Desde el punto de vista de la prospección de hidrocarburos, la CVC es una de las cuencas más interesantes de la Península Ibérica. Existe una gran variedad de rocas madre, reservorios y sellos a lo largo de la sucesión sedimentaria, así como abundantes trampas estructurales y estratigráficas. Además, la existencia de hidrocarburos en superficie es bien conocida, y ha llevado a una intensa exploración petrolera desde los años 60 (Quesada et al., 1997). Un buen ejemplo de indicio superficial son los betunes sólidos explotados en los flancos del diapiro de Maestu. A pesar de un escenario tan prometedor, los campos de gas y petróleo descubiertos hasta ahora son escasos, y se agrupan en dos zonas onshore (campo petrolífero de Ayoluengo e indicios no comerciales de Hotomin, Huidobro y Tozo, en la provincia de Burgos; y el campo de gas de Castillo, cerca de Vitoria) y otra offshore (campos de gas Gaviota y Albatros en la plataforma continental) (ver localización en figura 2.1).
El campo de Ayoluengo, el único campo petrolífero onshore en la Península Ibérica, fue descubierto en 1963, entró en producción en 1964, y ha producido 17 M de barriles de crudo, así como gas (metano, y cantidades menores de etano y propano). Tiene reservas recuperables de 16,5 millones de barriles de petróleo y 70 millones de m3 de gas (Álvarez, 1994). La roca almacén está constituida por niveles siliciclásticos del Jurásico Superior - Cretácico Inferior (megasecuencia Purbeck), y la roca madre consiste en dos intervalos de lutitas negras de edad Pliensbaquiense - Toarciense (Liásico superior), ricos en materia orgánica (García, 1994; Quesada et al., 1997). La estructura del campo corresponde a un anticlinal fallado orientado NE-SO, de edad Jurásico Inferior - Cretácico Superior, con un núcleo salino (García-Mondéjar, 1989; Quesada et al., 1997)
(figura 5.2). Dicha estructura estaría relacionada con el régimen transpresivo que tuvo lugar durante el Jurásico Superior-Cretácico Inferior, que se relaciona también con el rejuego de los accidentes del zócalo y con el subsiguiente inicio de la halocinesis. En relación a esta hipótesis, es interesante señalar que el campo de Ayoluengo está alineado con los diapiros de Villasana de Mena y Salinas de Rosio (figura 2.1), tal y como apuntó García-Mondéjar (1989). Los estudios de la geoquímica orgánica tanto en los petróleos como en las rocas madre del Lias llevados a cabo por García (1994) permitió concluir que la materia orgánica corresponde al tipo II y fue depositada en un ambiente arcilloso.
Los indicios no comerciales de Tozo, Hortomín y Huidobro también están ubicados en las facies detríticas del complejo Purbeck-Weald, de los cuales Hontomín es el segundo descubrimiento en importancia después de Ayoluengo. Ambos se hallan en trampas estructurales tempranas, poco afectadas por deformaciones posteriores y preservadas en los mantos de cabalgamiento. Por el contrario, los entrampamientos ligados a las estructuras alpinas en las bandas de cabalgamiento han mostrado ser un productor con un potencial muy pequeño. Probablemente, esto es debido a que el momento de migración principal de los hidrocarburos coincidió con el desarrollo de las estructuras; Quesada et al. (1993) apuntan que la migración tuvo lugar en el Cretácico medio, dirigida hacia estructuras preformadas durante el Jurásico Superior y el tránsito Jurásico - Cretácico.
El campo de gas Castillo, cerca de Vitoria, es de pequeño volumen y fue descubierto en el año 1961. Estuvo en producción desde el año 1963 hasta 1981, suministrando un total de 33 millones de m3 de gas, y actualmente está abandonado. La roca almacén corresponde a calizas margosas fracturadas del Turoniense y areniscas de edad Albiense-Cenomaniense (EVE, 1994).
El campo de Gaviota, situado offshore, produce gas y petróleo, y fue descubierto en el año 1980. La roca almacén está constituida por calizas del Cretácico superior, de carácter autóctono, sobre las que cabalgan los materiales que afloran en tierra firme. Esta unidad autóctona descansa directamente sobre el Permotrías y en algunos casos, sobre el Carbonífero, cuyos carbones estefanienses son considerados la roca madre generadora de los hidrocarburos del área. Sus reservas de gas han sido evaluadas en 12.000 millones de m3. La explotación se inició en 1986, alcanzando producciones máximas de 4 a 5 millones de m3 de gas al día. Hasta diciembre de 1993, ha producido un total de 7.062 millones de m3 de gas y 4.4 millones de barriles de petróleo (EVE, 1994). El campo Albatros, descubierto en 1981, está situado al noroeste de Gaviota y tiene las mismas características en cuanto a roca madre y roca almacén. Las reservas estimadas son de unos 1.000 millones de m3 de gas (EVE, 1994). La localización de los campos de gas (Castillo, Gaviota) también encaja con el patrón estructural NO-SE y NE-SO de las fracturas de zócalo que condicionaron la estructura general de la cuenca (García-Mondéjar, 1989).
En los alrededores del diapiro de Maestu (figura 2.1), existen impregnaciones y filones de potencia centimétrica de betunes sólidos en sedimentos del Cretácico superior y el Terciario. En particular, las calcarenitas del Campaniense medio - superior presentan una riqueza importante, habiendo sido objeto de explotación para la extracción de betunes destinados a la fabricación de losetas de asfalto. No se ha determinado de manera exacta la roca madre, pero García (1994) encontró evidencias que apuntan a un
ambiente marino de tipo carbonatado-evaporítico, de manera que no parece coincidir con la roca madre del campo de Ayoluengo, que también habría sido de origen marino, pero depositada en un ambiente de sedimentación arcillosa.
Según Gómez et al. (2002), y basándose en la modelización de la subsidencia tectónica combinada con los análisis de maduración de los hidrocarburos, la generación de petróleo a nivel de cuenca se habría iniciado durante el estadio de rift del final del Mesozoico. Posteriormente, habría tenido lugar un periodo de relajación térmica, seguido de un estadio de subsidencia relacionada con el plegamiento, y un periodo final de cabalgamiento y exhumación. Durante la etapa de subsidencia, habría tenido lugar la sobremaduración de la materia orgánica, disminuyendo el potencial petrolífero de la cuenca. Eso explicaría la relativa escasez de indicios petroleros en la CVC, a pesar de su gran potencial teórico.