Campo Horcón (Sur del Lago de Maracaibo)

 

Recopilación: N. Hernández

El área Horcón es el foco más reciente en el mapa exploratorio y de producción del occidente venezolano, tras el Acuerdo de Intenciones (MoU) firmado el 16 de junio de 2026 entre Repsol, PDVSA y el Ministerio de Hidrocarburos.

 

1. Ubicación y Geografía Operacional

El yacimiento se localiza al sureste del Lago de Maracaibo. Su gran valor estratégico radica en su posición: está geográficamente situado entre los campos Barúa y Motatán. Al estar flanqueado por activos que ya cuentan con infraestructura activa, la integración logística y operacional promete sinergias significativas.

 

2. Objetivo Técnico y Tipo de Crudo

El principal propósito de este acuerdo es analizar la factibilidad de incorporar nuevos volúmenes de crudo liviano a la producción nacional. El desarrollo de Horcón se proyecta bajo el esquema de la empresa mixta Petroquiriquire, de la cual Repsol es socio clave.

 

3. Contexto Comercial y Gas Asociado

Además de la evaluación de este yacimiento en tierra firme, el acuerdo suscrito por la directiva de Repsol (Josu Jon Imaz y Francisco Gea) y las autoridades energéticas contempla:

·         El análisis de oportunidades de gas en la costa (offshore venezolano).

·         Garantizar la continuidad operacional y el esquema de pago mediante cargamentos de crudo, consolidando los planes de la operadora española para incrementar significativamente su producción en el país.

·         El potencial del campo Horcón se evalúa bajo la meta conjunta de Repsol y PDVSA de apalancar un incremento sustancial en la producción de crudo liviano, el cual es crucial para la dieta de las refinerías nacionales y como diluente.

 

4. El potencial técnico y comercial de Horcón destaca por los siguientes factores:

 

Metas de Producción Inmediata y a Mediano Plazo

 

·         Aporte directo de Horcón: Los planes iniciales proyectan que la incorporación y desarrollo de las oportunidades exploratorias de Horcón sumarán más de 20000 barriles por día (bpd) de crudo liviano a los activos operados en la zona.

·         Impacto en la Empresa Mixta: Este volumen se anexará a las operaciones de Petroquiriquire. El objetivo es elevar la base actual de la empresa mixta (que ronda los 40000 - 45000 bpd) para avanzar hacia la meta corporativa global de Repsol en el país, orientada a duplicar o incluso triplicar su producción neta en el mediano plazo (dentro de una meta país combinada que busca proyectar los 135000 bpd en sus distintas asociaciones).

 

Ventajas Geológicas y de Yacimiento

 

·         Calidad del Fluido: Al estar flanqueado por los campos Barúa y Motatán, Horcón comparte la tendencia estructural y los sistemas de carga del sureste del Lago. El objetivo principal son arenas del Terciario (Eoceno/Mioceno) o las calizas del Cretáceo profundo características de la cuenca, con expectativas firmes de crudo liviano/mediano, lo que representa un alto valor comercial frente a los crudos extrapesados de la Faja.

·         Bajo Riesgo Exploratorio (De-risking): Al ubicarse "entre" dos campos maduros y probados, el riesgo geológico es significativamente menor en comparación con un área de frontera (frontier basin), facilitando la delimitación de los límites del yacimiento y la tasa de éxito de los pozos de desarrollo.

 

Sinergia de Infraestructura (Fast-Track)

 

El mayor potencial económico de Horcón no está solo en el subsuelo, sino en la superficie. Al estar rodeado por la infraestructura activa de Barúa y Motatán, el desarrollo puede ejecutarse bajo un esquema fast-track:

·         Facilidades de Superficie: Se pueden aprovechar las estaciones de flujo, múltiples de producción y líneas de recolección existentes.

·         Segregación y Transporte: Facilita la conexión directa hacia los sistemas de bombeo y patios de tanques de la Costa Oriental del Lago (como Puerto Miranda o Bachaquero) sin necesidad de construir grandes líneas de transporte desde cero, optimizando drásticamente el CAPEX y acelerando el tiempo de retorno de inversión (ROI).

 

5. Fases de Desarrollo

 

Los detalles específicos y cronogramas hiper-detallados del Plan de Desarrollo y Producción (PoD) para Horcón se manejan bajo estricta confidencialidad entre Repsol y PDVSA (Corporación Venezolana del Petróleo).

Sin embargo, considerando los estándares operativos de Repsol en la cuenca, la arquitectura de la empresa mixta Petroquiriquire y la infraestructura vecina de Barúa/Motatán, el plan de producción se estructurará bajo las siguientes fases lógicas y operativas:

 

Fase 1: Evaluación, Reinterpretación y De-risking (Meses 1 a 6)

·         Alineación de Datos Subsuelo: Integración y reprocesamiento de la sísmica 3D existente de la zona de transición del sur del Lago con los datos de producción históricos de los pozos someros o exploratorios previos en Barúa y Motatán.

·         Ingeniería de Yacimientos: Actualización del modelo estático y dinámico para delimitar el contacto agua-petróleo (WOC) y confirmar el mecanismo de empuje natural del yacimiento (capa de gas o empuje hidráulico).

 

Fase 2: Campaña de Perforación "Fast-Track" y Delimitación (Meses 6 a 18)

·         Pozos de Delimitación (Appraisal): Perforación de 2 a 3 pozos clave para certificar el espesor neto de las arenas (net pay) y tomar núcleos (cores) que confirmen las propiedades petrofísicas.

·         Pozos de Desarrollo Inicial: Inicio de una campaña de perforación dirigida a los horizontes productivos más someros y sombreados por la infraestructura de Barúa/Motatán para asegurar el "primer petróleo" (first oil) rápido.

·         Diseño de Completación: Uso de completaciones estándar para crudos livianos, evaluando si se requerirá levantamiento artificial temprano (como Bombeo Electrosumergible - BES o Gas Lift) debido a la declinación natural de la presión en áreas aledañas.

 

Fase 3: Rampa de Producción y Conexión de Superficie (Meses 12 a 24)

·         Sinergia de Estaciones de Flujo: El plan contempla tender líneas de flujo cortas (generalmente de 4 a 8 pulgadas) desde los nuevos macollas o pozos de Horcón hacia las Estaciones de Flujo (EF) existentes de los campos Barúa o Motatán.

·         Manejo de Fluidos: Aprovechar la capacidad ociosa de deshidratación y separación de gas-petróleo en la infraestructura actual para procesar el crudo liviano de Horcón, minimizando el CAPEX en plantas nuevas.

·         Optimización del Gas Asociado: Monitoreo y recolección del gas asociado para evitar el venteo/quema, alineado con los estándares ambientales de Repsol, y dirigirlo a los sistemas de compresión locales para reinyección o consumo industrial.

 

Fase 4: Producción Base y Plateau (24 meses en adelante)

·         Meta de Estabilización: Alcanzar la meseta de producción proyectada de más de 20000 bpd.

·         Inyección de Agua / Mantenimiento de Presión: Dependiendo del comportamiento de la declinación de los pozos en los primeros dos años, el plan a mediano plazo típicamente incorpora un esquema piloto de recuperación secundaria (inyección de agua periférica o flancos) para mantener la presión de fondo fluyente.