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Cuencas geológicas del Lago de Maracaibo parte 3 - Monografía



 
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- LAS CALIZAS CRETÁCICAS



Las formaciones que integran el intervalo de calizas cretácicas, en orden estratigráfico son : Apon, Lisure y Maraca, componentes del grupo Cogollo, la Formación La Luna y el Miembro Socuy de la Formación Colón. Estas formaciones cretácicas han desempeñado en el lago de Maracaibo un papel de extraordinaria importancia en la obtención de petróleos. Algunas como la Formación La Luna, han sido rocas madres de calidad extraordinarias , otras, como las formaciones Apón, Lisure y Maraca y la misma formación La Luna notables recipientes fracturados y finalmente durante ciertas épocas las lutitas de la Formación Colón han proporcionado la necesaria cobertura para mantener el petróleo cretácico in situ.

El cretácico ha sido productor en varios campos de la cuenca del lago, de modo especial en el alineamiento La Paz-Mara que muestra una producción acumulada de 1351 x 106 bls y con algunos resultados realmente espectaculares como el pozo P-84 del Campo de la Paz que llegó a producir 30.000 bls/día. En los Municipios Maracaibo y Colón se encuentran otros campos menores como La Concepción, Sibucara, El Rosario, Tarra, etc y campos verdaderamente importantes en la zona central del lago, como Lama, Lamar, Centro, Urdaneta, etc, donde la perforación continua activamente con resultados satisfactorio.

Las variaciones de facies más importantes en relación con la industria de hidrocarburos, tuvieron lugar durante el Aptiense medio en el Surco de Machiques, el Aptiense superior y el Albiense inferior y medio en la región meridional del lago y la cadena andina y el cenomaniense en la parte occidental de los Andes Venezolanos.

El primer cambio se observa en la sedimentación del Miembro de Machiques de la Formación Apón, el segundo cambio de ambiente : se produce hacia la cadena andina y provoca la disminución de carbonatos y el aumento de lutitas y arenas características de la Formación Aguardiente. Este cambio litológico es de suma importancia para la industria del petróleo porque, los intervalos lutíticos incompetentes no solo atenúan el fracturamiento de los horizontes de calizas, sino que pueden sellar por flujo las fracturas producidas con anterioridad, fenómeno que es de la mayor importancia en recipientes con porosidad casi secundaria. Al mismo tiempo, es posible encuentra intervalos con porosidad primaria que comienza a hacerse notar en Lama-Lamar y en el pozo SLC-1-2x.

El tercer cambio de facies se refiere a la transición de la formación La Luna a la formación capacho, especialmente en sus dos miembros superiores, lutitas de Seboruco y Calizas de Guayacan.

La producción total acumulada del intervalo de calizas cretácicas en toda la cuenca fue de 1250 x 106 bls hasta el comienzo de la década, con un estimado de petróleo original in situ de 9500 x 106 barriles.

- EL PALEOCENO


La producción de este período geológico en la cuenca del Lago de Maracaibo ha estado limitada a los campos de Tarra en el Municipio Colón y al campo de la Paz en el Municipio Maracaibo ambos del Estado Zulia.

La producción paleocena del Campo de La Concepción no fue diferenciada de la del Eoceno. En el primero la producción se obtuvo de arenas depositadas en los ambientes parálicos del Grupo Orocué y en el segundo de arenas más o menos calcáreas de la Formación Guasare, depositadas en plataforma. En 1954 el pozo VLA-14, perforado en el centro del Lago, fue completado en Guasare pero esta producción no llegó a cristalizar.

Indudablemente parte del Grupo Orocué, productor en el área de Tarra-Los Manueles, debería ser incluida en el Eoceno inferiores, pero a objeto de unificar lo más posible la clasificación de las columnas productoras, no se ha intentado diferenciar edades. El Grupo Orocué equivale al intervalo denominado “Third Coal Formation” por el STAFF OF CARIBBEAN PERT CO. (1948, p. 614), en el mismo se describen importantes cuerpos de arenas entre las cuales se destacan las llamadas Arenas de Tabla en el tercio inferior de la formación. Debido a su ambiente parálico la sedimentación fue irregular y mezclada, de arcillas lenticulares de porosidad bastante baja.

El ambiente plataformal de la Formación Guasare produjo igualmente una sedimentación mezclada en la cual se encuentran arenas lenticulares frecuentemente calcáreas como recipientes petrolíferos. Las calizas que constituyen el elemento más distintivo de la Formación Guasare son generalmente delgadas, glauconíticas y arenosas y no presentan las características pecualiares de los recipientes carbonáticos cretácicos.

- EOCENO INFERIOR Y MEDIO


La producción de petróleo en este período geológico está circunscrita de modo predominante a dos intervalos conocidos como Formación Mirador y Formación Misoa, ambos de edad correlativa y carácter arenoso. La producción de petróleo de Mirador se obtuvo en la parte suroccidental de la Cuenca en la región de Tarra, Municipio Colón del Estado Zulia, la de la Formación Misoa preferentemente en la región del Lago de Maracaibo y en ese sector noroccidental, en los campos de La Paz, la Concepción, etc. Se ha obtenido producción en las formaciones Trujillo, Misoa y Paují en la zona de Mene Grande-Motatán.

La sedimentación de las formaciones Mirador y Misoa está estrechamente relacionada con el desarrollo de una gran complejo fluvio-dertico (VAN VEEN, 1972) analizado en el Capítulo VI, la de esta obra. El vértice de delta eoceno se postula hacia el suroeste - región de Táchira Tarra - y en él se asentaron ambientes preferentemente fluviales con abundantes espolones aluviales, canales entrelazados y zonas lagunares, con notable sedimentación de arenas dentro de la planicie aluvial.

La Formación Misoa, en cambio, fue depositada en el abanico deltaico desarrollado con gran amplitud hacia el noreste, donde predominó la complejidad característica de la sedimentación de arenas en todo delta, muy directamente relacionada con el desplazamiento de canales principales y afluentes y el movimiento de barras y bermas litorales al variar la profundidad. Refiriéndose, al subsuelo del lago se distingue la presencia de arenas de esponoles aluviales, de canales distributivos y de barreras litorales. Los mejores recipientes petrolíferos tanto por su espesor como por el tamaño del grano, se encuentran en la parte inferior de los espolones y en los desarrollos de barrera, donde las intercalaciones de arenisca-lutita pasan a arenas macizas mejor escogidas a consecuencia del aumento de energía.

El carácter marino de Misoa se acrecienta hacia el noreste. Al estudiar los mapas de isópacos reconstruidos de la Formación Misoa se observa un aumento de espesor del orden de 1.620m entre Campo Centro y Tía Juana, equivalente a un engrosamiento promedio de 40 m por km. El aumento de espesor tiene lugar preferentemente en los cuerpos lutitícos, de forma que el porcentaje de arenas disminuye hacia el noreste, el tamaño promedio del grano disminuye igualmente en la misma dirección.

Hacia el este-noreste de la faja de bisagra los ambientes de la parte inferior de Misoa gradan a los ambientes más profundos de la Formación Trujillo, pero las arenas de este intervalo caracen del espesor, porosidad y permebailidad de las arenas de Misoa y no constituyen tan buenos recipientes.

Es importante señalar que en el subsuelo del lago de Maracaibo la Formación Misoa ha sido subdividida en dos unidades informales, que no se ajustan a las normas estrictas de nomenclatura estratigráfica pero de empleo más práctico en trabajos relacionados con yacimientos petrolíferos. En orden estrtigráfico ascendente estas unidades se denominan arenas “C” y arenas “B” subdividas a su vez en intervalos menores. Estudios importantes señalan que estas unidades no son verdaderas unidades cronoestratigráficas y en muchos casos tampoco litoestratigráficas, sino que representan cambios distintivos en la litología en sí, en el carácter general del registro eléctrico y en horizontes guías del mismo registro.

A continuación se muestra un cuadro esquemático que resume las principales características de la formación Misoa en los Campos del Lago.
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Las arenas B-6, C-2 y C-4 constituyen intervalos realmente característicos, fáciles de reconocer en perfiles eléctricos y en litología, que pueden emplearse para encuadrar adecuadamente los intervalos intermedios y cuyas características pueden conducir a correlaciones más subjetivas.

La arena B-6 es un intervalo compuesto casi totalmente por arena blanda de grano grueso, maciza o en capas gruesas a muy gruesas, que en conjunto alcanzan espesores hasta de 70m, y se refleja de modo prominente en los registros eléctricos. Su diferencia con el intervalo B-5 depende del predominio en este último de areniscas más delgadas intercaladas con lutitas.

Las arenas C-2 se encuentran por debajo del intervalo predominantemente lutitico C-1 y por encima de otro intervalo lutitico situado en la base de C-2. El intervalo arenosos alcanza 50m de espesor y suele estar formado por dos paquetes de arenas separados por un intervalo lutitico, cuando el intervalo lutitico basal de C-1 se vuelve arenosos, para llevar a cabo la separación pueden emplearse arbitrariamente algunas lutitas guías que sirven como marcadores del tope de C-2.

Las arenas C-4 aparecen por debajo de los limos y lutitas de la parte inferior de C-3 con unos 60-70 m de espesor. Una lutita de baja resistividad interior de C-4. Cuando la base de C-3 se hace arenosa, aún es posible identificar el tope de C-4 por marcadores visibles en lutitas delgadas.

La descripción se aplica de modo principal a la región noreste del Lago en la parte denominada Campo Costanero de Bolívar. Lógicamente sufre variaciones en otras regiones productoras, entre las principales se cuentan las siguiente : hacia el suroeste, en el sinclinorio entre el alineamiento de Campo Centro y el Alto de Icotea, las arenas B inferiores alcanzan gran espesor y en todo el intervalo B-6 a B-9 son difíciles de diferenciar entre sí por ausencia de intervalos lutiticos intermedios y por el carácter macizo de las arenas. Este intervalo de arenas está erosionado en el tope de la estructura de Lamar.

Al oeste de la falla de Icotea, en el área Lama y Grupo 75 se encuentra un excelente desarrollo de las arenas C, especialmente en los intervalos C-6 y C-7 que aparecen con un espesor agregado de 1.300 a 1.400´y un contenido de arena neta de 70% - 80%. Estos cuerpos de arenas se distinguen por su carácter macizo, su grano grueso que aumenta hacia la base y capas intercaladas de arcillas no muy gruesas, en grano relativamente angular, y en algunas localidades la presencia de un horizonte de cuarzo azul cerca de la base de la C-7,.pueden servir como elementos de diferenciación. Hacia el oeste vuelven a encontrarse arenas B macizas en posición demasiado baja para producir y más al oeste todavía, cerca de la costa occidental del lago, se produce la transición de Misoa a Mirador, que fue perforada en los pozos de Alturitas.

En términos generales puede señalarse que el delta avanzó el noreste en forma general y recurrente. La parte basal de las arenas C puede considerarse como la parte alta del delta con sedimentación preferente de espolones, canales distributivos y meandros. Con el transcurso del tiempo, las arenas C-1 y C-2 muestran aumento del porcentaje de lutitas, con espesores de más de 500m y solo algunas arenas intercaladas. El contraste de éste intervalo en la zona suroccidental del lago con el subrayacente, formado por las arenas B inferiores masificadas (B-6 B-9) y la presencia de elementos conglomeráticos de granos redondeados en esta arena marcan el comienzo de un nuevo ciclo de sedimentación arenosa, que parece envolver una discordancia paralela sobre el tope del ciclo inferior y se caracteriza en sus comienzos por ambientes de mayor energía. Algunos autores, marcan persistentemente un plana de discordancia en la base de B-6 o de B masificado, otros consideran la arena B-6 como el comienzo de una regresión.

En las áreas de Lagunillas y Tía Juana las arenas B han sido preservadas y son buenas productoras, en Campo Ceuta el intervalo B-6 presenta buenos recipientes de petróleo, al igual que las B superiores.

Al final de la sedimentación de Misoa se registra el episodio trangresivo marino de las formaciones Paují y Mene Grande. La Transgresión de Paují avanzó profundamente hacia el sur y sureste llegando alcanzar el Alto de icotea, donde se han encontrado algunos remanentes pequeños de esta formación, extensamente removida por la erosión del ciclo sedimentario post-orogénico. En pocos lugares de la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo se ha obtenido producción comercial a la Formación Paují, entre ellos cabe mencionar el Campo de Motatán, donde la sección inferior de Paují desarrolla arenas de hasta 150´(± 45m) de espesor, y el área de Mene Grande, donde la arena desarrollada en la parte media de Paují es conocida como productora de petróleo desde hace muchos años.

POST EOCENO



Pasada la pulsación orogenética del Eoceno superior, en la Cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo se sedimentó una secuencia predominante continental denominada Formación Icotea, en las zonas bajas de la penillanura post-eocena, que fue parcialmente erosionada en épocas posteriores. Esta formación está preservada en la parte noreste de los campo Bolívar, en los sinclinales de Cabimas y Ambrosio , parte de los antiguos campos de Cabimas.- La Rosa donde se perforó una arena productora de petróleo con extensión superficial muy limitada.

La historia geológica de los intervalos definitivamente miocenos, productores de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo comienza con la invasión marina de La Rosa, fenómeno de importancia primordial que ha sido estudiado en el Capítulo V1-b de esta obra. Se presume que la invasión provino de la Cuenca de Falcón, aún cuando existen dudas fundadas en cuanto a la forma y la época geológica en que se produjo el avance de las aguas, debido mayormente a la falta de zonaciones bioestratigráficas confiables en la Formación La Rosa. Desde un punto de vista concretado a la existencia y producción de petróleo, es importante reiterar que muy cerca de la base de la sedimentación transgresiva se encuentra un gran manto de arena, denominado “Arena de Santa Bárbara”. Esta arena basal se extendió considerablemente hacia el sur y suroeste del área del lago sobre una superficie no completamente peneplandad, sino afectada por suaves elevaciones y depresiones que no fueron cubiertas totalmente por las aguas al mismo tiempo. Por ello la arena de Santa Bárbara perforada en diferentes localidades no necesariamente debe ser “estrictamente” contemporánea.

Este concepto puede ser importante para el desarrollo de la zona suroccidental del Lago, donde el pozo SLE-4-2x encontró aproximadamente 500´de arena petrolífera sobre la discordancia basal del Mioceno. Sin embargo, el horizonte estrictamente contemporáneo de Santa Bárbara, trazado hacia el sur desde el Campo Lamar y los pozos VLA por medio de marcadores de registros eléctricos, parece estar 250´por encima de la arena basal pero sin desarrollo apreciable de arenas. Como ni este espesor de 250´ni la arenisca basal contienen faunas diagnósticas que puedan indicar un hiatus, es recomendable considerar este horizonte arenoso basal como un desarrollo ligeramente diacrónico de la arena de Santa Bárbara, o simplemente como la arena basal de la sedimentación posr-orogénica.

En el área tipo de la Costa de Bolívar la formación la Rosa presenta totalmente otras arenas productoras de petróleo, como son la arena intermedia y la “arena de La Rosa” , estos recipientes tiene relativamente poca extensión superficial porque fueron depositados durante el proceso regresivo, en contraste con la sedimentación de Santa Bárbara.

Mención especial merecen las ” lutitas marinas” de La Rosa, consideradas por algunos autores como posibles rocas madres de petróleo. Aunque este problema se discute más adelante, debe dejarse sentado que estas lutitas son definitivamente de ambientes marinos someros y están enmarcadas entre arenas en la base y en el tope, indicativas de aguas de mayor energía.

Hacia el sur y suroeste los ambientes de la parte superior de La Rosa se van haciendo más someros y gradan lateralmente a la base de la Formación Lagunillas. Esta formación es otra gran productora de petróleo, particularmente en los campos de la Costa de Bolívar. La mayor producción se obtiene del horizonte basal denominado “arena inferior de Lagunillas” m en gran parte de ambiente no marino. La formación Lagunillas contiene arenas productivas a niveles más altos, frecuentemente denominadas por los operadores “arena Laguna” y “arena de Bachaquero” respectivamente. El intervalo Laguna representa ambientes pobremente marinos y Bachaquero contiene arenas macizas no marinas. De modo particular la arenas macizas no marinas. De modo particular la arena de Bachaquero constituye un gigantesco recipiente que se explota en la subzona de Bachaquero y Ceuta en la parte suroeste de los campos costaneros de Bolívar. En términos generales las arenas inferiores producen petróleo más liviano que las superiores, y en algunas regiones los hidrocarburos de las arenas más altas de Bachaquero son verdaderos asfaltos.

El cambio gradual de los ambientes, más marinos de la formación La Rosa a los más continentales de la formación Lagunillas tuvo lugar en deltas superpuestas y entrelazadas de extensión muy inferior a la del gran Delta Eoceno de Misoa. Algunos investigadores, han estudiado algunos cuerpos de vena dentro del Miembro Lagunillas en un plano costero bajo, que gradan hacia a depósitos de canales con dirección norte-sur a noreste-suroeste desarrollados en ambientes continentales en zonas de meandros y ambientes lagunares y costaneros de barras y/o canales de marea perpendiculares a los canales o meandros, antes de alcanzarlas arcillas más marinas del Miembro Ojeda.

VIII.     PROBLEMAS DE GÉNESIS, EMIGRACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO



Para los propósitos de esta discusión el petróleo es una mezcla compleja, de ocurrencia natural, predominante las sustancias hidrocarburadas, líquidas, gasesosas o sólidas, que constituyen los aceites crudos comerciales gas natural y asfalto natural de la industrias del petróleo.

Existen 2 características que complican la determinación del origen del petróleo :

1.     El petróleo en su modo natural de recurrir, líquido a gas puede emigrar a través de dos rocas, de manera que el sitio donde lo encontramos no necesariamente en su lugar de origen.
2.     El petróleo es muy susceptible a cambios físicos y químicos debido a procesos naturales : calor, presión, filtración, catálisis, actividad microbiana, absorción, solución, etc, de manera que su estado físico o compasión química actual no necesariamente representa su estado o composición original.

Según Zambrano, etc. La génesis y emigración del petróleo estuvieron determinadas por los siguientes factores :

a.     Presencia de rocas madres en el critácico, formación La Luna un excluir totalmente la formación colón.
b.     Una posible génesis de petróleo limitada o fines del mestrichtiense
c.     Presencia de Rocas madres en el Eoceno inferior y posiblemente medio
d.     Un período de génesis principal, tanto en rocas del Eritáneo como del Eoceno.
e.     Posibles rocas madres en el Meoceno y extensa emigración de los petróleos almacenados en los yacimientos cocenos a los áreas del Miocenos.

- EDAD DE LOS HIDROCARBUROS DE LA CUENCA DE MARACAIBO (SEGÚN YONNY).



Los petróleos analizados proceden de recipientes de 3 edades Mioceno tempranos, Eoceno y Cretácico (un basamento asociado) con emigración aparente de hidrocarburos de rocas madres. “la edad de dos hidrocarburos, en la forma calculada por estos autores corresponde muy exactamente a la edad absoluta de las rocas madres”.

- ESTUDIO MODERNOS SOBRE GÉNESIS DEL PETRÓLEO



Estos estudios atribuyen gran importancia a la concentración de materia orgánica en la roca madre y a su composición ; al intervalo de tiempo transcurrido y a la temperatura a que la roca madre ha sido sometida, donde juega un papel fundamental el gradiente geotérmico de la cuenca, al metamorfismo orgánico y a la roca como elemento de retención de la materia orgánica hasta que se produce la emigración de petróleo.

Fenómenos posteriores con la salida del petróleo y gas de la roca madre, la emigración y entrampamento de los hidrocarburos y finalmente la alteración física, biológicas o térmica, de dos hidrocarburos dentro del recipiente.

- LA GÉNESIS DEL PETRÓLEO PUEDE DIVIDIRSE EN DOS ETAPAS :



La primera incluye la sedimentación de las rocas madres y de la materia orgánica que incluye hidrocarburos primitivos y sustancias bituminosas, lo cual puede representar millones de años como sería el caso de la formación La Luna cuyo espesor (± 100m) obteniéndose del cenomaciense hasta el coniaciense ambos incluso aproximadamente 15 millones de años, en la cual son determinantes la columna de roca que gravitará sobre la roca madre en el futuro y el gradiente geotérmico de la cuenca.

La segunda etapa se refiere a la sedimentación de la columna de cobertura o soterramiento necesarios para proporcionar a la materia orgánica la temperatura crítica en los procesos de termolisis los cuales son necesarios para producir petróleos naturales esta etapa puede durar varios millones de años, en la misma con determinantes la proporción y clase de materia orgánica que definen la calidad de la roca madre.

NOTA : Ambas etapas pueden ser en parte simultánea y en parte sucesivas.

- ROCAS MADRES


Desde el descubrimiento del petróleo cretácico, la formación La Luna ha sido considerada como la Roca Madre por excelencia de dicho petróleo, por sus cualidades de ambiente, litología, olor a petróleo y manifestaciones externas de hidrocarburos, tanto en forma macrocóspica : presencia de minas e imprengaciones ; como microscópicas : foraminiferos rellenos de petróleo, gotitas microscópicas de petróleo que pudo mirar la formación La Luna a partir de una superficie de 30.000 km2, un espesor de roca madre neta de 50m, alcanza un total teórico de 480 x 109 barriles de petróleo. Las posibilidades de generar petróleo en la formación La Luna no son igualmente favorables en toda su extensión conocida. En la parte sureste de la cuenca del lago ambiente más oxigenados dieron lugar a cambios que restan posibilidades de producción de crudo a la roca madre.

Las rocas de la formación Colón en un principios mostraron bajo contenido de materia orgánica, pero ensayos más recientes demostrando que en su parte superior se han tomado muestras que la califican de roca madre.

-  NATURALEZA DEL MATERIAL ORGÁNICO



En la cuenca de Maracaibo el material orgánico obtenido de las formaciones cretácicas es de naturaleza herogénicas ; en contraste con el material recobrado en las formaciones del Eoceno y Post Eoceno que es de naturaleza predominantemente húmeda como podría deducirse de los ambientes de sedimentación de ambos intervalos.

- CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS OBTENIDOS EN EL LAGO DE MARACAIBO 8SEGÚN BRENNEMAN)



a.     Se encuentran dos tipos de crudo distintos, que pueden designarse tipo I y tipo II.
b.     Hay una relación aparente entre la edad geológica y el tipo de petróleo ya que en estratos del Eoceno predomina el tipo II mientras que estratos del Mioceno cercanos a la costa muestran crudos del tipo I y lejanos a la costa presenta ambos tipos.
c.     Aún cuando existan rocas madres distintas no tiene que ser una del Mioceno y otra del Eoceno ; es probable que se llenaran en épocas geológicas y formas distintas, el cual no caracteriza las fuentes de donde proceden los dos tipo de crudos.

- MADURACIÓN DE LOS PETRÓLEOS



El análisis de la maduración de petróleo a partir de la sedimentación de la materia orgánica y algunos hidrocarburos simples se basa en lo siguiente :

d.     La maduración de los petróleos requiere que la roca madre, alcance cierta temperatura critica, alrededor de 80º (175º F) . Requiere un lapso geológico durante el cual la roca estuviera sometida a temperaturas cercanas a las máximas alcanzadas este período de tiempo constituye el tiempo efectivo de calentamiento
e.     En cuencas petrolíferas normales la temperatura alcanzada por las rocas madres puede calcularse a partir del gradiente geotérmico, el cual puede crear no solo entre cuenca sino entre regiones de la misma cuenca.
f.     Un mismo grado de metamorfismo orgánico que es el grado de alteración abiogénica sufrido por la materia orgánica durante el proceso de maduración ; puede alcanzarse con más tiempo y menor temperatura, pero se sugiere que el aumento de la temperatura incrementa la velocidad de la reacciones químicas.
La determinación del grado de metamorfismo orgánico permite conocer cuando una roca madres está inmadura : Su materia orgánica no ha llegado a transformarse en petróleo, cuando madura : un proceso de formar petróleo y cuando, post madura : el proceso de maduración ya ha pasado.

Existen varias escalas para medir el Metamorfismo Orgánica, una de las más utilizadas es la escala DOM (Dgree off organic metamorphium en español grado de metamorfismo orgánico), esta escala considera que la base principal de génesis de petróleo se encuentra entre 60 y 75 ; la génesis tiene lugar en DOM entre 57 y 92, y para valor de DOM más alto la roca deja de ser una generadora de petróleo eficiente el gradiente geotérmico de una región incide en los valores del DOM ; como ejemplo se tiene : a nivel de la formación de las rocas se obtuvo un DOM de 61,5 a un profundidad de 4.400m ; lo cual se considera relativamente bajo para la profundidad encontrada y posiblemente bajo.

- EMIGRACIÓN DEL PETRÓLEO


Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectónicos ocurridos en las cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los petróleos en la cuenca del Lago, fue de por sí un fenómeno muy complejo.

En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petróleo ha emigrado, ejemplo :

Crudos obtenidos de arenas Eosenas indican el aporte de plantas terrestres a la materia orgánica.

Igualmente la presencia de porfirina de níquel en los crudos concuerda con el material orgánico derivados de ambiente deltaico,. Por otra parte la materia orgánica como material original y la presencia de porfirina de vanadio señala ambientes marino que hacen pensar en la formación La Luna. Como resultado de éstos análisis puede postularse la presencia de estratos mezclados formados por petróleos autóctonos del Eoseno y petróleo emigrado del cretácico.

La emigración primaria del petróleo generado en rocas Eosenas durante un segundo período se explica por el paso directo de fluido desde las rocas madres a las areniscas adyacentes, seguidos por un movimiento lateral ascendentes desde la parte más profunda de la cuenca en el noroeste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste, facilitando por los espesores, la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formación Misoa.

La admita mezcla de petróleo inetácico y Eosenos en arenas de Misoa requiere postular una emigración transversal desde el recipiente de calizas cretácicas hasta arenas eosenas y a través de fracturas.

Existen algunos fenómenos geológicos que han afectado la emigración del petróleo de la siguiente manera :

a.     El plegamiento y fallamiento intensos facilitaron la emigración del petróleo cretácico hacia los altos recién formados donde se acumuló en las trampas más favorables tales como, anticlinales fallados o estructuras severamente falladas como el Alto de Icotea.
b.     Las fracturas creadas por esta pulsación orogenética afectaron definitivamente la impermeabilidad de la formación Colón, permitiendo una mayor emigración por ascenso de los petróleos cretáceos a las arenas eocenas colocadas en situación estructural favorable.
c.     El petróleo eocenos atrapados en arenas eocenas una redistribución y emigración cortas a las trampas eocenas recién formadas. No pocas arenas eocenas se llenaron en este período a merced de la permeabilidad creada por la nueva fracturación .
d.     La erosión removió grandes volúmenes de sedimentos eocenos, entre ellos arenas ya impregnadas de petróleo
e.     La inversión del gradiente de la cuenca y la sedimentación preferentemente lutílico de la formación La Rosa terminaron de sellar las arenas del eoceno asegurando su protección vertical.
f.     El hundimiento de la antifosa andina estuvo en capacidad de formar una nueva zona o área de génesis durante el Mio Lioceno en formaciones cretácicas como La Luna.
g.     El crecimiento de las estructuras de Post-Discordancia durante el mioceno superior o una nueva pulsación relacionada con la orogénesis andinas conformaron las trampas miocenas y las limitaron mediante fallas nuevas.

- ENTRAMPAMIENTO DEL PETRÓLEO



El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretácico , Palioceno - eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo está controlado por trampas estructurales, estratigráficas y mixtas. En términos generales puede decirse que los accidente estructurales son más frecuentes en los yacimientos cretáceos ; que en lo entrampamientos en rocas del paleoceno-eoceno se combinan los factores estructurales y sedimentológicos y que en las acumulaciones Miocenas al menos volumétricamente predominan los factores sedimentarios sobre los estructurales, aunque esta regla general presenta numerosas excepciones.

Existe un entrampamiento cretácico de Lama determinado por el Alto de Icotea, pero en la producción de los pozos del sector meridional son fundamentales al menos dos fallas crestales paralelas a la culminación de la estructura que delimitan una faja estrecha en la cual se concentra la producción del petróleo.

En el área de Mene Grande entre la secuencia actualmente productora de petróleo y la sección cefalítica se produjo un levantamiento sobre el nivel del mar, sellando las arenas y protegiendo la acumulación del petróleo en la secuencia productiva, dentro de una trampa-estratégica. Un fenómeno similar se conoce en el levantamiento de Pueblo Viejo.

Otro entrampamiento limitado por una falla se presenta en la denominada falla límite de Cabimas.

IX.     IMPACTO AMBIENTAL


Las actividades petroleras han tenido un efecto contraproducente sobre la cuenca ; aparte del ingreso que esta ha aportado al país al cual ha beneficiado en su economía, ha afectado en el ámbito ambiental a dicha cuenca. La flora y la fauna se han visto dañadas por la contaminación que estas actividades han causado, con los derrames petroleros de tóxico y de químicos que ha tenido lugar indiscriminadamente y que actualmente solo el organismo ICLAM ha intentado buscar una solución a los problemas de contaminación del Lago generando planes y llevándolos a cabo en favor de la descontaminacion también acotando las campañas ambientales de otros organismos para salvar la flora y la fauna del Lago de Maracaibo


CONCLUSION


La Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo ha obtenido su estructura actual desde hace mas o menos 15 millones de años después de haber pasado varios periodos de evolución. Su importancia radica en que tiene un basamento pre-cretácico y se han encontrado en ella 40 campos petroleros de los cuales 8 se consideran gigantescos por producir por lo menos 500 barriles diarios y 700 yacimientos petrolíferos activos. La cuenca esta enmarcada entre los cinturones móviles de la cordillera de Mérida, la serranía de Trujillo, la Sierra de Perija y la falla de la Oca y ocupa todas las aguas del Lago de Maracaibo y los terrenos suavemente ondulados que lo circundan. Las estructuras mas resaltantes son la de la Paz Mara El Mojan, el Alto de Icotea, Misoa Mene Grande, el Anticlinorio de Tarra  y el Levantamiento de Pueblo Viejo Ceuta entre los de menor relieve están la Concepción y Sibucara, Falla de Boscan , Anticlinal de la Ensenada, La Nariz de Macoa caracterizados en su mayoría por la producción petrolero.

Autor:

Renny Calleja





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