La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) constituye el mayor reservorio de hidrocarburos del mundo, superando a otras grandes acumulaciones globales. Alberga más de 300 mil millones de barriles de crudo pesado y extrapesado, con una composición estimada de 65% de crudo extrapesado y 35% de betún natural. Se extiende sobre una superficie aproximada de 55.314 km² al norte del río Orinoco, abarcando cinco estados venezolanos, y se organiza en cuatro grandes bloques: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Estas magnitudes posicionan a la cuenca como un actor de peso en el mapa energético mundial.

Para comprender su dimensión a nivel técnico necesario poner foco en los condicionantes de la cuenca, que inciden en su desarrollo y explotación. 

Desde el punto de vista geológico, la Faja presenta reservorios con buenas propiedades de porosidad y permeabilidad, pero alojando fluidos extremadamente pesados y viscosos, con gravedades del orden de 8 a 12° API (en comparación con petróleos livianos mayor a 30° API) Estas características imponen severas limitaciones a la producción mediante métodos convencionales. La desfavorable relación de movilidad entre el agua y el crudo, sumada a la marcada heterogeneidad del yacimiento y a la anisotropía (irregularidad) de sus capas, genera barridos ineficientes y cámaras de vapor irregulares, reduciendo sensiblemente la eficacia de técnicas como la inyección térmica. 

En el plano operativo y económico, los desafíos se profundizan. La elevada carga metalífera del crudo, con altos contenidos de vanadio, níquel, azufre y asfaltenos, exige instalaciones de refinación altamente complejas y de elevado costo. A su vez, el transporte del crudo requiere la dilución de cada barril con entre un 25% y un 35% de crudo liviano, un insumo escaso en Venezuela. Esta dependencia establece un límite estructural a la producción de la Faja, actualmente estimada en un techo cercano a los 600.000 barriles diarios, salvo que se asegure un abastecimiento externo sostenido de diluyentes o se desarrollen nuevas tecnologías que mejoren la movilidad del crudo.

Adicionalmente, alcanzar los factores de recuperación teóricos —del orden del 20%— implicaría décadas de operación continua con procesos de inyección térmica intensiva. Este escenario demandaría un consumo de gas natural que podría representar hasta el 40% de la producción nacional actual, configurando un límite energético concreto para cualquier expansión a gran escala.

En la industria petrolera, todo desarrollo que se presente complejo, siempre encontrará la solución técnica para su impulso, siempre buscando opciones para alcanzar resultados económicos. 

Fuente: Perfil de Julia Shermann, LinkeedIN (Bridging Subsurface, AI & Renewables | Energy Strategy & Solutions Consultant | Driving Innovation in Oil, Gas & Transition) 

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