Este artículo de acceso abierto está bajo Licencia Creative Commons Attribution 4.0 Internacional
Vol. 2, núm. 2
Abril-junio, 2026
Venezuela
ISSN-e: 3080-6666
Página 43
Gestión de Carbono y EOR: Campos Maduros Venezuela
Carbon Management and EOR: Mature Fields Venezuela
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.19796773
Recibido: 2026-01-30 Aceptado: 2026-03-06
Silva, Héctor
1
Correo: hector.a.silva@ucv.ve
Orcid: https://orcid.org/0009-0002-8261-8236
Gasbarri, Sandro
2
Correo: sandro.gasbarri@ucv.ve
Orcid: https://orcid.org/0009-0001-2328-0020
Resumen
Este estudio evaluó la aplicabilidad de la inyección de CO
2
para la Recuperación Mejorada de
Petróleo (EOR) y el Almacenamiento Geológico de Carbono (GCS) en la Cuenca del Lago de
Maracaibo. Se consideraron criterios técnicos, ambientales y económicos para la selección de
yacimientos candidatos. En el caso de EOR se simularon siete escenarios con tasa de inyección
y configuración de pozos, fluido de inyección (CO
2
, metano y nitrógeno). La inyección de CO
2
resultó más efectiva, aumentando el factor de recobro hasta un 10% por encima del agotamiento
natural (30%). Se propuso un yacimiento para GCS y se modeló que la capacidad de
almacenamiento es de 66.51 MMMPCN de CO
2
en 40 años. El estudio destacó el rol crucial de
las tecnologías de monitoreo sísmico 4D y el uso de algoritmos de Inteligencia Artificial (IA) como
herramientas fundamentales para reducir la incertidumbre y fortalecer la toma de decisiones en
la gestión de proyectos similares.
Palabras Clave: EOR, Captura, Almacenamiento, CO2.
Abstract
This study evaluated the applicability of CO
2
injection for Enhanced Oil Recovery (EOR) and
Geological Carbon Storage (GCS) in the Lake Maracaibo Basin. The methodological design
considered technical, environmental, and economic criteria for selecting candidate reservoirs. For
EOR, the AX reservoir was selected, and seven scenarios were simulated, varying the injection
rate and well configuration, including the injection of CO
2
, methane, and nitrogen. CO2 injection
proved to be more effective, increasing the recovery factor by up to 10% (from 20% due to natural
depletion to a range of 27–30%). Regarding GCS, the BX reservoir was proposed, with an
estimated storage capacity of 66.51 million cubic feet of CO
2
over 40 years. The Amuay and
1
Ingeniero Geofísico. Magíster en Geofísica. Universidad Central de Venezuela. Caracas, Venezuela.
2
Ingeniero de Petróleo. Universidad Central de Venezuela. Caracas, Venezuela.
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Cardón refineries and the El Tablazo complex were identified as the closest CO2 sources. The
study highlighted the crucial role of 4D seismic monitoring technologies and Artificial Intelligence
(AI) algorithms as fundamental tools to reduce uncertainty, delineate reservoir properties, monitor
fluid displacement, and strengthen decision-making in the management of similar projects.
Keywords: EOR, Capture, Storage, CO2.
Introducción
La captura de carbono es el proceso de almacenar CO
2
en lugares donde no perjudique al
medio ambiente y evite el aumento de emisiones que contribuyen al efecto invernadero.
Esta técnica, conocida como CAC o CCUS, consta de tres etapas: capturar en su fuente,
transportarlo y, finalmente, almacenarlo.
En la industria energética, es una opción viable para países desarrollados que buscan
reducir emisiones y tienen fuentes adecuadas de captura. El gas capturado se puede comprimir
y transportar por diferentes medios e inyectarse en formaciones geológicas para almacenamiento
permanente.
Con esta metodología se busca evaluar la factibilidad de captura, transporte y
almacenamiento de CO
2
en yacimientos de crudos medianos y livianos en la Cuenca del Lago de
Maracaibo (Venezuela), mediante el análisis de criterios de selección e impacto en diferentes
escenarios; como vía hacia la transición energética a corto y mediano plazo.
Descripción del área de estudio
El área de estudio se localiza en la Cuenca del Lago de Maracaibo, Venezuela (Figura 1),
una de las regiones más productivas de petróleo y gas del país. La mayoría de los yacimientos
se encuentran en la Costa Oriental, en campos como Cabimas y Tía Juana, con producción,
principalmente, de yacimientos terciarios. En la costa oeste, la producción es de yacimientos del
Cretácico y Terciario, incluyendo campos como Urdaneta y La Concepción.
Hacia el centro del área los campos se localizan en el sistema de fallas de Lama-Icotea, e
incluyen campos Centro Lago, Lama y Lamar. La gravedad del petróleo varía, siendo más ligera,
en yacimientos profundos y más pesada en yacimientos terciarios someros.
La necesidad de implementar políticas y regulaciones para la gestión de desechos en
diversas formas y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) se ha incrementado
en los últimos años, a fin de mitigar sus consecuencias e impactos sobre el cambio climático
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Alrededor del mundo se han producido diferentes iniciativas como el Protocolo de Kioto, de 1097
y el acuerdo de París del 2016, que buscan limitar el aumento de temperatura global a 2°C y
alcanzar la neutralidad climática o “net Zero” para el año 2020.
Figura 1: Ubicación geográfica del área de estudio. La flecha indica los boques incluidos es este estudio:
Bloque V Centro
Fuente: Silva (2025)
1. Fundamentos teóricos
A medida que las economías de los países han experimentado variaciones en cuanto a
crecimiento y decrecimiento, producto de los niveles de consumo y demanda energética, se han
encendido las alarmas como consecuencia del aumento de las emisiones de CO
2
y otros gases
o agentes contaminantes.
Estos señalamientos han sido redimensionados en las agendas de los organismos
internacionales de protección al ambiente, para sustentar propuestas en el uso de energías más
limpias y menos contaminantes, como mecanismos de integración mundial.
En la industria petrolera, específicamente, en la fase de explotación y producción de
hidrocarburos, se han introducido continuamente técnicas y herramientas innovadoras con el fin
de conocer y/o definir de forma más precisa las propiedades y condiciones o mecanismos de
empuje de los yacimientos y desplazamiento de los fluidos presentes en los mismos, durante su
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vida útil, para obtener el mayor recobro de los hidrocarburos, posible. Se han desarrollados
métodos de extracción para coadyuvar la producción de los pozos, entre estos destaca el proceso
de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos, conocido como EOR, por sus siglas en inglés, en
la cual se implementan nuevas tecnologías para aumentar el factor de recobro en los campos
maduros e incrementar la producción (Díaz et al., 2022).
La recuperación mejorada de hidrocarburos EOR consiste, fundamentalmente, en la
Inyección de fluidos en el yacimiento para aumentar la presión y desplazar o modificar los fluidos
dentro de este. Entre los métodos más comunes se pueden mencionar: métodos químicos,
térmicos e inyección de agua, vapor y gas complementados con polímeros, tensioactivos, álcalis
y nanopartículas, respectivamente. Estas técnicas son una práctica rutinaria cuando las técnicas
de recuperación secundaria no logran mantener los volúmenes de producción deseados y/o
cuando el petróleo está atrapado en zonas de difícil acceso (baja permeabilidad, con un contacto
agua petróleo deficiente o incluso alineamientos de fallas estructurales y/o estratigráficas
presentes.
Es indudable que en cualquiera de los dos enfoques de inyección de CO
2
contemplados en
la ejecución de este proyecto, ya sea, para EOR o para almacenamiento geológico tal como lo
establece el protocolo logístico operacional, se requiere conocer el yacimiento; es decir, en primer
lugar, disponer de una imagen precisa del subsuelo, entender la variación espacial de las
propiedades petrofísicas, tipo y comportamiento de fluidos presentes, posibles vías de migración
y calidad de sello, tanto de las rocas subyacentes y suprayacentes, así como del sistema de fallas
que delimitan el mismo, si es el caso.
En pocas palabras, se requiere caracterizar el yacimiento, integrando toda esta información
con la interpretación sísmica y otros datos geológicos de interés, además de la historia de
producción de los pozos.
La sísmica 4D o “Time Lapse” facilita el monitoreo del yacimiento y describe el
comportamiento de los fluidos presentes, lo que permite, a su vez, definir y optimizar las
potencialidades de los yacimientos de un área en particular, relacionadas con la captura,
inyección, manejo y almacenamiento de CO
2
. Para efectos de este proyecto, se propuso realizar
un análisis cualitativo de la información disponible, para obtener un diagnóstico (a partir del estado
del arte) de la técnica, evolución y aplicación en las últimas décadas, a escala regional y global.
A partir de un levantamiento sísmico 3D previo, en este caso, se toma como base el diseño y
planifican de un conjunto de levantamientos adicionales en un periodo de tiempo definido, con
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lapsos de tiempo variable (entre dos a cinco años), utilizando los mismos parámetros de
adquisición que en el levantamiento original. Como resultado, se obtiene una serie de imágenes
temporales del subsuelo, que pueden dar cuenta de la evolución de las propiedades del
yacimiento y hacia donde se han desplazado los fluidos.
Por otro lado, las mejoras tecnológicas en la caracterización y simulación numérica de
yacimientos petrolíferos han contribuido, significativamente, con el avance continuo en las
técnicas de recuperación mejorada de petróleo, debido a que han permitido conocer las
condiciones del yacimiento y las especificaciones requeridas para aplicar las técnicas adecuadas
en cada caso, en particular.
El uso de la inteligencia artificial y aprendizaje automático son clave en el diseño,
planificación y ejecución de proyectos de EOR y almacenamiento geológico de CO
2
, en los cuales
es necesario analizar grandes volúmenes de datos del yacimiento y de producción de crudos.
Los subcampos de la IA, ya sea “Machine Learning”, “Deep Learning” (Caf et al., 2022) y
cualquiera de sus variantes, como las redes neuronales convolucionales profundas (CNN),
(Leong et al., 2022), combinadas con algoritmos de inversión de datos sísmicos, se consideran
actualmente como un conjunto de herramientas capaces de generar resultados exitosos en
proyectos de captura y almacenamiento de CO
2
, ya que. permiten obtener mapas de saturación
del gas, calibrado con los modelos geológicos.
2. Metodología
El flujo general de trabajo propuesto para la ejecución de este proyecto se muestra en la
Figura 2 y está compuesto de cuatro fases principales, identificadas de la siguiente manera:
- Fase I: Recopilación, análisis y clasificación de la información disponible.
- Fase II. Análisis de los procesos de tecnología y captura de CO2
- Fase III: Fase experimental que contempló clasificación y selección de los yacimientos, para
la simulación de los diferentes escenarios.
- Fase IV: Análisis de resultados para cada escenario.
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Figura 2: Flujo General de Trabajo propuesto para la ejecución del proyecto.
Fuente: Silva (2025)
A continuación, se describen brevemente cada una de las fases del proyecto:
2.1. Fase I: Recopilación de información, diseño y planificación del proyecto.
En esta primera fase, se definieron los objetivos del proyecto y se procedió a recopilar,
analizar e interpretar la información disponible, requerida para el diseño y planificación del mismo,
tomando en consideración la ubicación, así como las características de los diferentes tipos de
yacimientos a evaluar como potenciales receptores del gas.
Con base al conocimiento, historia de producción y experiencia se propuso a la Cuenca del
Lago de Maracaibo como área de estudio y se levantó un inventario de los yacimientos explotados
en los campos maduros, tomando en cuenta una actividad continua de 30 años o más, con
producción agotada y alta declinación de presión; específicamente en los bloques
correspondientes a los campos V-Centro, Bloque VI Lamar y Centro Lago (Figura 3)
FASE I
Inicio
Def. Objetivos
Recopilación
información
Diseño /
Planificación
Proyecto
FASE II
Tecnología de captura /
almacenamiento de CO
2
Transporte: Fuente
– Receptor del CO
2
Fuentes
Emisión de CO
2
Gestión Proyectos
CCUS
FASE IV
Análisis de resultados
Fin
Flujo de Trabajo General
FASE III
Def. Criterios de selección Yac.
Matriz de Jerarquización
Definición Escenarios
Simulador - Modelo inicial
(Parámetros)
Ejecución del proceso
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Figura 3: Yacimientos seleccionados para inyección de CO
2
para EOR y
Almacenamiento geológico, delimitados con los rectángulos de color azul.
Fuente: Díaz et al. (2022)
2.2. Fase II. Evaluación de modelos de tecnologías y gestión de proyectos de captura,
almacenamiento y uso de CO
2
.
En esta fase se procedió a revisar y analizar la información disponible, correspondiente a
los procesos de tecnología de captura, transporte,
manejo, almacenamiento y uso de CO
2,
En términos generales, se tomó como guía la metodología propuesta por Alvarado (2021),
para estimar volúmenes de emisión de CO
2
en un campo activo en producción, utilizando un
factor unitario de cálculo para cada gas de efecto invernadero, tomando modelos obtenidos en
Canadá, Noruega, Reino Unido y Estados Unidos.
Se evaluaron las posibles fuentes emisoras de CO
2
, tomando como referencia las plantas
petroquímicas o refinerías de petróleo, así como empresas productoras de cemento, de acuerdo
a su estado de producción actual y cercanía con el área de estudio, ya que, esto condiciona, el
tipo de tecnología de captura, transporte y manejo del gas, e incluso afecta, directamente, los
costos asociados a la economía de cualquier proyecto de este tipo.
En la Figura 4 se muestra un esquema del proceso de Captura, almacenamiento y uso del
CO2 (CCUS) definido por la Asociación Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés)
en el año 2021.
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Figura 4: Esquema simplificado del proceso de Captura, almacenamiento y uso del CO2 (CCUS).
Fuente: Editado de la IEA (2021).
En esta fase también se realizó el análisis cualitativo de diferentes metodologías para la
gestión de un proyecto de este tipo, con la finalidad de conceptualizar las políticas y estrategias
desarrolladas por los gobiernos, organizaciones privadas y centros de investigación a nivel global,
para gestionar emisiones de GEI y avanzar hacia objetivos energéticos más precisos y el combate
del cambio climático.
La ejecución de proyectos de captura, uso y almacenamiento de CO
2
, resulta en una
combinación de tecnologías de captura, uso y almacenamiento lo cual implica la caracterización
de las formaciones geológicas o utilizar el mismo en aplicaciones industriales. En este estudio se
tomó como referencia el Modelo de Gestión de Proyectos CCUS propuesto por Barrios (2022.),
compuesto por un conjunto de flujos de trabajo para el diseño, planificación y ejecución de un
proyecto de este tipo, y que toma en consideración los siguientes aspectos:
- Aplicación de criterios de selección / identificación de formaciones geológicas factibles para el
almacenamiento de solución salina y/o EOR, integrando índices económicos y sociales.
- Aplicación de metodologías de caracterización de sitios específicos para desarrollar modelos
conceptuales 3D, incluyendo visualización y simulación de inyección.
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- Integración con nuevos datos geológicos específicos para disminuir la incertidumbre asociada
en análisis de riesgos.
- Definición y diseño del proyecto tipo comercial, considerando técnicas de captura, transporte,
pozo(s) de inyección y monitoreo.
- Control y seguimiento operacional y monitoreo continuo, a través de informes o reportes
periódicos, alineados con las reglamentaciones de las organizaciones competentes,
correspondientes.
2.3. Fase III. Clasificación y selección de los yacimientos para la simulación de diferentes
escenarios.
Esta tercera fase comprendió la fase experimental del proyecto y se dividió en varios pasos,
tomando en consideración los modelos evaluados en la fase anterior, como guía para la definición
de las variables a parametrizar y ajuste de los criterios de selección de los yacimientos tipos.
Se diseñaron matrices de jerarquización con base en la historia de producción, POES,
profundidad, propiedades petrofísicas, comportamiento de fluidos, condiciones de presión inicial
y actual, recobro actual: así como la distancia entre las posibles fuentes emisoras y yacimientos
receptores, infraestructura disponible y transporte. Se preseleccionaron 30 yacimientos
candidatos y posteriormente, como resultado de una reclasificación final y disponibilidad de los
datos, se escogieron los yacimientos identificados como AX, para inyección de CO
2
para EOR y
el yacimiento BX, para almacenamiento geológico.
Diseño del modelo conceptual del yacimiento seleccionado
En primera instancia, se construyó un modelo conceptual para simular el comportamiento
del CO
2
inyectado durante la producción de petróleo, según parámetros y criterios
preestablecidos, a partir de los datos.
El modelo se ajustó, tomando en consideración datos básicos de yacimientos y relaciones
matemáticas. Se definió la geometría y volumetría de recursos y, planificó un plan de explotación
utilizando cuatro pozos, con datos específicos: Espesor 55 pies, área: 1425 acres, Porosidad:
20%, Saturación: 69%, Factor volumétrico inicial: 1,3908 BY/BN, Volumen: 78375 Acres/pies,
presión inicial de 5500 psi, profundidad 12500’.
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Construcción del modelo base para la simulación
Para la fase III, se usó el simulador GEM y las herramientas "Builder" y "Winprod" (V.2022-
10) del grupo “Computer Modern Group” (CMG, por sus siglas en inglés).
El objetivo principal fue construir un modelo base para simular diferentes escenarios
relacionados con la inyección de CO
2
, para recuperación mejorada (EOR) y almacenamiento
geológico, como se resume en la Figura 5.
Figura 5: Flujo de trabajo propuesto para la simulación de inyección de CO
2
para EOR y
Almacenamiento Geológico
Fuente: Silva (2025)
Se construyó un modelo tridimensional homogéneo y simétrico del yacimiento, usando
datos de propiedades petrofísicas en el simulador GEM, con fecha inicial de producción
01/01/2003.
A partir del mapa estructural del tope del yacimiento se creó la malla del modelo de
simulación con las siguientes características: Ancho de la malla (Grid): 4 – Tipo: Cartesiana (i, j,
k): 40 (dirección I) X 40 (dirección J) X 10 (dirección K).
Con los datos petrofísicos básicos, se definieron las propiedades específicas del
yacimiento, con un valor de Compresibilidad de la roca de 3x10
-8
1/psi, a una presión de referencia
igual a 120 psi y 220⁰ F. Se utilizó una composición estándar de petróleo negro (“Black oil”), como
referencia.
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Se ajustó un modelo de PVT al tipo de crudo, considerando la densidad y viscosidad, para
evaluar la inyección de CO
2
y su capacidad de desplazar el petróleo. Las propiedades del agua,
densidad molar y compresibilidad se definieron con las curvas de permeabilidad relativa. El
modelo final se organizó en bloques, con saturación vertical basada en la profundidad promedio
de la malla y una relación gravedad-equilibrio capilar típica para yacimientos con gas, petróleo y
agua.
Escenarios propuestos para inyección de CO2 para EOR
Caso Base: Para el programa de explotación del yacimiento, se definió un modelo base,
con cuatro pozos productores verticales y restricciones similares (tasa de producción inicial y la
presión “Draw Down”) desde 2003 a 2023. Este modelo se utilizó para todos los siguientes
escenarios a modelar; con una duración de 20 años (2033-2023).
Escenario 1: Agotamiento natural.
Posibilidad de agotar naturalmente el yacimiento, prolongando el intervalo de producción
de 20 a 40 años, para un periodo a partir del 01/01/2003 hasta el 01/01/2043, con 4 pozos
productores verticales (Productor 1-4), abiertos en los intervalos 1 al 10, como se ilustra en la
figura No 5. Se utilizó la misma composición del fluido del caso base y, los valores de
compresibilidad de la roca utilizados, fueron los siguientes:
Presión dependiente de la porosidad de formación: 3e-09 1/psi, Presión de referencia /
efecto de compresibilidad de la roca: 120 psi y Presión de dependencia de la compresibilidad de
la roca: 3e-09 1/psi*psi. La tasa de producción de petróleo se mantuvo igual a 386 bbls/d
(Máxima) y 1000 psi, como presión “Drawdown” (Máxima). Se adicionó un nuevo parámetro (BHP
“Bottom hole pressure”), para el control de la presión del fondo fluyente en cada uno de los cuatro
pozos.
Escenarios 2 al 7
Los escenarios descritos (2 al 7) representan una secuencia de simulaciones de
yacimientos con un propósito iterativo y de optimización para la Recuperación Mejorada de
Petróleo (EOR). El proceso comenzó con el Escenario 2, que sirvió como base para la inyección
de CO
2
. Sin embargo, los resultados de los casos iniciales (como el Escenario 2, y el parcialmente
modificado Escenario 3) revelaron una deficiencia operativa crítica: la presión del yacimiento
descendía por debajo del punto de burbuja, lo que resultaba en una alta producción de gas. Para
optimizar este rendimiento, los escenarios posteriores se diseñaron, específicamente, para
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mitigar este problema. Las principales modificaciones en la estrategia de producción fueron la
implementación de cierres parciales de intervalos y, crucialmente, el cierre temporal de pozos
productores (como en el Escenario 4), con el objetivo de recuperar la presión y mantenerla por
encima del punto de burbuja.
Figura 6. Configuración interna correspondiente al escenario 1.
Fuente: Silva (2025)
Una vez que se estableció la estrategia operacional para manejar la presión (producción
parcial y cierre temporal), la optimización se centró en la eficiencia de los recursos. El Escenario
5 exploró la efectividad de una menor tasa de inyección de CO
2
(6 MM p3/día, una reducción
desde los 8 MM p3/día del Escenario 4), mientras mantenía las condiciones de producción
optimizadas. Finalmente, el estudio se expandió a un análisis comparativo sobre la efectividad
del agente inyectado. Los Escenarios 6 y 7 mantuvieron las condiciones operativas refinadas
(producción parcial con cierres) pero sustituyeron el CO
2
por Metano (CH
4
) y Nitrógeno (N
2
),
respectivamente. Este diseño secuencial demuestra que los escenarios fueron creados para
mejorar continuamente el modelo base, primero resolviendo problemas operativos (presión) y
luego optimizando parámetros (tasa de inyección) y agentes (tipos de gases) bajo las condiciones
más favorables encontradas.
Simulación para Inyección de CO2 como Almacenamiento Geológico
En este caso, se seleccionó el yacimiento identificado como BX (Centro Lago),
caracterizado por un espesor promedio de 13,5 m, profundidad de 12400 pies, porosidad variable
entre 13 y 15% y permeabilidad igual a 68-69mD. También se propuso un modelo base,
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geométrico, homogéneo cuadrado (Figura 7), a partir de los parámetros conocidos, POES de 206
MMb de petróleo y un GOES igual a 113 MMM pies
3
de gas.
Se diseñó y planificó un plan conceptual de desarrollo del yacimiento con 16 pozos a 40
años y un periodo de producción normal por flujo natural de 20 años (2003-2023) con todos los
pozos y las siguientes restricciones: “Surface oil rate” STO: 600 bbls/día (Máxima) “Presión Draw
Down” DWA: 1000 psi (Máxima). A partir del año 2023, se cerraron todos los pozos y cuatro de
ellos fueron convertidos a pozos inyectores hasta 2043, con las siguientes condiciones: Surface
gas rate STG Max: 8500000 ft3/d y DWA draw down max 250 psi, Fluido inyectado (Solvente):
CO
2
.
Figura 7. Geometría del modelo de yacimiento propuesto para el
almacenamiento geológico de CO
2
(vista en planta).
Fuente: Silva (2025)
Aplicación de la Sísmica 4D en proyectos de inyección y almacenamiento de CO2.
Consistió en la revisión, análisis e interpretación de la información disponible sobre la
aplicación de sísmica 4D en el monitoreo del comportamiento de un yacimiento y los fluidos
presentes, con la finalidad de definir su potencial como técnica de control y seguimiento durante
la inyección y almacenamiento del CO
2
. El análisis e interpretación de criterios de calidad
estándares, como: parámetros de adquisición y procesamiento de los levantamientos sísmicos
3D base y los programados en un periodo de tiempo definido, permiten identificar los cambios en
el yacimiento almacén y modelar el desarrollo de la capa de CO
2
.
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Rezaei et al. (2020)
definieron una metodología para monitorear con sísmica 4D la
distribución de la saturación de fluidos y estimar el volumen de petróleo remanente en el campo
maduro Yttergryta en Malasia (Figura 8). Utilizaron datos post apilados e inversión sísmica para
obtener la impedancia acústica y entrenar la red neuronal artificial e identificar vías de
desplazamiento para cartografiar el patrón de movimiento.
Figura 8. Monitoreo sísmico 4D: Distribución de la saturación de fluidos y petróleo
remanente en el campo maduro Yttergryta de Malasia, a partir de datos post apilados e
inversión sísmica.
Fuente: Modificada de Rezaei et al. (2020)
Inteligencia artificial aplicada a la captura y almacenamiento de CO2
En la etapa final de la fase III, se procedió al análisis, evaluación e interpretación de técnicas
de inteligencia artificial en la captura y almacenamiento de CO
2
. en la industria de los
hidrocarburos, cuyos resultados han incrementado los niveles de confiabilidad en la
determinación de las condiciones actuales del yacimiento y el comportamiento de los fluidos.
En concreto, se han obtenido mapas de distribución de saturación de CO
2
a partir de datos
sísmicos, utilizando redes neuronales convolucionales profundas (CNN) y algoritmos de inversión
de datos sísmicos, para optimizar el modelo geológico del subsuelo.
Rezaei et. al. (2020)
Levantamiento Sísmico
original
Saturación de agua
Redes Neuronales
Impedancia
Acústica
Inversión sísmica
Pre-apilamiento
Detección Hidrocarburo remanente
Inversión sísmica
Post-apilamiento
Monitoreo:
Sísmica 4D
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2.4. Fase IV: Análisis de resultados de la fase experimental
En esta fase se procedió a evaluar los resultados obtenidos en la fase experimental (Fase
III), haciendo énfasis en primer término, en la inyección de CO
2
para la Recuperación Mejorada
de Petróleo (EOR) y luego a la inyección para almacenamiento geológico de CO
2
y cada uno de
los escenarios propuestos en cada caso.
3. Analisis de resultados
3.1. Inyección de CO2 para recuperación mejorada de petróleo (CO2-EOR)
a) Efectividad y comparación de gases
La inyección de CO
2
demostró ser la técnica más efectiva para la recuperación mejorada,
logrando un factor de recobro que osciló entre 27% y 30%. Este rango representa un incremento
sustancial de, aproximadamente, el 10% respecto al factor de recobro final obtenido por el
Escenario 1 de agotamiento natural (21.36%).
En el análisis comparativo, el CO
2
superó a otros gases de inyección bajo condiciones de
simulación optimizadas similares:
- El factor de recobro con CO
2
(cercano al 30%) fue ligeramente superior al obtenido con Metano
(CH
4
) y Nitrógeno (N
2
) (entre 26% y 27%).
- Esto valida que el CO
2
posee las propiedades más ventajosas para el desplazamiento del
crudo en este yacimiento específico.
b) Optimización de la estrategia operativa
La iteración de escenarios reveló que la simple inyección de CO
2
con todos los intervalos
de producción abiertos (Escenario 2) no era suficiente, debido a la caída de la presión por debajo
de la presión de burbuja, resultando en una alta producción de gas. La optimización de los
parámetros de inyección y producción resultó crucial para mitigar este problema:
- Control de presión mediante cierre temporal: La estrategia más impactante fue el cierre temporal
de pozos productores (como en el Escenario 4 y 5), estableciendo un periodo de shut-in de tres
años. Esta acción demostró ser efectiva para re-presurizar el yacimiento, manteniendo la presión
por encima del punto de burbuja y reduciendo significativamente la producción indeseada de gas.
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- Producción restringida (Halfbore): La restricción de la producción a solo una parte de los
intervalos del yacimiento (producción parcial o halfbore) se implementó para controlar el avance
del gas inyectado y el cociente Gas-Petróleo (RGP).
- Optimización de la tasa de inyección: La combinación de las estrategias de cierre temporal y
producción parcial con una menor tasa de inyección de CO
2
(6 MM p3/día en el Escenario 5, una
reducción respecto a los 8 MM p3/día del Escenario 4) demostró ser la más eficiente. Esta
estrategia, al requerir menos gas, optimiza el uso de recursos sin sacrificar el recobro fina.
En la Tabla 1 se muestra un análisis comparativo de los siete escenarios para la inyección
de CO
2
. En los escenarios 2 y 3 se inyectaron 8 MMPCD, mientras que en los escenarios 4, 5, 6
y 7 se inyectaron 6 MMPCD de diferentes gases. En la Figura 9 se muestra el comportamiento
de la presión y la producción de gas a lo largo del tiempo.
Figura 9: Presión del yacimiento y Producción de gas vs tiempo de agotamiento
Fuente: Silva (2025)
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Mientras que en la Figura 10 se representa la variación del factor de recobro para cada
escenario, con relación al tiempo de agotamiento.
Figura 10: Porcentaje de recobro de petróleo vs tiempo de agotamiento.
Fuente: Silva (2025)
3.2. Secuestro y almacenamiento geológico de CO2 (CCS)
El segundo caso del estudio en la Fase Experimental III, evaluó la factibilidad del
almacenamiento geológico de
CO
2
(CCS), un componente esencial para el desarrollo de
proyectos integrados de Captura, Almacenamiento y Uso de
CO
2
(CCUS) en la región. Como se
mencionó previamente, el yacimiento seleccionado se identifica como BX, candidato viable, con
alto potencial para el secuestro geológico y se consideró un solo escenario. A continuación, se
analizan los resultados correspondientes:
a) Potencial y capacidad de almacenamiento
El yacimiento BX puede almacenar un volumen de 66.51 MMMPCND de CO
2
a lo largo de
un horizonte de simulación de 40 años. Los resultados de la simulación confirmaron una
capacidad robusta, como se puede observar en la Tabla 2.
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En este caso, el escenario de inyección para almacenamiento geológico de CO
2
, demostró
que al final del periodo (40 años), es posible restaurar la presión promedio del yacimiento a
valores cercanos a la presión inicial (5384 psi vs 5410 psi), posterior a su declive por producción
tal como se muestra en la Figura 11.
b) Integridad y manejo de la presión
La simulación validó la adecuación de la formación geológica para el secuestro, a largo
plazo, en términos de estabilidad de presión:
- Durante el proceso de inyección, el yacimiento demostró la capacidad de mantener la presión
con un bajo drawdown (diferencial de presión) de, solo, 25 psi.
- Esta estabilidad de presión es un indicador clave de la integridad del reservorio y su potencial
para el secuestro seguro y a largo plazo del CO
2
.
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Figura 11. Relación de presión de fondo del pozo y presión promedio
del yacimiento. Escenario Almacenamiento Geológico de CO
2
. Yac. BX.
Fuente: Silva, 2025.
c) Logística y fuentes de suministro
Para asegurar la viabilidad del CCUS en la Cuenca del Lago de Maracaibo, se identificaron
las fuentes de emisión más próximas para el suministro de CO
2
. Las fuentes de captura de CO
2
más cercanas al área de estudio corresponden a las refinerías de Amuay y Cardón, así como al
complejo petroquímico El Tablazo. La proximidad de estas fuentes facilita la compresión y el
transporte continuo (tuberías) o discontinuos (barcos o cisternas del gas, hasta los yacimientos
candidatos para EOR o almacenamiento geológico.
En términos generales y de acuerdo al análisis de los resultados obtenidos en cada una de
las fases y en cada escenario propuesto, se considera que los mismos definen un marco sólido
referente, sintetizado y optimizado para la puesta en práctica en proyectos de inyección de CO
2
en la Cuenca del Lago de Maracaibo, tanto para la mejora de la producción de hidrocarburos
(EOR), como para el control y manejo ambiental del carbono a través del almacenamiento
geológico seguro.
Conclusiones
La inyección de CO
2
en el yacimiento AX mejora el factor de recobro de gas, en
comparación con el agotamiento natural, en el orden de 27% al 30%, frente al 20% de este último.
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Para el proceso de EOR con inyección de CO
2
, es importante optimizar los parámetros de
inyección y producción, volumen de gas inyectado y estrategia de completación de pozos, para
maximizar la eficiencia y mantener la presión del yacimiento. Entre ellas está, la aplicación de un
periodo de cierre de producción por 3 años para re-presurización, obteniendo mayor recobro
utilizando menor volumen de gas. Por otro lado, la inyección de CO
2
es, ligeramente, más
eficiente que la de metano o nitrógeno.
BX tiene potencial para almacenar CO
2
, restaurando la presión casi a niveles iniciales con
la inyección. Este yacimiento puede almacenar 66.51 MMMPCN de CO
2
en 40 años.
La inyección de CO
2
puede ser usada tanto para la recuperación mejorada como para su
secuestro, combatiendo el cambio climático, aplicando ciertos ajustes operativos.
Las refinerías cercanas se consideran como fuentes de CO
2
, mientras que el transporte y
almacenamiento requieren compresión y tratamiento específicos.
El monitoreo sísmico 4D ayuda a entender las variaciones en el yacimiento y la distribución
de fluidos.
Recomendaciones
Para optimizar la recuperación mejorada, se recomienda restringir la producción a la mitad
inferior de la completación, para mitigar la fuga de gas inyectado y mejorar la recuperación de la
presión promedio.
Cerrar el yacimiento a producción durante un período (3 años), luego de comenzar la
inyección de gas, ocasiona un aumento de la presión por encima de la presión de burbuja y evita
altas producciones de gas en los pozos productores.
Considerar la inyección de CO
2
para EOR en yacimientos similares; el uso de metano o
nitrógeno como gases de inyección proporcionan menor recobro.
Programar la inyección de CO
2
como una estrategia viable y efectiva para la recuperación
mejorada en yacimientos simulares a los modelados.
Realizar análisis económicos a detalle en cada escenario de inyección (CO
2
, metano,
nitrógeno) e incluir costos de inyección, producción y tratamiento del gas.
Optimizar las estrategias de completación de pozos para minimizar la producción temprana
de gas inyectado y maximizar el contacto gas-petróleo.
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Evaluar alcance y eficiencia de flujos de trabajos propuestos en la práctica segura de
técnicas CCUS, para reducir las emisiones y su viabilidad inmediata a diferentes escalas.
Promover el uso de técnicas CCUS, mediante líneas de investigación, que fomenten su
interés en procesos operacionales y/o industriales, con tecnologías digitales, eficientes.
Referencias
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climático y Energías Alternativas. Escuela de Ingeniería de Petróleo. Facultad de Ingeniería.
Universidad Central de Venezuela.
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Geoscience Department, Universiti Teknologi PETRONAS, Malaysia. University of Science
Malaysia, Penang, Malaysia.
Declaración de conflicto de interés y originalidad
Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
Indexed, Revista Científica de la Energía, los autores Silva, Héctor y Gasbarri, Sandro,
declaran al Comité Editorial que no tienen situaciones que representen conflicto de interés real,
potencial o evidente, de carácter académico, financiero, intelectual o con derechos de propiedad
intelectual relacionados con el contenido del artículo: Gestión de Carbono y EOR: Campos
Maduros Venezuela, en relación con su publicación. De igual manera, declaran que el trabajo es
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ideas, formulaciones, citas o ilustraciones diversas, extraídas de distintas fuentes, sin mencionar
de forma clara y estricta su origen y sin ser referenciadas debidamente en la bibliografía
correspondiente. Consienten que el Comité Editorial aplique cualquier sistema de detección de
plagio para verificar su originalidad. Los autores declaran que, en la preparación de este
manuscrito, no utilizaron herramientas de inteligencia artificial generativa para la redacción de
textos o interpretación de datos.
Para citar este artículo:
Silva, H. y Gasbarri, S. (2026). Gestión de Carbono y EOR: Campos Maduros Venezuela. PetroRenova
Indexed, Revista Científica de la Energía. Vol. 2, núm. 2, abril-junio, 2026.
https://doi.org/10.5281/zenodo.19796773
