República Bolivariana De Venezuela.Ministerio Del Poder Popular Para La Defensa.

Universidad Nacional Experimental Politécnica De Las Fuerzas Armadas.Delta Amacuro- Tucupita.

*Cuencas De Falcón Y Cuencas Barinas-Apure*

Profesora:

Ing. Sheila Tablante.

Bachilleres:

Arzolay Guidihan.

Fermin Williams.

Gómez Scarlet.

Gonzalez Guivelina.

Philliph Rosannys.

Sagaray Marcos.

Romero Idalys.

Octubre, 2015

Cuenca geológica Falcón en Venezuela

Tiene poca significación, pues son pequeños los yacimientos petrolíferos descubiertos en ella. Aunque posee importantes reservas, esta cuenca que se ubica principalmente en el estado Falcón y el Norte del estado Lara- no posee en la actualidad gran importancia económica, pues su producción no alcanza ni siquiera, el 1% del total nacional. Esta cuenca abarca toda la parte norte del estado Falcón e incluye una parte del estado Yaracuy. Tiene una extensión de 38.000 kilómetros cuadrados.

Está relacionada geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo. En el año 2000 produjo el 0,03% de la producción nacional que equivale a 375 millones de barriles de petróleo.

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. Se le calcula una extensión de 38.000 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.

ESTRATIGRAFÍA

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

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 de Coro hacia fines del Mioceno.

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.

CARACTERÍSTICAS GEOQUÍMICAS:

I. Roca Madre

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. 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

II. Roca Almacén

a. La producción de Falcón proviene de arenas sedimentadas en ambiente continental ó nerítico playero.

b. La porosidad es ínter granular y alcanza promedios aceptables a buenos en la mayoría de los recipientes.

c. La extensión superficial de las arenas suele ser pequeña a causa de su lenticularidad.

d. La Ensenada de La Vela presenta porosidad de fractura, tanto en el basamento.

e. Las discordancias existentes entre el Eoceno medio y la Fm. Agua Clara y entre esta Fm. y el Grupo La Puerta, delimitan las columnas productoras de petróleo.

III. Migración

La migración Primaria de petróleo al Oeste de la cuenca, es problemática debido a la gran cantidad de arcilla. Hacia el Este de Cumarebo la cuenca fue profundizada, esto hizo que disminuyera la sedimentación de las arenas y desaparecieran (característico de la Fm Socorro). Creando espacio para la sedimentación de arenas buzamiento arriba.

IV. Entrampamiento de Hidrocarburos

Están condicionadas por:

a. Las Discordancias

b. Fallas existentes que condicionan los fluidos

c. Abundantes lutitas que sirven de sellos y de rocas madres pero poca arena y poca roca almacén.

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.

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 perforación en Mauroa comenzó en 1920, y para 1930 se habían perforado 279 pozos.

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.

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.

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).

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.

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").

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.

Producción: Los intervalos petrolíferos se encuentran en la arena Patiecitos, de la Formación 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).

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.

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.

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.

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.

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.

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 espesor cuerpo de lutitas de la formación Pecara (Oligoceno), concordante a la formación Pedregoso (Mioceno inferior), sección lutítica con intercalación de areniscas y calizas.

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.

Cuenca Barinas-Apure

Tiene una extensión de 87.000 Km², integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa, cuenta con 350 pozos activos y una capacidad de producción de 166 millones de barriles diarios. Su producción en el año 2000 fue de 40.563 millones de barriles, 3,52% del total nacional, pero no ha sido desarrollada comercialmente, a pesar de estar bajo procesos intensivos de exploración y que en algunos años ha participado con más del 2% del total nacional.

La Cuenca Barinas-Apure se ubica al sur-sureste del Sistema Montañoso de Los Andes. Limita al noreste con la Cordillera de Mérida; al sureste del Escudo Guayanés; al este con el Arco del Baúl y al suroeste con los llanos orientales de Colombia, los cuales constituyen una prolongación de la cuenca. La roca madre por excelencia es la Formación Navay, de edad Cretácico Tardío, cuyas facies son equivalentes laterales a las de la Formación La Luna. Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en el Grupo Orocué (Formación Los Cuervos), pero ésta sólo habría generado en los depocentros más profundos, asociados con la acumulación de grandes espesores por el levantamiento andino. Las principales rocas yacimientos clásticas son las Formaciones Escandalosa, Burguita (Cretácico), Grupo Orocué (Paleoceno), Mirador-Guafita miembro Arauca (Eoceno- Oligoceno).

El yacimiento carbonático más relevante lo constituyen las calizas con porosidad secundaria del Miembro Guayacán (Caliza “O”) de la Formación Escandalosa. Los sellos regionales más importantes son los intervalos lutíticos de las Formaciones Burguita (Cretácico Tardío), Paguey (Eoceno) y Guafita (Miembro Guardulio).

Los campos petrolíferos de la subcuenca de Barinas, y dentro de los cuales se pueden mencionar: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Páez-Mingo, Sinco, Silvestre, Estero, Palmita, Caipe, Borburata, Obispo, Torunos. En la actualidad los pozos de Barinas producen 40 MBDP aproximadamente. Por otra parte la subcuenca de Apure está formada por dos campos principales que son: La Victoria y Guafita, en estos campos se registra una producción promedio diaria de 25 MBDP. La gravedad de los crudos ha sido registrada entre 22 y 28 °API en los campos del Estado Barinas, mientras que en los campos del Estado Apure, se han encontrado crudos entre 30 y 36 °API.