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Cuencas geológicas del Lago de Maracaibo parte 2 - Monografía



 
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SUBZONA DE PUEBLO VIEJO-CEUTA. BACHAQUERO.



El levantamiento anticlinal de Pueblo Viejo delimita dos áreas bajas naturales, que pueden definirse como el sinclinorio de Bachaquero al oeste y el sinclinorio de Lagunillas al noroeste, separadas por un anticlinal fallado de dirección norte-sur y declive hacia el sur. La subzona que estamos definiendo se refiere a las áreas productoras de la zona crestal del levantamiento, áreas de Pueblo Viejo y Ceuta y el sinclinorio o plataforma de Bachaquero.

El anticlinal de Pueblo Viejo muestra declive general hacia el sur, pero dentro de este declive se presenta una inversión determinada por una silla rectónica fallada, por separa la estructura compleja de Ceuta de la parte norte o Pueblo Viejo propiamente dicho. Gran parte de ese levantamiento constituyó un área positiva al comienzo de la sedimentación post-orogénica y como consecuencia, en el área costanera de Pueblo Viejo las formaciones la Rosa y Lagunillas se acuñan en ambos flancos del levantamiento mientras que hacia el sur, en el área de Ceuta, el Miembro Bachaquero de la Formación Lagunillas recubre la zona cresta con un espesor reducido de 200´- 300´(70-91m) que aumenta hacia el sureste a unos 1.000´(305m). Sobre la mayor parte de la plataforma de Bachaquero tampoco fue sedimentada la Formación La Rosa ni la parte inferior de Lagunillas. Por debajo de la discordancia basal del Mioceno se encuentran presenvadas las arenas B superiores de la Formación Misoa tanto en Ceuta como en Bachaquero.
En la parte norte del Pueblo Viejo fueron perforados algunos pozos en las arenas eocenas, que obtuvieron producción limitada no comercial, la producción de petróleo de éste sector se obtiene del Miembro Bachaquero de la formación Lagunillas en los flancos de la estructura.

La producción del área de Ceuta, se obtiene en el Eoceno de las arenas B-1 a B-6 de la formación Misoa, en el Mioceno de la parte alta de Lagunillas, y, localmente en el flanco oeste, de la Arena de Santa Bárbara de la Formación de La Rosa.

La plataforma de Bachaquero se extiende al sureste del levantamiento de Pueblo Viejo. En realidad este levantamiento separa dos plataformas la ya mencionada de Bachaquero y la plataforma de Lagunillas al noreste. Aunque la historia de ambas es bastante similar, es conveniente mencionar que la plataforma de Bachaquero se mantuvo durante parte del mioceno a niveles más altos que Lagunillas. Por esta razón, mientras en Lagunillas se sedimentó la secuencia miocena normal, en Bachaquero se registra un hiacus equivalente a la parte superior del miembro Lagunillas inferior, al miembro Ojeda y a la parte inferior del miembro Bachaquero.
Sobre la discordancia del Eoceno la columna remanente sobre la plataforma de Bachaquero comprende la Formación La Rosa, en facies playeras y Lagunillas inferior en facies del Taica incipiente.

Pasado el hiatus mencionado se deposita la parte inferior del miembro Bachaquero, en facies del Taica, con excelente desarrollo de arenas.

El hiatus, bien demostrado en aguas del lago y en zonas terrestres, separa dos zonas productoras de petróleo, de diferente gravedad extendidas por todo el campo de Bachaquero : La zona por debajo del hiatus, denominada originalmente zona de petróleo liviano (LIGHT OIL ZONE) con crudos de gravedad entre 14º y 18º API y la zona de petróleo pesado entre 11,5º y 13,7º API.

La acumulación de petróleo en la estructura de Ceuta, está limitada al este y al oeste por fallas y localmente por pérdida de porosidad de las arenas y al sur por la presencia de agua salada, y en Bachaquero por acuñamiento de la formación productora hacia al este y por aguas al suroeste.

SUBZONA DE LAGUNILLAS-CABIMAS.



Esta subzona está caracterizada por un amplio sinclinirio desarrollado entre el levantamiento de Pueblo Viejo  al este y el Alto fallado de Icotea al oeste, a poca distancia al norte de Punta Icotea el Eoceno aflora en la costa del lago. Realmente no existe ninguna razón de peso, fuera de las puramente operacionales, para conservar en esta subzona los nombres clásicos de los campos de petróleo, porque dicho sinclinorio define la estructura regional de la subzona para el período post-orogénico.

En Lagunillas “sensu stricto”, el sinclinorio es tan suave que pudiera calificarse de monoclinal con inclinación hacia el sur-suroeste de 50-52 m por km. A la altura de Tía Juana se encuentra cortado por fallas que modifican poco la estructura, pero al llegar a la falla límite de Cabimas se aceptua el buzamiento de sinclinorio y aparecen algunas otras fallas y pliegues menores como son : el anticlinal de La Rosa, y los sinclinales de Cabimas, al sur y Ambrosio al norte, que se manifiestan mejor en tierra y cerca de la costa y se atenúan hacia el centro del lago. El mayor interés de estas pequeñas estructuras está en el mejor desarrollo de la formación Icotea, que produjo algunas cantidades de petróleo.
Por debajo de la sedimentación del mioceno se encuentran la superficie peneplana del Eoceno, representada casi exclusivamente por la formación misoa de edad eoceno medio. La estructura de eoceno es bastante compleja y está dominada por dos sistemas de fallas : Un sistema longitudinal de dirección preferentemente norte-noreste con buzamiento alto unas veces al este y otras al oeste, y un segundo sistema transversal de dirección este-noroeste, más frecuentemente con buzamiento escalonado hacia el noreste. Ambos sistemas dividen el área productora en numerosos segmentos que inciden sobre la extensión de las áreas productoras de petróleo.

La producción de esta subzona se obtiene principalmente de arenas miocenas de las formaciones Icotea, la Rosa y Lagunillas, todas las cuales tiene en ella su área tipo, y del intervalo de áreas “B” de la formación Misoa, especialmente las prolíficas arenas B-6 y B-7. Esta producción de petróleo está limitada al sur por contactos con aguas saladas en ambos casos y al noreste por acuñamiento de las arenas del mioceno y por fallas del sistema transversal en el eoceno.

SUBZONA DEL ALTO DE ICOTEA.



Nuevamente un levantamiento fallado de dirección norte noreste viene a definir una subzona petrolífera dentro del campo costanero de Bolívar.

La falla de Icotea es realmente un sistema mayor de fallas que atraviesa el Lago de Maracaibo con dirección norte-.noreste desde las bocas del río Catatumbo al sur, hasta Punta Icotea al norte, con una longitud de 120 kilómetros. Las fracturas individuales son subpararelas, a veces convergentes entre si y todas ellas presentan buzamientos altos. El relieve estructural del Alto de Icotea es grande cuando se compara con las zonas inmediatamente adyacentes del oeste y el este y tanto el levantamiento anticlinal como la zona de falla del icotea son elementos fundamentales que controlan la acumulación del petróleo. Frecuentemente presenta en su cresta una cuña fallada que aparece como una estructura de “graben”. En los flancos se observan fallas longitudinales subparaleleas al alineamiento y fallas transversales del sistema oeste-noreste que modifican notablemente la extensión y forma de las acumulaciones, especialmente en el flanco este.

La producción de petróleo se obtiene parcialmente de la Arena de Santa Bárbara en la cual la arena neta petrolífera no suele sobrepasar 80´90´(24-27 m) y en mayor escala de la Formación Misoa, en la cual los grandes recipientes C-6 y C-7 se presentan masificados, especialmente en la parte norte del campo y en el lado oeste de la falla, en los lugares donde la erosión fue menos severa las arenas “c”, superiores son productoras. En la parte meridional del flanco este se obtiene producción de las arenas “B” principalmente en estructuras de “semi-graben” donde la prolífica B-6 fue preservada, el intervalo B-6 a B-9 también aparece masificado en esta zona. Las columnas petrolíferas del Eoceno alcanzan máximos de 1.500´(457m) isocores, con máximos de alrededor de 1.000´(305) en las arenas “B” o “C” consideradas individualmente.

En esta subzona se obtiene producción también del intervalo de calizas cretácias, particularmente en la cresta del Alto de Icotea, donde los pozos que alcanzaron estos horizontes se alinean en forma notable. El movimiento transcurrente de la falla de Icotea y la formación de semidomos y otras estructuras de arrastre parece ser fundamental para la producción cretácica.

- SINCLINORIO CENTRAL DEL LAGO



Entre los levantamientos fallados de Icotea al oeste y Pueblo Viejo al este, se extiende en el centro del algo un amplio sinclinorio que constituye la prolongación hacia el sur de lo que se ha descrito en páginas anteriores como sinclinorio de Lagunillas-Cabimas.

Dentro de esta zona los sedimentos miocenos conservan su tendencia monoclinal con buzamiento promedio de 3º al sur, pero a nivel de las formaciones eocenas y cretácicas la estructura se hace mucho más compleja, no tanto en razón del plegamiento como por los dos sistemas de fallas ya señalados, que producen fragmentación en bloques individualizados con arqueamientos moderados, semidomos y aún anticlinales de menor longitud limitados por fallas.

En la parte occidental del sinclinorio se conocen dos alineamientos fallados de dirección norte.noreste donde se ha obtenido considerable producción de petróleo, conocidos como Lamar y Campo Centro. Fuera de estos dos alineamientos se ha obtenido solamente producción menor o esporádica de petróleo.

El campo produce de las arenas “c”, aunque las acumulaciones en las arenas “B” son a veces un importante objetivo secundario. El carácter predominante de las arenas productoras es de canales distributarios. La porosidad original de las arenas fue destruida en gran parte por procesos diagenéticos que no llegaron a afectar la parte basal de las secuencias arenosas de los canales y constituyen los mejores intervalos productores.

1.     AREA O CAMPO DE LAMAR :



Esta zona productora está situada al sur de Lama, sobre un alineamiento propio de menor relieve y longitud que el Alto de Icotea. Sin embargo, constituye una importante zona productora principalmente por la elevada productividad de muchos de sus pozos.

A nivel del Eoceno ha sido definida como un domo alargado en dirección norte-sur. Sin embargo, su mejor definición estructural es la de un “horst” de poca anchura que la cruza de sur a norte y constituye la mejor zona productora del área. La estructura de “horst” se asocia a otras fallas longitudinales del sistema norte-noreste y a numerosas fallas transversales del sistema este-oeste o noreste que contemplan la segmentación en bloques característica del sinclinorio central del lago.

La producción se obtiene en menor escala de la Arena de Santa Bárbara y en mayor cantidad de las arenas B-6 a B-9 masificadas y de las arenas C-2 a C-7, todas pertenecientes a la Formación Micoa. En las arenas “C” superiores se observa cierta lenticularidad que no llega a interrumpir la buena comunicación lateral entre recipientes, y las arenas “C” inferiores (C-6 y C-7) están masificadas. La columna petrolífera máxima perforada en las formaciones del Eoceno en la parte central del “horst” alcanza 1.200´(366m) con un promedio de 315´(96m). En el área de Lamar también se obtiene producción del intervalo de calizas cretácicas.
El área probada para este campo es de unas 7.500 hectáreas.

2.     ALINEAMIENTO DE CAMPO CENTRO :



En su área tipo este alineamiento puede definirse como una serie de domos alineados norte-sur, sobre el labio levantado de la falla de CL-20. A nivel del tope de las calizas cretácicas el alineamiento muestra dos fallas longitudinales principales, ambas con desplazamiento hacia el oeste, que se escalonan hacia la culminación de la estructura cuyo tope está situada entre ambas fallas. La zona crestal está formada por una serie de domos suaves, alineados paralelamente a las fallas principales y separados por las fallas transversales.

La producción de Campo Centro se obtiene principalmente de la Formación Misoa, en la cual de perfora un promedio de 11.000´(3.353 m), de donde producen las arenas “C”, C-2 a C-6 en la parte central y C-2 a C-5 en la parte norte ; la arena basal C-7 no suele contener petróleo. La arena neta petrolífera alcanza máximos de 300´(91m) con promedio de 190´(58m) y los contactos agua-petróleo limitan la producción conjuntamente con algunas fallas. Hacia el norte (pozos VLB) producen las arenas “B” de una estructura básicamente monoclinal cortada por fallas del sistema oeste-noroeste, las acumulaciones se producen en el lado levantado de las fallas y están limitadas por contactos petróleo-agua.

En este campo produce igualmente el intervalo de calizas cretácicas.

El área probada de Campo Centro es de alrededor de 11.550 Ha.

- AREA NOROESTE DENTRO DEL LAGO



En esta región, situada no lejos de la costa del Distrito Urdaneta, se conocen dos áreas o alineamientos distintos denominados en esta obra Urdaneta Oeste y Urdaneta Este. Urdaneta oeste fue descubierto en 1955 como productor de petróleo pesado en las arenas basales de la Formación Icotea y arenas “B” superiores a la Formación Misoa, una situación muy similar al campo de Boscán. Subsecuentemente fue mantenido inastivo hasta el año de 1970 cuando fue descubierto petróleo cretácico. Según LEÖN el Campo de Urdaneta Este “cubre gran parte del alto estructural cretácico conocido con el nombre de Alto de Icotea”.En nuestra opinión este nuevo alto no está bien alineado con el Alto, ni con la falla de Icotea, sino que constituye otra estructura alineada más al oeste.

Urdaneta Oeste, a nivel del contacto Eoceno-Mioceno muestra dos levantamientos anticlinales muy suaves, fallados por el sistema norte-noreste y también por fallas transversales, que parecen constituir barreras a la emigración, lo cual determina distribución irregular del petróleo. El crudo obtenido en estos horizontes es muy pesado y el factor de recuperación del campo se estima muy bajo, no solo por la gravedad del petróleo sino también por falta de gas. Urdaneta oeste produce también por falta del cretácico y su principal pozo productor hasta la fecha es el UD-102.

LEÓN muestra la estructura del Campo Urdaneta. Este como un anticlinal desarrollado al este de una falla de rumbo noreste y desplazamiento al noreste. La estructura se completa con fallas convergentes con la fallas convergentes con la falla principal, que forman un “horst” en la zona donde están perforados los pozos UD-101 y LR-239.

La principal producción de esta zona fue encontrada en el intervalo de calizas cretácida.


- REGIÓN MERIDIONAL DEL LAGO DE MARACAIBO



Es todavía aventurado vaticinar el futuro de la extensa zona meridional del Lago. Sin embargo, los estudios geofísicos y perforaciones llevadas a cabo en los llamados Bloques del Sur del Lago han proporcionado datos y originado hipótesis que no deben ser ignoradas.

1º) El levantamiento sismógrafico ha puesto de manifiesto que el patrón estructural en el tope de las calizas cretácicas en el sur del lago se conforma a lo conocido en el centro del mismo. La falla de Icotea se proyecta hacia el deprimido hacia el este y desplazamientos de un orden de magnitud de 1.500´(457m). Otras fallas del sistema norte-noreste muestran desplazamientos hacia el este y el oeste con formación de “horst”, “grabens” y escalones. Fallas transversales completan la subdivisión en bloques independientes y entre las fallas o contra las mismas se producen arqueamientos dómicos o pliegues de arrastre capaces de constituir trampas favorables para la acumulación.
2º) La perforación dirigida al Eoceno puso de manifiesto la disminución de espesor y finalmente la erosión total de la Formación Misoa hacia el sur. Este fenómeno fue tratado con suficiente amplitud en páginas anteriores y no hay duda de que bajo el punto de vista de producción de petróleo, incide desfavorablemente sobre el territorio meridional.
3º) La perforación dentro de la secuencia sedimentaria porst-tectónica descubrió en el pozo SLE-4- X un nueva arena basal oligo ? miocena productora de petróleo. Los autores consideran favorable el descubrimiento de esta arena petrolífera, cuya extensión se desconoce y que puede marcar una redencia de línea de playa con desarrollo de arenas acuñadas de sur a norte.

- AREA NORESTE DE LA CUENA - DISTRITOS MARA-MARACAIBO-URDANETE



En esta región geográfica se conocen varios campos de producción de petróleo al lado de otros de menor importancia. El alineamiento de mayor significación es el de La Paz-Mara-El Moján que se prolonga hacia el norte-noreste hasta muy cerca de la falla de Oca y pierde rápidamente su expresión estructural hacia el sur en la parte occidental del Distrito Urdaneta. Alinamientos paralelos de menor relieve estructural y peor definidos se encuentran hacia el este en la Concepción, Sibucara y la propia ciudad de Maracaibo, en la cual se encuentran también afloramientos eocenos.

1.     ALINEAMIENTO LA PAZ-MARA :



Este alineamiento comprende los dos grandes campos de La Paz y Mara y el campo menor de El Moján (DMM) con una longitud aproximada de 60 km, dentro de la cual se encuentran dos culminaciones dómicas bien diferenciadas. Aunque La Paz y mara son dos campos sobre el mismo alineamiento anticlinal, apenas separados por una silla rectónicas de unos 10 km de anchura donde no se ha encontrado petróleo, presentan gran similitud geológica tanto en estratigrafía y estructura como en el tipo de acumulación de petróleo. Ambas estructuras presentan igualmente afloramientos eocenos en su zona crestan y están cortadas por el mismo sistema de fallas de dirección norte-noreste y fuerte buzamiento al oeste, paralelo a la estructuras de la Sierra de Perijá. Por otra parte, el petróleo de La Paz es más liviano (34º API) que el de Mara (30º API) y la estructura de La Paz se encuentra más severamente fallada que Mara, lo cual incide sobre la producción de petróleo en dos formas distintas : el flanco oriental de Mara está mucho más tendido que el correspondiente flanco de La Paz, lo que ha permitido la perforación de mayor número de pozos, mientras que el grado de fracturación de las calizas cretácicas en La Paz ha determinado un sistema de fisuras mejor interconectado y mejor adaptado al mecanismo de producción, que como veremos más adelante, depende de pocos intervalos de entrada en cada pozo.

El área de la Paz estuvo entre las primeras que llamó la atención de los geólogos en Venezuela, principalmente por sus manifestaciones superficiales de petróleo que en la cresta de la estructura alcanzaba una extensión de 6 hectáreas.

Los horizontes productores más jóvenes del Campo de La Paz pertenecen a la Formación Misoa del Eoceno medio y a la Formación Guasare del Paleoceno y están formados por areniscas limpias en Misoa y arenistas, arenas calcáreas y cantidades menores de calizas fosilíferas en Guasare.

El Campo de La Paz, tiene un área total productiva de 12.400 hectáreas y Mara una 6.300 hectáreas, sumadas en el primer caso las tres unidades productoras, basamento cretácico y Paleo-Eoceno y en el segundo las dos unidades inferiores.

EL CAMPO DE EL MOJAN.



Este pequeño campo es una nariz anticlinal de declive noreste cortada por fallas del sistema norte-noreste, realmente es una prolongación del declive noreste de Mara, del cual está separado por fallas transversales. Produce de las calizas cretácicas y su área total productiva es de 485 Ha.

2.     ALINEAMIENTO DE LA CONCEPCIÓN SAN IGNACIO :



Este alineamiento se encuentra unos 18 km. al este-sureste, con rumbo sub-paralelo al alineamiento de La Paz-Mara. Las estructuras están marcadas por afloramientos de rocas eocenas y se extienden de modo esporádico hacia el norte-noreste hasta la región de Los Cañadones que parece indicar la continuación del alineamiento. Sin embargo, el relieve estructural de La Concepción es mucho menor que el de La Paz. Sobre el tope de Guasare la diferencia de relieve alcanza más de 5.000´ y el tope del intervalo de calizas cretáticas se encuentra unos 6.000´(1.8269 m) más bajo en La Concepción que en La Paz.

La producción inicial del Campo de la Concepción se obtuvo de arenas del Paleoceno-Eoceno y posteriormente de las calizas cretácicas. El área petrolífera total de este campo asciende a unas 2.400 Ha.

3.     ALINEAMIENTOS DE SIBUCARA :



Este alineamiento, todavía mal definido, se presenta subparalelo a La Concepción, marcado en la superficie por una serie de afloramientos del Eoceno cuyo límite oriental se observa en la ciudad de Maracaibo. La interpretación geofísica parece indicar un alto estructural contra una falla de rumbo noreste con buzamiento fuerte al suroeste, modificada por fallas transversales. A pesar de esta indefinición el campo ha producido más de 40 millones de barriles de solamente 4 pozos y solo el pozo S-5 ha sobrepasado los 26 millones de barriles en las calizas cretácias. La producción de gas es considerable.

4.     CAMPO DE BOSCÁN :



Comprendida en su mayor parte dentro del Distrito Urdaneta se, encuentra el área productora de Boscán, de características disímiles a las estudiadas en los campos de los Distrito Mara y Maracaibo.

La estructura de Boscán es un homoclinal que buza 3º y 8º al suroeste, con estructuras menores como arrugas, fallas menores, etc. Su límite oriental es la falla de Boscán del sistema norte-noreste, que en la parte sur del campo cambia a una dirección sur-sureste, cuyo desplazamiento es mayor de 1.000´(305 m) en la parte norte y centro del capo, disminuyendo hasta 250´(76m) en el extremo sureste.

La producción de petróleo se obtiene de la arena basal de la Formación Icotea y de arenas de la Formación Misoa, no bien ubicadas dentro de la nomenclatura informal “B” y “C”. Las arenas de Icotea tienen desarrollo variable y en general buena porosidad ; las arenas de Misoa son de grano fino, mal escogidas y parcialmente arcillosas.

Los espesores de arenas netas petrolíferas son mayores en la Formación Misoa, en la cual varían entre 300´(91,44m) y 1.200´(365 m) que se perforan en la parte norte y centro del campo. El petróleo es pesado entre 9º y 12º API.


- AREA SUROESTE DE LA CUENCA - DISTRISTO COLÓN



En esta zona se conocen dos áreas de relativo interés al norte la estructura de El Rosario y al sur de la zona de Tarra.

1.     CAMPO DE EL ROSARIO

:

Este campo se encuentra actualmente inactivo. La estructura del campo es un anticlinal alargado de dirección norte-sur con doble declive bien marcados, fallado longitudinalmente a ambos lados de la cresta. Los crudos obtenidos de El Rosario tienen una gravedad de 34º API y la relación G/P es de 1.2003/bl.


2.     AREA DE TARRA :



El área de Tarra comprende un grupo de campos situados en la parte meridional del Distrito Colón del estado Zulia cerca de la frontera colombiana, algunos de los cuales se cuentan entre los más antiguos de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Los campos originalmente denominados Las Cruces, El Cubo y Los Manueles, de los cuales los dos primeros suelen agruparse bajo el nombre de Tarra, se encuentran sobre la estructura anticlinal denominada anticlinal de Tarra. Esta estructura presenta declive casi continuo hacia el norte, dentro del cual se observan dos inversiones a esta tendencia, una en el domo de Las Cruces y otra en el domo de Los Manueles. Ambos domos son campos de petróleo.

La producción del Campo de Tarra (Las Cruces y El Cubo) se obtiene parcialmente de las formaciones Carbonera y Mirador, pero la principal zona productora son las arenas del Grupo Orocué tanto en el flanco sobrecorrido como en el flanco este. En el Campo de Las Cruces se perforaron dos pozos, T-99 y T-109 que llegaron al intervalo de calizas cretácicas sin penetrarlo totalmente.

El campo de Los Manueles está situado unos 15 km al norte de Las Cruces sobre el mismo alineamientos estructural pero con menores complicaciones, ambos flancos tienen buzamientos suaves y el corrimiento tiene un desplazamiento de unos 700 m.

La mayor producción de Los Manuales procede de las arenas de la Formación Mirador, en las cuales al comienzo del campo se obtuvieron producciones importantes, del orden de 4.000 bls/día por pozo. También es productora la parte inferior de la Formación Carbonera.

3.     TARRA OESTE :



Esta pequeña estructura se encuentra situada unos 10 km. al suroeste de Las Cruces y ha sido objeto de exploración dirigida especialmente al intervalo de calizas cretácicas. A nivel del tope de estos horizontes la estructura está representada por un domo cerrado de pequeña extensión.

Tres pozos, WT-2, WT-4 y WT-6 llegaron al basamento poniendo de manifiesto un espesor del intervalo de calizas de casi 2.000´(609m), bastante mayor que el encontrado en la plataforma. Las faces litológicas encontradas pertenecen al dominio andino y las formaciones Capacho y Aguardiente pudieron ser diferenciadas.

La gravedad del petróleo cretácico en el Campo de Tarra oeste es de 41º API y la relación G/P variable entre 2.800 y 3.200 pies 3/bl.

- AREA SURESTE DE LA CUENCA - DISTRITO BARALT



Dentro de esta zona están comprendidos los campos de Mene Grande, Barúa y Motatán. El área de Mene Grande presenta numerosos y conspicuos “menes” o manaderos de petróleo que captaron la atención de exploradores y geólogos en épocas tempranas. Las actividades de perforación comenzaron en 1914 y en el mismo año fue completado el pozo Zumaque Nº. 1 descubridor de petróleo comercial en la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo.

1.     CAMPO DE MENE GRANDE :



El campo de Mene Grande está situado en el dective meridional del anticlinal de Misoa, que más al norte se incorpora al complejo sistema de pliegues y fallas de la Serranía de Trujillo
De gran importancia regional es una gran falla de dirección norte-noreste que se prolonga hasta el área de Motatán. En Mene Grande se presenta cortando el flanco occidental de la estructura y muestra transcurrencia según la cual el bloque oriental fue desplazado unos 2,5 km. hacia el norte.

A nivel del Eoceno la estructura anticlinal es compleja y dentro del declive general hacia el sur se puede distinguir un levantamiento dómico de unos 2 km. de longitud cortado por la falla principal, otra falla paralela a la anterior limita hacia el sur a otra nariz anticlinal en el área denominada El Velero. La sedimentación del Eoceno fue severamente deformada durante la orogénesis del Eoceno superior, responsable de la deformación y de los pliegues y fallas descritas, desarrollados con anterioridad a, la sedimentación del Mioceno en la región. La deformación a nivel del Mioceno en la región. La deformación a nivel del Mioceno es mucho más simple y consiste en una nariz suavemente inclinada hacia el sur a la rata de unos 100m por km. Sin embargo la falla oeste continuó activa durante el Mioceno y el flanco occidental sigue estando muy inclinado.

La producción de petróleo se obtiene del Mioceno sin diferenciar y del Eoceno. En el Mioceno se distinguen tres horizontes principales : las arenas asfálticas, que contienen petróleo oxidado, pesado (10º API) y no producen comercialmente, el horizonte superior de petróleo pesado, que produce crudos de 16,8º API preferentemente en el área sur-central y occidental del Campo, y el horizonte principal, más profundo, que produce crudos de 17,5ºAPI en promedio.

Las características de producción en los tres intervalos inferiores mencionados sugieren fuerte empuje de agua, particularmente en ambas culminaciones dómicas, a ambos lados de la falla y en el área de El Velero más al sur. La arenisca de Paují medio siguiere empuje por agua en la parte sur del flanco oeste y por gas disuelto en El Velero. En el Mioceno se sugiere fuerte empuje de agua en el flanco oeste, mientras que al este de la falla predomina el gas disuelto con formación de un progresivo casquete de gas en la zona crestal.

La extensión total de la producción petrolífera de Mene Grande alcanza unas 4.350 Ha.

2.     AREA DE BARÚA :


El área de Barúa no ha sido suficientemente desarrollada, a pesar de haberse obtenido buen rendimiento de petróleo en algunos pozos, En esta zona constituye la prolongación hacia el sur de la estructura de Mene Grande y está separada de su parte meridional o área de El Velero por un pequeño sinclinal. Presenta igualmente una falla crestal convergente con la falla principal de Mene Grande- Motatán.

3.     CAMPO DE MOTATÁN :



Este campo está situado unos 8kms, al sur de Mene Grande y sobre el mismo alineamiento fallado. El campo presenta dos domos bien diferenciados, desarrollados en la parte oriental de la falla principal de rumbo norte-noreste, otra falla subparalela a la anterior limita la estructura.

VI. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTARIAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORES



Los intervalos estratigráficos que producen o han producido cantidades comerciales de hidrocarburos en esta cuenca petrolífera son : El substratum, el intervalo de calizas cretácicas, el paleoceno, el Eoceno inferior y medio y el Mioceno. En algunos de ellos el petróleo puede ser considerado autóctono del intervalo productor, en otros ha emigrado de otras formaciones.


- EL SUBSTRATUM.



La naturaleza y distribución de rocas en este intervalo productor se conoce muy poco debido a la falta de perforaciones, especialmente perforaciones en las que se hayan sido considerable, particularmente en los campos de la Paz- Mara donde la producción total, probablemente es la mayor conocida en escala mundial en campos petrolíferos con estas características (1190 x 106 bls).

En la composición del substratum de la cuenca parecen predominar tres clases de rocas : metasedimentos pelíticos y saniticos de facies metamórficas de bajo grado, como los encontrados en los taladros VLB-704 , CL-97 y UD - 102, intrusiones granodioríticas relacionadas con el granito de El Palmar, emplazadas en el evento tecto-termal del Permo-Trifásico y volcánicas y sedimentos continentes rojos de la formación la quinta de edad triásico - jurásico.

Los mica esquistos, gneises y cuarcitas estos tres tipos de rocasafloran en el precedente de la Sierra de Perijá, desde el cual descienden gradualmente en la dirección sur-sureste. En el antiguo campo de El Totumo dicho basamento fue perforado a unos 300 m de profundidad, en los campos de La Paz-Mara se perfora a un promedio de 2.700m, en el pozo CL-20 del Campo Centro a 4900m y en el pozo SLC-1-2x, en el Bloque C, ligeramente por debajo de 5663m. Estas cifras indican un gradiente regional combinado hacia el sur-suroeste de casi 30m por km. más inclinado en los primeros 40 km. donde llega a unos 100m/kg y más suave sobre la plataforma donde oscila alrededor de 20 m/kg.





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