0 3 4 75.9 750 0.1 253.675 210 30993 2 'S 1.250,184 1967 993. 151 76.5 656 0.1 Ir3]3 247.400 21.0 31.639
121
1.292.574
1969 1969
1.050.625 1065. 194
79.9 510
555 425
0.1 0.1
2 4 0 5 2 6 2 2 1 9 5 7
16.0 17.0
29334 21255
2O 14
\ 1.319. 310 1.311.632
1 9 7 0 1.095. 347 9 1 0 405 0.1 236.639 1 7 0 21.052 1.5 1.353.420
1 9 7 1 1.05V. 995 51.0 403 0.1 223.409 170 20.601 1.5 1 2 9 5 406
1 9 7 2 9 4 9 . 3 2 1 51.0 439 0.1 210.009 1110 15715 1.5 Ó.9 1 1 7 9 4 9 1 Q 1 9 7 3 953 .998 80.0 441 0.1 222.333 15.0 19504 1.5 1 22 0 . 59 4 1 9 7 4 5 31 .9 55 75.0 326 0.1 255634 220 16750 15 1 0 5 7 . 6 6 5
TOTAL
19305. 743 35. 712 5.924.445 103.131 25.566.034
733 0.5 22.6 16 100%
RESUMEN
PETROLEO CRUDO
PRODUCCION ACUMULADA-PORCENTAJE PRODUCIDO POR CUENCAS
MILES DE BARRILES CUADRO N9 x v - 4
O C C I D E N T E O R I E N T E
LAPSO
A N O S Z U L I A % F A L C O N % MATURIN % 9ARINAS % T O T A L
1917
1 9 3 0 511 .634 1 0 0 511 .834
1831
1 9 5 0 3 .981 .311 79 .0 15 .012 0 . 4 1.034.186 20 .8 5 .030 .489
1 95 1
- 1 9 7 4 19.305.743 75 .5 32 .712 0 .13 5 .824448 22 .8 403 .131 11 .6 25566.034
TO TAL '
1 91 7
1 9 7 4 24.016.201 76 .7 47 .724 0 .15 6.858.614 21 .9 403 .131 1 .3 31 .325 .670
VENEZUELA
T A S A S D E C R E C I M I E N T O IN T E R A N U A L E S
P R O D U C C I O N D E P E T R O L E O C R U D O
P O R C U E N C A S S E D I M E N T A R I A S CUADRO N 4 XV - 5
OCCIDENTAL OR I E NTAL PRODUCCION
LAPSO - AÑOS
5 AÑOS 10 AÑOS 5 AÑOS 10 ANOS 10 ANOS -
5 ANOS
1 9 1 7 - 1 9 2 0 40 .0%
1
1
9 2 1
9 2 6
- 1 9
- 1 9
2 5
3 0
69 .0%
30.0%
57 %
- 72 .0%
1
1
9 3 1
9 3 6
- 19
- 1 9
35
4 0
4 .9°/ ,
0 .6 %
32 % 42,0% --
4 9 % 4.6%
3 . 6%
1
1
9 41
946
- 1 9
- 1 9
45
50
2 ,3 %
7.6 %
6 9 % 28.0%
6.2%
28-0% 7. 4%
7, 1 0 /3
9 . 2 %
1
1
9 5 1
9 5 6
- 1 9
- 19
5 5
60
4 .0 %
3.7 %
5 6%
4.8%
1 3%
4.5°%
4. 0%
3 0%
5. 3%
1
1
9 61
9 6 6
- 19
- 1
9
65
7 0
4 ,0 %
3.0 %
3 3% 19%
- 2 .0
%
0.5% 3 5%
2 0%
2 4%
1 9 7 1 - 1
9
7 4 - 4 .6 % - 4 . 6% 0.9% 0.9% - 3 4% - . 3 . 4%
G R A F I C O N°XV-1
VENEZUELA - - - T -- - -
NNOOUCCION DE 'CEROLLO CRUDO
AROS
111E-101
4 - --- -- ! - - _ - , 1 1 A l E l
111 1 1 1 1 1 i! 1! 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
C A P I T U L O X V I
R E S E R V A S
C A P I T U L O X V I
RESERVAS
XVI-1 DEFINICIONES:
(Cuadros Nos. XV-1 y XVI-2) y (Gráficos Nos. XVI-1 y XV1-2).
Reservas de Petróleo:
Por reservas de petróleo se define la cantidad de petróleo que puede ser
beneficiada en un yacimiento, distinguiéndose las reservas probadas de las
reservas probables.
Reservas Probadas:
Se define como el volúmen que ha sido localizado mediante perforación
y el cual se estima recuperable económicamente a través de los sistemas de
producción utilizados para entonces. Es el volúmen de petróleo utilizable en
cualquier tiempo y que se puede acreditar a un yacimiento de acuerdo con la
información geológica y de ingeniería. Son eI volumen de petróleo que se
estima con regular certeza que va a ser recuperado de yacimientos conocidos
por medio de mecanismos primarios de producción.
Reservas Semi - Probadas:
Se denomina reservas semi - probadas o reservas suplementarias. al
volúmen adicional de petróleo que puede ser recobrado mediante la aplicación
de varias técnicas llamadas en su conjunto "Operación de Recuperación
Secundaria". Las reservas suplementarias estan íntimamente relacionadas con
las reservas probadas, ya que el volumen del remanente de petróleo que queda
después de la exploración es considerado en aquellos momentos, volúmenes
económicamente marginales. Estas reservas se estiman tomando eI 10% del
volumen de las reservas totales (Rt), lo que equivale a concebir una recupera-
- 1 6 7 —
ción adicional mediante la aplicación de técnicas conocidas como de
recuperación secundaria, métodos de operación que complementan los
métodos operacionales primarios. Son aquellos volúmenes de petróleo que,
de acuerdo con los estudios geológicos podrían estimarse como
recuperables en las condiciones económicas y tecnológicas prevalentes en
el momento de realizar la estimación.
La estimación de las reservas probadas puede considerarse como un
inventario del petróleo existente en el subsuelo de una cuenca de
explotación. * El método que se usa para eI cálculo de las reservas
probadas, se hace a partir de las cifras del año anterior, a la cual se le
añaden, primero, las cantidades descubiertas en yacimientos de campos
nuevos o en yacimientos nuevos de campos en explotación; segundo, las
cantidades que corresponden a extensiones realizadas en campos
conocidos; y tercero, las cantidades debidas a revisiones de los volúmenes
de reservas probadas en los yacimientos con cierta historia de producción,
lo que causaría modificación de su extensión superficial, o del
comportamiento de los flúidos que contiene. Por último, se le resta aI total
de la suma algebráica descrita. el volumen de la producción del año
transcurrido desde la estimación anterior. En forma de simple ecuación se
tiene:
Reservas Probadas de un año = Reservas Probadas del año anterior +
Descubrimientos + Extensiones - Revisiones - Producción del año
anterior.*
La suma algebráica de los descubrimientos, las extensiones y las
revisiones, menos la producción referidos en lapsos anuales, es la es-cala
del incremento de las reservas probadas.
Las reservas probadas en el decenio de 1943 a 1952, crecieron a una
tasa inter - anual de 4.8%. o sea, que se incrementaron práctica-mente 1.5
veces.
En el período de 1953 a 1973, o sea durante veinte años, se in-
crementaron a una tasa inter- anual menor, o sea de 1.65%, al pasar de
10.152 millones de barriles, a 14.083 millones de barriles, incremento que
ocurrió de la manera siguiente:
* Aníbal R. Martínez - Recursos de Hidrocarburos de Venezuela - Cara-cas, 1972.
— 168—
1.- Por descubrimientos: 6.301 millones de barriles, o sea el 25% del
total, cifra a la cual no se le puede calcular el incremento interanual por
haber ocurrido de manera errática en el lapso.
2.- Por extensiones: 9.565 millones de barriles, o sea, eI 34% del total,
cifras que ocurren también erráticamente.
3.- Por revisiones: 12.150 millones de barriles equivalente al 43% del
total, citando al Geólogo Humberto Peñaloza, cuando se refiere a la
participación en las reservas de las obtenidas por extensiones, cuando esto
ha ocurrido gracias a las revisiones que en ellas se han operado como
consecuencia de la aplicación de programas de recuperación secundaria. o
por lo que en el argot petrolero llamamos "trabajo de Iápiz". Resulta
preocupante (H. Peñaloza), que en las dos últimas décadas (1953 - 1973), la
extracción de petróleo alcanzó a 22.500 millones de barriles y que
solamente agregamos 15.900 millones de barriles de nuevas reservas
derivadas de descubrimientos y extensiones. o sea el 70%.
Reservas Probables:
Se define como la producción recuperable que no fue extraída de Ios
yacimientos por no considerarse su extracción comercial, pero que debido a
la aplicación de mejores métodos, o a cambios de Ios precios en el mercado,
pueden ser recuperadas eventualmente. En la práctica, las reservas probables
se incluyen en eI volumen calculado como recuperable. A esta definición
pertenecen:
a) Yacimientos que han sido investigados por pozos y en los cuales
no se han efectuado pruebas de producción:
b) Yacimientos en que la perforación de pozos adicionales fuera del
área ya probada presumen del buen éxito, por cuanto existen condiciones
geológicas: y
c) Yacimientos que podrían descubrirse en formaciones adyacentes a
las ya en producción, cuando las condiciones geológicas así lo indiquen.
-169 —
Reservas Posibles
Se describe como petróleo que podría recuperarse en el futuro, si las
suposiciones técnicas aplicables indican que sería factible una extracción
comercial.
Se consideran reservas de este grupo aquellas provenientes de:
1.- Areas petrolíferas no económicas en el momento de ser
des-cubiertas.
2.- Areas donde existen estructuras geológicas que tengan posi-
bilidades de contener acumulaciones petrolíferas.
5,- Yacimientos fuera del área probada donde no existen com-
probaciones directas de la existencia de petróleo.
CUADR O N ° %VI - 1
EVOLUCION DE LAS RESERVAS PROBADAS
DE PETROLEO CRUDO
MILLONES DE BARRILES 1.943-1952
A Ñ 0 AUM E N TO B RU T O
DE LAS RESERVAS
PRODUCCION
A NUA L
n - 2 )
V A R IA C IO N
NE T A
RE S E RV A S
F INA L DE AÑO
1 . 9 4 3 -
5 . 7 5 5
1 . 9 4 4 1 . 1 7 6 2 5 7 9 1 9 6 . 6 7 4
1 . 9 4 5 6 8 7 3 2 3 3 6 3 7 . 0 3 8
1 . 9 4 6 5 6 5 3 8 9 1 7 6 7 2 1 4
1 . 9 4 7 5 1 6 4 34 8 2 Z 2 9 6
1 . 9 4 8 8 3 . 6 4 9 0 3 46 7 . 6 4 2
1 . 9 4 9 1 . 0 7 6 4 8 2 5 9 4 8 . 2 3 3
1 . 9 5 0 1 0 3 8 5 4 7 4 9 1 8 . 7 2 4
1 . 9 5 1 9 6 2 6 2 2 3 4 0 9 . 0 6 4
1 . 9 5 2 817 6 6 0 1 5 7 9 . 2 2 1
T OT A L 7 . 6 7 3 4 . 2 0 4 3 . 4 6 9 9 . 2 2 1
CUADRO N° 3VI .2
EVOLUCION DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETROLEO CRUDO
MILLONES DE BARRILES 1.95 2- 1.974
A Ñ O CESCUBRIMIEMtC
O
®
EXTENSIONES 0
REVISION E9
0 ( l t
are)
AUMENTO SRUTO
P400000125
ANUAL
0 1 4 - E 1
00410010 N
NETA
0 RESERVA. FIN DE AMO
1.952 - - - - - - 9.221
1.953 803 352 • 409 1.515 644 931 10.152
1.954 436 6 17 435 1.486 692 796 10.957
1.955 321 1.151 776 2.250 787 1.497 12.406
1 9 5 6 371 .8 1 3 1.281 2.465 899 '1.566 13.995
1.957 816 940 853 2611 1.014 1.597 13.592
1.958 857 1.244 39 2.140 951 1.189 16781
1.959 342 695 1 9 6 1.233 1.011 222 1 7 0 0 3
1.960 585 594 262 1.441 1.042 399 17.402
1.961 1 0 6 365 72 543 1006 - 523 16.879
1.962 146 144 8 02 1.094 1.168 - 74 16.805
1.963 69 298 1.025 1.390 1.186 204 17003
1.964 73 270 1 .082 1.427 1.242 185 17.188
1.965 75 264 981 1.320 1.268 52 17.240
1.966 63 69 723 855 1.230 - 375 16.865
1.967 38 101 245 3 84 1.293 - 909 15.956
1.968 38 535 459 1.032 1.319 - 287 15.669
1.969 38 377 145 560 1.312 - 752 14.669
1.970 3 0 101 327 478 1353 - 875 14.042
1.971 447 270 302 1.019 1.295 - 276 13.766
1.972 120 170 1044 1.334 1.178 156 13.922
1973 503 195 692 1.390 1.229 161 14.083
TO TAL 6.301 9.565 12.150 22969 23.119 - 14.083
PAR1IPACION
23% 34% 43% 100%
%
GRAFICO N° XVI - 1
PARTICIPACION
DESCUBRIMIENTO - 3 %
EXTENSIONES 3 4 %
REVISIONES 43%
1 4 0 0 / /
1 2 0 0 ~A EXTENSIONES 1 0 0 0
A N O S
3000-
2800_
26001
24001
22001
2000)
EVOLUCION DEL ORIGEN DE LAS RESERVAS
1950-1973
I \1,
GRAFICO N° XVI 2
R E S E R V A S
P R O B A D A
S DE P E T R O L E O C R U D O
LEYENDA
AUMENTO NETO
O DISMI NU CIDM NETA
194
4 -
1974
2 0 . 0 0 0 x - -
15.000 ' 10.000
A
3 0 0 0
RESERVAS POSADAS A FIN DE AMO
E.SD01
w A 0 5
A A E E
FUENTE. MINISTERIO DE MINAS E MIDROCANBUROS- DIRECCION DE ECONOMIA PETROLERA
C A P I T U L O X V I I
RECURSOS PETROLEROS
C A P I T U L O XVII RECURSOS PETROLEROS
El término "recursos" se utiliza en la industria petrolera para de-signar
una expectativa de acumulación de petróleo en áreas inexploradas; es
sinónimo de "reservas no descubiertas".
Debido a la manera errática como ocurren las acumulaciones de
petróleo en el subsuelo. es difícil solucionar el problema ele estimar los
recursos no descubiertos por taladros. En un avalúo preliminar, el método a
utilizar es el geológico, el cual cn una zona nueva sin exploración del
subsuelo, se hace por lo general por analog_a con otros campos petroleros
conocidos y en exploración.
XVII-1 RECURSOS EN LAS CUENCAS PETROLIFERAS EN PRO3UC-CION:
En el desarrollo y la extracción de petróleo cn cuencas explora-das y
en producción, la cantidad recobrada representa un porcentaje del petróleo
en situ, porcentaje que depende de la porosidad de la roca que contiene eI
petróleo, de su permeabilidad y del tipo de energía d_I depósito que
abastece eI petróleo; este coeficiente se denomina "Factor de Recuperación".
Según Ios técnicos del Ministerio de Minas e Hidrocarburos, el factor
de recuperación en Venezuela alcanza a un término medio del 18.5%; factor
que se refiere tanto a la parte producida como a las reservas remanentes
probadas.
Conociendo el volúmen del petróleo desde los comienzos de la
producción en las cuencas tradicionales de Venezuela, se puede calcular
aproximadamente el volúmen de los recursos totales en los comienzos de la
producción, utilizando la siguiente simple ecuacién:
Rt— ____ ( P t + R 1 ) x 100
18.5 en la cual,
Rt = Recursos totales de petróleo en las cuencas tradicionales al comenzar
la producción.
— 177 —
Pt = Producción acumulada de petróleo durante el lapso de.producción
considerada.
R' = Reservas probadas de petróleo, existentes para fines del Iapso
considerado.
18.5% = Factor de recuperación en Venezuela durante eI lapso ((1917-
1974).
Utilizando los siguientes valores en la fórmula:
Pt = 31.159 x 106 barriles (producción acumulada a fines de 1974).
R1 = 14.000 x 106 barriles (reservas probadas para fines de 1974).
18.5% = Factor de recuperación en Venezuela.
Se tiene que la ecuación toma el siguiente valor:
(31.159 x 106) + (14.000 x 106) x 100
1 8 .5
de donde:
R' = 244.102 x 106 barriles.
que es aproximadamente los recursos de petróleo que existían en las
cuencas tradicionales en los comienzos de la explotación, de las cuales se ha
extraído un 18.5%, 31.000 x 10s y 14.000 x 10, barriles en reservas
probadas para fines del año 1974, (Cuadro NQ XVII-1).
XVII-2 PERSPECTIVAS DE LA PRODUCCION DE PETROLEO EN LAS
CUENCAS TRADICIONALES:
Durante eI período de la explotación, éstos recursos de petróleo pueden
ser considerados fijos, que continuamente se disminuyen por la explotación
a que han sido sometidos; por lo consiguiente, la historia completa da la
producción puede ser puesta en forma de una curva de la manera siguiente:
- 1 7 8 -
Moteando la tasa de producción contra el tiempo en escala aritmética,
comenzando en cero, pasar por unos o varios máximos, y finalmente
declinar gradualmente a cero.
Si denota "Q" una cantidad dada de petróleo, y "t" eI tiempo requerido en
su producción; se tiene que la tasa de producción sería expresada por la
ecuación siguiente:
P dQ d t
donde "d" significa la cantidad de cambio. Si se plotea la tasa de producción
de "P en escala aritmética como una función del tiempo "t", (Gráfico N°
XVII-I). El área por debajo de la curva con base "di" y ordenada "P", sería:
d A = Pdt = ( ___ d tQ ) dt = dQ
En la gráfica, la producción acumulada de "Q" en un tiempo "t" es
proporcinal aI área entre la curva de la tasa de producción y el eie del
tiempo a partir del comienzo de la producción hasta el tiempo "t" del lapso.
En eI ciclo completo de producción comien';a en cero y eventualmente
termina en cero: el área total dentro de la curva es una medida de la
cantidad total de "Q", sería producida durante el ciclo.
Bajo el punto de vista matemático, la curva puede tener un número
indefinido de formas, pero la tecnología de la producción. esencialmente
requiere una fase exponencial positiva creciente en los comienzos, y una
fase declinante negativa en su fase decreciente, lo cual Iimita esencialmente
la forma de la curva.
El Gráfico N° XVII 1, señala cual ha sido y será la situación de la curva
de producción del petróleo de Venezuela. La producción acumulada alcanzó
en 1974, a 51.159 m'Ilones de barriles, deie.ndo como reservas probadas,
mis reservas probables y reservas posibles, la cantidad de 50.615 millones
de barriles, que sería aprox'madamente el contenido remanente de petróleo
en las cuencas tradicionales, de los cuales 14.000 millones de barriles serían
reservas cuya existencia estan probadas; eI remanente o sea, de 56,6
millones de barriles quedarían por descubrir y desarrollar, cuya
comprobación tendría que llevarse a cabo par medio de exploraciones
geológicas y geofísicas que requerirían cuantiosos fondos.
— 179 —
E V A L U A C I O N APR OX I MAD A DE LOS R E C U R S O S PE T R OL I F E R O S
C U E N C A S T R AD I C I O NAL E S DE V E N E Z U E L A
M I L L O N E S DE B A R R I L E S 1 9 1 7 - 1 9 7 4
CUADRO
N^XVII-1
4 1 2 l i t 3
CUENCAS
RECURSOS
TOTALES
RI
PRODULCION
ACUMULADA
PI
RESERVAS
PROBADAS
Rj
PRODUCCION
1 + 2
TOTALES
(P+R=1B.5%RL
RESERVAS RESERVAS
SEMIOROBADA.SNODESCUBIER-
(10 /4 R1,)
YAS(POSIBLES)
R 2= 1 0 % R I R 35%RI
ZULIA 197.351 23.851 12.500 36.351 19.648 9.851
FALCON 266 47 1.0 4.8 27 13
ORIENTAL
MATURIN
PARIA- GU A
RICO
44.637 6.858 1.400 8.258 4.464 2.232
BARINAS-APURE 2.713 403 99 502 271 135
TOTALES 244.102 31.159 14.000 45.159 24.410 1.2.2055
50.615
RECURSOS
REMANENTE
1 2000 0 24A8
~~
12248/
50.615
=
2
+ 3 + 4
G R Á F I C O N ° X V I I - 3 .
CICLO DE PRODUCCION DE LAS CUENCAS TRADICIONALES DE VENEZUELA
P A R A E L A R O D E 1 9 7 5 M A N S I D O D E S C U B I E R T O ,
DESA RR O LLA DO Y PR O DUC IDO AP RO X IMA DA M EN TE
E L 5 3 % D E L 0 8 R E C U R S O S E N L A S C U E N C A S
T R A D I C I O N A L E S E N E X P L O T A C I O N . 1 A 3 3 L A A C T I V I D A D D E L P E T R O L E O V E N E Z O L A N O E N •
T R O E N E T A P A D E C L I N A N T E A P A R T I R D E L
A Ñ O D E 1 9 7 0 .
E L A R E A B A J O L A C U R V A R E P R E S E N T A E L
TO TA L DE LO S R E C UR S O S P E TR O LE R O S
C O N O C I D O S E N L A S C U E N C A S
9 3 . 7 7 5 M I L L O N E S ' D E . B A R R I L E S — D E
L O S C U A L E S H A N S I D O E X T R A I D O S 3 1 . 1 5 9
M I L L O N E S D E B A R R I L E S ( 3 8 % ) ,
Q U E D A N D O A P R O X I M A D A M E N T E U N R E M A -
N E N T E D E 5 0 . 8 1 3 M I L L O N E S D E B A R R I L E S
( 6 2 % 1 C O M O R E S E R V A S P R O B A D A S
S E M I - P R O B A D A S Y P O S I B L E S
( 3 I o 9
P R O D U C C I O N 3 1 3 5 9 X 1 0 A ( 3 8 % ) ( 2 1
R E M A N E N T E 0 0 . 8 3 5 X 1 . 0 ° ( S 2 % )
T O T A L = ( 1 ) 1 ( 2 )
9 1 . 7 7 3 X 1 0 ° l o o
0 /0
C A P I T U L O X V I I I
EXPLORACIONES PETROLERAS
C A P I T U L O X V I I I
E X P L O R A C I O N D E P E T R O L E O
Una premisa razonable, sostenida por principios geológicos, es de que
Ios yacimientos petrolíferos son el resultado de procesos ambienta-Ies tanto
biológicos, geológicos como atmosféricos, ocurridos dentro de una área
denominada cuenca. Los procesos geológicos contribuyen a la formación de
la cuenca o embalse, los procesos climáticos a la des-composición de las
rocas y su subsecuente traslado y deposición en las cuencas al desarrollo
orgánico que finalmente origina la materia prima que se transformaría en
petróleo. Finalmente contribuyeron los cambios tectónicos estructurales a
preparar las trampas y otras estructuras donde se acumula el petróleo en el
transcurso de su migración. Todo este complejo ocurrió en Venezuela en un
lapso de tiempo que ocupó parte del mosozoico y del terciario, varias
decenas de miles de años.
La teoría sobre la cual se basa la premisa hipotética explicativa sobre
el origen del petróleo, no ha sido desarrollada Io suficiente como para
predecir e indicar, conocidos algunos parámetros geológicos, las áreas
adecuadas que de ser exploradas determinarían acumulaciones económicas.
Las exploraciones en Venezuela han comprobado la existencia de
acumulación económica en algunos sitios o IocaIidades dentro de las
cuencas sedimentarias circundadas por áreas de origen tectónico, tales como
CordiIIeras de Los Andes, CordiIIeras de Perijá, Cordillera de La Costa y eI
complejo arcaico del Escudo de Guayana. La distribución de Ios
yacimientos petrolíferos dentro de estas cuencas no es complemente
conocido, sólo se conoce la densidad de ocurrencia dentro de ellas cerca de
Ios resumideros o sitios donde el petróleo afluía a la superficie que dió
origen aI conocimiento de la existencia del petró-Ieo en estas cuencas. La
exploración en Venezuela comenzó desde es-tos resumideros y se extendió
radialmente a partir de ellos.
— 1 8 5 —
Las exploraciones Futuras deberían seguir la misma Iogística realizada
hasta ahora, es decir, desde resumideros o desde yacimientos conocidos
hacia estructuras vecinas favorables, es decir, a partir de ya-cimientos
conocidos hacia zonas nuevas dentro de un modelo regido por las
distribuciones estructurales conocidas. Establecer investigaciones nuevas al
azar, lejos de, zonas en producción sería establecer la investigación a base
de "Wildcats" que es costosa y de gran riesgo. La geología que se conoce
fuera de las áreas productivas, es de superficie e incompleta y se conoce
menos aún la geología de su subsuelo.
Aparentemente las condiciones dentro de la cuenca del Lago de
Maracaibo circundada y cerrada por zonas montañosas altas que constituyen
la cuenca, ha sido la localidad donde se produjeron en el pasa-do con mayor
intensidad, todos aqueIIos parámetros que dieron origen a los yacimientos
petrolíferos explotados. El área explotada es relativamente pequeña con
relación al área total de la cuenca del Lago.
Es significativo que dentro de cada una de las cuencas petrolíferas, las
áreas productivas descubiertas hasta ahora estan situadas en Iocalidades
vecinas unas a otras, tal como se puede constatar en las zonas del Lago de
Maracaibo, cuya zona productiva se encuentra ubicada en la parte NW-SO
del Lago de Maracaibo (costa nororiental), y en la Cuenca Oriental
(Maturín) en su parte central. Esto indica que la exploración de esas zonas
fué llevada en forma progresiva desde su punto de descubrimiento, plan
Iogístico adecuado, ya que debe existir un control geológico regional que
todavía no se ha explicado. Esto apoya la idea de que las investigaciones
futuras deben seguirse con la misma logística que se ha venido utilizando,
es decir, eI de exploración radial de lo conocido hacia Io desconocido,
aplicando análisis especiales basados en estadísticas de distribución y
producción.
En los comienzos de la investigación geológica en Venezuela para
ubicar los yacimientos petroliferos, se usaron métodos geológicos
superficiales a las zonas contiguas a Ios resumideros y en las áreas donde
existían formas topográficas que revelaban posibles estructuras geológicas
similares a aquellas estructuras conocidas y estudiadas en otras Iocalidades
en el mundo. El estudio del material obtenido de los testigos de los pozos
perforados en la detección de la existencia del petróleo en las áreas
escogidas, trajo como consecuencia el esta-
- 186 —
Llecimiento de la investigación sistemática y detaIIada de las características
en las rocas encontradas, tales como: litología, caracteres físicos
(granulometría, porosidad), secuencias estratigráficas, interpretación de los
cambios estructurales en eI subsuelo (fallas, etc.), con-tenido de fósiles,
determinación de la edad de las capas sedimentarias, correlación
estratigráfica en Ios pozos de una misma área y a distancia. Todos estos
datos contribuyeron a establecer normas para formar una logística en la
exploración fundamentada en principios básicos geológicos, principios que
han venido desarrollándose y aplicándose, y que en definitiva han sido de
gran ayuda en la determinación, la Iocalización de las áreas explotadas y la
valuación de depósitos de petróleo y gas encontrados hasta la fecha.
Después del éxito inicial obtenido mediante la aplicación de métodos
geológicos en la superficie cercana de Ios resumideros y afloramientos
estructurales, conjuntamente con la interpretación geológica del material
litológico-subsuelo obtenido de los pozos, se comenzó a aplicar métodos
geofísicos para ayudar a detectar estructuras favorables a la acumulación de
petróleo en las mismas áreas.
La investigación geofísica se comenzó utilizando métodos sísmicos
que consisten en la aplicación de la mecánica de las ondr.s sobre estructuras
y su respectiva interpretación. Los primeros métodos sísmicos fueron de
reflexión y refracción que se comenzaron a utilizar en los E.E.U.U. de N.A.
en 1926, y a aplicarse en Venezuela a comienzos del año 1927
Los métodos geofísicos de gravimetría que dá el efecto integrado de la
densidad de las rocas que constituyen las cuencas, se comienza a utilizar en
Venezuela en 1925 .
La aplicación del magnetrómetro, método invaluable en determinar la
profundidad en que se encuentra el basamento de las cuencas estratigráficas,
y por lo consiguiente eI espesor de los sedimentos que las rellenan ha sido
utilizado esporádicamente y en años recientes.
Los métodos geofísicos detectan condiciones favorables para la
acumulación de petróleo, pero no indican o señalan las IocaIidades donde
esas acumulaciones pueden ocurrir. La determinación de posi-
- 1 8 7 —
bles áreas todavía depende de Ios estudios geológicos e interpretación
aerofotográficas.
Las técnicas utilizadas actualmente en las industrias petroleras. no están
lo suficientemente desarrolladas para determinar las áreas donde las
acumulaciones de petróleo puedan ocurrir, pero una vez que las posibles
áreas de acumulaciones se hayan determinado, Ios métodos geofísicos de
subsuelo ayudan eficazmente a preparar los mapas estratigráficos y
estructurales requeridos en la explotación.
La experiencia indica que la explotación en la búsqueda de nuevas
reservas, debe ser un proceso logístico continuo a partir de áreas conocidas
donde debe comenzarse a medida que se avanza con métodos geológicos y
geofísicos conocidos. Datos sobre la exploración pe-trolera en los Estados
Unidos, indican que los pozos de exploración denominados "Wild cats",
localizados técnicamente, es decir, des-pues de una investigación geológica
de superficie, han dado un resultado mucho más favorable que Ios "Wild
cats" ubicados en áreas tomadas al azar como posibles productores.
XViI1-1 GASTOS DE LA EXPLORACION PETROLERA - LAPSO
1957-1970:
En el cuadro de gastos de exploración de la industria petrolera mundial
para la etapa de 1957-1970, se observa lo siguiente: (ver Cuadro N9
XVIII-1).
Los gastos de exploración en los Estados Unidos, de 9.030 millones de
dólares, representan, un promedio para eI lapso (1957-1970), de 56.2%
sobre eI totaI mundial de 16.060 millones de dolares. Dichos gastos
estuvieron distribuidos bastante uniformemente con sólo un máximo de
6.5% en el primer año, pero en general, los gastos de exploración
decrecieron a una tasa inter-anual del -0.4%.
Del 43.8% remanente para los gastos de exploración en Canadá y
Ultramar, el mayor porcentaje de gastos se efectuó en el Canadá con un
promedio de 11.8% para un total de 1.795 millones de dolares durante el
lapso, y seguido muy de cerca por el Africa con un pro-medio de 9.5% para
un total de 1.025 millones en el mismo período.
Europa Occidental tuvo gastos de exploración con un porcentaje
promedio de 6.04% para 920 millones de dolares, y el Lejano Oriente
— 188 —
con una cifra muy cercana de 6.2% para 990 millones de dolares. En estos
dos casos, la distribución anual fué bastante uniforme con tendencia a un
progresivo incremento anual, habiendo sido muy señalado e importante en
el caso del Canadá y el Lejano Oriente, y más errático y descendente hacia
eI final de la década en eI caso de Africa, y descendente para la Europa
Occidental.
En el Medio Oriente y otros países, los gastos anuales en exploración
estuvieron distribuidos muy uniformemente durante el lapso 1957-1970.
para un total de 570 millones y 990 millones que represen-tan el 3.6% y 6.2%
respectivamente.
En el cuadro de gastos de exploración se nota que Venezuela, en forma
clara, es la única área petrolera importante en el mundo. que conjuntamente
con un apreciable descenso en las inversiones de capital, ha mostrado un
apreciable descenso en los gastos de exploración, los cuales estaban
situados para el año 1957, en 65 millones de dotares, o sea, el 6% del total
para descender a una sexta parte y situarse en 10, millones anuales en Ios
primeros años de la década del sesenta, para subir lentamente en Ios últimos
cuatro años de esta década a 15 millones, representado este descenso por
una tasa de de-crecimiento inter-anual del -9.94% que es la mayor tasa de
decrecimiento entre los paises de petróleo de significación. El porcentaje
total de la etapa fué del 2.02% de gastos de exploración en la industria.
Este descenso en los gastos de exploración, se ha reflejado en la
declinación progresiva de las reservas en eI mundo.
XVIII-2 INVERSIONES DE CAPITAL EN LA INDUSTRIA PETROLERA
MUNDIAL - (1957 - 1970): (Cuadro N9 XVIII - 2).
En el cuadro anexo de inversiones de capital de la industria pe-trolera
mundial para el lapso de 1957-1970, se pueden observar las siguientes
características: (ver Cuadro N° XVIII-2).
La inversión de capital de 90.500 millones de dotares durante el Iapsó
mencionado, efectuada en la industria del petróleo en los Esta-dos Unidos,
representa un promedio de 48% de la inversión total.
— 189 —
la cual fué del orden de los 188.500 millones de dolares. Dicha inversión en
los Estados Unidos estuvo distribuida uniformemente durante todo el
período y con una variación porcentual descendente desde 56% en 1957,
hasta 41% en 1970.
El 50% aproximado remanente para Canadá y UItramar, el mayor
porcentaje de inversión de capital para el mismo lapso se colocó en Europa
Occidental, la cual mostró un notable crecimiento desde un 8% hasta un
17%, para una inversión total de 13.8%. Este espectacular incremento en
inversión de capital cn Europa, ha estado particularmente orientado hacia las
inversiones en refinerías, distribución y mercadeo, con un muy importante
incremento también en plantas petroquímicas.
El Canadá mantuvo una inversión de capital promedio de 650 millones
anuales, equivalente al 5.83%, con un importante incremento en los últimos
cuatro años.
Por otro lado y de una manera muy notable, aparece Venezuela con una
reducción de las inversiones en el cual disminuyen las inversiones de capital
rápidamente durante los tres primeros años desde 1.00D millones hasta 285
millones de dolares, para luego estabilizarse en forma muy baja en 200
millones en los siguientes años, y bajar al mínimo de 150 millones en 1966
y 1967, para subir a 300 millones en 1970.
La reducción porcentual varió desde 9.5% en 1957, hasta 1.0% en eI
año 1967, con un promedio general durante el lapso de 2.51%. Es
interesante notar que en las décadas anteriores, las inversiones en Europa
Occidental y Venezuela, representaban un cuadro al inverso cuando las
inversiones de capital en Venezuela eran el 15% del total, y las de Europa
Occidental llegaban solamente aI 5%.
Las inversiones de capital en el Africa, Mediano y Lejano Oriente y
otros países tuvieron durante el lapso un apreciable incremento, situándose
todas en un promedio por encima de las inversiones efectuadas en
Venezuela con los porcentajes de 4.1%, 3.6%, 6.5% y 15.5%
respectivamente.
En el Cuadro N9 XVIII-3, se dá la inversión petrolera de capital de la
Industria Petrolera Mundial para eI año 1973. Se puede ver
- 1 9 0 —
en estos cuadros, en forma clara, que Venezuela ha sido la única área
petrolera importante que ha sufrido un descenso muy apreciable en las
inversiones de capital durante eI lapso de 1957-1973.
Según la información petrolera producida por el "Chase Manhattan
Bank" sobre eI desenvolvimiento de la industria petrolera mundial y en las
diferentes regiones de mayor densidad de capital de in-versión en este
campo industrial, Venezuela aparece con una inversión acumulada de 7.120
millones de dolares (30.616 millones de bolívares) para fines del año 1973.
En cuanto a la inversión neta (no amortizada), ésta era de 1.585 millones de
dolares (6.815 millones de bolívares) para la misma fecha.
XVIII-3 FUTURA ACTIVIDAD EXPLORATORIA EN VENEZUELA:
(Gráfico N ' XVIII-1).
Venezuela podría adoptar una política petrolera que la ayudará a captar
un porcentaje apreciable del capital exploratorio internacional. proporcional
a la importancia que tiene como país productor, no sólo para mantener en
forma dinámica eI desarrollo interno de la industria, sino también como
medida de control y protección a través del cabal conocimiento de la
magnitud real de sus reservas.
Una exploración restringida en Venezuela no disminuirá esa actividad
en eI resto del mundo, al contrario permitirá más disponibi-Iidad de capital
para otras zonas, pudiendo ser perjudicial para Venezuela eI continuar
indirectamente esta política, pues ha dado lugar al descubrimiento de nuevas
y grandes reservas en eI exterior. Estos descubrimientos han incorporado
nuevas zonas de producción en otros países, como ha sido ya el caso, los
cuales estan ya compitiendo con Venezuela en los mercados internacionales.
Es oportuno en los actuales momentos y por lo tanto debe ser un
objetivo inmediato, desarrollar fórmulas concretas y ágiles de negociación
con las cuales, defendiendo entre todos Ios intereses nacionales, se logre
estimular en forma efectiva el desarrollo de varios pro-gramas exploratorios
regionales y varios programas de perforación exploratoria inmediata, que
deberán ser llevados a cabo en forma contínua, sistemática y coordinada.
Programas de exploración de tal naturaleza, nos hará incrementar en
forma efectiva la relación de reservas a producción, y salir del
— 191 —
estancamiento en que dicha relación se ha mantenido durante la última
década. Nuestra relación porcentual de reservas con relación a las Reservas
Mundiales existentes, nos daría como país exportador neto de petróleo que
somos, una posición competitiva más favorable en los Mercados
Internacionales, un conocimiento real de nuestras reservas de petróleo, y
unas bases más firmes para la planificación de nuestra economía.
En base a estos razonamientos, eI país puede desarrollar en esta
década que comienza, un extensivo programa de actividad exploratoria,
evitando de ésa manera hacer permanente e invariable el esquema señalado
en las últimas décadas.
XVIII-4 CLASIFICACION DE LAS AREAS EXPLORATORIAS:
Las áreas exploratorias que constituyen zonas con variadas
posibi-Iidades petrolíferas, pueden clasificarse tentativamente de la
siguiente manera:
I.- Zonas de alto riesgo.
I I : Zonas de riesgo moderado
III.- Zonas de bajo riesgo.
1.- Zonas de alto riesgo:
1.) Plataforma Continental: todas las áreas de la plataforma contientaI
están incluidas dentro de esta clasificación. Puede establecer-se además una
sub-división de ellas en base al riesgo variable que presentan para su
exploración. En orden decreciente de atractivo exploratorio, tenemos lo
siguiente:
a.) Golfo de Venezuela - Zona Sur.
b.) Golfo de Venezuela - Zona Norte.
c.) Plataforma del Delta del Orinoco.
d.) Golfo de Paria.
e.) Cuenca de Tuy - Cariaco.
f.) Plataforma Oriental de Falcón.
g.) Sub-Cuenca de Aroa.
— 192 —
Ninguna de las áreas de la plataforma continental, a excepción del
Golfo de Paria, ha sido explorada por taladro en Venezuela. La plataforma
del Delta del Orinoco ha sido explorada por taladro en concesiones de
Trinidad y Guayana.
2.) Cuenca de Apure: la mayor actividad exploratoria en la Cuenca de
Apure, ha estado concentrada hasta el presente en la Sub.-Cuenca de
Barinas, en la cual a excepción de los campos descubiertos en Silvestre,
Silván. Sinco, Hato, Maporal, Páez, Estero y Palmita. etc.; los resultados
exploratorios en general han sido muy desalentado-res. Sin embargo la
Cuenca de Apure hacia el Sur y Sur-Este de los pozos Apure 1, 2 y 3, y
Nutrias 1 y 2, no ha sido explorada y ofrece interesantes perspectivas que
analizar.
3.) Costa Occidental del Lago de Maracaibo y área del Lago Oeste:
desde el río Guasare en el Norte, hasta eI río Sta. Ana y toda el área de
Urdaneta.
II.- Zonas de riesgo moderado:
1.) Costa Sur-Occidental del Lago de Maracaibo: área del Cubo en.
las hoyas hidrográficas de los ríos Santa Ana, Catatumbo y Escalante.
2.) Arcas Centro - Norte y extremos Oriental y Occidental de la Faja
Bituminosa del Orinoco:
111.- Zonas de bajo riesgo:
1.) Area Sur del Lago de Maracaibo - AIto Riesgo.
2.) Area Sur - Central de la Faja Bituminosa del Orinoco. XVIII-5
COMBINACION DE AREAS PARA EXPLORACION SIMULTANEA:
Con miras a desarrollar una exploración continua, sistemática e
integral de las áreas señaladas en el presente informe, se debería programar
un sistema de exploración simultánea en el cual, se establezca un
compromiso de las empresas Iicitantes. de combinar la exploración de las
áreas más atractivas con áreas intermedias y poco atractivas. Un esquema
que podría ser el siguiente:
— 193 —
1.- Exploración de la plataforma submarina oriental del Delta del
Orinoco (zona de alto riesgo), con parte central de la Faja Bituminosa del
Orinoco (zona de bajo riesgo).
2.- Exploración de la Cuenca de Apure hasta la frontera con
Colombia (zona de alto riesgo) con parte de la Faja Bituminosa del
Orinoco (zona de moderado a bajo riesgo).
3.- Exploración de la Cuenca 'de Apure (zona de alto riesgo), con
área Sur del Lago de Maracaibo (zona de bajo riesgo) y zona Sur-Oeste
adyacente (zona de riesgo moderado).
4. Exploración del Golfo de Venezuela y Plataforma Sub-marina
Occidental de la Costa de Falcón. Ambas zonas son de alto riesgo, pero el
Golfo de Venezuela, especialmente en su parte Sur, a pesar de esta
clasificación, tiene suficiente atractivo para justificar su exploración por sí
sólo sin que se le ofrezca el estímulo de exploración de zonas de bajo
riesgo.
Un programa exploratorio racional en Venezuela, debe estar orientado
hacia la exploración continua, sistemática y extensiva de todas las áreas
con posibilidades petrolíferas, en base a una clasificación detallada de
dichas áreas, y lo que es muy importante, otorgando ven-tajas especiales
para su exploración y desarrollo, de acuerdo con el variable riesgo
existente y las diversas características de productividad y demás factores
técnico-económicos presentes en cada una de ellas.
Es importante destacar que la elaboración de varios proyectos ex-
plorarios simultáneos en áreas con diversas características, dará opor -
tunidad a las empresas interesadas en licitar. el poder efectuar una
escogencia de las áreas que consideren más conveniente de acuerdo con
sus propias estimaciones y experiencias exploratorias.
Debe estimularse la exploración de la Plataforma Continental,
incluyendo el Golfo de Venezuela ya considerado en un programa previo,
y muy especialmente la correspondiente al Delta del Orinoco. La
exploración del área de la Plataforma del Delta es de urgente prioridad
sobre las otras áreas de la Plataforma Continental, por las siguientes
razones:
— 194 —
a) A fines del año 1967, se comenzó la exploración de la Plata-forma
dei Delta del Orinoco con la perforación del pozo "Galeota SE-1", por la Pan
American Trinidad Oil Company, en concesiones otorgadas a dicha
compañía en la costa afuera oriental de la isla por el Gobierno de Trinidad.
De igual manera la compañía Continental Oil Company, comenzó también a
fines del año 1967, la perforación del pozo "Tenneco-Conoco" en
concesiones marinas otorgadas por el Gobierno de Guayana. Resultados
negativos obtenidos en las perforaciones efectuadas tanto en la plataforma
de Trinidad como en la plataforma de Guayana, podrían restarle a la
importante porción de plataforma continental venezolana del Delta del
Orinoco, el interés exploratorio que tiene como extensión marina de la
Cuenca Petrolífera Oriental de Venezuela.
b) Existe actualmente una favorable situación que debe ser
aprovechada oportunamente, la cual se refiere al marcado interés de las
empresas internacionales sobre la exploración de las plataformas marinas en
todos los continentes. Se han hecho y se están haciendo grandes inversiones
de capital de riesgo en dichas áreas. De igual manera se han efectuado
grandes inversiones por parte de los fabricantes de equipos especiales de
exploración sísmica y equipo de perforación por aguas medianas y
profundas, con notables adelantos en eI diseño y eficiencia de ellos, lo cual
se refleja en grandes economías en los costos de explotación marina.
GASTOS DE EXPLORACION DE LA INDUSTRIA PETROLERA
AÑOS 1 9 5 7 - 1 9 7 0
MUNDIAL
MILLONES DE DOLARES CUADRO N°XVIII - 1
A Ñ 0 S 1957 1958 1959 1960 1 96 1 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 TOTAL E.A.◼114TL
A ANUAL
ESTADOS UNIDOS 700 650 650 625 600 575 600 650 610 650 615 715 725 665 9.030 - 0.37
% 8512 61.90 5804 57.60 58.82 5750 57.14 5752 51.69 58.56 51.68 53.76 5254 49.63 56.23
LANADA 95 90 110 1 0 0 95 110 120 100 125 150 175 175 175 175 1.795 4.46
% 8.84 8.57 9.82 9.22 931 11.00 11.43 8.85 10.59 13.51 14.71 1316 1256 13.06 11.18
VENEZUELA 65 50 40 30 20 15 10 10 10 10 15 15 20 15 325 - 9 . 9 4
% 6.05 4.76 3.57 2.76 196 1.50 0.95 0.88 0.85 0.90 3.26 1.13 1.45 1.12 2.02
EUROPA OCCIDENTAL 35 35 40 35 40 25 35 90 150 75 106 1 25 125 100 1.010 7.74
% 3.26 3.33 3.57 3.23 3.92 2.50 3.33 796 12.71 676 8.40 9 4 0 9.06 1.46 6.29
AFRICA 55 50 100 135 125 125 115 115 100 75 100 15 85 100 920 4.36 64 5,12 7.62 8.93 1244 12.25 12.50 10.95 10.18 8.47 6.76 8.40 5.64 5.43 7.46 6.04
MEDIO ORIENTE 35 45 50 40 30 25 30 30 35 50 50 50 50 50 570 2.58
% 3.26 4.28 4.46 3.69 294 2.50 2.86 2.65 2.97 4.50 4.20 3.76 5.43 3.73 3.55
LEJANO ORIENTE 40 35 45 45 45 50 65' 75 90 50 15 1.00 125 150 990 9.90
% 3.72 3.33 4.02 4.15 4.41 500 6.19 6.64 7.63 4.50 6.30 7.52 9.06 11.19 6.16
0 T R 0 5 50 65 55 75 65 75 75 60 60 50 60 125 75 85 1.005 3.66
4.65 8.19 7.59 6.51 6.37 7.50 7.14 5.31 5.08 4.50 5.04 9.40 5.43 6.34 6.25
T O T A L
MUNDO LIBRE 1.075 1050 1.120 1.085 1.020 1.000 1.050 1.130 1.180 1.110 1.190 330 1.380 1 3 4 0 16 . 0 6 0
1.59
FUE NTE P RE PARA DO DE UN I NF OR ME DE LA DIVISION DE ENERGIA DEL CHASE MA NH ATTA N BA NK ,N . V.
INVERSIONES DE CAPITAL DE LA INDUSTRIA PETROLERA MUNDIAL AÑOS 1 9 5 7 - 1 9 7 0
DOLARES
MILLONES D
E
C U A D R O N°K`/III -
.
A Ñ 0 S 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1989 1970 TOTAL L . ◼H09
CREC.INTEII ...AL
ESTADOS UNIDOS 6.400 5.300 5 275 5.175 5.100 5.725 5.475 6.100 6.375 7125
_
7 650
_
8.350 8.175 8.225 90.450 1.81
% 5634 49.53 47.74 49.17 4892 51.58 4910 49.59 46.39 48.55 49.12 46.65 44.49 40.87 48
CANADA 700 625 650 600 550 510 600 650 750 875 975 1.025 1.175 1.300 10.983
9.99
%
6 .14 5.84 5.88 5.70 5.28 4.59 5 38 5.30 5.69 5 .96 6.26 5.73 6.39 6.49 5 8 3
VENEZUELA 1.073 725 475 285 200 190 200 200 200 1 5 0 150 240 340 300 4.750
9.43 6.78 4.30 2.71 1.92 1.71 1.79 1.63 1.52 1.02 0.96 1.34 1.85 1.49 2.51 -8 .71
EUROPA OCCIDENTAL 910 1125 1.150 1D75 1.175 1.450 1750 1725 2.050 2.500 2.725 2.625 2.480 3.260 26.000 9.59
% 7.98 10.51 10.41 10.21 11.27 13.06 1570 14.05 15.56 17.04 17,50 14.66 1350 16.20 13.80
AFRICA 240 450 575 600 640 575 500 575 600 560 600 785 825 790 8.315 8.88
2.11 4.21 5.20 5.70 6.14 5.18 4.48 4.68 4.55 3.82 3.85 4.39 4.49 3.93 4.41
MEDIO ORIENTE 350 450 425 425 450 380 275 275 625 600 550 625 730 565 6.725
% 3.07 4,21 3.85 4.04 4.32 3.42 2.47 224 4.74 4.09 3.53 3.49 3.97 2,81 3.57 3.48
LEJANO ORIENTE 400 350 400 450 600 710 775 900 800 840 975 1 4 2 5 1500 2050 12.175
3.51 3.27 3.62 4.28 5.76 6.40 6.95 7.33 6.07 5.72 6.26 7.96 816 10.19 6.46 12 38
OTROS %
1 32 5 1575 2100 1915 1.710 1.560 1.575 1.850 1.775 2025 1.930 2.825 3100 3.635 29 020 747
11.62 15.65 19.00 18.19 16.40 14.05 14.13 15.07 13.47 13.80 1252 15.78 16.87 18.06 15 40
TOTAL
MUNDO LIBRE 11.400 1070011.050
10.525 10.425 11.100 11.150 12.275 13.175 14 675 15.575 17.900 18.325 20.325 188.400 4.14
FUENTE INFORME DE LA DIRECCI DN DE ENERGI4 DEL CHASE MANHATTAN BANK ,N.Y.
I N V E R S I O N P E T R O L E R A D E C A P I T A L D E L A I N D U S T R I A
P E T R O L E R A M U N D I A L
M I L L O N E S D E D O L A R E S - A Ñ O 1 9 7 3 C U A D R O N ° X V I I I - 3
P A 1 S E S GASTOS CAPITAL E X P L O R A C I O N
G E O L . G E N E R A L T 0 T A L
° l o
D E L T O T A L
E S T A D O S U N I D O S 1 0 . 6 4 0 8 5 0 1 1 . 4 9 0 3 6 . 2
5
C A N A D A 1 . 6 5 0 1 7 5 1 . 8 2 5 5 . 7 6
V E N E Z U E L A 2 2 0 2 5 2 4 5 0 . 0 8
OTROS PAISES DEL HEMISFERIO
O C C I D E N T A L 1 . 4 3
5 7 5 1 . 5 1 0 4 . 7 6
E U R O P A O C C I D E N T A L 4 . 8 2 5 1 7 5 5 . 0 0 0 1 5 . 7 8
A F R I C A 9 7 5 1 2 5 1 . 1 0 0 3 . 4 7
M E D I O O R I E N T E 1 . 3 9 0 5 0 1 . 4 4 0 4 . 5 4
L E J A N O O R I E N T E 2 . 4 1 0 2 2 5 2 . 6 3 5 8 . 3 2
O T R O S 6 . 7 5 0 0 6 . 5 5 0 2 0 . 7 2
T O T A L M U N D O L I B R E 2 9 . 9 9 5 1 . 7 0
0
3 1 . 6 9 5 1 0 0 . 0 0
F U E N T E I N F O R M E D E L C H A S E M A N H A T T A N 8 A N K .
GRAFICO N ° X V I I I - 1 .
M A R C A R I R E
ÁREAS INEXPLORADAS
10 INSUFICIENTEMENTE EXPLORADAS DE VENEZUELA
e) SAMA A•V•A.A•IA b) Plerof.rmv a. Peras.an.- (.asir.
A) Plafef.rmv A. P.Iaan a ) Co...e aA Ce,l... .) Plafeferma a . Mvn.rlf. Serte .. Perla f ) C..n.e .. Perl9
S) Plebf.rme w DASe 4nee.re ) Fllan.e S«n.rlte ( Cunea e.n.e. 1
1) ser b l L.N. (C ............... a. Mareealbe) 11 P.). PAfraífv. a.1 Orine..
PML. aA S. SR. E ML. 80.AAE. A I°° eep be d ________ i _ ~
C A P I T U L O XIX
EVOLUCION DE LAS AREAS EN CONCESIONES
C A P I T U L O XIX
EVOLUCION DE LAS AREAS EN CONCESIONES
Hasta el año 1918, todo lo relativo a hidrocarburos y demás sustancias
similares, se encontraba regido por la Ley de Minas vigente. No existía
regulación especial, de tal suerte, que las más antiguas con-cesiones sobre
hidrocarburos fueron otorgadas según las disposiciones de la Ley de Minas
de 1905 y del Código de Minas de 1910. Estas condiciones Iegales
existieron hasta el año 1918, cuando se dictó el Decreto Reglamentario del
carbón, petróleo y sustancias similares. Es en este año que se inicia
propiamente la Legislación Petrolera en Venezuela. Este decreto fue
derogado en 1920 cuando se aprobó la primera Ley de Hidrocarburos, Iey
que inicia el ciclo de la legislación especial sobre petróleo en Venezuela.
Sucesivas leyes se dictaron en 1921, 1922, 1925, 1928, 1935, 1956, 1938 y la
vigente en 1943.
La Ley de Hidrocarburos de 1943, unifica el régimen legal del petróleo
en Venezuela. La situación legal de la Industria Petrolera se caracterizaba
hasta entonces, porque las diferentes concesiones estaban sometidas a los
más diversos regímenes legales. Tal situación la originaba el hecho de que
las concesiones se regían de acuerdo con la ley vigente para la fecha de su
otorgamiento, tal estado de cosas la corrigió la Ley de Hidrocarburos del
año 1943.
La forma de explotación por la Ley de Hidrocarburos se ha basa-do en
conceder el beneficio o aprovechamiento de los yacimientos petrolíferos a
empresas privadas o del Estado, ésto es: el tradicional sis-
tema de contrato o concesiones.
Venezuela ha venido explotando sus riquezas petroleras desde Ios
comienzos hasta el presente por eI sistema de concesiones. A principios de
siglo, antes de comenzar la industrialización en el año 1909. el Gobierno
otorgó hasta 27 millones de hectáreas para explotación a la "Oil FieId
ExpIoration Co.", área que comprendía doce (12) es-
- 203 —
tados y un territorio de Ios que componían la República. No pudiendo esta
compañía localizar petróleo, las concesiones les fueron caducadas. En las
primeras dos décadas se concedieron gran número de concesiones, que las
diferentes Ieyes empezaron a aminorar el número de las concesiones
otorgadas, de manera que para el año 1942, cuando comienza la producción
en forma exponencial del petróleo, el área de concesiones alcanzaba a 7
millones de hectáreas, área que subió a 11.7 millones para el año 1945. A
partir de este año la superficie otorgada y registrada anualmente, comenzó a
descender de manera que para 1950, era aproximadamente la mitad, o sea,
6.4 millones de hectáreas; para el año 1960, alcanzó a 4.7 millones; y para
1974, alcanzó a 3.3 millones de hectáreas.
En el Cuadro N° XIX-1, se señala año por año las áreas otorga-das en
concesiones a partir del año 1942 hasta el año 1974. La década 1942 - 1952
fué la de mayor auge en el otorgamiento de concesiones para exploración y
sucesiva explotación. A partir del año 1953, comienza a descender las áreas
otorgadas en concesiones, que comenzó con un área total de 6.2 millones de
hectáreas, para declinar lenta-mente hasta llegar a 3.3 millones de hectáreas
en 1974.
El Cuadro N° XIX-1 y Gráfico N° XIX-1, señalan el área de
comprobadas posibilidades de petróleo dentro de las concesiones. Es de
notarse que a medida que decrece eI área total, crece el área de comprobada
existencia de petróleo, así como también crece el' área dentro de las
concesiones sometidas a explotación y de la cual ha provenido la
producción dentro de los cuales quedan las reservas probadas de
remanentes, semi - probadas y posibles. Es decir, que las reservas
potenciales dentro de las cuales se tiene conocimiento de la existencia de
petróleo y constituyen las reservas, se encuentran aproximadamente dentro
de una superficie de unas 600 mil hectáreas.
Los Gráficos (MAPAS) Nos. XIX-1,2,3 y 4, señalan la evolución que
han sufrido las superficies cubiertas por las concesiones a partir del
máximo otorgado hasta llegar a la superficie en concesiones vigente al año
1971.
— 204 —
E V O L U C I ON DE LAS AREAS EN CONCESIONES DE HIDROCARBUR
OS
MILES DE HECTAREAS AÑOS 1 9 4 2 - 1 9 7 4 CUADRO
N°XIX-1
1
(1)
(2 ) (3 ) P R O P O R C I O N
4 1 1 0
5 A R E A EN A R E 4 ARFA SOMETIDA C O N C E S I O N E S P R O B A D A A E X P L O T . (XI 2 / 1 (XX; 3 /1
1 9 4 2 7 . 0 7
4
_ _
1 9 4 3 5 . 4 7 3
1 9 4 4 9 . 8 5 8 - - - _ _
1 9 4 5 11 .7 4
7
-
1 9 4 6 11 .2 7 9 -
1 9 4 7 1 0 . 7 6 0 -
1 9 4 8 8 . 0 1 0 -
1 9 4 9 7 3 0 6
1 9 5 0 6 . 4 1 2
1 9 5 1 6 2 9 3
1 9 5 2 6 . 2 6 7
1 9 5 3 6 .2 0 6 400 290 6 .4 _ 4 .7 1 9 5 4 6 .0 2 7 283 215 4 .7 3 .6
1 9 5 5 5 .8 7 1 326 245 5 .6 4 .2
1 9 5 6 6 .1 7 2 363 2 8 1 5 .9 4 .6 1 9 5 7 6 .6 9 1 433 3 2 7 6 .5 4 .9
1 9 5 8 6 .3 5 2 476 3 5 1 7 .5 5 .5
1 9 5 9 5 .7
5
475 3 6 3 8 .3 6 .3
1 9 6 0 4 .7 1 8 466 3 5 2 9 .9 7 .7
1 9 6 1 4 .2 6 2 502 378 11 .8 8 .9
1 9 6 2 4 .0 4 8 509 384 12 .6 9 .5
1 9 6 3 3 .8 3 0 515 386 13 .4 101 1 9 6 4 3 .5 1 6 5 21 4 1 7 14 .8 11 .9 1 9 6 5 3 . 3 6 9 530 425 15 .7 12 .6
1 9 6 6 3 2 0 2 539 444 16 .8 13 .9
1 9 6 7 3 0 1 3 542 448 18 .0 14 .9
1. 9 6 8 .3 .2 4 2 5 6 5 4 8 8 17 .4 15 .1
1 9 6 9 3 .1 0 8 569 476 18 .3 15 .3
1 9 7 0 3 0 3 8 563 486 18 .5 16 .0
1 9 7 1 3 1 3 7 574 499 18 .3 15 .9 1 5 7 2 3 .3 8 7 595 52C 17 6 15 .4
1 9 7 3 3 .3 8 8 644 529 19 .D 15 .6 1 9 7 9 3 .3 4 6 676 559 20 .2 16 .7
X PROPORCION OREA PROBADA /AREA EN CONCESIONES CONCESIONES
TREINTA AÑOS -BANCO CENTRAL -
XXPROPORCION ANEA EXPLOTADA
/ AREA EN
FUENTE _ LA ECONOMIA VENEZOLANA EN LOS ULTIMOS CARACAS 1 .971
PETROLEO Y OTROS DATOS ESTADISTICOS - MINISTERIO DE MINAS E HIDROCARBUROS. - CARACAS 1974
GRAFICO Nr XIX•].
G R Á F I C O N ° X I X - 2
C A R C B E i
t e a . _ _ . ~ ¡
CFppuS oE VEKI IIEL/.
MTEMOW vic¢oc COICEDgncso[ xio.nnEWs M M
M.0 b-n.a
p.o 0 ................................................................................... + . . . o..,00
OSAFICO N ° % I I ( - 3
CUENCA SEDIMENTARIA DEL LAGO DE MARACAIBO
CONCESIONES VIGENTES Y ZONAS EN EXPLOTACION
HASTA EL 30-11-71
. . . . u r .o . o . . le .
C.rsv~ IJT3
GRAFICO N° X IX - 4
AREAS TOTALES DE CONCESIONES
400-se
a
s z0
,00-
AREAS DENTRO DE LAS CONCESIONES EXPLOTADAS
o 000-
C A P I T U L O XX
RESUMEN DEL SECTOR PETROLERO
CAPITULO XX
RESUMEN DEL SECTOR PETROLERO
XX-1 PRODUCCION Y PARTICIPACION EN LOS INGRESOS
FISCALES:
1917 - 1930: La producción comienza en 1917, con 332 barriles diarios,
alcanzando para 1930 a 370 barriles diarios.
Producción acumulada: 512 millones de barriles.
Participación fiscal: 223 millones de bolívares.
1931 - 1940: La producción pasa de 320.200 barriles diarios en 1931 a
502.270 barriles diarios en 1940.
Producción acumulada: 1.554 millones de barriles.
Participación fiscal: 822 millones de bolívares.
1941 - 1970: La primera nación que pasó de una manera meteórica a su
mayor producción y exportación de petróleo en el quinquenio de la II -
Guerra Mundial, fué VENEZUELA, al pasar en 1941 de 621.319 barriles
diarios, a 1.000.G00 de barriles diarios en 1946, después de veinte años de
exploración y exportación de petróleo sin planes ni ilaciones metódicas.
La demanda de petróleo provocada por la II Guerra Mundial, sometió
a grandes esfuerzos a la producción doméstica de los Estados Unidos de
N.A. y dió a las compañías productoras mayor incentivo para buscar
recursos petroleros en Venezuela, debido a que Venezuela era eI país más
cercano a la industria de guerra americana y presentaba el menor riesgo a
las acciones marinas del enemigo. Como resultado. la producción de
petróleo de Venezuela comenzó a subir rápidamente a 502.916 barriles en
1940 a 1.000.000 de barriles diarios en 1946.
Venezuela, para fines de la II Guerra Mundial, era el país más
importante en eI mundo como productor y exportador de petróleo, no
contando con la producción de Ios Estados Unidos de N.A, puesto que
ocupó hasta fines de la década del sesenta, cuando Io perdió frente a Irán y
a Saudi-Arabia.
— 213 —
En eI mundo industrial, inmediatamente después de la II Guerra
Mundial, hubo una escasez de carbón: la demanda de petróleo debido a
ésto, creció rápidamente. La política económica de Venezuela en esos
momentos era altamente favorable a la inversión de petróleo. Estos dos
factores aseguran y contribuyen al crecimiento de la producción de pe-
tróleo de Venezuela, que comenzó durante el período de la II Guerra
Mundial, cuando creció en una rata del 8% ínter-anual, crecimiento que
alcanzó en la década de 1946-1955 al 10% inter-anual.
El crecimiento a partir de este año, se hace menos rápido comparado
con los dos períodos anteriores de la guerra y post-guerra; pero el progreso
Fue continuo. siendo el crecimiento estimado en el período 1955-1970 en
un 4% ínter - anual.
La acción recíproca de todos los factores económicos y políticos han
hecho crecer las entradas fiscales, que cada vez hacen más significativas.
Producción acumulada: 24.236 millones de barriles.
Participación Fiscal: 74.611 millones de bolívares.
1971 - 1975: La producción comienza a decrecer a partir de 1971, a una
rata ínter - anual del -6.09%
Producción acumulada: 5.769 miIIones de barriles.
Participación Fiscal: 95.556 millones de bolívares.
1 9 1 7 - 1975: LAPSO TOTAL
Producción Total Acumulada: 32.275 millones de barriles.
Participación Fiscal Total en los Ingresos Fiscales: 171.231 millones
de bolívares. XX-2 PRECIOS:
En diciembre de 1973. el Shah de Persia. anunció un cambio radical en
los precios de petróleo, anuncio que socavó la delicada situación
económica que venía atravesando el mundo. El monarca de Irán actuó
como portavoz de los grandes productores de petróleo en el mundo. El
mensaje marcó la terminación de la era de la energía barata la terminación
de esta era alcanzó principalmente el corazón de las sociedades
industrializadas. Hasta el año 1970, se suplían estas so-
- 214 —
ciedades con combustibles baratos. las necesidades requeridas por las
sociedades de consumo, tanto en eI hogar como en el transporte, como en la
industria, se asumía que la sociedad podía seguir avanzando hasta alcanzar
mayores niveles de vida, utilizando los beneficios de estos combustibles
baratos.
El alza de los precios afecta de una manera positiva y significativa
nuestros Ingresos Fiscales, de manera que la disminución de la producción
no afecta las rentas fiscales debido al gran aumento de precio, que ha
alcanzado en cifras nunca pensadas en la economía de Venezuela; renta que
permite reducir la producción sin menoscabo a los Gastos Públicos para
economizar reservas de petróleo.
XX-3 DIVISAS:
El total de divisas ingresadas en Venezuela en el lapso de 1940 a 1972,
fué de 36.244 millones de dólares: de los cuales 28.424 millones (78%),
provienen de la industria del petróleo, o sea, que el Sector Petrolero es eI
sector de la economía nacional que generó la mayor parte de medios de
cambio extranjero, participación que ha sido incrementada en los años de
1973 y 1974, debido al alza de los precios del petróleo.
XX-4 INVERSION ACUMULADA:
La inversión bruta extranjera en la industria del petróleo, alcanzó un
total acumulado de Bs. 30.616 millones en 1973.
XX-5 OCUPACION:
La industria petrolera ha venido empleando menos del 1% de la
población activa de Venezuela en la última década. El coeficiente de
ocupación entre el número de trabajadores de la industria y el capital fijo,
bajó de ocho trabajadores en 1953, a cuatro trabajadores en 1964, lo que
refleja el descenso de la ocupación que se viene operando en la industria
petrolera a partir del comienzo de la década del cincuenta.
XX-6 ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA:
A partir de 1973, se anuncia un cambio radical, es la estructura de la
industria petrolera en eI mundo, o sea el cambio cíe la estructura en la
industria del petróleo, de una dominada por siete grandes corporaciones
multinacionales, a una donde el control descanzará prin-
- 2 1 5 —
cipalmente en las manos de compañías nacionales; este.cambio conlleva
implicaciones más allá de un simple cambio del propietario de las grandes
reservas de petróleo.
Las compañías internacionales hicieron del petróleo el mayor y más
poderoso negocio con tentáculos alargados desde Alaska hasta Australia en
los últimos cien años. sus refinerías. sus plantas químicas y sus cadenas de
mercados circundaron el globo y con ello la mayor parte de la población del
mundo, dependiendo ésta de una manera u otra de la multitud de productos
(más de 10.000) derivados del petróleo.
Las medidas de control que estas compañías tenían sobre las reservas
de petróleo, Ies permitía actuar como un amortiguador entre las naciones de
consumo y los paises productores; todo ésto desaparece con la nueva
estructura. Las decisiones serán tornadas en Teherán o Kuwait, tanto sobre
el precio como sobre la disponibilidad, como las tuvo en un tiempo las
corporaciones multinacionales en el mercado de "Wall Street" en New York,
o el de "Londres".
E-te cambio de estructura en la industria del petróleo que le ha dado a
las naciones productoras control sobre sus reservas, amenaza a producir
problemas de carácter político a los paises consumidores.
XX-7 PREDICCIONES SOBRE EL FUTURO DEL PETROLEO
EN EL MUNDO:
A partir del año 1970. numerosos expertos han pronosticado de que las
actuales reservas mundiales, incluyendo las de Venezuela, serán
insuficiente para suministrar la demanda cada vez más creciente de petróleo
para usos energéticos antes de que finalice eI siglo XX.
En septiembre de 1973, uno de los pronósticos más pesimistas fué
hecho por H.R. Warman, Gerente de exploración de la Brithist Petroleum
que predijo: La demanda por petróleo no sería completamente llenada por la
producción a partir del año 1978, y en la próxima década ocurriría un déficit
continuo en la producción a menos que ocurra algo no previsto.
- 2 1 6 —
C A P I T U L O X X I
SECTOR DE SERVICIOS
C A P I T U L O XXI SECTOR DE SERVICIOS
Para simplificar el análisis del PTB y señalar de una manera sencilla la
relación entre los varios sectores económicos, se ha reunido el PTB de estos
sectores en dos grupos, agrupaciones que se efectúan partiendo desde eI
principio de que algunos sectores por definición son de caracter de servicio,
de utilidad pública y por Io consiguiente no producen un producto
determinado, sino que ayudan en la formación del PTB sin tomar parte
activa en su manufactura. La existencia de este grupa, se debe a los
servicios pagados que prestan al grupo productivo.
Al grupo de servicios pertenecen: transporte, comunicaciones, co-
mercio. construcción, agua, energía y otros servicios no clasificados. En el
Cuadro N° XII 2, señala la participación en el lapso de 1950-1973, del
grupo productivo y del sector de servicios del PTB. Resumiendo se tiene la
siguiente relación porcentual dentro del PTB:
DISTRIBUCION PROPORCIONAL DE LOS SECTORES DEL PTB.
SECTOR PTB %
Productivo:
Petróleo
Minero
Agricultura
Industria Manufacturera
De Servicios
24
1
7
13
55
T O T A L 100 %
El sector de servicios incluye todo Io que significa servicios, des-de
peluqueros hasta ejércitos, desde empleados de gasolineras hasta
periodistas, en general decae relativamente en importancia con eI de-
- 219 —
crecimiento de la industria, o sea que la industria se desarrolla más
rápidamente, ya que la productividad en la mayor parte de los ser -vicios no
crece tan rápidamente como en el sector, industrial, donde los avances
tecnológicos tienen más impacto que la especialización y mejora de la mano
de obra. Además el sector de servicios es más amplio que el sector
productivo, ya que encubre las situaciones de sub-empleo y desempleo. En
las sociedades, como la de Venezuela, en vías de desarrollo, los recursos
van a determinados servicios, más que proporcionalmente en el conjunto de
la economía. Por ejemplo: los presupuestos para la educación y sanidad,
aumentan más rápidamente que el PTB.
Este sector es más fuerte en la economía del país, con más del 55% del
PTB. Al establecer comparaciones entre las magnitudes expresadas por el
PTB y la estructura de la población activa se comprueba que "la principal
fuente de riqueza no es la principal fuente de trabajo, y lo contrario, como
la principal fuente de trabajo no es la principal fuente de riqueza". Con el
añadido de que el sector de servicios absorbe casi la cuarta parte de la
población activa y grava al producto con más de una cuarta parte, lo que se
debe a la incidencia del Estado, ya que es el mayor empleador gracias a los
ingresos obtenidos por vías del petróleo. El PTB del sector de servicios
crece más rápidamente que el PTB del sector productivo, por ello la
reducción en la generación de servicios es menos grave que el descenso en
la producción de bienes.
C A P I T U L O X X I I
P E R S P E C T I V A S
C A P I T U L O X X I I
P E R S P E C T I V A S . -
En los capítulos que se han tratado, se han descrito suscintamente la
participación de los combustibles fósiles en el desarrollo enorme de la
economía de la "Sociedad de Consumo", o sea, eI estado económico de la
sociedad en que actualmente vivimos.
La economía de la "Sociedad de Consumo", que es como actual-mente
se denomina, está llena de privilegios que han venido explotando de una
manera dispareja el conjunto de los bienes naturales del planeta.
Esta sociedad ha gastado y dilapidado inútilmente Ios recursos
naturales, haciendo entrar eI actual proceso económico en un estado de
crisis que habrá de desembocar en una reconvención, o eventuaI-mente por
una revolución en una sociedad racional donde se distribuyen los productos
no renovables según las necesidades de los pueblos, dándoles así mayor
vida y mayor utilidad a las reservas de los recursos naturales.
El comienzo histórico de la etapa de la sociedad de consumo, se
produjo en Ios momentos en que el hombre pasaba de una psicología de
seguridad basada en las creencias de la inagotabilidad de las reservas por él
apreciadas, así como también en los objetos de la producción de ellos
derivados, que podrían durar toda una vida, y además con la seguridad de
poder cambiarlos continuamente, ya que su-pondrían que las reservas de las
cuales dependerían serían de naturaleza infinitas.
El cambio o trámite entre el sistema económico anterior a la actuaI
etapa de consumo, coincide con los cambios de producción que trae consigo
parejamente los comienzos de la etapa industrial y en la multiplicación de
los productos que se comenzaron a hacer desde Ios comienzos. Se conoce
por "Etapa Industrial" el lapso durante eI
— 2 2 3 —
cual ocurren los cambios industriales que se iniciaron en Gran Bretaña a
partir de 1750, desde el momento en que se inventó el uso de la máquina de
vapor. A partir de este momento, al convertir el vapor de agua en energía.
comienza la industria a desarrollarse rápidamente en todos sus aspectos, Io
cual fué ayudado con el desarrollo exponencial que le dió el petróleo y el
gas natural a partir de 1860. que ayudó a desarrollar eficientemente
diferentes tipos de motores o maquinarias que podrían producir energías
baratas.
Estos cambios comenzaron por modificar los sistemas de transporte y
todo tipo de vehículos de comunicación, lo que trajo como consecuencia, el
éxodo casi en masa de los habitantes del campo, ocupados en la agricultura,
hacia los centros industriales en desarrollo.
Venezuela debido a que su desarrollo exponencial comienza con la
renta petrolera, inicia su sociedad de consumo en el año 1920, pero no llega
a establecerse de una manera exponencial, sino hasta después del año 1950.
El sistema de la sociedad de consumo a partir de ese momento, cambia la
economía de Venezuela totalmente, y su manera de vivir pasando de
agropecuaria a industrial, abandonando los campos de agricultura y
disminuyendo por lo tanto la producción agrícola per-cápita, y
desarrollándose la industria de emsamblaje, que es la que domina en la
actualidad el mercado de Venezuela. No se vislumbra en los actuales
momentos el desarrollo de ningún otro sector que basado en productos
propios del país pueda producir en el futuro una fuente de riqueza que
produzca una renta semejante a la que ha producido el petróleo en los
últimos años de su existencia.
Las perspectivas en Venezuela son obscuras, quizás mucho más que en
otras naciones donde estan ocurriendo también cambios significativos en su
economía, al desarrollar sus propios productos que puedan ser
industrializados, además de la agricultura.
En Venezuela. el tiempo que queda como nación de alta economía, es
corto, y sólo se puede decir a los venezolanos que la salvación de su
economía se encuentra en el desarrollo de los sectores económicos
agropecuarios, que por lo menos puedan asegurar alimentos que puedan
sostener al país, hasta que éste tome Ios rumbos que señale la nueva
economía mundial que se está desarrollando.
— 224 —
Sólo se podrá recordar cuando ocurra el cambio, las palabras de un
ilustre ciudadano de la última guerra europea cuando su país se
encontraba en grandes aprietos que pronosticaban un desastre, ofreciendo
como solución para la salida de éste, la siguiente frase: ' Sólo ofrezco en
este momento como una solución aI pueblo, unión en la lucha que nos
espera a base de sangre, esfuerzo, trabajo y sudor ". A ésto debemos en
Venezuela, añadir las últimas palabras del Libertador: "UNION. UNION
o la ANARQUTA os devorará".
BIBLIOGRAFIA
A continuación las publicaciones que sirvieron de fuente para señalar
eI curso de la investigación, ofreciendo cada una de ellas, in-formaciones
sumamente valiosas. Desde Iuego que no es esta toda la bibliografía
existente en el país, sino de una pequeña parte del gran esfuerzo intelectual
que se ha hecho por comprender Ios problemas técnicos y socio -
económicos que han surgido con la explotación del petróleo.
BIBLIOGRAFIA
1.- ABOUHAMAD, JEANNETTE.: "Los Hombres de Venezuela"
Consejo de Desarrollo Científico. Universidad Central, 1970.
2.- ACOSTA, EDUARDO A.: "Este Petróleo es Venezolano".-
Talleres Gráficos Universitarios. Mérida, 1970.
3.- ARBELAEZ, EDUARDO V.: "Nociones de Ingeniería Eco-
nómica". MedeIIín, 1973.
4.- ARCILA FARIAS, EDUARDO.: "Economía Colonial Ve-
nezolana". Fondo de Cultura. México, 1946.
5.- ARON, RAYMOND.: "Progreso y Desilución". Ed. Monte
Avila, 1969.
6.- ARAUJO, ORLANDO.: "Situación Industrial de Venezuela".
Edic. Biblioteca. U.C.V. Caracas, 1969.
7.- A History of Tecnology. Oxford University Press. Oxford. 1958.
8.- Análisis de la Industria Petrolera. Instituto para eI Desarro lIo
Económico y Social. CIDES). Caracas, 1965.
9.- Anuario Estadístico de Venezuela. Dirección General de
Estadística y Censos Nacionales. Ministerio de Fomento. Caracas. 1968,
1970, 1971, 1972,
10.- Anuario Estadístico Agropecuario; Dirección de Economía y
Estadística Agropecuaria. División de Estadísticas. Ministerio de
Agricultura y Cría. Caracas, 1960 a 1974.
11.- Aspectos de la Industria Minera en Venezuela.: Prof. José
Rafael Liccioni. Dirección General. Ministerio de Minas e Hidrocarbu-
ros.
— 229 —
12.- Aspectos Metodológicos de las Cuentas Nacionales de
Venezuela. Banco Central de Venezuela. Caracas, 1972.
13.- American Scientist. New Haven Conn. 1972 - 1974,
14.- BALLESTRINI, CESAR.: "Los Precios del Petróleo y la
Participación Fiscal de Venezuela". Facultad de Ciencias Econó mica y
Sociales Universidad Central de Venezuela Caracas, 1974.
15.- BALLESTRINI, CESAR.: "La Industria Petrolera en
América Latina". U.C.V. Caracas, 1971.
16.- BONET, ISARD ANTONIO.: "La Leyenda del Oro y su
Realidad Actual". Edic. Monte Avila. Caracas, 1973.
1 7 . BRITO FIGUEROA, FEDERICO.: "Historia Económica y
Social de Venezuela". Edic. Biblioteca. U.C.V. Caracas, 1973.
18.- BRITO FIGUEROA. FEDERICO.: "Ensayos de Historia
Social - Venezolana". U.C.V. Caracas, 1963.
19.- BROWN, HARRISON.; JAMES, BONNER y JOHN WEIR.:
"The Next Hundred Years. The Viking Press. New York, 1963.
20.- Bohemia. Revista Semanal Venezolana. Caracas, 1972-1975.
Bloque de Publicaciones DEARMAS.
21.- CASTAÑO, RAMON OBEL.: "Ideas Económicas Mínimas".
Edic. Bedout. MedeIIín.
22.- CARRILLO BATALLA, TOMAS E.: "Análisis Cuantitativo
y Cualitativo de la Economía de la Nación Venezolana". Edic, del
Cuatricentenario de Caracas. Caracas, 1967.
23.- COTTON, C.A.: "Geomorphology". Whitcombe and Toms
Ltd. London. 1942.
24.- CLARK, NORMAN J.: "Elements of Petroleum Reservoirs".
Society of Petroleum Engineeres. Dallas, Texas, 1960.
— 230 —
25.- CHIOSSONE, JULIO.; y otros.: "EI Congreso de la
Re-pública y los Problemas de la Delincuencia ". Edic. Congreso. Cara-
cas, 1971.
26.- Convención Nacional del Petróleo.; Monografías. Ministerio
de Hacienda y Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Caracas. 1951.
27.- Comisión del PIan de Aprovechamiento de Ios Recursos
Hidraúlicos. Coplanarh. Caracas. 1970.
28.- Cordiplan-IV Plan de la Nación. 1970-1974. Caracas, 1971.
29.- Cordiplan - II y III Encuesta Industrial. Caracas, 1968-1973.
30.- DE CAMBRA, FERNANDO P.: "La Aventura del Petróleo".
Edit. Bruguera. Caracas, 1971.
31.- DE LA PLAZA, SALVADOR.: "Venezuela País Privile-
giado". Fac. de Ciencias Económicas. U.C.V. Caracas, 1973.
32.- DASCOLI, CARLOS.: "Esquema. Historia Económica de
Venezuela. Univ. Cent. de Vzla. Caracas, 1970.
33.- DONALSON, P h i LR.: "Worlds Apart - The Economic Grill
Between Nations". British Broadcasting Corp. London, 1971.
34.-DUDLEY STAMP, L.: 'Población Mundial y Recursos Na-
turales. Edición Oikos - Tau. Barcelona, España, 1975.
35.- Diccionario de Economía: Ediciones Oikos-Tau. Barcelona,
España, 1967.
36.- Diagnóstico, Desarrollo y Programación de las Actividades de
Nutrición y AIimentación: Instituto Nacional de Nutrición. Caracas,
1972.
37.- DesarroIIo de la Economía de Venezuela.; Corporación Ve-
nezolana de Fomento. Caracas. 1972.
— 231 —
38.- EGAÑA, MANUEL R.: "Nacionalización Petrolera en
Venezuela". (Intervención y Debates). Ediciones Monte Avila. Caracas,
1971.
39.- El Petróleo, su Origen, Historia General,; Cámara de la
Industria del Petróleo. Exposición de Petróleo en Venezuela, Cara cas,
1961.
40.- Energy red and NationaI Progreso: Executive Office of
President Office of Science and Tecnologist. Washinton, 1964.
41.- Energy in Crisis,; Peter HiII and Roger VieIvoge. Pub. Robert
Yeatman Ltd. London, 1974.
42.- Ecología Marina: Fundación La Salle. Caracas, 1972.
43.- Enciclopedia SaIvat Ciencia y Tecnología .Vol. 10. Caracas,
1964.
44.- Estadísticas Industriales: Ministerio de Fomento. Caracas,
1971 - 1972.
45.- El Modelo Prospectivo: Prospección Industrial. Plan Nacional
de Aprovechamiento de los Recursos Hidraúlicos. Coplanarh. Caracas,
1970.
46.- FALCON URBANO, M.A.: "DesarroIIo e IndustriaIización de
Venezuela". Fac, de Ciencias Económ. y SocieaIes. U.C.V. Caracas,
1969.
47.- FRANKEL, D.H.: "La Economía Petrolera". Edic. Bolsade.
Caracas, 1963.
4 8 : FEO-CODECIDO, GUSTAVO.: "Breves Ideas sobre la
Estructura de la Falla de Oca, Venezuela". Caracas, 1971.
49.- Fuels of the Future - Seminar at the Esso Laboratorios,:
Lindon, New Jersey, 1965.
50.- Fortune,; Rockefeller Center, New York., 1972 - 1974.
— 232 —
51.- 1- E 0 - CODECIDO, GUSTAVO.: "Un Esbozo Geológico de
la Plataforma Continental Margarita - Tobago". II Congreso
Latinoamericano de Geología. Caracas. 1973.
52.- GOLDSMITH, EDWARDS. Y OTROS.: "Manifiesto para la
Supervivencia" Editorial AIianza, Madrid, 1972.
53.- Geología de las Cuencas Sedimentarias de Venezuela y sus
Campos Petrolíferos,; Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Dirección de
Geología. Púb. Especial N° 2. Boletín de Geología Caracas, 1956.
54.- HERRERA NAVARRO, RAMON.: "Precios del Petróleo y
Crisis Energética". Fac. de Ciencias Económicas. U. C. V. Caracas, 1974.
55.- HEILBRONER. ROBERT T.: "La Formación de la Sociedad
Económica". Fondo de Cultura Económica. México, 1966.
56.- Hierro y otros Datos Estadísticos,; Ministerio de Minas e
Hidrocarburos. Dirección General. Caracas, 1973.
57.- InternationaI Petroleum Enciclopedia,; By Petroleum Pu-
blishing Co. Tulsa, 1968-1973.
58.- Informe sobre la Industria Petrolera en Venezuela,; Cámara de
la Industria del Petróleo. Caracas, 1961.
59.- Informe sobre necesidades de Financiamiento del Sector
Agropecuario,: Federación Nacional de Asociaciones de Productores
Agropecuarios. 1971.
60.- Informe de la Misión Técnica„ Misión Fox. Ministerio de
Hacienda. Caracas, 1941.
61.- Informe sobre el Sistema Fiscal de Venezuela„ Misión Shoup.
Ministerio de Hacienda. Caracas, 1960.
62.- Importaciones Venezolanas de Productos Alimenticios y
Bebidas. Ministerio de Relaciones Interiores. Dirección de Política
Económica. Caracas, 1948-1954.
— 233 —
63.- Informe Económico,; Banco Central de Venezuela. Caracas. 1967, 1971, 1972.
64.- Informe Anual Superintendencia de Bancos, Caracas, 1971-1972.
65.- Informe sobre Necesidades de Financiamiento del Sector
Agropecuario.; Federación Nacional de Asociaciones de Productores
Agropecuarios. Caracas, 1971.
66.- KORMONDY, E. J.: "Concepto de Ecología". Editoria l
Alianza S. A. Madrid, 1973.
67.- LATTIMORE, R.K.; L. A. WEEKS y L.W. MOR-DOCK.
Marine Geophisical reconnaissance of Continental Margin North of
Paria Península, Venezuela. A.A.P.G. BulI. 55. 1971.
68.- LEBRET, L.J.: "El Drama del Siglo". Editorial CiviIización.
Buenos Aires, 1962.
69.- LEVORSEN, A. I.: "Geology of Petroleum". W . H. Freeman
and Co. San Francisco, 1956.
70.- LOBECK, A. K., "Geomorphology". Mc. Graw. HiII Book
Co. New York, 1939.
71.- LICCIONI, JOSE RAFAEL.: "Aspectos de la Industria
Minera en Venezuela". Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Oficina de
Economía Minera. Caracas, 1972.
72.- La Aventura del Petróleo. Shell Co. Caracas, 1960.
73.- MAZA ZABALA, D.F.: "Los Mecanismos de la Depen-
dencia'.- Fondo Editorial Salvador de la Plaza. Caracas, 1973.
74.- MAZA ZABALA, D.F. Y OTROS.: "Venezuela, Crecimiento
sin Desarrollo. Univ. Central de Venezuela. Editorial Nuestro Tiempo
S.A. Caracas, 1974.
75.- MALAVE MATA, H.: "Dialéctica de la Inflación. Edición de
la Biblioteca .Univ. Central de Venezuela. Caracas, 1972.
— 234 —
76.- MARRERO, LEVI.: "Venezuela y sus Recursos ". Cultural
Venezolana S A . Caracas, 1963.
77.- MARTINEZ, ANIBAL R.: "Cronología del Petróleo Ve-
nezolano." Editorial Libreria Historia. Caracas, 1970.
78.- MARTINEZ, ANIBAL R.: "Our Gift. Our oil Viena, 1466.
79.- MARTINEZ. ANIBAL R.: "Historia Petrolera Venezolana en
20 Jornadas". Edreca, Caracas, 1973.
80.- MARTINEZ, ANIBAL R.: "Recursos de Hidrocarburos de
Venezuela". Edreca. Caracas, 1972.
81.- MARTINEZ, ANIBAL R.: "Petróleo. Seis Ensayos" Edreca.
Caracas. 1971.
82.- MARTINEZ, ANIBAL R.: "Una Política Energética". Edreca.
Caracas, 1974.
83.- MACHADO DE ACEVEDO, CLEMY.: "Actitud ante el
Cambio Social". Ediciones Cuatricentenario. Caracas, 1966.
84.- MEADOWS, DONELLA Y DENNIS MEADOWS Y
OTROS.: "TheLimits to Growths". Apotomac Asociation. Boston.. 1972.
85.- MEJIA ALARCON, P. E.: "La Industria del Petróleo en
Venezuela". Instituto de Investigaciones Económicas y Sociales. U.C.V.
Caracas, 1972.
86.- MERHAV, M.: "Posibilidades de Exportación de la Industria
Venezolana". O.N.I. Caracas, 1971.
87.- MAZA ZABALA, D. F.: "Explosión Demográfica y Cre-
cimiento Económico". Edición Biblioteca. U.C.V. Caracas, 1969.
88.- MIERES, FRANCISCO.: "EI Petróleo y la Problemática
EsiructuraI Venezolana". Instituto de Investigaciones. Fac. de Cienc.
Econóicas. U.C.V. Caracas, 1969.
— 235 —
89.- MONTIEL ORTEGA, LEONARDO.: "Conflicto en el
Petróleo Venezolano" Talleres Artes Gráficas. Caracas, 1972.
90.- MONTIEL ORTEGA, LEONARDO.: "Petróleo y Soberanía".
Ed. Congreso de la República. Caracas, 1971.
91.- Memoria IV Congreso Geológico Venezolano. Tomo IV.
Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Caracas. 1972.
92.- 0 CONNOR, HARVEY.: "EI Imperio del Petróleo". Edi torial
Platina. Buenos Aires, 1958.
95.- ODELL, PETER R.: "Oil and World Power (Bacic Ground to the
Oil Crisis). "Penguin BooIcs U D . ENCLAND, 1974.
94.- Organización, Funciones y Normas de la División de Ex-
ploración y Reservas. Ministerio de Minas e Hidrocarburos, Caracas,
1972.
95.- Oficina Central de Planificación. (Cordiplan) IV Plan
Nacional Caracas, 1970-1974.
96.- ORTA, CeIio S.: "Impacto de los Ingresos Petroleros sobre el
Crecimiento del Sector Agrícola". Fac. Ciencias Económ. y Socia -les.
U.C.V. Caracas, 1974.
97.- LEON, RAMON DAVID.: ' D e Agropecuaria a Petro-Iera".
Caracas, 1944.
98.- La Industria Minera en Venezuela. Ministerio de Minas e
Hidrocarburos. Dirección de Minas. Caracas, 1971.
99.- La Economía Venezolana en los últimos treinta años.
Co-Iección Aniversario. Banco Central de Venezuela. Caracas 1971.
100.- PEREZ ALFONZO, JUAN PABLO Y OTROS.: "La Dinámica
del Petróleo en el Progreso de Venezuela". Dirección de Cultura. U.C.V.
Caracas, 1965.
101.- PERALES FRIGOLS, PABLO.: "Compendio de Geografía
Económica de Venezuela". Ministerio de Fomento. Caracas, 1954.
— 236 —
102. PETER. G.: GeoIogy structure offshore north central Ve-
nezuela. VI Confer. GeoI. Caribe. Venezuela, 1972.
103.- PEYRET, HENRY.: "La BataIIa de la Energía" Edic.
Universitaria. Buenos Aires, 1966.
104.- PIE I RI MARTINEZ, CARLOS.: "Análisis de AIgunos
Aspectos de la Situación Fiscal y Económica Actual del País". Caracas,
1961.
105.- PetroIeum and Agriculture. Standard Oil Co. New Jersey, 1947.
106.- Progreso Económico y Social en Latinoamérica. Banco
Interamericano de Desarrollo. Caracas. 1972.
107.- Petróleo y Otros Datos Estadísticos. Ministerio de Minas e
Hidrocarburos. Dirección General. Caracas, 1960 1974.
108.- QUINTERO, RODOLFO.: "Antropología del Petróleo".
Editores Siglo XXI. México, 1972.
109.- QUINTERO, RODOLFO.: "EI Petróleo y Nuestra So-
ciedad". Ediciones de la Biblioteca U.C.V. Caracas, 1970.
110.- RANGEL. DOMINGO ALBERTO.: "El Imperio y la Faja
Bituminosa del Orinoco". Colección Salvador de la Plaza. Es-cuela de
Estadística y Ciencias Actuales. Caracas. 1973.
111: RANGEL, DOMINGO ALBERTO.: "Capital rrollo ". Vol. I y
II. Instituto de Investigaciones Económicas y Caracas, 1969.
112.- RANGEL, DOMINGO ALBERTO.: "La Oligarquía del
Dinero". Editorial Fuertes. Caracas, 1971.
113: RANGEL, DOMINGO ALBERTO.: "EI Rey del Petróleo".
Instituto de Investigaciones Económicas y Sociales. Caracas, 1970.
y
Desa-So
ciales.
— 237 —
114.- RODRIGUEZ, POLICARPO.: "Características y Evolución de la Inversión Petrolera en Venezuela". Fac. de Ciencias Económ. y Sociales. U.C.V. Caracas, 1974.
115.- RODRIGUEZ ERASO, GUILLERMO.: "EI Petróleo y la Década del Setenta". Artes Gráficas. Caracas, 1971,
116.- RODRIGUEZ, MANUEL ALFREDO.: "La Estadística en la Historia de Venezuela". Ministerio de Fomento. Caracas, 1973.
117.- Resources and Man. Committe on Resources and Man. National Academy of Sciencies. National Research Council. W. H. Freman y Co. San Francisco, 1969.
118.- Resumen. Revista Semanal Venezolana. Publicación del
Grupo Editorial Olavarría. Caracas, 1973-1975.
119.- RODRIGUEZ, POLICARPO y GERMAN A. BLANCO.
"Petróleo en Venezuela Hoy" Edic. Monte Avila. Caracas. 1972.
120.- SANZ HURTADO, EMILIO.: "Economía y Política del
Petróleo" Biblioteca Universitaria de Economía. Publicaciones Gua-diana. Madrid, 1969.
121.- SEGERBERA Jr., OSBORN.: "La Advertencia Ecológica".
Editores Barral S. A. Barcelona, 1972.
122.- SAMUELSON, PAUL A.: "Curso de Economía Moderna".
Editor Aguilar. Madrid, 1971.
SCHAEL, JOSE G.: "La Ciudad que no Vuelve". Talleres Gráficos
de Artes. Caracas, 1968.
1 2 4 : SCHACKNE, STEWARD Y D'ARCY DERAKE.: "Petróleo
en el Mundo". CreoIe Corporation. Caracas, 1962.
125.- SILVA MICHELENA, JOSE AGUSTIN.: "Crísis de la
Economía de la Democracia". U.C.V. Caracas, 1970.
— 238 —
126.- SISO, CARLOS.: "La Formación del Pueblo Venezolano "
Púb. Horizon House. New York, 1941.
127.- SMITH, WARREN L.: "Macro Economía". Pub. S . C A.
Buenos Aires, 1973.
128.- STEPHENSON, MAURICE.: "Informe sobre la Franja
Bituminosa del Orinoco y la Reanudación de las Investigaciones de
sus Posibilidades Económicas". Ministerio de Minas e Hidrocarburos.
Caracas, 1968.
129.- SALAS. GUILLERMO J.: "Petróleo" Ed. Monte Avda.
Caracas, 1970.
TAMAYO, LUIS M.: "Elementos de Finanzas Públicas Venezo-
lanas". Tipografía Nacional, Caracas. 1947.
131.- TINOCO. PEDRO R. Hijo.: "Análisis de la Política
Petrolera Venezolana ". Valencia. 1966.
132.- TORRE, MARUJA Y JOSEFINA DARWICHC.: "La
Organización de Ios Paises Exportadores del Petróleo". (OPEP).
Caracas 1968.
133.- TOVAR, RAMON.: "Imágen Geoeconómica de Vene-
zuela".- Editor Viloria y Cruz. Caracas, 1969.
134.- TRAVIESO. FERNANDO.: "Ciudad, Región y Sub-
desarroIIo". Fondo Editorial Común. Caracas, 1972.
135: The Science of Petroleum. Oxford University Press. Oxford,
1938.
136.- TORREALBA ALVAREZ. RAUL.: "El Petróleo en la
Economía Venezolana". Talleres Gráficos. Caracas. 1974.
137.- USLAR PIETRI, ARTURO.: "De Una a Otra Venezue la".
Imp. Argentina. Buenos Aires, 1949.
— 239
138.- Venezuela: Inversiones en Exploración y Explotación.
Corporación Venezolana del Petróleo. Caracas, 1956-1970.
139.- Venezuela: Su Economía en Hechos y Cifras. Ediciones del
Banco del Caribe. Caracas, 1956.
140. Venezuela: Recursos y Posibilidades de Inversión. Corpo-
ración Venezolana de Fomento. Caracas, 1974.
141.- WRONG, D.H.: "La Población". Editorial Paidos. Buenos
Aires. 1963.
142.- YABOUR DE CALDON, ELISABETH.: "La Población de
Venezuela", (Un análisis Demográfico). Universidad de Oriente.
Cumaná, 1967.
1 4 3 : ZAMORA, FRANCISCO.: 'Tratarlo de Economía. Fondo de
Cultura Económica. México. 1972.
144.- ZISCHKA, ANTON.: "La Energía Liberada". Editorial
Destino. Barcelona, 1956.
145.- ZULOAGA, GUILLERMO.: "Geografía Petrolera Ve-
nezolana. CreoIe. Caracas. 1960.
APENDICE
Rafael E. López Yaneth González Oscar
Lofrano
A P E N D I C E
El desarrollo en nuestros días de la tecnología en el uso de las
computadoras, pone a nuestro alcance una serie de herramientas que pueden
ser utilizadas para estudiar problemas en nuestra economía. Estos métodos se
basan en una serie de consideraciones que Ios hacen susceptibles a críticas,
pero creemos que constituyen un camino que no debe de ser despreciado,
más bien se debe de invertir recursos en este campo con el fin de obtener una
visión más clara de lo que podemos esperar de Venezuela y su futuro
petrolero.
J. W. Forester, del Instituto Tecnológico de Massachussets (M.I.T.) en
sus trabajos "Industrial Dynamics" y "World Dynamics" describe modelos
macro-económicos y plantea su simulación para el estudio de estos sistemas.
Esta metodología ya ha sido utilizada en el estudio que realiza-ron los
profesores Donella H. Meadows y Dennis L. Meadows, para el "CIub de
Roma" sobre Ios predicamentos de la humanidad y sus re-cursos, cuyos
resultados fueron resumidos en el libro "The Limits to Growth ", publicado
por "Universe Books" de New York.
La técnica empleada en "Industrial Dynamics" y "World Dynamics" es
la de construir un modelo matemático del sistema compuesto básicamente
de ecuaciones diferenciales de primer orden. Con un modelo de este tipo,
una serie de métodos de computación pueden ser utilizados para resolver el
sistema y conocer las tendencias de res-puestas ante diferentes estímulos.
El método escogido para realizar una primera simulación del sis-tema
que nos concierne, dependencia de Venezuela a la economía petrolera, es
através del lenguaje de computación DYNAMO desarrollado por A. Pugh
en M.I.T. para ser aplicado en la solución de sistemas, tales como las
descritas por Forester en "Industrial Dynamics" y "World Dynamics".
— 2 4 3 —
Los datos utilizados en la simulación, han sido obtenidos de los
siguientes cuadros estadísticos indicados en Ios capítulos:
Crecimiento de la Población:
Cuadro Ne 1-1 Pág. 14
Ingresos Fiscales Ordinarios:
Cuadro N" VII-2 Pág. 71
Ingresos de Divisas:
Cuadro N(' VIII-1 Pág. 79
Petróleo: Reservas y Recursos:
Cuadros Nos. XVI-1.2 Págs. 149,150
Cuadro NR XVII-1 Pág. 157
Petróleo: Producción:
Cuadros Nos. XV-1.2.3. Págs. 138. 139, 140
En el gráfico obtenido y que se presenta como resultado de la si-
mulación. sólo se trataron los datos arriba indicados ya que ellos se
encuentran entrelazados con los otros sectores económicos de la siguiente
manera:
a.) Divisas con el Sector Industrial y el Sector Minero.
b). Ingresos Fiscales con el Sector Agrícola y el Sector de la
Población.
Los resultados de esta simulación, se incluyen en este apéndice en
Forma de un gráfico de conjuntos. Como cada de las ecuaciones representan
cantidades heterogéneas, las escalas correspondientes a cada curva se clan
en el margen izquierdo del gráfico, comenzando por la primera columna
horizontal, se tienen las siguientes escalas. Las que siguen son múltiples de
las mismas escalas.
— 244 —
50 M = 50 X 108
500 M = 500 X 108
20 B = 20 X 109
10 B = 10 X 109
2000 M = 2000 X 106
Estas curvas señalan una clara interrelación existente entre los sectores
que consideramos más importantes en la socioeconomía de Venezuela, con
su producción de petróleo.
El gráfico en conjunto muestra las curvas de los sectores mencionados
señalando la relación tanto en el tiempo como en el crecimiento que existe
entre sectores y la producción de petróleo.
Las curvas de reservas y recursos de petróleo indican el tiempo que
estas reservas o recursos durarán con los conocimientos que han sido
revelados durante el período de exploración y de producción, y la tendencia
de disminución de estas curvas al considerar un consumo de una tasa fija. El
conjunto de curvas que constituyen el gráfico, señalan la relación que existe
entre las reservas y los recursos del petróleo con las curvas de los datos
socioecónomicos. A simple vista señalan un estado de alta dependencia de
la economía y del desarrollo de Venezuela con la producción de petróleo.
Esta dependencia se nota en el gráfico de la manera siguiente:
Recursos y reservas petroleras:
Paralelismo de las curvas en su comportamiento. En los comienzos, un
crecimiento lineal: a partir de 1940, la producción comienza a crecer
exponencialmente hasta 1970, donde alcanza su máximo y comienza a
declinar exponencialmente.
Divisas e Ingresos Fiscales:
Crecimiento lento y paralelo hasta que en 1973, sufren un alza
exponencial abrupta debido al crecimiento innusitado de los precios. Pero
debido a que las curvas de producción y reservas bajan, esta situación es
inestable.
— 245 —
Las curvas entre 1977 y 1987, no pueden extrapolarse ya que no
obedecen a ninguna ley matemática ni económica, sino a condiciones
geopolíticas y socio-económicas aún imponderables.
Esta dependencia seguirá ejerciendo gran influencia en nuestra
economía hasta que Venezuela desarrolle una economía verdadera-mente
independiente del petróleo o de su renta.
Lo descrito en este apéndice, dá una ligera idea de lo útil que puede ser
el uso de métodos como la simulación en el estudio de los problemas de
nuestra economía.
L
LII
,
G R A F I C O
W N O I C E
, , , , ,
1
1\ ?
7
p
l + y L ! \
~
p ! E !
------
. , , , 0
" " '
"\,
_
N\
A
Impreso en los Talleres
Tipo-Litográficos de la
Dirección de Cartografía
Nacional en el mes de Junio de
1977
ACADEMICOS CORRESPONDIENTES NACIONALES
Dr. Santiago Aguerrevere
Dr. León Croizat Chaley Dr.
Melchor Centeno V.
Prof. Raimundo Chela
Dr. Arnoldo Gabaldón
Dr. Alonso Gamero Dr. Juan David García Bacca Hno. Ginés
Dr. Blas Lamberti
Dr. Miguel Layrisse
Dra. Zoraida Luces de Febres
Dr. Angel Palacio Cros Dr. Gustavo Pérez Guerra Dr. Félix Pífano
Dr. Andrés Reverón Larré
Dr. Marca! Rocha
Dr. Marco A. Vila
Prof. A. Zavrotsky
Dr. P. Venegas Filardo
Dr. R. Díaz Cadavicco
Dr. Pedro José Urriola Muñoz
ACADEMICOS CORRESPONDIENTES EXTRANJEROS
Dr Carlos E. Chardón
Dr. Godofredo García
Dr. George Gailord Simpson
Dr. II. D. Hedberg Dr. Louis
Kehrer Dr. Hcns Kugler Prof.
René Lichy Dr. Ludwig
Schnee Dr. Rafael A. Toro Dr.
Armando Dugand nov. P. 1. E. Ramírez
Eric Lord Ashby
Prof. Dr. Frederic Verzár
Prof. Alberto Prosen Dr.
Carlos Kozma Dr. José de Araumosa Valdés Dr. Esnet Mayr Dr. Alexander Wetmore Chen Ning Yang Gurgen P. Tamrazyan Lord Rocliffe Maud Dr.
Earnest F. Gloyna
Dr. Martín M. Cummings
Dr. Wernher von Braun
Dr. Stephen L. Bragg
Dr. Manuel F. Castelo
Dr. Melvin S. Day
Puerto Rico
Perú
EE. UU. de América
Suiza
EE. UU. de América
Suiza
Francia
Alemania
Puerto Rico
Colombia
Colombia
Inglaterra
Suiza
Argentina
Argentina
España
E.E. U.U. de América
E.E. U.U. de América
E.E. U.U. de América
Rusia
Inglaterra E.E. U.U. de América E.E. U.U. de América E.E. U.U. de América Inglaterra
Argentina
E.E. de América
COMISIONES PERMANENTES
N+ 1.—De Matemáticas Puras:
Dres. Alberto E. Olivares, Santiago Vera Izquierdo y Erich Michalup. Director: Dr. Erich Michalup.
N. 2.—De Matemáticas Aplicadas:
Dres. Alberto E. Olivares, Miguel Parra león, Gustavo Wallis, Erich
Michalup y Victor Sardi Socorro. Director: Dr. Alberto E. Olivares
N° 3.—De Astronomía, Geografía, Hidrografía y Náutica:
Dres. Adolfo C. Romero, Guillermo Zuloaga, Luis Felipe Vegas y
Víctor Sardi Socorro. Director: Dr. Adolfo C. Romero
Ni 4. —De Ciencias Físicas y sus aplicaciones:
Dres. Luis Felipe Vegas, Humberto Fernández Morán, Alberto E.
Olivares, Miguel Parra León y Santiago Vera Izquierdo. Director:
Dr. Luis Felipe Vegas
N* S.—De Química y sus aplicaciones:
Drs. Leopoldo Briceño Iragorry, Marcel Granier D., José A. O'Daly,
G. Rivas Mijares y José L. Prado. Director: Dr. Leopoldo Briceño I.
N. 6.—De Ciencias Naturales y sus aplicaciones al estadio do las riquezas naturales del País:
Dres. Tobías Lasser, Pablo J. Anduze, Humberto Fernández Morán,
Marcel Granier D., Guillermo Zuloaga, Enrique Tejera y Leandro
Aristiguieta. Director: Dr. Tobias Lasser.
N~ 7.—De Estudio de Obras de Enseñanza: Dres. Miguel Parra León, Santiago Vera Izquierdo, G. Rivas Mijares y Tobías Lasser. Director: Miguel Parra León.
N* 8—De Geología y Minería:
Dres. Guillermo Zuloaga, Lucio Baldó, Víctor M. López y José
Lorenzo Prado. Director: Dr. Guillermo Zuloaga.
Ns 9.—De Agronomía:
Dre:. Gustavo Wallis, Lucio Baldó y Víctor Sardi Socorro. Director: Dr. Gustavo Wallis.
Nt 10—De Meteorología:
Dres. Guillermo Zuloaga, Adolfo C. Romero, Edgard Pardo Stolk y
Luis Felipe Vegas. Director: Dr. Guillermo Zuloaga