Cuenca geológica Falcón en Venezuela

Geología venezolana. Estructura geológica. Estratigrafía. Formaciones petrolíferas. Hidrocarburos

  • Enviado por: Renny Calleja
  • Idioma: castellano
  • País: Venezuela Venezuela
  • 50 páginas

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CAPITULO I

UBICACIÓN DE LA CUENCA

UBICACIÓN DE LA CUENCA

El límite occidental de la cuenca, que marca su separación un tanto arbitraria de la cuenca del Lago de Maracaibo; al norte y este está limitada por la línea de costa del Golfo de Venezuela y su prolongación, el Golfete de Coro, por el istmo de Los Médanos y por la costa del Atlántico hasta el Golfo Triste y al sur por una serie de elevaciones designadas Sierra de Churuguara de modo general. La cuenca se prolonga hacia el norte y noreste y dentro de las aguas territoriales venezolanas.

Su mayor longitud, entre La Victoria y Boca Tocuyo, es de unos 320 Km su anchura entre los sondeos de la Ensenada de La Vela de coro y Churuguara alcanza 100 Km. Martínez. (1976) calcula una extensión de 35.000 km2 y un volumen de sedimentos de 161.000 km3.

Se han descubierto en esta cuenca 10 campos de petróleo de los cuales para fines de 1977 solo quedaban tres campos en producción activa. Para ese momento la producción total acumulada alcanzó la cifra de 106 millones de barriles (17 x 106 m3) con una producción total para 1977 de sólo 260.500 bIs. (42.334 m3) y sus reservas recuperables se calculaban en 1033 millones de barriles (0,15 x 106 m3)

EVENTOS IMPORTANTES EN EL DESARROLLO DE ESTA CUENCA FUERON:

AÑO CAMPO o ÁREA

1921 Pozo M-1, descubridor del campo de Mene de Mauroa. .

1926 Descubrimiento del pequeño campo de Monte Claro.

1926 El pozo El Mamón l-A descubrió el campo de Urumaco.

1927 Descubrimiento del campo Hombre Pintado, 16 Km. al E de Mene de Mauroa.

1929 Descubrimiento del campo Media, 7 Km. al NE de Mene de Mauroa.

1931 Descubrimiento del campo de Cumarebo, el mas importante de Falcón

1953 Descubrimiento del campo de Tiguaje, todavía en producción.

1972 Descubrimiento del campo Ensenada de La Vela, en evaluación

CAPITULO II

TECTÓNICA

EVOLUCIÓN DE LA CUENCA FALCÓN

A pesar de algunas discrepancias en cuanto a la validez de ciertas determinaciones paleontológicas, al presente puede aceptarse que el intervalo de lutitas del Cretácico Superior equivalente a las formaciones Colón y Mito Juan de la Cuenca del Lago de Maracaibo, ha sido penetrado en sondeos en el área Paiguara-Tiguaje, no lejos de Dabajuro. En esta área el sismógrafo ha puesto de manifiesto algunos reflectores por debajo del intervalo lutítico, que han sido correlacionados tentativamente con el intervalo de calizas cretácicas productor de petróleo en la mencionada cuenca del Lago de Maracaibo. A corto plazo se contempla la ejecución de sondeos que puedan o no confirmar esta correlación. Si es positiva, puede abrir nuevas perspectivas a la perforación profunda en esta Cuenca. La presencia de Eoceno aflorante en la parte occidental de Falcón se conocía de antiguo (GONZÁLEZ DE JUANA, 1938) en los Cerros de Tacal. El autor citado muestra en las Figuras las discordancias marginales del Oligo-Mioceno sobre el levantamiento Eoceno. Igualmente se conocen afloramientos del Eoceno en Falcón oriental sobre el Alto de Guacharaca, y en la Sierra de Churuguara está la sección tipo de las formaciones Santa Rita y Jarillal, hoy atribuidas al Eoceno medio.

Durante este Eoceno medio tuvo lugar una extensa transgresión hacia el Oeste-suroeste que tiene su mejor expresión en la formación Jarillal, mientras que la Formación La Victoria presenta características regresivas como posible antecedente del levantamiento y erosión característicos del Eoceno superior, El término de los cuales las condiciones paleo-sedimentarías cambiaron en toda Venezuela occidental.

La forma característica de la cuenca fue definida en el Oligoceno inferior por la sedimentación de Formación El Paraíso, que DÍAZ DE GAMERO ( 1977a) considera como un complejo deltáico progradante originado en las tierras recién levantadas hacia el oeste y suroeste. Otros elementos positivos que limitaban la cuenca son la cordillera de Churuguara y su prolongación por el sur, el Alto de Dabajuro al noroeste, formado por rocas aflorantes del Eoceno medio que constituyó un elemento positivo durante casi toda la historia de la cuenca, y el Alto de Paraguaná-Coro, separado del Alto de Dabajuro por el Surco de Urumaco.

Hacia el cierre del Oligoceno y comienzos del Mioceno la parte central de la cuenca sufrió una subsidencia rápida que la situó a profundidades de 1500 m, lo cual conlleva ambientes profundos hasta el borde sur del Alto de Dabajuro, el cual continuó parcialmente emergente. El Alto de Paraguaná también continuó emergente, pero su prolongación -el Alto de Coro- se situó a profundidades adecuadas al desarrollo de arrecifes en su borde sur, donde avanza un pronunciado talud hacia la zona central profunda.

En el Mioceno cesó la subsidencia de la cuenca y comenzó su relleno dando lugar a la disminución de su profundidad. La sedimentación de la Formación Castillo en el borde Sur del Alto de Dabajuro y la lente conglomerática de Guarabal en el área del arrecife de San Luis forman parte de este relleno. La Formación Agua Clara, de aguas moderadamente profundas a someras, cubre grandes extensiones de terreno llegando hacia el norte hasta el Alto de

Paraguaná, donde ha producido petróleo en la ensenada de La Vela; igualmente recubre en parte el Alto de Tacal-Dabajuro. En la parte noroccidental de la cuenca - Distrito Buchivacoa y Alto de Dabajuro- el Mioceno medio se caracteriza por levantamientos y plegamiento posiblemente concomitantes con movimientos contemporáneos registrados en la cuenca del Lago de Maracaibo, los cuales en los campos Buchivacoa se reflejan en la pronunciada angularidad entre las capas de la Formación Agua Clara y los sedimentos del Grupo La Puerta, coincidentes con el pronunciado cambio litológico sobre Agua Clara. Fenómenos similares ocurrieron en la región de Tiguaje donde la discordancia de La Puerta se hace más severa, llegando a mostrar angularidad entre el Eoceno y La Puerta con ausencia de Agua Clara.

A partir de la depresión de Urumaco, este período se caracterizó por transgresiones y regresiones más locales entre los ambientes deltáicos de la Formación Cerro Pelado y los más marinos de la secuencia Socorro-Querales. Observando el espesor reducido de Cerro Pelado y sus conglomerados basales en ciertas estructuras como El Saladillo (Mina de Coro), se puede deducir la presencia de pliegues de crecimiento. Durante este período en la zona noroccidental se sedimentó la secuencia continental del Grupo La Puerta, productor de petróleo y más hacia el este, la mencionada secuencia de Socorro-Querales y Caujarao-Urumaco que durante el Mioceno superior grada a las formaciones Codore-La Vela y equivalentes, de carácter menos marino.

Durante toda esta evolución la parte oriental de la cuenca permaneció subsidente, con indicación de paleo profundidades de más de 500 m hasta probablemente 1500 m. Las reconocidas como rocas madres de petróleo del Grupo Agua Salada se sedimentaron en estos periodos. Las condiciones paleo-geográficas cambiaron solamente en el Mioceno superior, cuando un levantamiento general sedimentó las calizas limoníticas impuras de la Formación Punta Gavilán, discordantes sobre el Grupo Agua Salada, en la parte oriental y las rocas semejantes de la formación El Veral en la región de Cumarebo.

Este levantamiento marca el período de orogénesis tardía -Mioceno superior- Plioceno responsable de la última deformación estructural de Falcón, posiblemente relacionada con el levantamiento final andino y los movimientos jóvenes detectados en la cuenca del Lago de Maracaibo, particularmente en la región de Mene Grande.

ESTRUCTURA DE LA CUENCA FALCÓN

La mayoría de los pozos perforados en Falcón están distribuidos en la zona noreste o en la zona de Falcón oriental, ni la parte centro-oeste ni el borde sur han sido perforados.

La estructura de Falcón occidental tiene rumbo dominante E-NE marcado por numerosos pliegues y fallas cuyas estructuras incluyendo las de varios campos productores, son bastante similares, mostrando un flanco meridional suave y un flanco norte de fuerte buzamiento fallado y hasta volcado. Las fallas mayores son longitudinales de tipo inverso buzando al sur, pero con cierta frecuencia se aprecia un sistema secundario de orientación NO-SE, como en el área de Tiguaje.

Al este del meridiano de Cumarebo los anticlinales largos y subparalelos cambian y dan lugar a domos fallados, unas veces cruzados al rumbo predominante E-NE, como el domo alargado que caracteriza el campo de petróleo de Cumarebo, prácticamente NE-SO y otras con ejes casi E-O, como son los domos de La Viana, Isidro, Aguide, etc. GONZALEZ DE JUANA (1937) sugiere que el cambio en el plegamiento así como en la dirección del fallamiento como en la falla de la Soledad, NO-SE, y las fallas de San Pedro y Santa Rita, ONO-ESE pueden ser debidos al cambio notable en el carácter de la columna sedimentaria, con un contenido mucho mayor de rocas plásticas hacia el este. Este autor sugiere también movimiento horizontal (transcurrencia) en la falla de La Soledad.

CAPITULO III

ESTRATIGRAFÍA

ESTRATIGRAFÍA

HISTORIA GEOLÓGICA:

La cuenca se conoce en el Cenozoico, donde se denota Paleoceno, Eoceno, inferior, medio y superior, Oligoceno, Mioceno, Plioceno, Pleistoceno.

La cuenca de Falcón se diferencia en el OLIGOCENO y comienza a recibir sedimentos marinos hacia el centro, con frecuentes cambios de facies, marginal deltáico hacia el Suroeste de la cuenca y desarrollo de arrecifes en los bordes Norte y Sureste.

MIOCENO:

Se depositan grandes sedimentos en el centro de la cuenca de Falcón y los primeros sedimentos marinos en la Ensenada de la Vela, la sedimentación se va haciendo más llana hasta llegar a playera continental, con intervalos conglomeráticos conglomerado de Coro hacia fines del Mioceno.

A principio del Mioceno la cuenca de Falcón invade de una forma marina a la cuenca de Maracaibo depositando una arena basal y lutitas con ciertos horizontes locales productores de Petróleo, de la formación Santa Rosa.

Ambiente marino a playero en las formaciones Cerro Pelado y Socorro zonas productoras en Falcón. En la formación Agua Clara con Lutitas de ambiente marino.

PLIOCENO:

Se va rellenando la cuenca de Falcón, la sedimentación tiene cada vez más influencia continental y ocurren numerosos movimientos y levantamientos que terminaron de diferenciar las cordilleras de los Andes y Perijá, y afectaron todas las estructuras, con erosión de probables secciones productoras, conglomerados y calizas en la formación San Gregorio.

FORMACIONES PETROLÍFERAS DE LA CUENCA:

FORMACIÓN CHURUGUARA

La formación Churuguara es una intercalación variada de calizas arenosas que gradan a areniscas calcáreas, calizas arrecifales masivas, calizas delgadas arcillosas y fosilíferas, areniscas, areniscas glauconíticas, limolitas y lutitas limosas. WHELLER (1963, p. 53) cita como sección tipo la quebrada Mamoncito al norte de Baragua y el L.E.V. II (op. cit.) indica que la sección tipo afloran los flancos del anticlinal de Buena Vista, sobre el viejo camino real entre Piedra Grande y Baragua, Estado Falcón.

En la localidad tipo mencionada por WHELLER (op. cit.) aproximadamente el 60% de la sección está formada por lutitas, pero las capas resistentes caracterizan a la formación. Los 80 m basales están formado por areniscas de tipo "sal y pimiento”, considerados como parte de La Formación El Paraíso. La litología más común en la unidad son las calizas arenosas y fosilíferas y areniscas calcáreas en capas de hasta 3 m y muy duras, el color de estas rocas es gris oscuro y meteorizan en marrón, marrón anaranjado o rojizo, siendo frecuente observar nódulos ferruginosos duros. WHELLER menciona capas de hasta 30 m de calizas masivas semejantes a la de la Formación San Luis; estas calizas de color azul grisáceo, solo se desarrollan lateralmente unos 1.000 m hacia el este de la quebrada Mamoncito.

Las areniscas de la Formación Churuguara son generalmente de grano medio a muy grueso de color gris a crema, algunas son arcillosas y mal escogidas. Las areniscas glauconíticas pueden estar formadas casi exclusivamente por granos gruesos de glauconitas verde mate o brillante; se encuentra en capas gruesas irregulares localizadas cerca del pueblo de Churuguara y comúnmente dispersas en toda la unidad y marcan el contacto superior de la Formación Agua Clara. Las lutitas son de color gris a gris oscuro, limosas y pobremente fosilíferas. El espesor de formación Churuguara es de 1.215 m en la quebrada el Mamoncito, este aumenta hacia el norte y oeste y disminuye hacia el este.

Según WHELLER (1.963. p. 51 ), en la misma quebrada, los 20-40 m suprayacentes a las areniscas tipo “sal y pimienta” de la Formación Paraíso contienen foraminíferos que representan un ambiente marino abierto y pertenecen a la Zona de Globoritalia opima del Oligoceno medio. Unos 600 m más arriba aparecen macroforamníferos con especies de Operculinoides además de algunas especies de Turritella de edad probablemente Oligoceno.

Los últimos 169 m de la sección contiene faunas indicativas del Mioceno inferior con foramníferos y moluscos.

El contacto inferior de la Formación Churuguara se considera concordante y transicional con la Formación El Paraíso. Hacia el oeste pasa lateralmente a la Formación Castillo y hacia el este a la Formación Casupal, hacia el norte grada a las formaciones El Paraíso y Pecara. En la parte superior Churuguara está recubierta concordantemente por la Formación Agua Clara.

FORMACIÓN AGUA CLARA

La localidad tipo de la Formación Agua Clara está en el río Mitare al sur del caserío de Agua Clara en el Distrito Democracia, Estado Falcón. La unidad aflora en el borde oeste de la Cuenca de Falcón hasta el río Mitare en Falcón central; hacia el este fue parcialmente erosionada y aflora nuevamente en los bordes norte-central y sur-central pasta el río Acurigüita y Santa Cruz de Bucaral respectivamente.

La Formación Agua Clara es una unidad lutítica de carácter muy uniforme. En la localidad tipo se compone de lutitas ferruginosas concrecionarias, arenosas y yesíferas de color negruzco con intercalaciones delgadas de areniscas limosas y calcáreas localmente glauconíticas y fosilíferas, de color verdoso a gris modificado por manchones rojizos en superficies meteorizadas. LIDDLE (1928, p 261) indico que las lutitas predominan y caracterizan a la Formación Agua Clara.

En la mayoría de las áreas de la Formación Agua Clara es una lutita con ínterestratificaciones ocasionales de areniscas y calizas. Las lutitas son muy fosilíferas con macro y microfósiles, pobremente estratificadas a macizas, de color gris oscuro y localmente despiden un distintivo olor a petróleo. Las areniscas son compactas y calcáreas y las calizas son delgadas, arcillosas, fosilíferas y de color gris oscuro.

WHELLER (1960, p 447) dividió la Formación Agua Clara en dos miembros definidos en la parte noroccidental del Distrito Democracia y parte nororiental del Distrito Buchivacoa. El miembro inferior, denominado Cauderalito (L.E.V. II, 1970, p. 147), con localidad tipo en la quebrada del mismo nombre al norte de Cerro Frío en la parte central del Distrito Buchivacoa, se caracterizan por arrecifes muy fosilíferos con corales, briozoarios, pelecípodos, gasterpodos y foraminíferos grandes. Las calizas Son muy lenticulares y varían de macizas cristalinas de color azul-gris, a amarillosas de color amarillo- marrón y se presentan interestratificadas con lutitas, limolitas y areniscas. Las lutitas y limolitas son compactas, gris claro a oscuro, carbonosas y jarocíticas, con vetas de carbón y las areniscas son de grano fino, grises, carbonosas, micáceas, con meteorización en color crema. El miembro superior, denominado Santiago (L.E.V. 1970, p. 563), con localidad tipo en la quebrada del mismo nombre al norte de Cerro Frío, está constituido por una sección de lutitas típicas de Agua Clara en pocas areniscas interestratificadas.

En los pozos exploratorios de la CVP en la Ensenada de La Vela se reconoce el Miembro Cauderalito (Fig. VII-13) con un espesor variable entre 75' y 470' de calizas bioclásticas localmente coquinoides y cuarzosas, formadas por algas y foraminíferos grandes indicativos de ambiente prearrecifal. Las calizas son de color gris amarillento pálido a marrón claro y han perdido porosidad primaria debido al relleno de poros por calcita espática. Sobre este miembro siguen las lutitas típicas de Agua Clara con espesores de 1.340' a 4.340' (408 - 1323 m).

El espesor de la Formación Agua Clara es considerable. WHELLER menciona 1.320 m en una sección incompleta en la localidad tipo y 1.600 m en Cerro Pelado. A corta distancia al oeste están expuestos más de 1750 m en sección también incompleta, asimismo varia de 520 m en Guarabal hasta 1.185 m en el pozo Las Pailas-I En el flanco sur varía de espesor de cero a 1.500 (WHELLER, 1963, Fig. 15).

DÍAZ DE GAMERO ( 1977a, p. 18) indicó que la base de la Formación Agua Clara en la localidad tipo corresponde a parte de la zona de Catapsydrax dissimilis del Mioceno inferior, pudiendo ser más joven hacia el oeste donde suprayace a la Formación Castillo. WHELLER (1963, p. 57) indicó que la parte superior de Agua Clara varía dentro del Mioceno inferior tardío. DÍAZ DE GAMERO (1977b, p. 3) ubica el tope de Agua Clara en el límite Mioceno inferior-Mioceno medio: zona de Praeorbulina glomerosa - Zona de Globorotalia fohsi peripheroronda (Fig. VI-51).

La Formación Agua Clara ha sido estudiada en zonas marginales de la cuenca y sus faunas de foraminíferos y moluscos indican ambientes de sedimentación dentro de la zona sublitoral en aguas marinas poco a moderadamente profundas. En el centro de la cuenca no se ha podido estudiar por falta de afloramientos. Hacia el Este los ambientes de las unidades estratigráficas equivalentes a Agua Clara se profundizan rápidamente, como ocurre con las

facies de la Subcuenca de Hueque.

La Formación Agua Clara descansa concordantemente sobre el complejo de facies del Oligo-Mioceno que conforman la Cuenca de Falcón: formaciones

San Luis, Guarabal, Castillo, Churuguara, Pedregoso y probablemente Pecara en el extremo oriental; es a su vez parcialmente equivalente a la parte superior de las Formaciones de las zonas marginales: San Luis, Guarabal, Castillo y Churuguara. El contacto superior es concordante con la Formación Cerro Pelado.

FORMACIÓN CERRO PELADO

La Formación Cerro Pelado representa la unidad basal del ciclo Mioceno medio a Plioceno sedimentada en facies costeras con desarrollo local de carbones. La localidad tipo está en el cerro Pelado y el cerro Hormiga entre Agua Clara y Urumaco, Distrito Democracia del Estado Falcón; se extiende a lo largo del frente de montañas de Falcón occidental y central.

En general la Formación Cerro Pelado se compone de lutitas laminadas, arenosas, yesíferas y carbonosas de color gris claro, frecuentemente con manchas ferruginosas y jarocíticas, intercaladas con areniscas amarillentas de grano fino, delgadas, con estratos cruzados y rizaduras de oleaje, frecuentemente ligníticas, localmente las capas de lignito tienen más de un metro de espesor.

En la quebrada Patiecitos la Formación Cerro Pelado descansa directamente sobre la Formación Agua Clara y se caracteriza por areniscas bien estratificadas en capas de 10 cm a 10 m, con rizaduras, de colores gris marrón a rojo y localmente conglomeráticas, intercaladas con lutitas gris oscuro. En la zona de contacto con la Formación Socorro suprayacente, las lutitas arenosas y areniscas que afloran inmediatamente por debajo de las capas ligníticas de Socorro contienen Arca sp., Chione sp., y fragmentos de coral (LIDDLE, 1946, p. 448).

En la quebrada Hombre Pintado en Falcón occidental la Formación Cerro Pelado comienza con una arenisca basal de unos 17 m de espesor, ferruginosa, maciza, con estratificación cruzada y lentes conglomeráticas de grano grueso. Sobre esta arenisca (LIDDLE, 0/7. cit., p. 451) descansan unos 400 m de areniscas micáceas ferruginosas con estratos cruzados, interestratificadas con capas delgadas de lutitas micáceas de color gris, características de Cerro Pelado.

En el valle del río Coro se presentan zonas carbonosas y lechos ligníticos en la Formación Cerro Pelado; localmente se pueden observar impresiones de hojas en las areniscas y lutitas. En El Isiro fueron explotadas algunas capas de lignito en el pasado (WIEDENMAYER, 1937).

En la vertiente norte del valle del río Ricoa, región de Cumarebo, las capas superiores de la Formación Cerro Pelado se denominan areniscas de Las Lomas (GONZÁLEZ DE JUANA, 1937, p. 207) las cuales de sur a norte pasan a productos de aguas mas profundas cambiando a facies lutíticas. Uno de los horizontes más característicos de la parte superior es una caliza, margosa, nodular y fosilífera, por debajo se observan margas glauconíticas y fosilíferas, algunas areniscas de grano fino ferruginosas, poco micáceas y variadamente endurecidas infrayacentes e intercaladas con las areniscas se observan arcillas laminadas grises.

La Formación Cerro Pelado tiene .1.000 m de espesor en su localidad tipo, disminuyendo a unos 700 m en Falcón occidental y a unos 240 m en la región de la Mina de Coro (Fig. VI-62) hasta acuñarse y desaparecer en las facies lutíticas del Grupo Agua Salada hacia e1 este.

GRUPO AGUA SALADA

El Grupo Agua Salada se caracteriza por arcillas y arcillas margosas con arcillas limosas, limos y areniscas, que afloran en la Cuenca de Agua Salada (Fig. VI-54). En sentido estratigráfico ascendente el grupo se subdivide en la Formación San Lorenzo con sus miembros El Salto y Menecito y la Formación Pozón con sus miembros Policarpio, Husito y Huso.

La localidad tipo del grupo está ubicada en el flanco sur del Alto de Guacharaca en la quebrada Agua Salada, cerca de Pozón, Distrito Acosta del Estado Falcón. RENZ (1948) describió detalladamente la lito y bioestratigrafía del Grupo Agua Salada y estableció una zonación bioestratigráfica basada en foraminíferos bentonicos definiendo tres pisos: Acostiense, Araguatiense y Luciense. RENZ (1948, p. 9) señaló que el Grupo Agua Salada cambia gradualmente en dirección norte hacia la costa de Aguide a una sección uniforme y espesa de lutitas calcáreas (Fig. VI-56). Hacia el sureste, sur y oeste, en las regiones de Chichiriviche, Cerro Misión, Riecito y Agua Linda, el grupo pasa a una serie de unidades arenosas con calizas de espesor muy variable, descritas como formaciones Agua Linda y Capadare en la Subcuenca de Casupal.

BLOW (1959) estableció una zonación en base a foraminíferos platónicos en la localidad tipo.

La edad del Grupo Agua Salada se considera comprendida entre la Zona de Catapsydrax dissimilis del Mioceno inferior y la Zona de Gtoborotalia acostaensis del Mioceno superior (Fig. VI-65).

En la costa oriental de Falcón el Grupo Agua Salada se caracteriza por una monótona intercalación de lutitas. TRUSKOWSKI (1976, p. 33) describió los sedimentos lutíticos del flanco norte del anticlinal de Isidro con el nombre de Formación Pozón. La sección se caracteriza por lutitas calcáreas fosilíferas, no calcáreas, pequeñas bandas de nódulos de pirita y lentes delgadas de caliza afanítica, hacia la parte superior se observa la misma litología con una mayor proporción de lutitas calcáreas y la presencia de paquetes de margas blandas. El tope esta truncado por erosión, con un hiatus que abarca desde la parte media de la Zona de Globorotatlia menardii (Mioceno medio) hasta el reinicio de la sedimentación durante el Plioceno con calizas y margas de la Formación Punta Gavilán (Fig. VI-55).

El pozo Isidro-I, perforado en el anticlinal de Isidro, penetró una sección monótona de 6.847' (2.087 m) de lutitas ilustradas por WHELLER (1960, Fig. 5 y 1963, Fig. 6); El pozo Curamichate-1 penetró igualmente una sección monótona de 7.397' (2..255 m) de lutitas y en ambos pozos TRUSKOWSKl (1976, Fig. 23) estableció una zonación bioestratigráfica continua con los afloramientos (Fig. VI-55) hasta la Zona de Globorotalia opima opima del Oligoceno; se desconoce la base de estas dos secciones lutíticas.

La fauna bentónica del Grupo Agua Salada en el anticlinal de Isidro indica profundidades de sedimentación del orden de 1.300 m en todo el intervalo bioestratigráfico, es decir, que las condiciones de sedimentación de las lutitas en la parte marina abierta de la Cuenca de Agua Salada permanecieron similares a las existentes hoy en día el la Fosa de Bonaire, mientras que en los bordes de la cuenca las condiciones variaron notablemente, pudiendo establecerce unidades litoestratigráficas diferenciables.

FORMACIÓN POZÓN

La Formación Pozón es una unidad esencialmente lutítica con un miembro basal glauconítico que se encuentra por debajo de la sección arenosa de la Formación Ojo de Agua. Su localidad tipo fue establecida por RENZ (1948, p. 19) en el flanco sur del anticlinal de Pozón, entre la estación trigonométrica de Pozón y el cerro Ojo de Agua de Pozón, Distrito Acosta del Estado Falcón. Esta localidad tipo está sobre el flanco sur de la Cuenca de Agua Salada y las facies presentan notables variaciones de profundidad en contraste con la estabilidad observada en la parte central de la cuenca.

La formación aflora extensamente en la Cuenca de Agua Salada, está bien expuesta en el flanco sur del anticlinal de El Mene de Acosta-Pozón, hacia el Oeste se adelgaza debido al reemplazo progresivo del Miembro de arcillas de Huso por las arenas de la Formación Ojo de Agua y al sur de Pozón, hacia Riecito, toda la unidad es reemplazada por facies arenosas y de calizas de aguas someras.

La parte inferior de la Formación Pozón es un delgado intervalo glauconítico denominado Miembro de arenas glauconiferas de Policarpio. Una sección litológica típica en la región tipo se caracteriza, en sentido descendente (RENZ, op. cit., p. 22), por 2 a 1 m de margas de color blanco-marrón, glauconíticas con concreciones margosas amarillas, 6 m de arena verde fosilífera irregularmente endurecida, mal estratificada con concreciones dispersas de ferrolita de color rojo; en la base del intervalo hay una capa de concreciones calcáreas blancas intercaladas en una arcilla de color gris-azul.

Este intervalo glauconítico es seguido concordantemente por el Miembro de arcillas margosas de Husito, que se compone de arcillas margosas de color gris pardo a chocolate intercaladas con abundantes margas ricas en foraminíferos, más frecuentes hacia arriba. En el tercio inferior del miembro hay un horizonte de concreciones de marga consolidada blanca y amarilla. Las arcillas margosas y arcillas asociados contienen granos diseminados de glauconitas.

En el Mene de Acosta las margas son más abundantes, aunque las capas individuales no son continuas. Las arcillas son de color anaranjado a marrón chocolate, muy yesíferas, una capa con restos de equinoides parece ser persistente a unos 120-150 m de la base del miembro.

El Miembro de arcillas dé Huso suprayace concordantemente al Miembro Husito y es el miembro superior de la Formación Pozón. Se compone de arcillas no calcáreas que meteorizan en gris y rojo, con intercalaciones de margas y arcillas calcáreas que meteorizan en gris-marrón y amarillento; algunas capas individuales de margas pueden alcanzar 20 m de espesor. Hacia el tope del miembro, en especial hacía el oeste de la sección tipo ocurren delgados lentejones de arena calcáreas de grano fino.

El espesor de la Formación Pozón en la localidad tipo es de 1.042 m. (RENZ; op. cit., p. 25) de los cuales unos 10 m corresponden al Miembro de arenas glauconíferas de Policarpio, 536 m al Miembro de arcillas margosas de Husito y 496 m al Miembro de arcillas de Huso. Hacia el este en El Mene de Acosta la formación mide 1.120 mi los dos miembros inferiores con espesores similares al de la sección tipo y el superior, 570 m incompletos, por estar erosionado su tope.

La Zona de Siphogenerina transversa (RENZ, 1948, p. 50), que comienza en la Formación San Lorenzo, abarca el Miembro de arenas glauconíferas de Policarpio y 55 m del Miembro de arcillas margosas de Husito. Su ambiente de sedimentación fue marino abierto, probablemente en el borde de la plataforma y parte superior del talud continental entre 200-600 m, conservando las mismas características ambientales de la Zona de Robulus wallacei, la única interrupción parece haber sido el lapso de sedimentación de glauconita en Policarpio que pudo ser lento, somero y hasta de sedimentación negativa. RENZ (op. cit., p. 53) indica que es común observar foraminíferos redepositados del Acostiense inferior en los sedimentos de la Zona de S. transversa desde el Miembro de arenas glauconíferas de Policarpio hacia arriba.

Las condiciones de sedimentación del Miembro de arcillas margosas de Husito en su localidad tipo continuaron similares a las de la Zona de Robulus Wallacei, es decir, marinas abiertas probablemente plataformales y de la parte de la Zona de Siphogenerina transversa, todo el Piso Araguatiense, zonas de Globorotalia fohsi y Valvulineria herricki y la Zona de Marginulinopsis bassispinosus, primera del Piso Luciense (Fig. YI-65)."

El ambiente sedimentario del Miembro de arcillas de Huso en su localidad tipo registra un cambio gradual de la profundidad del mar. Los primeros 1.60 m corresponden a la Zona de Robulus senni, de ambiente liroral-nerírico de unos 100 m de profundidad. Sigue la zónula de Vaginulimopsis superbus-Trochamina cf. pacifica, que se desarrolla en unos 120 m de espesor del miembro y representa una facies regresiva desarrollada en profundidades menores a los 100 m en el borde sur de la Cuenca de Agua Salada, mientras hacia el este y norte se desarrollan facies en la zona de R senni. A continuación de esta zonula sigue la disminución de profundidad del mar y la zonula de textularia permanesis se desarrollo en aguas de profundidad menor de 50 mts. los 50 mts. superiores del miembro de Arcillas de Huso se acumularon en aguas poco profundas cercanas a la costa de condiciones marinas a lagunares y el conjunto faunal de solo 16 especies corresponde a la zonula de Elphidium Poeyanum-Reusella Spinolosa, la ultima del piso luciente.

La edad de la Formación Pozón comprende desde la zona Globigerinatella insueta (parte superior) del Mioceno inferior hasta la zona de globoratalia Acostaensis del Mioceno superior

CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORES

Prácticamente toda la producción de Falcón proviene de arenas sedimentadas en ambientes continentales a epinerítico ó nerítico playeros, la porosidad es íntergranular y alcanza promedios aceptables a buenos en la mayoría de los recipientes. De acuerdo con los ambientes antedichos el contenido de arcilla de no pocas arenas es alto, aunque no se dispone de cifras precisas. La extensión superficial de las arenas suele ser pequeña a causa de su lenticularidad. El Cuadro IX.12 resume algunas cifras conocidas.

El prospecto de la ensenada de La Vela presenta porosidad de fractura, tanto en el basamento como en la caliza del Miembro Cauderalito; en este intervalo la producción puede aumentar al ser estimulado el pozo.

CAPITULO IV

CARACTERÍSTICAS GEOQUÍMICAS

CARACTERÍSTICAS GEOQUÍMICAS:

ROCA MADRE, GÉNESIS Y EMIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS:

La única roca madre indudable en la cuenca de Falcón aflora en la costa noreste entre las poblaciones de San José de la Costa y Aguide. Fue mencionada por HEDBERG (1964, p. 1796) con el nombre de lutitas de Aguide, Formación San Lorenzo del Grupo Agua Salada. En casi todas las margas y lutitas de la costa mencionada se nota olor a petróleo en superficies frescas, impregnación de petróleo en las lutitas, caparazones de foraminíferos rellenos con petróleo, etc., las manifestaciones son especialmente notables al noroeste y muy cerca de la Boca de Isidro litológicamente es una lutita negra con tintes verdosos, no glauconítica, extraordinariamente pirítica, que de acuerdo con nuestras determinaciones pertenece a la Formación Pozón del Grupo Agua Salada y fue sedimentada a profundidades de más de 1000 m. El pozo Isidro N° 1 perforado en las cercanías alcanza la profundidad de 2086 m sin encontrar ninguna arena y la columna exterior, que aflora entre el tope del anticlinal de Isidro hasta cerca de Punta Zamuro, comprende 1800 m adicionales sin ningún intervalo de arena. Los autores de esta obra concuerdan con HEDBERG (op.cit) en que es difícil concebir algo distinto de una génesis in situ dentro de esta secuencia de arcillas impermeables.

Otra formación a la que se han atribuido con frecuencia características de roca madre es la Formación Agua Clara, principalmente por su carácter lutítico y a pesar de ser un sedimento de mediana a poca profundidad. En la ensenada de La Vela fue estudiada geoquímicamente, determinándose sus cualidades de roca madre no muy rica, con relativamente poca madurez . Dentro de esta zona se considera igualmente como roca madre del petróleo almacenado en la caliza basal de Cauderalito y posiblemente en el basamento.

En las áreas de Buchivacoa no se conocen estudios geoquímicos. La mayoría de los autores favorecen la opinión de que la génesis tuvo lugar en la formación Agua Clara, principalmente a causa de la acumulación de petróleo en la discordancia sobre Agua Clara y por debajo de La Puerta. Sin embargo no debe desconocerse la acumulación de petróleo en arenas de pronunciado buzamiento de la propia formación Agua Clara que pudieron ser alimentadas en forma primaria desde las lutitas adyacentes o bien servir de conductoras al petróleo posiblemente generado en el Eoceno medio, dentro de cuyos sedimentos se ha encontrado petróleo no comercial. Interrogantes parecidos se plantean en el Campo Tiguaje a causa de la relación similar existente entre los horizontes productores más ricos y abundantes en la discordancia entre Agua Clara y La Puerta, agravada en este caso por la desaparición del Oligo-Mioceno y el establecimiento de un contacto erosivo entre La Puerta y el Eoceno.

El origen del petróleo de Cumarebo tampoco ha sido estudiado por métodos modernos. A pesar de la multiplicidad de arenas en la Formación Socorro se encuentran en ella numerosos intervalos lutíticos importantes, sobre todo en su parte inferior debajo de la arena 15. Ello hace posible la hipótesis enunciada por MILLER et al. (1963, p, 88) de que el petróleo pudo originarse en la propia formación Socorro. No debe perderse de vista que en la ensenada de La Vela la Formación Socorro se considera como generadora potencial de Gas, que los petróleos de Cumarebo frecuentemente pasan de 47° API, y que dentro del mismo campo, un taladro produjo gas y condensado a solamente 6324' (1623 m) de profundidad.

Por otra parte, es importante considerar la situación favorable de la estructura de Cumarebo en relación con la configuración regional de la cuenca. En primer lugar, al este de Cumarebo la cuenca fue profundizada y pasó en pocos kilómetros a sedimentos de profundidades superiores a los 450 m, en contraste con los 30-50 m característicos de la Formación Socorro en el propio campo. Como consecuencia, la sedimentación de arenas disminuyó y desapareció totalmente hacia el este y noreste, como lo muestran los resultados de los sondeos 23-M-3X y La Viana N° 1 respectivamente creando una situación espacial favorable a la alimentación de las arenas conductoras buzamiento arriba.

La estructura de Cumarebo, de rumbo noreste anómalo en relación con los lineamientos más E-O de Falcón occidental, está cruzada al posible movimiento migratorio del centro hacia el borde de la cuenca y tiene cierre propio, suficiente como para haber almacenado probablemente más de 250 millones de barriles de petróleo in situ y haber dejado pasar aún muchos millones más hacia el oeste.

La emigración primaria de petróleo al oeste es todavía más problemática, por la lenticularidad comprobada en muchas arenas lenticulares productoras sobre el Alto de Dabajuro, las cuales se intercalan dentro de un intervalo de arcillas impermeables situado en la base de la Formación La Puerta. Dentro de los muchos interrogantes existentes conviene meditar lo expresado por HEDBERG (1967, 1968) sobre génesis de gases y condensados en intervalos de sedimentos continentales a poco marinos.

CAPITULO V

CARACTERÍSTICAS DE ACUMULACIÓN

CARACTERÍSTICAS DE ACUMULACIÓN:

ENTRAMPAMIENTO DE HIDROCARBUROS

Los entrampamientos varían desde las arenas lenticulares ya mencionadas, a las capas de arenisca dentro de la Formación Agua Clara en El Mene de Buchivacoa, en las cuales la acumulación está limitada por arriba por la discordancia de La Puerta y por debajo por un contacto petróleo-agua. En Tiguaje se presentan condiciones bastante similares, tanto en lo que respecta a lentes de arena como a discordancia, donde el petróleo pudiera haber emigrado de las lutitas tanto de La Puerta como del Eoceno. En las capas de arena por debajo de la discordancia el petróleo se considera de modo general como emigrado de las lutitas de Agua Clara.

Pozos productores de la zona basal de La Puerta han cortado agua a distintos intervalos entre 2300' y 3400', encontrando en cada caso petróleo limpio sobre el nivel de agua. Aparentemente no existe un contacto agua-petróleo uniforme en este campo.

En el Campo de Cumarebo, según el criterio que se adopte sobre génesis ya sea en las lutitas en los intervalos entre arenas o un origen común en las lutitas profundas de Agua Salada, la emigración primaria podría variar entre una emigración transversal corta de la lutita a la arena, y una emigración longitudinal a mayor distancia, desde los cuerpos lutíticos a las arenas límites al este y norte, complementada por la emigración longitudinal secundaria por las arenas hacia la trampa.

El entrampamiento de Cumarebo se produjo en el anticlinal fallado ya descrito. Las fallas mayores diferencian los distintos segmentos del campo y los niveles de agua.

Vale la pena dedicar algunas consideraciones adicionales a la gruesa sección lutítica del Grupo Agua Salada en la cuenca del mismo nombre.

La mayoría de las perforaciones efectuadas en busca de petróleo están ubicadas en áreas de la costa septentrional y su factor común es la abundancia de lutitas, posibles rocas madres y la escasez de arenas, posibles recipientes. Como ejemplos tenemos los sondeos de Taguací, La Viana, Isidro, Aguide, Curamichate, etc. Otra serie de perforaciones se efectuaron alrededor de El Mene de Acosta, Pozón, Agua Linda etc., las arenas de El Salto encontradas en el primero de los nombrados afloran en la cresta, es decir, estaban fuera de posición estructural.

Sin embargo, dentro de este espeso cuerpo de lutitas se ha encontrado zonas con foraminíferos arenáceos indicativos de aguas profundas. Asociados con una o varias de estas zonas con fauna arenácea, se han encontrado cuerpos de arena cuyo origen, relación con las lutitas profundas y continuidad lateral no están fuera de dudas. Tales son las arenas del área de Solito-Las Pailas, Zazarida, Cerro Togogo cerca de Marsillal (o Maicillal) de la Costa. etc.

Entendemos que estudios especializados destinados a clarificar la relación entre estos posibles recipientes de petróleo y abundantes rocas madres existentes en las lutitas de Agua Salada, así como determinar la presencia o ausencia de lentes o cuerpos de arenas a profundidad, podrían modificar las perspectivas petrolíferas de la parte oriental de la Cuenca de Falcón.

ÁREAS, CAMPOS E INTERVALOS PRODUCTORES

En la parte occidental de Falcón se encuentran las acumulaciones de petróleo de Buchivacoa, entre los cuales se distinguen los campos de Mene de Mauroa, Media y Hombre Pintado, todas de características bastante similares. La estructura dominante es un pliegue anticlinal suave que se refleja sobre el Mioceno (Formación La Puerta), fallado hacia el norte con un desplazamiento de unos 1500 m (MILLER 1963). El campo de El Mene se encuentra al sur de esta falla, mientras que Media y Hombre Pintado se desarrollan al norte.

Las discordancias existentes en la columna estratigráfica entre el Eoceno medio y la formación Agua Clara y entre esta formación y el Grupo la Puerta, delimitan las columnas productoras de petróleo. En El Mene la producción proviene de arenas lenticulares de la Formación La Puerta, de la discordancia entre esta formación y Agua Clara y por debajo de dicha discordancia en arenas con fuerte buzamiento en la Formación Agua Clara hasta una profundidad máxima de 600' (183 In) por debajo de la mencionada discordancia. El Eoceno muestra Indicios de petróleo sin haberse obtenido producción hasta la fecha. Las arenas de la Formación La Puerta son auténticas lentes de arena, mientras que los recipientes de Agua Clara son capas continuas en las cuales el límite inferior de la columna petrolífera es un contacto petróleo-agua.

Una parte importante del petróleo producido en el campo de El Mene puede provenir de la Formación Cerro Pelado, truncado en el borde sur del campo por la discordancia de La Puerta. En el campo de Media el intervalo petrolífero se encuentra sobre y en la discordancia de La Puerta, por encima de Agua Clara. En Hombre Pintado la producción en la Formación Agua Clara parece estar relacionada con una discordancia intraformacional.

En la región de Dabajuro se encuentra el campo de Tiguaje que es el más importante, el campo menor de Las Palmas, actualmente inactivo, y otros de menor importancia, como Monte Claro.

La estructura regional muestra al sur el levantamiento de Borojo, donde aflora el Eoceno medio formando una estructura NE. Relativamente estrecha y con plegamiento apretado. En el flanco norte de esta estructura se encuentran dos estructuras menores en el área de Las Palmas, en la más septentrional de las cuales se perforaron los pozos productores. Las estructuras están cortadas por filas longitudinales y en su lado este por una falta transversal que limita el levantamiento.

Los intervalos productores se encuentran en la Formación Castillo, en la arena llamada Pariecitos. Las arenas superiores, denominadas localmente arenas de Monte Claro Castillo y de Las Palmas (Agua Clara), mostraron petróleo sin llegar a producir comercialmente. Discordante sobre Agua Clara se encuentran sedimentos del Grupo La Puerta.

A 10 Km. al NO de Las Palmas se encuentra el campo de Tiguaje con un área productora probada de 607 Ha. (1500 acres), la mayor entre los campos de Falcón, aunque por recursos petrolíferos dicho campo ocupa el tercer lugar. El campo de Tiguaje está localizado sobre un anticlinal relativamente pequeño, asimétrico y fallado cerca de la cresta por una línea de fractura siguiendo el rumbo E-O que se complementa con varias fallas normales que cortan el flanco sur.

Estratigráficamente el Grupo La Puerta descansa discordantemente sobre la Formación Agua Clara, que a su vez se encuentra en discordancia sobre el Eoceno en el lado sur de la falla longitudinal. Del lado norte el Grupo La Puerta es discordante sobre una sección de lutitas, identificadas tentativamente como equivalentes a la Formación Colón del Cretácico Superior.

Algunos geólogos que trabajan en esta zona equiparan la falla longitudinal del campo de Tiguaje con la falla de Oca estudiada en la cuenca del Lago de Maracaibo. Llegan a la conclusión de que al norte de la falla de Oca no hay evidencias paleontológicas de la presencia de la sección eoceno-paleocena y que por el contrario, la secuencia del Eoceno medio-Oligo-Mioceno está preservada al sur de la supuesta falla de Oca o de Tiguaje, cubierta en todo el área por la secuencia joven del Grupo La Puerta (Fig. IX-66).

La sección productora de Tiguaje es casi exclusivamente un paquete de arenas lenticulares desarrolladas en la sección lutítica basal del Grupo La Puerta. Se obtienen cantidades menores de petróleo de otras arenas también lenticulares en la sección más alta del mismo Grupo La Puerta y de varias arenas por debajo de la discordancia.

Más hacia el este, en la región de Urumaco, Distrito Democracia del Estado Falcón, se desarrolló el pequeño campo de El Mamón en una nariz anticlinal con declive al norte. Sobre esta nariz se desarrolla una pequeña y complicada culminación muy , fallada, conocida como anticlinal ó levantamiento de El Mamón sobre la cual se perforaron los pozos productores del campo.

La columna estratigráfica es aquí más completa y de carácter más marino que en la región de Dabajuro y permite su subdivisión en las unidades formacionales empleadas en la parte central de Falcón. En la superficie aflora la Formación Urumaco seguida de la Formación Codore. En el subsuelo se perfora la parte inferior de Urumaco seguida por las formaciones Socorro y Cerro Pelado, la última de las cuales fue perforada en un solo pozo, Mamón 14. La sección productora de petróleo está limitada a la parte inferior de la Formación Urumaco, donde se encuentran las denominadas "arenas de Mamón" que muestran pronunciada lenticularidad y cambios notables de espesor.

Mas hacia el este se encuentra el campo de Cumarebo, que ha demostrado tener más recursos petrolíferos que los restantes de la cuenca de Falcón. El campo se caracteriza por una estructura dómica alargada en sentido NE, ligeramente asimétrica, buzando 25-30° en promedio en el flanco SE hacia el anticlinal, deltáica, y hasta 40° en el flanco NO que se prolonga en el monoclinal de El Veral hacia Puerto Cumarebo. Hacia el sur está separada del sinclinal del Cerro Los Indios por un sistema de fallas NE-SO.

La estructura está segmentada por un sistema regional de fallas normales con rumbo NO-SE y desplazamiento hacia el NE. Las principales de éstas cortan no solo la estructura de Cumarebo s.s, sino también el flanco de El Veral-Puerto Cumarebo hacia el NO y e1 flanco SE del sinclinal del Cerro Los Indios, siendo visibles hasta la planicie aluvial del río Ricoa. A este sistema de fallas pertenece la falla de Hatillito en la parte central del área productora, en la cual PAYNE, (1951) menciona espesores de columna sedimentaria mayores en el lado deprimido de la falla, indicativos del crecimiento de la fractura. El mismo autor menciona la deformación de los planos de falla, por 1o cual las clasifica en un sistema "mas antiguo". Los planos de las fallas de este sistema buzan unos 35° cerca de la superficie, hasta 65° a las mayores profundidades penetradas por taladros del campo. Las fallas más jóvenes clasifican Como "fallas de tensión epianticlinales".

La columna estratigráfica productora pertenece a la Formación Socorro e incluye 16 arenas diferenciadas (MILER et al 1963, p. 91) de las cuales 13 son productoras de petróleo. La mayor producción se obtuvo de las arenas No. 10, 12 Y 15 numeradas del tope a la base. Los afloramientos superficiales sobre el tope del domo corresponden al Miembro El Muaco de la Formación Caujarao. Hacia la parte sur del campo, tanto en el sinclinal del Cerro Los Indios como en los flancos de la estructura, aflora el miembro medio de Caujarao o Caliza de Cumarebo, que en ambos flancos se adelgaza y desaparece hacia el norte debido a la presencia de ambientes sedimentarios menos favorables al desarrollo de arrecifes.

En el Distrito Acosta del Estado Falcón se explotó el pequeño campo de El Mene de Acosta, actualmente abandonado, de interés por representar la única producción - desde luego, no comercial -, en la Subcuenca Falcón Oriental, unos 85 Km. al NO de Puerto Cabello.

Su estructura es la de un levantamiento dómico alargado en sentido ENE, fuertemente asimétrico, con su flanco noroeste subvertical a volcado y cortado por un sistema de fallas de corrimiento; presenta declive hacia el OSO y al ENE y parte del Miembro El Salto de la Formación Pozón, que es la sección petrolífera, aflora en la cresta de la estructura.

Las arenas productoras son lenticulares y desaparecen en dirección norte, unas antes de alcanzar la cresta y otras sobre la cresta cerca del acuñamiento algunas de estas arenas se presentan cementadas (SUITER. 1947, p. 2199).

Mención especial merece un proyecto, no puesto en producción hasta la fecha, conocido como Ensenada de La Vela.

La ensenada de La Vela, al oeste de los afloramientos de rocas ígneo-metamórficas del macizo de Paraguaná, fue considerada desde antiguo como sitio favorable al desarrollo de facies arrecifales y arenosas en las discordancias de la sedimentación Oligo- Miocena sobre el borde oriental del macizo. Por otra parte, la presencia de secciones lutíticas hacia el este indicaba la existencia de rocas madres en situación favorable.

Las perforaciones y los levantamientos sismográficos pusieron de manifiesto la profundidad del macizo que se profundiza hacia el este, la presencia de los acuñamientos de las facies consideradas como posibles recipientes y la presencia de un sistema de fallas, la más importante de las cuales es la denominada falla de Los Médanos con rumbo N-NO, y otras subparalelas determinantes de bloques fallados levantados, más visibles en el basamento (VÁZQUEZ, 1974 ) .

La secuencia estratigráfica deducida de las perforaciones llevadas a cabo por la Corporación Venezolana del Petróleo muestra en el fondo rocas del

complejo formadas por gneises bandeados dentro de la facies de la anfibolita almandinica, filitas grafitosas y silíceas, gabros, dioritas y granodioritas.

La edad del complejo fue fijada en 144 m. a. K/Ar en feldespato en los gneises y en 83,5 m. a. K/Ar en las filitas discordantes sobre el basamento se perforaron capas rojas encontradas sólo esporádicamente ya señaladas en la literatura antigua en la cual se correlacionaban tentativamente con la Formación la Quinta, y que hoy se consideran como el episodio basal de la transgresión terciaria. A éstas se asocian algunos conglomerados. El espesor de este intervalo varía entre O y 1060' (0-313 m).

El Mioceno inferior está representado por la Formación Agua Clara, cuyo intervalo inferior es un desarrollo arrecifal de calizas conocido localmente como Miembro Cauderalito, cuyo espesor fluctúa entre 1340'-4340'. El Mioceno medio está representado por las formaciones Socorro y Caujarao y el superior por las formaciones La Vela y Coro.

La producción se obtuvo en el basamento fracturado y en el intervalo basal de la Formación Agua Clara, cuando la caliza se presenta fracturada. La formación Socorro mostró pequeñas cantidades de petróleo y apreciables cantidades de gas en las pruebas.

La potencialidad de la ensenada de La Vela es estimada por VÁZQUEZ (op. cit., p. 27) en 400 millones de barriles de petróleo y 1400 millones de pies cúbicos de gas.

PRINCIPALES CAMPOS DE LA CUENCA

Campo de Mauroa:

Los campos El Mene, Media y Hombre Pintado se agrupan conjuntamente como Campos de Mauroa. Se encuentran al oeste del Estado Falcón, en el límite con el Estado Zulia. El Mene dista 62 km. al este de Maracaibo, Media y Hombre Pintado, 5y 18 km. al noreste de El Mene.

La concesión "Bernabé Planas" para la explotación de asfalto y petróleo, adjudicada en 1907 por el Ejecutivo Nacional cubría el Distrito Buchivacoa del Estado Falcón, donde se conocían grandes manaderos activos de petróleo, principalmente en el área de El Mene.

La primera investigación geológica fue realizada en 1912 por E. H. Cunningham Craig y G. W. Halse, de la Trinidad Petroleum Development Company, Ltd. Ese mismo año la concesión fue adquirida por la British Controlled Oilfields, Ltd.

La perforación en Mauroa comenzó en 1920, y para 1930 se habían perforado 279 pozos. El equipo de percusión demostró gran utilidad en la ubicación de las zonas petrolíferas que en ausencia de perfilaje eléctrico, hubiera requerido en cada pozo a perforación rotatoria un excesivo corte de núcleos o un extenso programa de pruebas de producción.

El campo El Mene fue descubierto en 1921 por la British Controlled Oilfields con el pozo El Mene-1 (3.100') al perforar buzamiento abajo de los indicios superficiales. Fue seguido por el campo Hombre Pintado (1926) y el campo Media (1929; 2.700').

Las tres áreas fueron desarrolladas de manera intensiva por la British hasta 1952, cuando son adquiridas por la Talon Petroleum, C.A., quien recibió una disminución considerable de la regalía e impuestos nacionales en vista del avanzado agotamiento de los yacimientos. De 1953 a 1957 se perforaron los últimos pozos de los campos de Mauroa.

Estratigrafía: La columna conocida en los pozos comienza con la Formación Paují (Eoceno superior), constituida esencialmente por lutitas y ocasionales secciones arenosas delgadas.

Los movimientos orogenéticos del Caribe con movimientos incipientes de los Andes y Perijá confinan el mar hasta un golfo limitado al norte por la elevación de Aruba, Curazao y Bonaire, en el oeste del Zulia por una plataforma de erosión, y al sur por el cabalgamiento de las capas de Matatere durante el Eoceno medio.

Sobre una notoria discordancia, que señala la erosión a finales del Eoceno, la cuenca comienza a llenarse con sedimentos marinos que alcanzan su máximo desarrollo en el intervalo entre el Eoceno y el comienzo del Mioceno inferior. La Formación Agua Clara (Mioceno inferior tardío) muestra lutitas interestratificadas con capas delgadas de calizas, lignitos y lentes de arena que hoy aparecen con buzamiento fuerte de hasta 45°.

Una prominente discordancia angular separa en el Mene y en Media la Formación Agua Clara de la Formación La Puerta (Mioceno superior), secuencia continental de suave inclinación.

En Media y Hombre Pintado la Formación Cerro Pelado (Mioceno medio), de ambiente costero-deltáico con intervalos paludales, se encuentra entre las formaciones Agua Clara (infrayacente concordantemente) y La Puerta (suprayacente, en discordancia).

Intensos movimientos tectónicos del Mioceno superior invierten la cuenca terciaria de Falcón y hacen subir las rocas más antiguas en el centro de la cuenca. En la cumbre de la estructura de Hombre Pintado aflora la Formación Agua Clara en El Mene y Media, la Formación La Puerta. En El Mene está ausente la Formación Cerro Pelado, como indicación de estos fuertes movimientos del Mioceno.

Estructura: La cuenca de Falcón sufrió en el Terciario el desplazamiento, en dirección este-oeste, de la placa tectónica del Caribe respecto a la placa de Suramérica. En la región occidental de la cuenca el movimiento transpresional se manifiesta por tres fallas transcurrentes dextrales principales, la falla Oca-Chirinos, la falla de El Mayal y la falla de Ancón de Iturre, que hacia el oeste convergen en la depresión de El Tablazo.

La falla Oca-Chirinos separa en Falcón occidental dos regiones diferentes: un área al norte de la falla, Bloque Dabajuro, que se extiende hacia el Golfo de Venezuela, y un área al sur hasta el frente de montañas.

El área del norte se muestra con características de una sedimentación tranquila y de poca actividad tectónica, con excepción de la parte este donde se desarrolla un sistema de fallas normales.

El área al sur muestra rasgos de una actividad tectónica mayor, causada por desplazamiento lateral. Comprende los Bloques El Mayal, Santa Cruz, Cocuiza. En El Mayal se encuentra el campo Tiguaje, y en Santa Cruz los campos de Mauroa.

El Bloque Santa Cruz se extiende en dirección Este Oeste y está limitado al norte y al sur por las fallas de El Mayal y Ancón de Iturre. En el extremo sureste del Bloque se encuentran los campos El Mene, Media y Hombre Pintado.

La estructura dominante en el Bloque Santa Cruz son pliegues anticlinales suaves que se reflejan sobre el Mioceno superior (Formación La Puerta), y una gran falla normal NE-SO de buzamiento norte casi vertical, con desplazamiento de unos 4.000 a 6.000'. Los campos de Mauroa se encuentran asociados a esta falla.

La estructura de El Mene es un anticlinal asimétrico, con su flanco más inclinado al norte, donde está cortado por la gran falla longitudinal.

En Hombre Pintado el anticlinal de la Formación Agua Clara se encuentra entre dos bloques eocenos levantados.

Producción: En El Mene la acumulación está asociada con las discordancias existentes entre el Eoceno y la Formación Agua Clara, y entre Agua Clara y la Formación La Puerta. El petróleo se encuentra: 1) en algunos lentes de arena de la Formación La Puerta, (Mioceno superior); 2) encima y debajo de la discordancia que separa las capas de La Puerta de los estratos muy deformados y fallados de la Formación Agua Clara (Mioceno inferior tardío); 3) en arenas de Agua Clara hasta 600' bajo la discordancia.

Los yacimientos de la Formación La Puerta son auténticos lentes de arena; las capas en el flanco norte tienen escasa comunicación entre sí y están casi completamente aisladas de las del flanco sur por una zona media arcillosa. Los yacimientos de la Formación Agua Clara son capas contínuas en las cuales el límite inferior de la sección productora es un contacto agua-petróleo.

El espesor de las arenas petrolíferas varía de 10' hasta 40' y tienen poca extensión. La profundidad promedio de la zona productora es de 800'.

El Eoceno ha mostrado indicios de petróleo, pero no se obtuvo producción. En 1949 se perforó, sin éxito, un pozo cretácico.

La producción de Media está confinada a una franja en la cumbre de la estructura, con dos kilómetros de largo por un kilómetro de ancho, en acumulación contra la falla principal.

El intervalo productivo se encuentra encima y debajo de la discordancia La Puerta-Agua Clara. Al sur del campo los pozos penetraron un bloque eoceno petrolífero sobre capas más jóvenes que continúan nuevamente en sedimentos eocenos. La sección productora se encuentra a los 3.000'.

En Hombre Pintado las arenas petrolíferas superiores están relacionadas con una probable discordancia intraformacional de la Formación Agua Clara. La producción inferior, 1.000' más abajo, se presentan en condiciones similares pero en arenas de mayor buzamiento. Produce la Formación Agua Clara, que se perfora a profundidad de 1.800'.

Todo el crudo obtenido en Mauroa es de base parafínica.

Algunas trampas antiguas pueden haberse roto por tectónica reciente, y El Mene, Media y Hombre Pintado pudieran ser un remanente de lo que fue una gran acumulación petrolífera en toda el área.

El Mene alcanzó la producción máxima en 1925 (7.400 B/D). La gravedad del crudo es de 32-34° API.

Media obtuvo su mayor rendimiento en 1933 (4.000 B/D). La producción se cerró en 1943 y se reanudó en 1951. La gravedad es de 33-34° API.

Hombre Pintado llegó en 1940 a 1.860 B/D. La gravedad, 25° API.

Durante su larga vida productiva, los yacimientos han probado los métodos convencionales de producción: flujo natural, levantamiento por gas y por aire, bombeo mecánico. Los informes de producción mencionan además, para 1937, una inyección de gas en las arenas de El Mene y Media.

Los campos fueron desarrollados de manera tan intensiva que la densidad de pozos perforados cubre el área probada dentro de las concesiones de Mauroa. El agotamiento llega al 96-99%. La complejidad de las estructuras y la corta extensión de los yacimientos no hace atractiva la perforación adicional o proyectos de recuperación secundaria.

Campo Tiguaje:

Tiguaje está situado en la región de Dabajuro, Estado Falcón, 40 km al noreste de los Campos de Mauroa.

El petróleo fue descubierto en 1953 con el pozo Tiguaje 1-1, de la Texas Petroleum Company. El pozo fue ubicado según indicaciones de geología de superficie y produjo crudo de 29° API.

Varios pozos habían sido perforados sin éxito en el área durante el lapso 1921-1936.

Estratigrafía: Las formaciones Agua Clara (Mioceno inferior tardío), Cerro Pelado (Mioceno medio) y las eocenas y cretácicas se agruparon operacionalmente como Pre-La Puerta. Agua Clara y Cerro Pelado conforman una sección de lutitas con areniscas intercaladas, discordante sobre estratos de edad eocena, probablemente Formación Paují, en el lado deprimido de una falla longitudinal; en el bloque levantado, el Grupo La Puerta (Mioceno medio a superior) es discordante sobre una secuencia espesa de lutitas, determinada tentativamente como equivalente de la Forrnación Colón (Cretáceo superior).

En el Alto de Dabajuro la sedimentación del Mioceno medio-Mioceno superior comienza con ambientes costeros poco profundos que rapidamente pasaron a continentales.

El Grupo La Puerta, de ambiente costero somero, se depositó, en discordancia, sobre las formaciones más antiguas. Es un intervalo de lutitas con 3.000 pies de espesor, que en el sector oriental del campo Tiguaje muestra un notable desarrollo de arenas basales, espesas y permeables.

Estructura: El patrón estructural de la región occidental de Falcón sigue una dirección ENE dominante, que se manifiesta en numerosos pliegues y fallas que dan lugar a estructuras de rumbo noreste-suroeste, generalmente con el ala sur de escasa inclinación y un costado norte de fuerte pendiente, fallado y hasta volcado. Las fallas mayores son longitudinales, inversas y de buzamiento sur.

El campo Tiguaje se encuentra en el Bloque El Mayal, inmediatamente al sur del Bloque Dabajuro, del cual está separado por la zona de fallamiento Oca-Chirinos.

La estructura es un anticlinal menor de rumbo este-oeste, con un flanco meridional de suave pendiente y el flanco norte con alto buzamiento. Presenta en la cumbre fallamiento inverso longitudinal inclinado al sur, que se complementa con un sistema secundario de fallas normales noroeste-sureste, que corta el flanco sur y desarrolla una "estructura floral". La falla Las Palmas marca el límite sur del anticlinal.

La falla al norte de Tiguaje ha sido considerada como la extensión al este del sistema Oca-Chirinos. La falla preserva al sur la columna estratigráfica del Eoceno y el Mioceno, cubierta por los sedimentos más jóvenes del Grupo La Puerta, mientras que al norte de la zona fallada no se halla evidencia de las formaciones del Paleoceno-Eoceno.

Producción: La sección productora es un paquete de lentes de arena desarrollado en el conjunto lutítico basal del Grupo La Puerta. Producen cantidades menores de petróleo otras arenas lenticulares de la sección alta de La Puerta y algunas arenas por debajo de la discordancia.

El crudo obtenido es altamente parafínico, con 23-32° API. La profundidad promedio es de 2.600-3.000 pies.

Desde 1953 hasta 1971 se perforaron 34 pozos, que acumularon 9.200.000 barriles de petróleo. El agotamiento se calculó en 88%.

En marzo de 1983 Maraven perforó y probó un pozo exploratorio, TIG-42X, con crudo de 42° API, en la Formación La Puerta (4.513' de profundidad).

Campo Las Palmas:

El campo Las Palmas, 10 km al sureste de Tiguaje, fue descubierto en 1928 según indicaciones de geología de superficie, en concesiones de la British Petroleum Company transferidas a la Standard Oil Company of Venezuela. Se perforaron trece pozos.

Estratigrafía: En la base de la sección perforada se encontraron arcillas, arenas y conglomerados de la Formación Castillo (Oligoceno y Mioceno inferior) de ambiente somero costero y continental, que contiene las arenas denominadas localmente Patiecitos y las arenas de Monte Claro ("Arenas Superiores").

Continúa la estratigrafía con la Formación Agua Clara (Mioceno inferior tardío), de aguas moderadamente profundas a someras, concordante y transicional, unidad lutítica con arenas limosas o calcáreas intercaladas, que incluye las arenas de Las Palmas.

Sobre Agua Clara, sigue el Grupo La Puerta (Mioceno medio y superior), de lutitas con areniscas y arcillas de ambiente piemontino y continental a somero costero.

Al noroeste de los campos Tiguaje y Palmas, separados por la falla Oca-Chirinos y en el sector más alto del Bloque Dabajuro, la interpretación sísmica muestra dos elevaciones estructurales en donde Maraven perforó dos pozos profundos, QMC-1X (1979) y QMD-1X que encontraron un Basamento que parece tener relación genética con el de La Paz-Mara, y una secuencia cretácica muy similar a la de los campos productores al oeste de la Cuenca de Maracaibo. QMC-1X alcanzó el Paleoceno a 9.240', las calizas cretácicas a los 12.377' y el basamento ígneo a 14.800'.

El pozo QMD-1X indicó que durante el Paleoceno se depositaban en el sector sedimentos de la Formación Guasare, mientras que en las áreas vecinas se encuentra una litología tipo Marcelina. La columna estratigráfica suprayacente es muy completa y permite su división en las unidades formacionales asignadas a la región central de Falcón.

El pozo QMD-1X señala una sedimentación oligo-miocena al sur y sureste de la Plataforma de Dabajuro, representada por las formaciones Castillo y Paraiso, en facies más marinas que en la región de Dabajuro.

Estructura: En Las Palmas se refleja la estructura regional al sur del levantamiento de Borojó, donde aflora el Eoceno medio demarcando un anticlinal de rumbo noreste-suroeste, relativamente estrecho y de buzamiento apretado. En el flanco norte se presentan dos elevaciones estructurales menores; en la más septentrional se perforaron los pozos de Las Palmas. Las estructuras están cortadas por fallas longitudinales, y en el extremo oriental por una falla transversal que limita el levantamiento.

La falla Las Palmas, casi vertical y con buzamiento norte, sube en el bloque sur la Formación Agua Clara hasta colocarla al nivel del Grupo La Puerta, que aflora al norte.

Producción: Los intervalos petrolíferos se encuentran en la arena Patiecitos, de la Forrnación Castillo. "Las Arenas Superiores" o arenas de Monte Claro (Formación Castillo) y las arenas de Las Palmas (Formación Agua Clara) mostraron petróleo, sin producción comercial. Las operaciones en el campo Las Palmas cesaron en 1930.

Campo El Mamón:

El Mamón se encuentra situado 5 km al norte de la población de Urumaco, en el área intermedia entre los campos petrolíferos del occidente de Falcón (El Mene, Media, Hombre Pintado, Tiguaje, Las Palmas) y los del este (Cumarebo, La Vela, Mene de Acosta). Estudios geológicos y geofísicos revelaron la estructura, y el petróleo fue descubierto en 1926 por el pozo Mamón-1A de la empresa Richmond Exploration Company, que continuó la perforación hasta el pozo Mamón-6. Traspasado el campo a la Coro Petroleum Company, se perforaron ocho pozos adicionales.

Estratigrafía: En la estructura de El Mamon aflora la Formación Urumaco, (Mioceno medio y superior) seguida por la Formación Codore (Mioceno superior).

El pozo Mamón-14 alcanzo facies costeras de lutitas y areniscas ligníticas de la Formación Cerro Pelado (Mioceno medio temprano).

Sobre Cerro Pelado se encuentran, concordantes y transicionales, lutitas, areniscas y calizas de la Formación Socorro (Mioceno medio) y la sección inferior de la formación fluvio-lacustre Urumaco (Mioceno superior y medio) donde aparecen las "Arenas Mamón", productoras. Estas formaciones, parte inferior y media del Grupo La Puerta, son más marinas que los intervalos equivalentes de la región occidental.

Estructura: El Bloque Dabajuro presenta, en su sector oriental, una nariz estructural con declive al norte, sobre la cual aparece una pequena culminación fallada que ha sido llamada Anticlinal ó Levantamiento de El Mamón.

Esta elevación estructural es un domo alargado de rumbo este-oeste asociado a una falla normal principal de dirección este y buzamiento sur (falla Mamón) que cierra la estructura al sur. Un ramal de la falla principal, denominado Mamón Norte, que se desprende hacia el noroeste, corta transversalmente el domo y divide la arena "Mamón" en dos sectores: Mamón-1 al este, deprimido, en el cual se completaron seis pozos productores de petróleo; y Mamón-7, gasífero, al oeste. A nivel de la arena "60 pies" el yacimiento de gas ocupa al este de la falla Mamón Norte, con un intervalo de petróleo (35') y un contacto agua-petróleo al noreste.

Muy al este de El Mamón, en la Plataforma de Coro y al este de la falla de Sabaneta, se perforó la estructura de Mitare, un anticlinal al oeste de la ciudad de Coro. Es un alto estructural interpretado por geofísica, alargado en dirección noroeste y limitado lateralmente por una falla normal longitudinal de buzamiento sur. La estructura presenta fallas normales transversales de un sistema secundario.

Producción: La sección productora está limitada a la parte inferior de la Formación Urumaco, en la cual aparecen las "Arenas de Mamón", con marcada lenticularidad y notables cambios de espesor.

Se encontraron dos intervalos con posibilidades comerciales: la arena "Mamón", petrolífera (31.0-33.4° API), que fue explotada desde el comienzo de las operaciones, y una arena gasífera, denominada "60 pies", que se identificó en el pozo Mamón-7.

Los yacimientos son predominantemente de carácter margoso, y la arena Mamón aparece en los perfiles eléctricos limpia y con un espesor de hasta 120'.

Gas libre se encuentra en las arenas "Mamón" y "60 pies". Los dos horizontes fueron penetrados por el pozo Mamón-7, perforado en la cumbre de la estructura. La arena "60 pies" (2 MMpc/día, 1.200 lpc) suministró el gas requerido para levantamiento artificial y aún conserva 3.1. MMpc de gas. En la arena "Mamón" se encontró gas libre calculado en 1.1. MMpc.

El mecanismo de producción original ha sido mediante expansión de fluidos, y luego por gas en solución hasta la presión de abandono.

El pozo Mamón-8, terminado en Enero de 1953, en la arena "Mamón", produjo un total de 44.000 bbls. de crudo. Se utilizó después como pozo inyector de gas para favorecer el flujo natural del pozo Mamón-9, del mismo yacimiento.

Las operaciones del campo El Mamón cesaron en 1930. La producción acumulada alcanzaba los 400.000 barriles.

Campo Cumarebo:

El Campo Cumarebo está situado en el área norte del Estado Falcón, 42 km al este de Coro y 5 km al sur de la costa del Mar Caribe.

La estructura señalada por geología de superficie y la presencia de un manadero de gas en la cumbre y otro de petróleo en el flanco noroeste, fue delineado en el mapa geológico levantado por la North Venezuelan Petroleum Company, Ltd., para solicitar la concesión, en la cual se asocia en 1930 la Standard Petroleum Company of Venezuela que pasó a ser la operadora a mediados de 1949 la Creole Petroleum Corporation se convirtió en la única propietaria. Desde 1972 el campo ha sido asignado, analizando su reactivación, a la CVP, a Corpoven y a Maraven.

El pozo Cumarebo-1 (CU-1), perforado por recomendación del geólogo H. G. Kugler cerca del manadero de gas, descubrió los yacimientos en 1931. El pozo exploratorio reventó a 627', y al ser dominado se completó a esa profundidad, con producción de 300 B/D (49° API) en la arena-8 de la Formación Cauiarao.

Las actividades alcanzaron su máximo en 1934 cuando se terminaron 26 pozos, y cesaron en 1940. Una reinterpretación geológica hizo reanudar la perforación de avanzada y de desarrollo en 1942, hasta 1954. Del total de 162 pozos de Cumarebo, 14 resultaron productores. Todas las operaciones fueron suspendidas en septiembre de 1969.

Un intensivo programa de corte de núcleos se hizo necesario para la correlación litológica y paleontológica hasta 1933, cuando comenzó en el campo el perfilaje eléctrico. Durante 1944 y 1945 se obtuvo el perfil radiactivo de los pozos viejos que se consideraron importantes para la correlación y la interpretación de la estructura.

Estratigrafía: Los afloramientos en el alto de Cumarebo corresponden al Miembro El Muaco (Portachuelo), sección inferior de la Formación Caujarao (Mioceno medio y superior). Hacia la parte sur, tanto en el sinclinal del Cerro de los Indios como en los flancos de la estructura, aflora el Miembro medio de Cauiarao, la caliza de Cumarebo, que se adelgaza y desaparece al norte en condiciones sedimentarias menos favorables al desarrollo de arrecifes.

A diferencia con otras regiones de Venezuela, en Falcón no se interrumpió la sedimentación en el Eoceno. Mientras que en la Cuenca de Maracaibo y en el Caribe se iniciaba el período de un largo proceso erosivo, en Falcón ocurría el comienzo de una cuenca que más tarde fue retrocediendo progresivamente hacia el norte y el este. La naturaleza y distribución de los sedimentos en el área de Cumarebo señalan esa regresión continuada originada por movimientos orogenéticos en el sur.

Los ambientes sedimentarios variaron en la zona desde agueas relativamente profundas (Oligoceno tardío) y nerítico (Mioceno) hasta marino somero y litoral (Plioceno) y continental (Cuaternario), con períodos de erosión y de invasión marina desde el Mioceno tardío.

El ambiente mioceno en la región es esencialmente de transición entre la sedimentación típicamente litoral que se observa hacia el oeste y los depósitos batiales del noreste de Falcón. Al occidente de Cumarebo los sedimentos corresponden a facies cercanas a la línea de playa y reflejan sucesivos avances y retiros del mar; hacia el este, los cambios son menos marcados y la sedimentación es esencialmente nerítica en comunicación constante con el mar.

En profundidad, el pozo Las Pailas-1X (9970'), a 17 kilómetros del declive de la Formación San Luis y 9 km al sur del campo, llegó a las calizas cretácicas. Encontró en un anticlinal de modestas dimensiones, un intervalo de calizas y lutitas (125 metros) con areniscas y limolitas delgadas dentro de un abanico turbidítico del Mioceno inferior (la Formación Pedregoso) que conforma una cuña concordante entre la Formación Pecaya infrayacente y la Formación Agua Clara suprayacente. Pasa al oeste a la Formación Castillo; al norte y noreste es equivalente a la Formación San Luis como una facies marginal. Posteriormente, el pozo Las Pailas-2X (Corpoven) confirmó esta condición.

La sección perforada en el campo Cumarebo llega hasta la Formación Socorro (Mosquito) del Mioceno medio, en espesor de hasta más de mil metros, con arcillas mas ó menos laminadas, areniscas de grano fino y capas margosas, de aguas calidas y poco profundas. En el tramo superior de Socorro se encuentran intercaladas entre lutitas las llamadas "Arenas de San Francisco".

El Miembro El Muaco (Portachuelo) de la Formación Caujarao (Mioceno medio y superior) yace concordante y transicional sobre la Formación Socorro. Está formado por arcillas laminadas, calizas margosas y areniscas cementadas por óxido de hierro. La Formación Caujarao presenta en Cumarebo características neríticas.

Estructura: El Campo Cumarebo se encuentra en el sector centro-oriental de la Cuenca de Falcón, al este del anticlinal de La Vela y al oeste de la estructura de Ricoa.

Las estructuras del norte de Falcón se consideran relacionadas con transgresión dextral en la zona de fricción entre las placas de Suraméricas y del Caribe combinada con fallamiento intenso.

La región es una zona de buzamiento predominante al norte. Los anticlinales de La Vela, Isidro, El Saladillo, Cumarebo, son pliegues secundarios en el geosinclinal delimitado al norte por la línea de resistencia Paraguaná-Curazao y al sur por las sierras de Churuguara y San Luis.

La estructura de Cumarebo es un domo alargado en sentido noreste, con una longitud conocida de 5 km. El ancho es de 1.5 km, ligeramente asimétrico, que se inclina 25-30° en el flanco sureste hacia el sinclinal de Taica, y 40° (hasta 50-55° a los 2.500' de profundidad) en el ala noroeste que se prolonga en el homoclinal de El Veral hacia el Mar Caribe. Al sur, la estructura está separada del sinclinal de Cerro de los Indios por la falla San Pedro-San Vicente, y al norte terrnina en la falla de Santa Rita, fallas normales de desplazamiento al este; más allá de estas fallas prominentes no aparece la estructura.

Un sistema regional de fallas norrnales transversales con rumbo noroeste-sureste y desplazamiento al noreste segmenta el domo. Las fallas más antiguas precedieron al plegamiento. Dividen el campo en seis sectores y cortan el flanco El Veral-Puerto Cumarebo al noroeste y el flanco sureste del sinclinal del Cerro de los Indios, siendo visibles hasta la planicie aluvial del Río Ricoa. Los planos de falla buzan unos 35° cerca de la superficie y hasta 65° a la profundidad alcanzada por los pozos. A este sistema pertenece la falla de El Hatillito, en la parte central del área productiva, que separa el extremo suroeste, con un mejor cierre y más individualizado como un pliegue anticlinal.

Las fallas más jóvenes, epianticlinales y transversales, normales y con buzamiento predominante de 75-80° al suroeste, muestran desplazamientos de 25' hasta 500'.

Las fallas regionales se iniciaron al comienzo de la sedimentación de Caujarao, cuando se formó un arrecife (Dividive) en el bloque occidental elevado de la falla de El Hatillito. En esta falla los espesores de la columna sedimentaria son mayores en el bloque oriental, deprimido, señalando crecimiento progresivo de la fractura.

El levantamiento de Cumarebo y el sinclinal de Taica fueron definidos a finales del Mioceno en el flanco noroeste del levantamiento de Ricoa (una de las estructuras del noreste de Falcón), con diastrofismo y reactivación de las fallas anteriores y originando nuevas fallas de tensión en el alto de Cumarebo.

En el Plioceno, un movimiento epirogenético inclinó el área hacia el noroeste, haciendo regresar el mar hasta su posición actual. En la última parte del Plioceno fueron deformados los planos de falla y el pliegue de Cumarebo tomó su forma definitiva.

Producción: La presencia de múltiples arenas y el complejo fallamiento de Cumarebo encierran un gran número de yacimientos (52 de petróleo y 35 de gas). La acumulación está limitada por la estructura y se cree que el petróleo es originario de la Formación Socorro.

La columna productora contiene 17 arenas de grano fino y buen escogimiento, de las cuales trece son yacimientos petroleros con espesor de arena neta entre 20' y 175'. Comprende el Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte más alta de la Formación Socorro (Mosquito) del Mioceno medio (con las arenas 15 a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la sección basal de la Formación Caujarao del Mioceno medio y superior (con las arenas 1 al 14). La mayor producción ha sido obtenida de las arenas 10, 12 y 15 (numeradas del tope a la base).

La arena 15, la mejor productora y de mayor espesor, ha sido separada en tres zonas (A, B y C); se considera la representación en el subsuelo de las arenas de San Francisco (Formación Socorro) que afloran al sur del campo. Tiene un espesor de 570', debajo de un techo denso y calcáreo que se estima equivalente de la caliza Dividive (base de la Formación Caujarao). Las arenas 16 y 17, más bajas, lenticulares y de escaso desarrollo, tienen unos 40' de espesor y están separadas de la arena 15 por un intervalo de 190-260 pies de lutitas y arcillas arenáceas.

El petróleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de 47.5° API. Algunos yacimientos contienen condensado de 65° API. El contenido de azufre es de solo 0,06%.

Uno de los primeros pozos obtuvo producción inicial de 1.920 B/D en la arena 15. Algunos pozos rendían de otras arenas 100-600 B/D, llegando a veces hasta 1.792 (CU-38, arena 9). El campo alcanzó a producir 13.500 B/D (1933). Cuando se suspendió la perforación (1954) el promedio estaba en 6.200 B/D (48.6° API). Al cesar las operaciones, en 1969, la producción había descendido a 500 B/D, con 11 pozos en levantamiento por gas y uno de flujo natural.

El crudo llegaba por la presión del pozo y por gravedad hasta la estación recolectora, siguiendo, por gravedad, en un oleoducto de 5 km hasta el terminal marítimo de Tucupido.

Varios yacimientos mostraron casquete de gas libre al ser perforados, y otros lo desarrollaron con el avance de la producción. En 1932 se comenzó una inyección de gas a las arenas más importantes, que después se limitó a los dos yacimientos mayores.

El petróleo producido sumó 57.4 MMBls. El agotamiento del campo se calculó en 97% y las reservas remanentes probadas y probables en 5.2 MMBls. de petróleo y 33.5 MMpc. de gas. A la arena 15 le fue asignado el 61% de las reservas originales.

CAMPO LA VELA:

Ubicación: El campo la Vela se encuentra en la zona Nor-Central del Estado Falcón, al Sur de la exploración costa afuera de la Ensenada de la Vela de Coro. El pozo la Vela-l (LV -1) dista 5 Km del Mar Caribe.

Estratigrafía: En la zona de La Vela la columna sedimentaria comienza sobre el bazamento con el espeso cuerpo de lutitas de la formación Pecara (Oligoceno), concordante a la formación Pedregoso (Mioceno inferior), sección lutítica con intercalación de areniscas y calizas.

Sobre Pedregoso, concordante a la unidad productora de la formación de Agua Clara que encierra areniscas y calizas dentro de lutitas.

La formación Cerro Pelado está constituida por lutitas con areniscas y lignitos interestratificado.

Las formaciones Querales esencialmente lutítica con arenas y un conglomerado basal, y Socorro de lutitas con capas de margas, calizas y areniscas, formación sobre pelares tectónicos y plataformas altas.

La formación La Vela es una unidad de areniscas calcáreas intercaladas con lutitas que reflejan su carácter variable desde marino playero en la base hasta estuariano en la parte alta.

La formación Caujarao compuesta de lutitas arcillosas, con intercalaciones menores pero distintas de calizas impuras de tendencia margosa, margas y algunas capas de areniscas, ésta formación tiene tres (3) miembros: el Muaco, Mataruca y Taratara predominantemente lutítico.

En la base Agua Clara hay un buen desarrollo de calizas asignadas al miembro Cauderalito de la misma formación éste miembro descansa discordantemente sobre dos tipos de rocas:

l. Una delgada y esporádica ocurrencia de arenas costeras-Litorales.

2. Un complejo basal de rocas metamórficas.

En la capa interna de la Ensenada se han encontrado los sedimentos denominados

"capas rojas ", las cuales constituyen la unidad sedimentaria más antigua encontrada en la Vela y están constituidas por lutitas micáceas moteadas de color rojo ladrillo o verde pálido, intercaladas con limolitas, silicio ferruginosa de color rojo pardo a gris y areniscas arcósicas de granos finos a conglomerados de color gris pálido Los granos detriticos son de

limoletas siliceas, esquistos, cuarzo lechoso, rocas graníticas.

Estructura: El rango estructural predominante es una gran nariz anticlinal de rumbo N 20° O, que es perpendicular al anticlinatorio del Norte de Falcón.

Se reconocen dos sistemas de fallas: uno de fallas normales con dirección hacia

el Este y subparalelas al plegamiento, cruzadas por fallas normales perpendiculares al sistema principal. El entrampamiento se debe principalmente cierres anticlinales y fallamiento en las calizas del miembro Cauderalito y en basamiento fracturado.

Este campo se desarrolló en un domo ligeramente alargado en dirección Noreste,

con una doble cresta originada por el corrimiento de Guadalupe, paralela al plegamiento.

El corrimiento de Guadalupe es la falla más importante del área, lanza al Sureste donde se encuentra el bloque elevado y plegado. La estructura muestra fallas y un declive al Este.

Producción: Las acumulaciones de Petróleo pertenecen a la formación Agua Clara, tanto en el bloque deprimido como en el levantado.

En Cerro Pelado, las arenas productoras se encuentran en el bloque deprimido conjuntamente con las de Agua Clara.

Sólo se han perforado dos pozos, La Vela -6X semi -exploratorio, produjo 1,5 millones de pies cúbicos de gas a 6,289' y 500 barriles por día de crudo de 35° API a 5150' y La Vela- 8X produjo crudo de 34,9°API.

CAPITULO VI

IMPACTO AMBIENTAL

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 .

Los hidrocarburos fósiles, principalmente los derivados del petróleo, se mantendrán como la principal fuente de energía en el siglo XXI. Sin embargo, su explotación estar condicionada por normas ambientales que cada día serán más rígidas y, por consiguiente, representarán un costo significativo para las empresas del ramo.

Existen tres áreas de control de la explotación petrolera que han ido evolucionando rápidamente como fuerzas protectoras del ambiente:

1. El establecimiento de una normativa oficial de obligatorio cumplimiento.

2. La vigilia permanente de comunidades cada vez más organizadas que claman una mayor calidad de vida.

3. las organizaciones no gubernamentales, nacionales e internacionales, dedicadas a evitar la contaminación ambiental, principalmente en lo que se refiere a cuerpos de agua y a la ubicación de desechos sólidos en sitios seguros.

Todos estos movimientos, como consecuencia de nuevas reglas de juego, han producido en las últimas décadas cambios trascendentales en la explotación petrolera, al punto de que gerencialmente se mantiene como premisa que las actividades de trabajo deben desarrollarse bajo la idea de lograr una transformación productiva con equidad y protección del ambiente. Ello significa que la actividad petrolera se atendrá a los principios del desarrollo sustentable, el cual establece que es preciso: "Asegurarse de que las generaciones actuales satisfagan sus necesidades y aspiraciones, sin comprometer la disponibilidad de recursos para las futuras generaciones, a fin de que satisfagan también sus necesidades y aspiraciones, todo ello en equilibrio con los límites de habilidad de 10s sistemas naturales para autorregenerarse, asegurando en todo momento un hábitat con aceptable calidad de vida".

Es decir, que el desarrollo de toda explotación minera implica:

  • El aprovechamiento sostenible de los recursos naturales.

  • La aplicación de tecnologías ambientales idóneas.

  • El respeto y cuidado de la comunidad de seres vivientes.

  • La reducción al mínimo del agotamiento de los recursos

no renovables.

  • El mantenimiento del equilibrio de la capacidad regeneradora de la tierra.

  • La modificación de las actitudes y prácticas personales

en lo relacionado con la protección ambiental.

  • La capacitación dejas comunidades para que protejan

su medio ambiente.

  • El aprovechamiento eficiente del consumo de energía.

  • La óptima utilización de las tierras agrícolas y ganaderas

que sean intervenidas por la explotación petrolera.

  • El establecimiento de programas de reforestación de bosques perennes, principalmente en zonas protectoras de cuencas hidrográficas.

  • La protección de la contaminación de cuerpos de agua dulce, lagos y océanos.

  • La manipulación de los residuos industriales en forma segura, cerciorándose de que ninguna sustancia tóxica afecte a personas y ambiente.

Es decir, que el desarrollo petrolero debe estar enmarcado en fundamentos éticos que permitan vivir de manera sostenible, sin daños al ambiente, y con énfasis en el mantenimiento permanente de una alta calidad de vida.

Las exigencias y tendencias futuras mundiales en materia de protección ambiental implicarán una mayor utilización de tecnologías limpias, privilegiando la reducción de desechos de cualquier tipo y el reciclaje de los que se produzcan. La explotación petrolera necesariamente producirá desechos, sin embargo, las normas de protección ambiental exigirán que tanto efluentes como residuos sólidos sean tratados adecuadamente y dispuestos en sitios seguros para evitar la contaminación del ambiente.

Por imposición de los mercados globales, en los cuales existen normas rigurosas de control de contaminación ambiental, dichos exigencias serán cada día más severas, como por ejemplo las de requerimientos de productos limpios. Dentro de estas exigencias mundiales de protección ambiental, se observan con más recurrencia las que comprometen a los países que durante la explotación o manufactura contaminen el ambiente del país productor. Ello debido a que el tema de la contaminación ha pasado de ser un asunto local a convertirse en un problema mundial.

PDVSA en materia ambiental, a través de Intevep y Palmaven mantuvo una intensa actividad de investigación y apoyo tecnológico orientada primordialmente al manejo integral de residuos industriales, efluentes líquidos de producción, evaluaciones ecológicas y de calidad de aire en áreas de influencia de la Industria y sus productos. Como resultado de esta gestión se desarrolló e implantó exitosamente una técnica de disposición de ripios de perforación que representa una reducción significativa de los costos de tratamiento respecto a la práctica tradicional de disposición en fosas, así como mejoras físicas y químicas de los suelos.

Como ejemplos de los esfuerzos dedicados a compatibilizar los desarrollos industriales con las necesidades ambientales y comunitarias, son dignos de mención la puesta en servicio de la fase I de los sistemas de tratamiento de efluentes de la refinería de Cardón.

BIBLIOGRAFÍA:

  • GEOLOGIA DE VENEZUELA Y DE SUS CUENCAS PETROLIFERAS : (CLEMENTE GONZALEZ DE JUANA, JUANA MA ITURRALDE DE AROZENA, XAVIER RICARD CADILLAT) TOMO I , EDICIONES FONINVES , CARACAS 1980 .

  • CURSO DE GEOLOGIA DE VENEZUELA: (UNIVERSIDAD DEL ZULIA)

  • LA INDUSTRIA VENEZOLANA DE LOS HIDROCARBUROS : (EFRAINT BARBERIT, CESAR QUINTINI ROSALES, MANUEL DE LA CRUZ, JOHANN LITWINENKO, RUBEN CARO) TOMO I EDICIONES CEPET.

  • ATLAS MUNDIAL MICROSOFT ENCARTA 2001.

  • PROGRAMA DE EDUCACIÓN PETROLERA (PDVSA) , EDITORIAL PRIMAVERA

ANEXOS

INTRODUCCIÓN

Es cierto que hay un gran grado de desconocimiento acerca de cómo se encuentra distribuido el petróleo en Venezuela, es decir hay poco conocimiento de donde se encuentran los yacimientos petrolíferos mas importantes del país; dado esto ha sido nuestra labor hacerles llegar nuestro conocimiento acerca de una de las cuencas petrolíferas de Venezuela.

En el informe siguiente se muestra de manera general todo lo relacionado con la historia, estratigrafía, tectónica, características petrofísicas, características geoquímicas, entre otros de La Cuenca Petrolífera de Falcón.

Nuestro principal objetivo es dar a conocer lo relacionado a la Cuenca Falcón y también la realización de este informe de manera tal que quede recopilada toda la información conseguida para que pueda servir de ayuda a futuros estudiantes..

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

NÚCLEO LUZ-COL

PROGRAMA DE INGENIERÍA

SUB-PROGRAMA PETRÓLEO

GEOLOGÍA II

Cuenca geológica Falcón en Venezuela

CUENCA PETROLÍFERA DE FALCÓN

ALUMNOS:

CABIMAS, JUNIO 2002

ESQUEMA

INTRODUCCIÓN

CAPITULO I: UBICACIÓN

  • UBICACIÓN

  • EVENTOS IMPORTANTES

CAPITULO II: TECTÓNICA

  • EVOLUCIÓN

  • ESTRUCTURA

CAPITULO III : ESTRATIGRAFÍA

  • HISTORIA GEOLÓGICA

  • FORMACIONES PEROLÍFERAS MAS IMPORTANTES

  • FORMACIÓN CHURUGUARA

  • FORMACIÓN AGUA CLARA

  • FORMACIÓN CERRO PELADO

  • GRUPO AGUA SALADA

  • FORMACION POZÓN

  • CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORES

CAPITULO IV: CARACTERÍSTICAS GEOQUÍMICAS

  • ROCAS MADRES, GÉNESIS, EMIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS

CAPITULO V : CARACTERÍSTICAS DE ACUMULACIÓN:

  • ENTRAMPAMIENTO DE HIDROCARBUROS

  • ÁREAS,CAMPOS E INTERVALOS PRODUCTOTES

  • PRINCIPALES CAMPOS DE LA CUENCA

  • CAMPO DE MAUROA

  • CAMPO TIGUAJE

  • CAMPO LAS PALMAS

  • CAMPO EL MAMÓN

  • CAMPO CUMAREBO

  • CAMPO LA VELA

CAPITULO VI: IMPACTO AMBIENTAL

  • IMPACTO AMBIENTAL

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍAS

ANEXOS

CONCLUSIONES