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Cuenca geológica Falcón en Venezuela parte 2 - Monografía



 
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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



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
- WWW.PDVSA.COM

Autor:

Renny Calleja





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