El Campo Petrolero Barúa, se ubica en la región suroriental entre los estados Zulia y Trujillo, al oeste de Venezuela. Posee yacimientos petrolíferos correspondientes a la sección del Eoceno medio representada por las arenas superiores de la Formación Misoa y arenas básales de la Formación Paují, las cuales son el objeto de la ésta revisión geológica y petrofísica.

Sobre la base de estudio de 1682 pies de núcleos de los pozos MGB-5X, MGB-18 y MGB-26, se pudo determinar que las facies de sedimentación en Barúa son características de un ambiente sublitoral. Las arenas forman barras litorales y barras dístales depositadas costa afuera en un ambiente nerítico interno-externo, constituidas por 7 facies arenosas asociadas con 2 facies heterolíticas y lutíticas, finalmente una facies ST la cual representa un nivel transgresivo definiendo una superficie de máxima inundación. Las facies arenosas incluyen: arenisca de grano grueso con gránulos dispersos y granos medios de barra central y tope de la barra, areniscas medias a finas medianamente bioturbadas interlaminadas de barra distal, areniscas con alto grado de bioturbación representativas de márgenes de barra distal, lutitas y heterolitas laminadas abarcando zonas de costa afuera o de interbarra.

El análisis de litofacies, revela secuencias de barras superpuestas bien desarrolladas, las cuales se disponen en patrones grano crecientes hacia el tope, sobre estas facies y generalmente en contacto abrupto aparecen lutitas, que dan a un nuevo ciclo o parasecuencia. Estas facies granocrecientes hacia el tope son persistentes lateralmente, y regionalmente estas barras son de carácter retrogradacional, ya que las barras sucesivamente más jóvenes retroceden hacia el sur, y sus mejores espesores se encuentran en esta misma área; como resultado de la transgresión regional del Eoceno Superior.

Basándose en el análisis de los registros y el estudio litológico de los núcleos MGB-5X, MGB-18 y MG8-26 se realizaron correlaciones geológicas en 41 pozos del área en estudio, con las cuales se elaboraron siete mapas estructurales. A nivel de la Fm. Misoa se realizaron cinco mapas para los topes de los miembros informales B-4, B-3, B-2, B-1 y B-0, y en las arenas basales de la Fm. Paují A-10 y A-9, los cuales permitieron identificar al Campo Barúa como parte de un anticlinal fallado; para complementar esta interpretación, se elaboraron secciones estratigráficas que atraviesan el campo en dirección S-N, O-E y O-NE; de igual manera se elaboraron secciones estructurales en dirección S-N, O-E y O-NE; apoyadas en líneas sísmicas con las mismas direcciones y los mismos pozos que contienen las secciones.

Partiendo del análisis de la continuidad de los cuerpos arenosos observados en las secciones estratigráficas, de la tendencia granocreciente observada en los registros y del análisis de las litofacies en los núcleos estudiados, así como de estudios sedimentológicos y de micropaleontología realizados anteriormente, se elaboró un modelo sedimentológico y mapas paleoambientales para cada unidad sedimentaria estudiada en el Campo Barúa, con la finalidad de conocer la distribución de las barras, para un mejor aprovechamiento en su explotación.

Desde el punto de vista petrofísico, este estudio ha involucrado una evaluación de las formaciones productoras, empleando nuevos parámetros generados a partir de los análisis convencionales y especiales realizados a los tres núcleos tomados en el área en estudio, parámetros tales como: Cantidad de Intercambio Catiónico de las Arcillas (Qv), Resistividad del Agua de Formación (Rw), factor de cementación (m), factor de saturación (n). A la hora de evaluar un yacimiento resulta imprescindible el conocimiento de las características físicas de la roca como: porosidad, saturación de fluidos (hidrocarburos y agua), permeabilidad, así como cuantificar el espesor de Arena Neta Petrolífera (ANP), y basándonos en estos valores concluir si estas acumulaciones son prospectivas o no.

Para estimar la Resistividad del Agua de Formación (Rw), se realizó un análisis de las aguas de formación de 16 muestras provenientes del área en estudio, dando como resultado que solo 3 de ellas se consideraron aguas connatas pertenecientes a la Fm. Paují, siendo las restantes aguas meteóricas de la Fm. Misoa.

Finalmente los parámetros petrofísicos generados se compararon con los existentes, observándose ciertas diferencias. Luego con los resultados de las características de las rocas, se generaron los mapas de isopropiedades para cada una de las unidades sedimentarias estudiadas, dando una mejor visión de las propiedades petrofísicas del área que, sumado con el modelo geológico propuesto ofrece una mejor visión de las estrategias de exploración y explotación tan importantes para el óptimo desarrollo de este campo petrolero objeto del estudio.

Desde el punto de vista de producción, se generaron los gráficos de la producción diaria y acumulada para las áreas Norte, Central y Sur del campo del Campo Barúa, con la finalidad de comparar los resultados de producción obtenidos por áreas y validarlos con el modelo geológico y petrofísico, obteniéndose una mayor prospectividad para el área Sur.

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¹ Ingeniero Geólogo, Universidad de los Andes, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Geológica, Febrero, 2000