Julio A. López, editor jefe
En el extremo oriental del Golfo de Paria existe un activo petrolero que reúne varios de los elementos que suelen captar la atención de un inversionista: un descubrimiento conocido, más de 100 millones de barriles de reservas remanentes reportadas, 22 pozos perforados, un plan de desarrollo previamente concebido y un proyecto de infraestructura y perforación cuyo costo fue estimado en más de US$724 millones.
Se trata del Campo Posa, el principal activo de Petrolera Paria S.A., una empresa mixta constituida en 2007 y participada por la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), Sinopec e Ine Oil & Gas.
Pero Posa también contiene una paradoja que define la oportunidad y, simultáneamente, su riesgo: según los documentos de Pdvsa analizados por The Daily Journal, prácticamente todas sus reservas probadas de petróleo permanecían sin desarrollar y la empresa todavía carecía de un modelo dinámico del yacimiento y de una certificación independiente actualizada de reservas.
Es decir, no estamos ante un activo cuya incógnita principal sea encontrar petróleo. El reto planteado en los documentos es otro: actualizar el conocimiento del yacimiento, reducir las incertidumbres, movilizar capital y convertir reservas conocidas en producción comercial.
Los documentos utilizados para este análisis están fechados en junio de 2023; por ello, las reservas, costos, diseños y proyecciones que aparecen a continuación corresponden a esa evaluación y no deben interpretarse como cifras actualizadas a agosto de 2026.
Un activo estratégico en el este del Golfo de Paria
Petrolera Paria S.A. nació formalmente el 1 de noviembre de 2007. La estructura accionaria presentada en el documento asigna el 60% a CVP, el 32% a Sinopec y el 8% a Ine Oil & Gas. Su activo central, Campo Posa, se encuentra al este del Golfo de Paria, frente a las costas de Pedernales, y está integrado por dos grandes bloques: Posa Norte y Posa Principal.
Posa Principal, a su vez, se divide en cuatro subbloques: Posa 112-1, Posa 113-2, Posa 115-1 y Morro.
Para la fecha del documento, la empresa concentraba sus actividades en desarrollar estudios de yacimientos para elaborar un plan de explotación actualizado, efectuar análisis para valorar el negocio y atender los procesos corporativos y regulatorios correspondientes.
Desde la perspectiva de un potencial inversionista, esa división no es simplemente cartográfica. Los diferentes bloques forman parte de la futura arquitectura de perforación y determinan dónde deberían instalarse las plataformas, perforarse los productores e inyectores y concentrarse una parte importante del CAPEX.
512,6 millones de barriles originalmente en sitio
La verdadera dimensión geológica del activo comienza a revelarse en la información contenida en los documentos analizados.
El área alcanza 131,2 kilómetros cuadrados y el Petróleo Original en Sitio (POES) indicado asciende a 512,6 millones de barriles, mientras que el Gas Original en Sitio (GOES) alcanza 117,2 MMMPCN. Los documentos registran 22 pozos perforados y 15 yacimientos.
Los reservorios corresponden a las formaciones Las Piedras y La Pica, ubicadas en rocas siliciclásticas. La información técnica reporta porosidades entre 20% y 30%, permeabilidades entre 19 y 825 milidarcies y un petróleo con 13 a 22 grados API.
Este último dato es particularmente importante desde el punto de vista económico. Posa es esencialmente un proyecto de crudo pesado: la información clasifica aproximadamente el 99% de las reservas probadas como petróleo pesado y apenas el 1% como mediano.
Eso obliga a mirar el proyecto más allá del número de barriles. La productividad por pozo, el comportamiento de la presión, el manejo del agua, la recuperación secundaria, las facilidades de superficie y el transporte forman parte de la ecuación necesaria para convertir esos volúmenes en flujo de caja.
107,36 millones de barriles: el número que cambia la escala
La cifra que probablemente llamaría primero la atención de un comité de inversiones aparece en la siguiente lámina: 107.360 millones de barriles de reservas remanentes de crudo.
La distribución presentada es de 76,724 millones de barriles probados, 23,560 millones de barriles probables y 7,076 millones de barriles posibles.
Más revelador aún es el estado de desarrollo de las reservas probadas. De los 76.724 millones de barriles, el gráfico atribuye aproximadamente 76.607 millones a reservas no desarrolladas y apenas 117.000 barriles a las desarrolladas. En términos porcentuales, los documentos registran que el 99,8% de las reservas probadas no están desarrolladas.
Para un inversionista, allí reside buena parte de la tesis del activo: el volumen está presente en la evaluación presentada, pero convertirlo en producción requiere, prácticamente, construir el desarrollo.
La advertencia que ningún inversionista debería pasar por alto
Hay, sin embargo, una nota al pie que puede resultar tan importante como los 107 millones de barriles.
Los propios documentos advierten que Petrolera Paria tenía pendiente la certificación independiente de reservas y que las cifras disponibles provenían de sometimientos realizados por Ineparia Inc. ante el Ministerio en 2006, antes de la creación de la empresa mixta.
Para cualquier socio financiero potencial u operador internacional, esto convierte una nueva certificación independiente en un elemento esencial del due diligence.
Los barriles reportados pueden establecer la dimensión inicial de la oportunidad, pero no deberían convertirse automáticamente en reservas económicamente recuperables utilizadas para una valoración actual sin revisar la sísmica, los registros, el histórico de pozos, la petrofísica, la presión, el PVT, los contactos de fluidos, los factores de recuperación y las condiciones económicas.
El gas añade otra dimensión al activo
Posa tampoco es exclusivamente petróleo.
La documentación reporta 68.358 MMPC de reservas remanentes de gas, distribuidas en 49.580 MMPC probadas, 17.077 MMPC probables y 1.701 MMPC posibles.
Al igual que ocurre con el crudo, prácticamente todas las reservas probadas aparecen sin desarrollar: los documentos identifican el 99,9% como no desarrolladas. También reitera que estaba pendiente una certificación independiente.
El gas no debe analizarse únicamente como un volumen adicional. Su manejo afecta el diseño de las facilidades, la presión del sistema, la estrategia de reinyección, los requerimientos energéticos y, en última instancia, las alternativas de monetización. Su verdadero valor económico dependerá del esquema definitivo de desarrollo.
Un proyecto que ya tuvo un plan de desarrollo
Posa tiene otra característica importante: no parte de una hoja en blanco.
El Plan de Desarrollo aprobado en 2006 contemplaba explotar Posa Principal en una primera etapa e incorporar posteriormente las reservas de Posa Norte. También preveía la adquisición de sísmica 3D, las pruebas en el pozo GPA-0001X y un pozo avanzado en el Bloque Norte.
La Fase I estaba diseñada para 77,8 millones de barriles, con 17 pozos productores, 7 inyectores de agua y 1 inyector de gas. La Fase II contemplaba otros 22,3 millones de barriles, diez productores y dos inyectores de agua.
En conjunto, el concepto original involucraba 27 productores, 9 inyectores de agua y 1 inyector de gas.
Este diseño muestra algo relevante para ejecutivos acostumbrados a evaluar activos brownfield y descubrimientos no desarrollados: existe trabajo de ingeniería previo que puede servir de punto de partida, pero su antigüedad hace necesaria una revisión completa antes de una decisión de inversión final.
El gran interrogante técnico: falta el modelo dinámico
Aquí probablemente aparece la principal incertidumbre técnica identificada explícitamente por la propia documentación.
El perfil posterior elaborado para Petrolera Paria proyectaba que la producción podría alcanzar aproximadamente 19.300 barriles diarios en su punto máximo y, posteriormente, declinaría progresivamente.
Sin embargo, Pdvsa incorpora una advertencia inequívoca: Petrolera Paria no disponía entonces de un modelo dinámico del yacimiento. El perfil presentado correspondía a pozos nuevos bajo un “caso optimista” y asumía la disponibilidad de un taladro compartido entre Petrolera Paria y Petrolera Güiria.
Para un ejecutivo de reservoir engineering, esa observación cambia la manera de interpretar toda la curva.
Sin un modelo dinámico calibrado con los datos disponibles, una proyección de producción es una visualización, no necesariamente un forecast lo suficientemente robusto como para respaldar una decisión de inversión de cientos de millones de dólares.
Una actualización del modelo estático, seguida de simulación dinámica, history matching cuando los datos lo permitan y análisis de sensibilidades debería estar entre los primeros trabajos técnicos de una eventual reactivación.
Tres plataformas, 19 pozos y 19.700 barriles diarios
La visualización posterior traduce el subsuelo en infraestructura.
El concepto contempla tres plataformas, 19 pozos, 13 productores y seis inyectores. La plataforma correspondiente a los bloques 112-1 y 113-2 tendría 14 slots; las plataformas 115 y Morro, 6 slots cada una.
Las profundidades MD indicadas para los pozos visualizados se sitúan entre 3.939 y 7.227 pies, con varios pozos direccionales de 60 grados.
Las tasas estimadas por productor oscilan entre 500 y 1.850 barriles diarios, y suman 19.700 barriles diarios.
La tabla también permite observar la lógica del diseño. Los objetivos en Arena N presentan, en varios casos, tasas de 1.050 bpd, mientras que los de Arena Q alcanzan 1.850 bpd en distintas ubicaciones.
Esta granularidad resulta especialmente útil porque permite pasar de una cifra agregada de reservas a una pregunta mucho más cercana a la que realmente enfrenta un operador: ¿cuántos pozos, a qué profundidad, desde qué instalaciones y con qué productividad esperada son necesarios para desarrollar esos barriles?
US$724 millones: la primera aproximación al tamaño del cheque
El documento ofrece finalmente una respuesta preliminar sobre la intensidad de capital.
La estimación para desarrollar la Fase I del Campo Posa asciende exactamente a US$724.168.956,61.
La estructura del CAPEX es reveladora.
La campaña de avanzada se estimó en US$138,74 millones, incluyendo cuatro pozos, movilización y posicionamiento del taladro, perforación, evaluación, completación, recuperación, limpieza y empaque con grava.
Las facilidades de superficie representan otros US$280,49 millones. Allí aparecen dos plataformas de seis slots, una plataforma de 14 slots, una estación y una plataforma de bombeo multifásico, además de US$100 millones para oleoductos y múltiples.
Finalmente, la perforación de 19 pozos de desarrollo desde las plataformas representa aproximadamente US$304,94 millones: US$202,99 millones para los 12 pozos asociados a la plataforma 112-113, US$55,73 millones para cuatro pozos en la plataforma 115 y US$46,22 millones para tres pozos en Morro.
Visto de otra manera, alrededor del 42% de la inversión estimada corresponde a los pozos de desarrollo, 39% a las facilidades de superficie y 19% a la campaña de avanzada.
Eso permite identificar de inmediato dónde podrían concentrarse las oportunidades para empresas de perforación, ingeniería, construcción offshore, fabricación de plataformas y subsea, tuberías, completaciones, bombeo multifásico y servicios especializados.
Pero existe nuevamente una precaución esencial: US$724 millones es una estimación contenida en un documento de junio de 2023, no un CAPEX actualizado para una decisión de inversión en 2026.
Precios de equipos, tarifas de taladros, acero, servicios, logística, disponibilidad de contratistas, contingencias y cronogramas tendrían que volver a ser presupuestados.
El valor está en los barriles; el riesgo, en convertirlos en producción
Para un inversionista potencial, Petrolera Paria presenta una combinación poco común.
Existe un campo descubierto; una base geológica identificada; 22 pozos perforados; 512,6 millones de barriles originalmente en sitio reportados; 107,36 millones de barriles de reservas remanentes de crudo; 68.358 MMPC de gas; un concepto de desarrollo; localizaciones de pozos; diseños preliminares de plataformas y una primera aproximación al CAPEX.
Pero también existen preguntas que un proceso serio de inversión debería responder antes de asignar capital.
La certificación independiente de reservas debe actualizarse. El modelo dinámico debe construirse. Las curvas de producción requieren validación. CAPEX y OPEX deben recalcularse. La estrategia de recuperación secundaria requiere revisión y deben establecerse las condiciones contractuales, fiscales, comerciales y regulatorias que finalmente determinan el valor económico de cada barril.
Solo entonces podrían construirse indicadores con suficiente robustez, como breakeven, VAN, TIR, payback, costo de desarrollo por barril, sensibilidad al precio, CAPEX, productividad y retrasos.
De 107 millones de barriles a un proyecto bancable
Los documentos analizados tenían un objetivo empresarial concreto: presentar oportunidades para explotar las reservas de Petrolera Paria, Petrolera Güiria y PetroSucre, con miras a obtener la autorización para celebrar un Acuerdo de Servicios.
En Petrolera Paria, esa oportunidad se concentra fundamentalmente en transformar Posa de un activo con reservas mayoritariamente no desarrolladas en un proyecto capaz de generar flujo de caja.
La cifra de 107,36 millones de barriles puede ser la correcta. Para un inversionista sofisticado, sin embargo, los números decisivos serán otros: reservas certificadas recuperables, productividad por pozo, factor de recuperación, CAPEX por barril desarrollado, costo operativo, velocidad de ejecución y términos económicos del contrato.
El documento de 2023 todavía no responde todas esas preguntas. Pero ofrece suficiente información para mostrar por qué Petrolera Paria merece ser examinada.
El Campo Posa no se presenta como una apuesta para determinar si existe petróleo. El desafío empresarial consiste en determinar cuánto capital, tecnología y tiempo serán necesarios para convertir más de 100 millones de barriles remanentes reportados en reservas certificadas, producción comercial y rentabilidad.
Para la industria petrolera, esa diferencia es fundamental. Para un potencial inversionista, puede ser precisamente ahí donde comienza la oportunidad.
