El campo petrolero El Toco se encuentra en la parte central oeste del Estado Anzoátegui a 50 kms. En dirección sur-oeste de la ciudad de Anaco (ver lamina N° 1). Los concesionarios del campo El Toco son las compañías petroleras: Mene Grande, Creole y Texas. El descubrimiento de este campo se basó en un proyecto sismográfico que mostró la presencia de un domo simétrico, luego siguieron muchos proyectos de sondeos estructurales que definieron al campo El Toco como una estructura dómica de rumbo este-oeste, asimétrica, alargada y con muy poco buzamiento (ver láminas N° 2, 3 y 4). Los pozos perforados en el campo El Toco fueron en un total 40, de los cuales 31 son productores y los reatantes dieron pruebas de estar secos. La estratigrafía está representada por el grupo Temblador, de edad cretácica, el grupo Merecure, de edad Oligoceno, formación Oficina del mioceno inferior, ésta se divide en 7 miembros, a saber: 1) Colorado, 2) Amarillo, 3) Verde, 4) Naranja, 5) Moreno, 6) Azul, y 7) Blanco, y por último la formación Freites del mioceno inferior. El Toco es un domo cuyo eje está orientado en dirección este-oeste. (Ver láminas 2, 3 y 4). La estructura se encuentra afectada por dos fallas, la primera está en la parte este del domo, tiene un rumbo norte-sur y un buzamiento hacia el nor-oeste (ver láminas N° 6). La segunda falla está en el flanco sur del domo y su buzamiento es hacia el norte (Ver lámina N° 6). El campo petrolero se encuentra en el flanco sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, ésta es una cuenca terciaria situada en la parte nor-central y noreste del país. La Cuenca Oriental de Venezuela desde el Paleozoico y a principios del Mesozoico fue objeto de invasiones marinas sobre el basamento seguidas de movimientos diastróficos. Durante el triásico y jurásico los sedimentos de Hato Viejo y Carrizal eataban plegados, lnego sufrieron transformaciones formando una penillanura. Durante el cretácico el Escudo de Guayana y la región del Baúl fueron elevadas. Durante el pleistoceno aparecen sedimentos deltáicos, fluviales y lacustres que van a constituir la formación Mesa del pleistoceno. La actividad tectónica llegó al máximo durante el plioceno. Estas deformaciones dieron lugar a la actual Cuenca Oriental de Venezuela. El resultado de los esfuerzos que actuaban desde distintas direcciones combinado con el hundimiento causado posiblemente por la acumulación de sedimentos, produce una inclinación en la cuenca hacia el norte (faja de articulación del flanco sur de la cuenca). Esta faja de articulación estaba en tensión y produjo una serie de fallas normales y es allí donde están situados la mayor parte de los campos petroleros del área de Oficina.
Los yacimientos del campo El Toco se encuentran repartidos en varias arenas. Para fines de este trabajo sólo se han escogido tres de ellas: 1) Merecure D, 2) Colorado R1-2-S y 3) Colorado H. Merecure D, es el primer yacimiento en importancia del campo El Toco, la arena es de grano medio a grueso, dura y bien consolidada, su promedio de porosidad es de 19.3%, su permeabilidad aproxima da es de 1000 milidarcys. La gravedad promedio del petróleo es de 38 .5° API. En ésta arena se han hecho cálculos de reservas, que dan como resultado 10.382.064 barriles de petróleo, se han producido hasta mayo de 1969, 10.014.189 barriles, quedando por producir 367.875 bariles. Colorado R1-2-S, es otro de los yacimientos importantes de El Toco, la arena está compuesta por lentes limolíticos de grano medio a fino y bien consolidada. La porosidad promedio de la arena es de 15% y su permeabilidad es aproximadamente 50 milidarcys. En el cálculo de reserva de esta arena se obtuvo un resultado de 519.755 barriles de petróleo con una gravedad de 52° API, se ha producido hasta Mayo de 1969, 102.692 barriles, quedando por producir 417.063 barriles. Colorado H, es una arena de grano fino, gris claro y dura, su porosidad promedio es de 15%, su permeabilidad aproximada es de 50 milidarcys. Esta arena tiene dos yacimientos en donde se han hecho cálculos de reservas, que dan como resultado en el primer yacimiento 447.937 barriles con una gravedad de 40.2° API, se ha producido hasta mayo de 1969, 446.011 barriles quedando por producir 1.926 barriles. En el segundo yacimiento las reservas son de 1.961.356 barriles, con una gravedad de 53° API, se ha producido hasts mayo de 1969, 1.083.841 barriles, quedando por producir 867.515 barriles.
