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UNIVERSIDAD DE PINAR DEL RÍO
“HNOS. SAÍZ MONTES DE OCA”
FACULTAD DE CIENCIAS TÉCNICAS
ANÁLISIS GEÓLOGO-GEOMORFOLÓGICO PARA LA BÚSQUEDA DE
HIDROCARBUROS EN EL SECTOR MAJAGUILLAR-CORRALILLO
Tesis presentada en opción al título académico de Máster en Geología
(Mención Geología del Petróleo)
Autora: Lic. María Victoria Pérez Peña
Tutores: MSc. Ramón Cruz Toledo
Dr. C. Carlos Enrique Cofiño Arada
Pinar del Río
2015
AGRADECIMIENTOS
Mis agradecimientos a mi familia por todo el apoyo brindado.
Para mi tutor Ramón por su comprensión y su valioso tiempo empleado.
A Lorenza por su ayuda.
A Lourdes por su amistad y apoyo.
A mis compañeros del grupo de Sedimentología Carmen, Leroy, Yaimeli y Charlis.
A Dora y Evelio por brindarme toda la información.
A Silvia Valladares por dedicarme su tiempo en la revisión de la tesis.
A Pardo por su ayuda en todos los momentos.
A todos los compañeros de la UCTB Geología, en particular a Juan Guillermo
López quien me ayudó en la culminación de la tesis.
A los profesores del departamento de Geología de la Universidad de Pinar del Río.
Al profesor Carlos E. Cofiño por ser el tutor por la parte de Pinar del Río quien me
ayudó en la revisión de la tesis.
DEDICATORIA
Dedico esta tesis con todas las fuerzas de mi corazón a mi niño Leonardo, que ha sido mi
fuente de inspiración y el tesoro más preciado que tengo en mi vida, a mis padres Martha y
Osmar por su comprensión en todos los momentos, a mi hermano Omar por su ayuda y sus
magníficos consejos, y en especial a José Luis por su apoyo incondicional, dedicación y
conocimientos para llevar a feliz término esta tesis.
DECLARACIÓN DE AUTORIDAD
Los resultados que se exponen en la presente tesis se han alcanzado como consecuencia del
trabajo realizado por el autor y asesorado y/o respaldado por el Centro de Investigación del
Petróleo (CEINPET) y la Universidad de Pinar del Río. Por tanto, los resultados en
cuestión son propiedad del autor y de estas instituciones y solo ellos podrán hacer uso de
los mismos de forma conjunta y recibir los beneficios que se deriven de su utilización.
María Victoria Pérez Peña
Firma del Autor
RESUMEN
El sector de trabajo se extiende desde los pueblos Majaguillar hasta Corralillo, en las
provincias de Matanzas y Villa Clara. En esta área son conocidas abundantes
manifestaciones de petróleo, así como el yacimiento Motembo (agotado), cuyo petróleo era
de alta calidad. Estos datos confirman el gran potencial exploratorio del sector. Múltiples
investigaciones se han realizado, pero aún son insuficientes los trabajos geomorfológicos
vinculados con los métodos geofísicos. Nuevas aplicaciones en el campo de la
geomorfología aplicada y su relación con los métodos geofísicos (campos potenciales) se
realizan con el objetivo de proponer nuevas áreas favorables para la búsqueda de petróleo
y/o gas. Utilizando el método cualitativo del drenaje, la disección vertical, y las
morfoisohipsas y, apoyado con trabajos de campos y la interpretación de campos
potenciales (gravimetría y magnetometría), se realizó una integración de las disciplinas con
vistas a la determinación de áreas favorables para la ocurrencia de depósitos de
hidrocarburos. En el mapa de la quinta generalización de las morfoisohipsas se identifican
levantamientos hacia la parte central del área geomorfológica I, donde se conjugan las dos
direcciones fundamentales de lineamientos, noreste-suroeste y noroeste-sureste, asociadas a
las posibles vías de migración y trampas estructurales, y coincidiendo con zonas de
mínimos magnéticos y gravimétricos, asociados a la presencia en el subsuelo de rocas del
margen continental de la Plataforma de Bahamas (las de mayor potencial petrolero en
Cuba).
ABSTRACT
The work area extends from Majaguillar to Corralillo towns in the provinces of Matanzas
and Villa Clara. In this area they are known abundant oil seeps and the Motembo oilfield
(exhausted), whose oil was of high quality. These data confirm the great exploratory
potential of the sector. Multiple investigations have been conducted, but are still
insufficient geomorphological work connected with geophysical methods. New
applications in the field of applied geomorphology and its relationship with geophysical
methods (potential fields) are performed with the aim of proposing new favorable areas to
the search for oil and/or gas. Using the qualitative method of drainage, vertical dissection,
morphoisohips and supported field work with the interpretation of potential fields (gravity
and magnetics), an integration of disciplines is conducted with a view to determining
favorable areas for occurrence of hydrocarbon deposits. On the map of the fifth
generalization of morphoisohips uprisings toward the central portion of geomorphological
area I, where the two main directions of guidelines, northeast-southwest and northwest-
southeast, associated with the possible migration paths and combine structural traps are
identified, coinciding with areas of magnetic and gravimetric lows, associated with the
presence in the subsoil of the Bahamas Platform continental margin rocks (the largest
potential oil in Cuba).
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 1
Capítulo I. Antecedentes y grado de estudio geólogo-geomorfológico de la región
de estudio .......................................................................................................................... 4
I.1. Antecedentes de la Geomorfología aplicada a la búsqueda de hidrocarburos ............. 4
I.2. Grado de estudio de las investigaciones para la exploración de petróleo y/o gas
en el sector Majaguillar-Corralillo .................................................................................. 8
Capítulo II. Características físico-geográficas, geológicas, geofísicas y petroleras
generales en el sector Majaguillar-Corralillo ............................................................... 12
II.I. Características físico-geográficas y económicas ..................................................... 12
II.I.1. Ubicación geográfica ....................................................................................... 12
II.1.2. Flora y fauna .................................................................................................. 13
II.1.3. Hidrología ...................................................................................................... 13
II.1.4. Geomorfología ............................................................................................... 13
II.1.5. Clima .............................................................................................................. 13
II.1.6. Suelo .............................................................................................................. 13
II.1.7. Principales renglones económicos ................................................................... 14
II.2. Características geológicas ..................................................................................... 14
II.2.1. Estratigrafía .................................................................................................... 15
II.2.2. Tectónica regional .......................................................................................... 26
II.2.3. Magmatismo ................................................................................................... 29
II.3. Información geofísica............................................................................................ 30
II.4. Nociones del sistema petrolero .............................................................................. 33
Capítulo III. Metodología de la investigación y volumen de los trabajos
realizados ........................................................................................................................ 38
III.1. Recopilación de la información ............................................................................ 38
III.1.1. Delimitación del área de estudio que comprende el sector Majaguillar-
Corralillo. ................................................................................................................. 39
III.1.2. Revisión bibliográfica ................................................................................... 39
III.1.3. Adquisición de la información ....................................................................... 40
III.1.4. Confección y redacción de los antecedentes................................................... 40
III.2. Procesamiento de datos ........................................................................................ 40
III.2.1. Geología del área ........................................................................................... 41
III.2.3. Información geofísica .................................................................................... 46
III.2.4. Trabajos de campo ........................................................................................ 47
III.3. Integración y presentación de los resultados ......................................................... 49
III.3.1. Mapa geólogo-geomorfológico ...................................................................... 49
III.3.2. Mapa geofísico-geomorfológico .................................................................... 50
III.3.3. Mapa del grado de perspectividad .................................................................. 50
Capítulo IV. Resultados de la integración geólogo-geomorfológica y geofísica ........... 51
IV.1. Métodos geomorfológicos a escala regional 1:250 000 ........................................ 54
IV.2. Resultados de la aplicación de los métodos geomorfológicos a escala 1:50000 .... 56
IV.2.1. Interpretación de la red de drenaje ................................................................. 56
IV.2.2. Interpretación de los lineamientos por el método cualitativo del drenaje ........ 58
IV.2.3. Interpretación del mapa de disección vertical ................................................ 60
IV.2.4. Interpretación de las morfoisohipsas .............................................................. 62
IV.3. Interpretación geólogo-geomorfológica ............................................................... 67
IV.4. Integración con los métodos geofísicos ................................................................ 73
CONCLUSIONES.......................................................................................................... 78
RECOMENDACIONES ................................................................................................ 79
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 80
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA................................................................................ 85
ANEXOS GRÁFICOS ................................................................................................... 87
ANEXOS TEXTUALES ................................................................................................ 89
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura II.1. Mapa de ubicación del sector Majaguillar-Corralillo, provincias de
Matanzas y Villa Clara ................................................................................................. 12
Figura II.2. Mapa geológico del sector Majaguillar-Corralillo, representando los
afloramientos de las principales rocas y los pozos perforados dentro del área
(tomado del mapa digital 1:50 000 de la República de Cuba) ........................................ 14
Figura II.3. Correlación estratigráfica por el perfil C- C' de algunos pozos
mostrando la disposición de las diferentes unidades tectono-estratigráficas en el
subsuelo y las diferentes escamas tectónicas (modificado de López et al., 2009)........... 16
Figura II.4. Mapa tectónico de las provincias de Matanzas y Villa Clara a escala 1:
250 000, sobre el mapa geológico generalizado, representando los principales
sistemas de fallas transcurrentes sinestrales y los sistemas de cabalgamientos
(Fuente: Instituto de Geodesia y Cartografía y Centro de Investigaciones
Geológicas. 1985)......................................................................................................... 28
Figura II.5. Grado de estudio gravimétrico del Bloque 9 que muestra los diferentes
levantamientos gravimétricos realizados en el sector de la investigación (tomado de
Prol et al., 2009). .......................................................................................................... 31
Figura II.6. Mapa de anomalías en reducción Bouguer a escala 1:50 000 en relieve
sombreado del Bloque 9 (tomado de Prol et al., 2009). ................................................. 32
Figura II.7. Mapa del campo magnético ΔT a escala 1:50000 reducido al polo en
relieve sombreado del Bloque 9 (tomado de Prol et al., 2009)....................................... 33
Figura II.8. Localidades con estudios geoquímicos en el Bloque 9 sobre una base
geológica a escala 1: 250 000 que muestra la familia de los petróleos estudiados y
los límites geográficos de los sistemas petroleros (tomado de López et al., 2009). ........ 35
Figura III.1. Diagrama de flujo descriptivo que muestra la metodología empleada
durante la ejecución de la investigación. ....................................................................... 38
Figura III.2. Mapa de ubicación de los puntos de muestreo durante el trabajo de
campo desarrollado en el sector Majaguillar-Corralillo (tomado del mapa digital
1:250 000 de la República de Cuba) ............................................................................. 48
Figura IV.1. Esquema morfotectónico de las provincias de Matanzas y Villa Clara,
mostrando las áreas geomorfológicas y las principales direcciones de fallas y
lineamientos a escala 1:250 000 (Álvarez et al., 2001). ................................................. 52
Figura IV.2. Esquema de la red de drenaje de las provincias de Matanzas y Villa
Clara (modificado del mapa digital 1:250 000 de la República de Cuba) ....................... 53
Figura IV.3. Esquema que muestra los principales ríos del sector Majaguillar-
Corralillo elaborado a partir de la información de las cartas topográficas 1:50 000 ....... 55
Figura IV.4. Mapa de drenaje, interpretado a partir de la información de la red
hidrográfica en una escala 1: 50 000 que muestra las áreas determinadas mediante
el método cualitativo del drenaje representando diferentes configuraciones de
drenaje ......................................................................................................................... 58
Figura IV.5. Interpretación de los lineamientos mediante el método cualitativo del
drenaje y la rosa de diagrama que representa las principales direcciones
estructurales a escala 1:50 000 ...................................................................................... 59
Figura IV.6. Mapa de lineamientos interpretado a partir de la información de la red
de drenaje a escala 1: 50 000, mostrando las áreas determinadas mediante el
método cualitativo del drenaje (I, IA, IB, II y IIA) ........................................................ 60
Figura IV.7. Mapa que muestra las áreas determinadas mediante el método
cualitativo del drenaje (I, IA, IB, II y IIA) y su coincidencia con las aportadas por
el método de disección vertical a escala 1:50 000 ......................................................... 61
Figura IV.8. Mapas a escala 1:50 000 que muestran las morfoisohipsas combinadas
con las áreas geomorfológicas. A: Primera generalización del relieve. B: Quinta
generalización del relieve ............................................................................................. 63
Figura IV.9. Mapa morfoestructural que muestra las áreas interpretadas por el
método cualitativo del drenaje, lineamientos principales y su relación con las
manifestaciones superficiales y de pozos a escala 1:50 000 ........................................... 66
Figura IV.10. Mapa geológico de la zona Peñón combinado con la quinta
generalización de las morfoisohipsas y lineamientos principales que se muestra en
el perfil S-N, a escala 1:50 000 ..................................................................................... 69
Figura IV.11. Perfil esquemático de la zona Peñón que muestra la posible
disposición de la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas en el subsuelo y la
presencia de la acumulación de hidrocarburos que posiblemente dio origen a la
mina Peñón................................................................................................................... 69
Figura IV.12. Mapa de integración que muestra la relación que existe entre los
datos geológicos y los resultados de la aplicación de los métodos geomorfológicos
a escala 1:50 000 .......................................................................................................... 72
Figura IV.13. Mapa regional del campo gravitacional a escala 1:50 000 en relieve
sombreado que muestra los cuerpos ultrabásicos protusivos (A-B) y cuerpos del
Arco Volcánico del Cretácico (C) con las áreas geomorfológicas divididas por el
lineamiento central Elguea (modificado de Prol et al., 2009). ....................................... 74
Figura IV.14. Mapa residual del campo gravitacional a escala 1:50 000 en relieve
sombreado con las áreas geomorfológicas (modificado de Prol et al., 2009). ................ 75
Figura IV.15. Mapa del campo magnético T a escala 1:50 000 reducido al polo en
relieve sombreado con las áreas geomorfológicas (modificado de Prol et al., 2009). ..... 76
Figura IV.16. Mapa que muestra el grado de perspectividad de las áreas ubicadas
en el sector Majaguillar-Corralillo a escala 1:50 000..................................................... 77
ÍNDICE DE ANEXOS GRÁFICOS
Anexo gráfico 1- Fotos que muestran los elementos estructurales medidos durante
el desarrollo del trabajo de campo................................................................................. 87
Anexo gráfico 2- Mapa de lineamientos generalizados a partir del método
cualitativo del drenaje a escala 1:250 000 del bloque 9. ................................................ 88
Anexo gráfico 3- Patrones de drenaje utilizados en la interpretación cualitativa de
la red de drenaje (tomado de Goudie, 2006). ................................................................. 88
ÍNDICE DE ANEXOS TEXTUALES
Anexo textual 1- Relación de las principales manifestaciones superficiales y de
pozos en el sector Majaguillar Corralillo (modificado de Linares et al., 2011). ............. 89
1
INTRODUCCIÓN
El área de estudio donde se desarrolla el análisis geólogo-geomorfológico para la búsqueda
de hidrocarburos en el sector Majaguillar-Corralillo, se encuentra ubicado dentro del bloque
9 extendido entre las provincias Matanzas y Villa Clara, en la región petrolera norte
cubana. Este trabajo surge a partir de la necesidad de realizar un análisis geomorfológico
con un grado mayor de detalle que los existentes hasta el momento, con el objetivo de
delimitar áreas perspectivas para la exploración petrolera. Numerosos trabajos se han
ejecutado en diferentes momentos, arrojando importantes datos y conocimientos tanto de
superficie como del subsuelo, siendo los más abarcadores en este sentido el proyecto 2132
(1998) “Evaluación de Lead para los Bloques 6, 7, 9 y 10” liderado por el Dr. José Álvarez
Castro, en él se materializa la aplicación de los métodos geomorfológicos a la búsqueda de
petróleo, realizados en una escala 1:250000, donde se cubrió prácticamente todo el
territorio nacional.
Entre los principales aportes de este proyecto se encuentra la determinación de dos
direcciones fundamentales, una noroeste-sureste durante la etapa orogénica que se debe a la
formación de los plegamientos, constituyendo las trampas actuales y otra dirección noreste-
suroeste que se asocia al postorogénico y que debe estar relacionada a las vías de
migración.
En el informe Generalización geólogo- petrolera del bloque 9 y su entorno, dirigido por el
(Lopez et al., 2009) se exponen varios capítulos de diferentes disciplinas y se realiza una
integración de datos, informaciones y criterios sobre el potencial exploratorio en los que se
determinan los sectores de mayor interés exploratorios, con posibilidades de encontrar
yacimientos del play tipo Veloz a profundidades y condiciones asequibles así como la
discriminación de algunos sectores donde las rocas del arco volcánico y las ofiolitas tienen
grandes espesores. Aunque la mayoría de las campañas exploratorias en esta zona no han
tenido resultado positivos y en los pozos perforados no se han registrado grandes
producciones de petróleo los estudios integrales han mostrado posibilidades de encontrar
acumulaciones comerciales asociados a las rocas del margen continental y rocas más
jóvenes (margas bituminosas) siendo los resultados obtenidos a partir de la aplicación de
2
los métodos geomorfológicos muy importantes en la determinación de estructuras
levantadas donde la neotectónica ha jugado un papel fundamental.
En los últimos 18 años estuvieron involucrados en la exploración petrolera en
elsectorMajaguillar-Corralillo las Compañías CUPET ySHERRIT INT. Como se conoce
fueron enumerados 3 descubrimientos de las áreas de Cupey 1X (SHERRIT INT.),
Cupey2X, Siboney (CUPET) y San Antón (SHERRIT INT).
Según los resultados de las perforaciones se conocen mantos tectónicos caracterizados por
la conjugación de rocas de las unidades tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní, con
sus correspondientes sedimentos sinorogénicos, pudiendo encontrarse acumulaciones de
hidrocarburos relacionados a estas. Así mismo las rocas de la corteza oceánica ocupan
intervalos considerables en mantos de sobrecorrimientos sobre diferentes secuencias
estratigráficas, a las cuales se asocia el yacimiento histórico Motembo. Por último tanto en
pozos como en superficie se presentan los sedimentos de la etapa postorogénica con
grandes extensiones en el terreno.
En esta área se encuentran numerosas manifestaciones superficiales y de rocas asfálticas en
el municipio de Martí, antiguo Hato Nuevo y Guamutas, destacándose las zonas de
Angelita, Santa Gertrudis y El Peñón. Está demostrado por la presencia de yacimientos,
minas de asfaltitas (señal de posibles acumulaciones mayores en el subsuelo) y numerosas
manifestaciones de petróleo y gas en pozos y superficie. La presencia de sistemas
petroleros activos es un elemento muy importante para la exploración de ahí que haya sido
un incentivado a múltiples estudios geólogo-geofísicos. En la década del 90 y hasta la fecha
se ha introducido la aplicación de los estudios geomorfológicos en los proyectos del
CEINPET y CUPET.
Por todos los aspectos mencionados anteriormente se propone el siguiente diseño de la
investigación:
Problema
Existe un insuficiente estudio de detalle geólogo-geomorfológico para la identificación de
áreas perspectivas para la búsqueda de petróleo y/o gas en el sector Majaguillar-Corralillo.
¿Cómo lograr un análisis de detalle desde el punto de vista geólogo-geomorfológico para la
búsqueda de petróleo y/o gas en el sector Majaguillar-Corralillo?
3
Objeto de la investigación
Estructuras geológicas en el subsuelo con expresión en el relieve
Objetivo General
Determinar áreas perspectivas para la búsqueda de petróleo y/o gas en el sector
Majaguillar-Corralillo, a partir del análisis geólogo-geomorfológico detallado.
Objetivos Específicos
Caracterizar las condiciones geológicas, geomorfológicas y petroleras del área en el
contexto regional.
Determinar posibles estructuras y lineamientos que se relacionen con elementos del
sistema petrolero; posibles vías de migración y trampas para petróleo.
Integrar los resultados obtenidos por los métodos geólogo - geomorfológicos con la
información geofísica (campos potenciales) de forma que permita una reinterpretación
de elementos tectónicos y neotectónicos con importancia para la exploración petrolera.
Hipótesis
Si se obtienen estructuras geomorfológicas levantadas, como indicios favorables para la
acumulación de petróleo y/o gas, así como las posibles vías de migración y trampas
estructurales a partir del análisis geólogo-geomorfológicointegrado con la interpretación de
los campos potenciales, es posible proponer áreas perspectivas para la exploración de
hidrocarburos en el sector Majaguillar-Corralillo.
4
Capítulo I. Antecedentes y grado de estudio geólogo-geomorfológico de la
región de estudio
I.1. Antecedentes de la Geomorfología aplicada a la búsqueda de hidrocarburos
La Geomorfología es la ciencia que se ocupa del estudio de las irregularidades de la
superficie de la tierra (Cruz et al., 2008). El término geomorfología proviene del griego:
geos (Tierra), morfeé (forma) y logos (estudio, conocimiento). (www.wikipedia.es)
En un comienzo inseparable de la geografía, la geomorfología toma forma a finales del
siglo XIX de manos de quien fue su padre, el renombrado geógrafo William Morris Davis,
quien también es considerado el padre de la geografía americana. En su época la idea
predominante sobre la creación del relieve se explicaba a través del catastrofismo, Davis y
otros geógrafos comenzaron a creer que otras causas eran responsables del modelamiento
de la superficie de la Tierra y no eventos catastróficos. Davis, desarrolló una teoría de la
creación y destrucción del paisaje, a la que llamó ciclo geográfico.
Davis consideró que el desarrollo del relieve pasaba por tres etapas o estadios: juventud,
madurez y vejez, cada uno caracterizado por una morfología y procesos propios de esas
etapas. El prestigio de la teoría Davisiana fue tal, que todas las formas de relieve se
interpretaron siguiendo los patrones del ciclo de erosión, incluyendo casos en los que la
aplicación de dicho modelo era difícil de sustentar (Aubouin et al., 1980 en: Cruz, 2008).
En las últimas tres décadas del siglo XIX aparecen los primeros libros de texto con un
enfoque Geomorfológico: en 1869 la obra de Peschel, en 1886, la de Von Richthofen y el
libro de Penck en 1984, donde por primera vez se brinda un enfoque genético de las formas
de relieve.
En 1924 fue publicado el libro “El Análisis Morfológico” del geólogo alemán Walter
Penck, quien con su trabajo fue considerado junto a Davis como autores de la
Geomorfología como ciencia, quienes establecieron las bases teóricas de la ciencia de
relieve y su aparición como una ciencia independiente con principios y métodos propios y
es precisamente a partir de la década del 30 del siglo XX cuando se generaliza el uso del
término Geomorfología para designar a la ciencia de relieve (Seco, 2004).En los inicios
del surgimiento de la geomorfología como ciencia independiente, hubo investigadores que
realizaron trabajos aplicados a ciertas tareas de la actividad económica. Trabajos
5
aplicados a la búsqueda de minerales a partir del estudio de las propiedades del relieve
aparecen, desde la década de los 30 en los EE.UU. (Woolnough et al., 1930 en: Seco, 2004).
Es a partir de la II Guerra mundial el desarrollo alcanzado por la cartografía y el
consiguiente mejoramiento de los mapas topográficos dan origen a la morfometría.
La Geomorfología ha penetrado en la práctica geológica. Un estudio geomorfológico
previo a cualquier investigación en la búsqueda de minerales o petróleo es una manera
eficaz para obtener buenos resultados (Sidorenko et al., 1971 en: Cruz, 2008), lo que la
convierte en un principio para muchos trabajos investigativos como método alternativo que
orienta a la búsqueda de estructuras favorables que puedan contener petróleo y/o gas.
En los inicios de la exploración petrolera en Cuba y hasta la década del 50, existía la
opinión de varios geólogos petroleros norteamericanos los que trabajaron en Cuba o
estuvieron relacionados con su geología del petróleo, en su labor para diferentes compañías
privadas, que los procesos orogénicos ocurridos habían destruido la mayor parte o todos los
yacimientos de petróleo que se formaron en épocas pasadas, de ahí la abundante cantidad
de manifestaciones y minas de asfaltita en superficie.
En los años 60 del siglo XX surge la idea de que el petróleo emigró por fallas y en su
recorrido encontró sellos y quedó entrampado. El método más expedito y económico a
que se acudió fue la geomorfología, pues el estudio del drenaje de corrientes de aguas
superficiales expresaron los desplazamientos del terreno, la divisoria de las aguas y las
salidas al mar de ríos y arroyos.
El desarrollo de la Geomorfología como especialidad en la actividad petrolera en nuestro
país, se puede dividir en 3 etapas:
Etapa 1: A partir de 1975 con la aplicación de los métodos morfométricos y trabajos de
campo.
Etapa 2: En la década de los 80 se orienta la búsqueda de zonas perspectivas a partir de
la localización de sectores anómalos de la red fluvial, relacionados con movimientos
neotectónicos que como resultado confirman un esquema estructural y tectónico de
bloques.
Etapa 3: Desarrollo de la Geomorfología Aplicada, en la que se consolidó la aplicación
de los métodos geomorfológicos en la determinación de las vías de migración y
entrampamiento de hidrocarburos.
6
Desde la década de los 70 especialistas soviéticos y cubanos, en el marco de los temas de
generalización científica para petróleo, realizaron algunos trabajos para la exploración,
apoyados en criterios geomorfológicos (Shein et al., 1985 en: Linares, 2011). Estos trabajos
se ejecutaron con la finalidad de detectar y cartografiar morfoestructuras que respondían a
estructuras en profundidad capaces de contener petróleo y gas donde la red del drenaje jugó
un gran papel dentro del complejo de métodos morfométricos.
Se realiza el trabajo "Breve nota explicativa para el esquema tectónico de las provincias
La Habana, Matanzas, Las Villas, Camagüey y la parte norte de la provincia de Oriente"
de Lazarev et al. (1972). En el mismo separan los complejos estructurales por su
constitución tectónica a partir de datos morfológicos y realiza asociaciones litológicas de
los mismos en el territorio.
En la década de los 80, surgen trabajos en los que se comienzan a separar sectores
perspectivos en distintos órdenes y como aspecto orientativo de la búsqueda se localizan
sectores anómalos de la red fluvial relacionados con movimientos neotectónicos que como
resultado confirman un esquema estructuro-tectónico de bloques (Barea y Rodríguez, 1983).
Otros trabajos propuestos en la década de los 80 fueron: “Estudio geomorfológico del área
Cantel-Camarioca, provincia de Matanzas” (Barea et al., 1986) e “Introducción y evaluación
del método de geomorfología detallada para la prospección de yacimientos de hidrocarburos
en diferentes áreas” (Barea et al., 1988), en los que continuaron confirmándose estos
métodos de apoyo a la exploración, mediante el establecimiento de estructuras y direcciones
de agrietamiento en las áreas, así como determinando los bloques de mayores perspectivas
gasopetrolíferas mediante el esquema estructuro-geomorfológico (Tenreyro, 1996).
En 1989 se realiza el trabajo "Efectividad de los métodos geomorfológicos para la
búsqueda de petróleo y gas en el sector noroccidental en la provincia de Matanzas (Cruz et
al., 1989) que se presentan los resultados en el Primer Congreso de Geología, en el que se
confeccionan esquemas morfométricos y de drenaje a escala 1:10000 y se realiza un estudio
morfotectónico en el que se proponen áreas perspectivas con orden de prioridad; los
resultados obtenidos por la determinación de la fractura en el gabinete (interpretación
cartográfica) y los trabajos geomorfológicos de campo tuvieron plena coincidencia. A
finales de la década de los 80 se alcanza, un alto grado de integración de la Geomorfología
con otros métodos.
7
En la década del 80 se realizan grandes aportes de la Geomorfología a la exploración de
hidrocarburos en Cuba con la aplicación de métodos geomorfológicos y, entre ellos se
destacan, la confección de un esquema neotectónico de Cuba (González, 1989) y se
elaboran además trabajos de neotectónica y de la plataforma marina (Orbera, 1989), que
plantean que después de finalizada la orogenia en el Eoceno Medio Superior se produjeron
desplazamientos horizontales en todo el territorio nacional. Se elabora un mapa
cosmogeológico sobre la existencia de lineamientos transcurrentes de dirección latitudinal y
nororiental que afectan a los complejos orogénicos y pre orogénicos y su relación con los
mismos (Capote, 1989).
En los años 90 continúa el desarrollo de esta ciencia y se realizan trabajos en los que se
integra la Geomorfología con otras disciplinas. Entre los principales trabajos de este
periodo encontramos “Recuperación mejorada en el yacimiento Pina y Caracterización del
reservorio” en el que se comparan los resultados geomorfológicos con los trabajos
geofísicos, fracturas por núcleo, Petrofísica, Geofísica y trabajos de campo obteniéndose
buenos resultados para la modelación matemática en el yacimiento (Cruz, 1998).
Otro trabajo de gran envergadura lo constituyó el proyecto 2132 que culminó en el 2001. Se
dividió en dos partes “Evaluación de Lead para los bloques 6, 7, 9 y 10” (Álvarez et al.,
1998) y “Evaluación de Lead y prospectos de los bloques 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18 y 21”
(Álvarez et al., 2001). En estos se materializa la aplicación de los métodos geomorfológicos
a la búsqueda de petróleo, realizados en una escala 1:250 000, cubriendo prácticamente
todo el territorio nacional.
Entre los principales aportes de este proyecto se encuentra la determinación de dos
direcciones tectónicas fundamentales, una noroeste-sureste en la etapa orogénica que se
debe a la formación de los plegamientos y constituyen las trampas actuales y otra dirección
noreste-suroeste que se asocia al post-orogénico y debe estar relacionada a las vías de
migración. A partir de los resultados de este proyecto se comienza a aplicar esta
metodología a diferentes escalas de trabajo en toda Cuba, permitiendo así identificar los
distintos movimientos, plegamientos y migraciones.
En el año 2008 se defendió la tesis de maestría “Efectividad de los métodos
geomorfológicos en la búsqueda de petróleo y gas desde la región de Bijabos hasta Pina”
(Cruz, 2008), en el cual se aplicó la metodología utilizada en el proyecto 2132 y además
8
quedó demostrada la relación que guardan los resultados obtenidos por los métodos
geomorfológicos y los resultados obtenidos por la Geofísica.
El objetivo de trabajo en nuestro país no se ha limitado al estudio de las tierras emergidas,
sino que también se ha incursionado en el estudio de las superficies sumergidas oceánicas
mediante la interpretación batimétrica y es desde el proyecto 2724, dirigido por el Dr. Jorge
Sánchez Arango, donde Ramón Cruz dirigió las tres etapas especiales vinculadas a las
investigaciones geomorfológicas aplicadas con resultados muy novedosos, enfocando esta
metodología hacia la zonas marinas en el estudio de la Zona Económica Exclusiva del
Golfo de México (Cruz, 2007).
A nivel mundial se aplican técnicas de procesamiento sísmico que han permitido interpretar
estructuras geomorfológicas en los cortes sísmicos con importancia para la exploración
petrolera. La Geomorfología sísmica o Seismic geomorphology es una disciplina que
facilita el estudio de paleoestructuras utilizando principalmente sísmica 3D y un conjunto
de atributos sísmicos para visualizar dichas estructuras en los cortes sísmicos (Davies et al.,
2007) se utilizaron atributos sísmicos como volumen, amplitud, azimut, entre otros para
interpretar paleocanales asociados a antiguos sistemas fluviales en la zona del Golfo de
México así como en diferentes cuencas petrolíferas de los Estados Unidos, lo que
constituyó un gran aporte a la evolución geológica y a la caracterización estratigráfica de
las áreas estudiadas.
I.2. Grado de estudio de las investigaciones para la exploración de petróleo y/o gas en
el sector Majaguillar-Corralillo
En la parte oriental del bloque 9 está ubicado el primer yacimiento de petróleo descubierto
en Cuba, Motembo. En el año 1881, se considera el comienzo de la exploración petrolera
en Cuba. La historia de la exploración se divide en 3 etapas (López et al., 2009). La
primera de 1881 a 1959, la segunda de 1960 a 1990 y la tercera de 1991 al 2008.
En la primera etapa (1881-1959), se perforaron 17 pozos (todos someros), lo que dio como
resultado el descubrimiento del mencionado yacimiento de Motembo muy pequeño, pero de
excelente calidad.
En la segunda etapa (1960-1990) se perforaron 47 pozos exploratorios (algunos de más de
4000 m de profundidad), con el descubrimiento de nueve yacimientos incluido el de
9
Varadero, que es el mayor yacimiento de petróleo del país, para un coeficiente de acierto de
19 %. Tanto el grado de estudio como de conocimiento geólogo-petrolero, se desarrollaron
enormemente, creándose las bases generales para la exploración aún con una insuficiente
base tectónico-estructural. Se llega a la conclusión de considerar el bloque 9 como al de
mayor perspectiva exploratoria del país.
En la tercera etapa, hasta el 2008, se perforaron 25 pozos exploratorios, se descubrieron
solo tres acumulaciones (Cupey 1X, Cupey 2X- Siboney y San Antón), no evaluadas
completamente aún. En esta etapa para Cuba incluido el sector de estudio, se elaboraron las
bases generales modernas para la exploración petrolera, basadas en la cadena del valor del
proceso exploratorio: Análisis y evaluación de cuencas; análisis y evaluación de sistemas
petroleros; evaluación de plays y de prospectos. Al mismo tiempo en el sector en cuestión
se realizaron importantes trabajos geofísicos, gravimétricos, magnetométricos y
especialmente sísmicos, incluido varios levantamientos de sísmica 2D, lo que a pesar de la
técnica y tecnología empleados, no mejoraron lo suficiente las bases tectónico-estructurales
generales, ni las específicas (prospectos), que hicieron disminuir los riesgos, lo que se
tradujo en la no confirmación o confirmación sólo parcial de las estructuras en las
locaciones elegidas para pozos exploratorios o pertenencia a otros pisos estructurales
(López et al., 2009).
Múltiples trabajos de diferentes disciplinas y magnitudes, se han realizado por parte de los
especialistas del Centro de Investigaciones del Petróleo encaminados a las investigaciones
y búsqueda de las posibilidades gasopetrolíferas. Se elaboró un informe sobre la
Introducción, análisis, y evaluación del método de geomorfología detallada para la
prospección de hidrocarburos en el área Máximo Gómez-Martí-Corralillo por (Barea y
Fernández, 1988) donde se aplicaron los métodos geólogo-geomorfológicos, y se
determinaron los parámetros cualitativos y cuantitativos que nos permitieron separar varios
sectores perspectivos para la búsqueda de depósitos gasopetrolíferos en la secuencia
ofiolítica aflorante, además se confeccionó un esquema estructuro-geomorfológico que
mostró las características neotectónicas en el área.
En el año 1990 se realizó una tesis de grado titulada: “Interpretación automatizada de
algunos métodos geomorfológicos y su relación con métodos tradicionales realizados en la
provincia de Matanzas” (Cruz y Rodríguez, 1990) se pudo comprobar la efectividad de los
10
métodos morfométricos automatizados al comparar sus resultados en el programa ANTOP
con los mismos resultados de gabinete y campo.
En el informe final “Tectónica del Yacimiento Varadero” (Tenreyro y Fariña, 1996) se
describe un capítulo sobre la utilización de los métodos geomorfológicos y de
teledetección, se corrobora que existe un desarrollo de la neotectónica muy débil y reciente
en el área del yacimiento.
En el año 1998 con el trabajo “Neotectónica y tectónica post-orogénica del archipiélago
cubano. Aspectos relacionados con el potencial y la exploración de hidrocarburos”
(Tenreyro et al., 1997), que tuvo como objetivo la búsqueda de criterios acerca del
desarrollo post-orogénico de Cuba, utilizando la información de los métodos
geomorfológicos y de teledetección disponibles, se confeccionó un mapa de estructuras
geomorfológicas a escala 1:250 000 y se dividió el territorio nacional en cinco regiones,
limitando las alturas por la cota 100.
En el proyecto 2411, “Etapa III Caracterización del territorio comprendido por el bloque 9,
según su grado de perspectividad a escala 1:50 000 y estudio detallado de las áreas
perspectivas a escala 1:250 000” (Otero et al., 2003), se aplicó una metodología que incluía
el estudio integral y multidisciplinario para la determinación y evaluación de objetivos
someros que presupone el análisis estructural mediante la interpretación geológica de los
datos geofísicos, sellos y colectores, modelación matemática y estudio geomorfológico, por
lo que fueron identificados siete objetivos propuestos para la perforación exploratoria.
Otro de los informes consultados fue “Interpretación Geólogo-Geofísica en el área de
Majaguillar del Bloque 9 (Delgado et al., 2004), en el cual se confeccionó un mapa
estructural a escala 1:25 000, donde se identifican siete estructuras y se realizó la
correlación sísmica de todas las líneas comprendidas en el sector integrado a los datos de
los campos potenciales y los datos de los pozos perforados en el área.
En el informe “Mapas con estructuras relevadas en Menéndez-Bolaños” (Echevarría et al.,
2005) se expone la aplicación de métodos geomorfológicos a partir de los cuales se
elaboraron mapas cualitativos y morfométricos; además se logró dividir el área teniendo en
cuenta dos alineamientos fundamentales, uno hacia la parte más oriental y otro más
occidental, donde se definen por la geomorfología trece estructuras, algunas de ellas
correlacionadas casi totalmente con las anomalías geofísicas.
11
En el año 2008 se defendió la tesis de maestría “Estudio Geólogo-Geoquímico del área del
Bloque 9“ (Hernández, 2008), en la que se realizó un modelo geólogo-geoquímico de la
región que admite la existencia de al menos dos sistemas petroleros, uno meridional donde
las rocas de la Formación Carmita generan petróleos de la familia III y otro septentrional
responsable de la generación de los petróleos de la familia I generados por el grupo Veloz y
la Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní.
En el informe “Generalización geólogo-petrolera del bloque 9 y su entorno”, dirigido por
López et al. (2009), se exponen varios capítulos de diferentes disciplinas y se realiza una
integración de datos, informaciones y criterios sobre el potencial exploratorio en los que se
determinan los sectores de mayor interés exploratorios, que tienen posibilidades de tener
yacimientos del play tipo Veloz a profundidades y condiciones asequibles.
Se realizó un informe del trabajo de campo en el Bloque 9 (García et al., 2009), en el cual
se visitaron y muestrearon las localidades pertenecientes a las Unidades Tectono-
Estratigráficas Camajuaní y Placetas, así como de los depósitos orogénicos de sus cuencas
de antepaís, además de algunas localidades a fin de observar las relaciones entre las
distintas zonas estructuro-tectónicas, sobre todo en las estructuras de Martí, La Teja y La
Sierra, las que constituyen prácticamente ventanas tectónicas o erosivas.
En el informe “Generalización Geólogo-Geofísica de los resultados alcanzados en el área
Varadero Oeste-Camarioca” (López et al., 2011) se presentan esquemas estructurales que
demuestran el comportamiento de la geología de superficie, la red fluvial y la batimetría,
donde los afloramientos de rocas del terreno Zaza y margen continental se extienden en una
banda en dirección noroeste, limitados por dos parteaguas en la misma dirección.
Otro trabajo de gran importancia lo constituyó el informe anual de avances en los criterios
exploratorios en el año 2013. Proyección puntualizada del plan de exploración (Pérez et al.,
2013), donde se exponen los avances en los criterios y oportunidades exploratorias para los
Bloques 9, 13, 17 y 18, y los resultados sobre la aplicación de los métodos geólogo-
geomorfológicos, identificándose áreas perspectivas para estos bloques y se inicia la
generalización tectónico-estructural para Cuba sobre la base de los métodos
geomorfológicos.
12
Capítulo II. Características físico-geográficas, geológicas, geofísicas y
petroleras generales en el sector Majaguillar-Corralillo
II.I. Características físico-geográficas y económicas
II.I.1. Ubicación geográfica
El sector Majaguillar-Corralillo se encuentra ubicado dentro del Bloque 9 situado en la
región noroccidental de Cuba. Hacia el oeste limita con el municipio Cárdenas, al sur con
Los Arabos, en la provincia Matanzas y al este con el municipio Sierra Morena, provincia
Villa Clara. Se extiende desde la parte occidental hasta la oriental por las coordenadas
Lambert: 490 000 hasta 540 000 y desde el extremo más septentrional hasta el meridional
con las coordenadas 370 000 hasta 330 000 abarcando un área de aproximadamente 2200
km2 (Figura II.1).
Figura II.1. Mapa de ubicación del sector Majaguillar-Corralillo, provincias de Matanzas y
Villa Clara
13
II.1.2. Flora y fauna
La vegetación en toda el área es típicamente tropical, predominan las áreas provistas de
mangles (costa norte del bloque), y zonas pantanosas, bosques de palmas reales y densos
arbustos de Marabú. Dentro de los cultivos más representativos se encuentran la caña de
azúcar, arroz y el trigo, así como grandes extensiones de pastos para el ganado y frutos
menores. Estos factores, unidos a la existencia de paisajes protegidos y áreas de unidades
militares, dificultan en ocasiones los trabajos exploratorios.
II.1.3. Hidrología
En el área se encuentran abundantes zonas de lagunas y pantanos, así como la Ciénaga de
Majaguillar, por lo general en esos lugares el acceso es a través de botes y vehículos. Los
ríos generalmente corren de sur a norte representados fundamentalmente por San Antón, La
Palma y Cañas, dentro de los principales afluentes se encuentran los ríos Meteoro, Pica-
Pica, Perdomo y Jigüe, así como el embalse Palma Sola y el canal del Roque.
II.1.4. Geomorfología
Por lo general el relieve es bastante llano, representado por llanuras laguno-palustres,
abrasivo-acumulativas, ligeramente diseccionadas y abrasivas y abrasivas-denudativas
diseccionadas (Atlas de Cuba, 1978) con solo algunas colinas como la Sierra de Bibanasí.
La altimetría varía en 1-20 m y en las zonas de colinas llega hasta 60 m.
II.1.5. Clima
El clima es poco variable pues se trata de un sector pequeño arealmente, donde las
temperaturas medias anuales oscilan entre los 230C y 260C. Las precipitaciones anuales
varían desde 1000 mm hasta 1600 mm, teniendo un comportamiento relativamente bajo. El
periodo lluvioso se extiende entre los meses de mayo a octubre, mientras el periodo seco
abarca los meses de noviembre hasta abril (Atlas de Cuba, 1978).
II.1.6. Suelo
Los suelos en el área están representados por tres tipos fundamentalmente, hacia el oeste
predominan los cenagosos no actos para la agricultura, hacia el este se encuentran suelos
14
arcillosos oscuros no gleyzados y al sur los arcillosos ferralíticos rojos. Los materiales que
dan origen a estos suelos son generalmente de origen carbonatados (calizas duras
cavernosas) y arcillosos transportados (Atlas de Cuba, 1978).
II.1.7. Principales renglones económicos
Los principales renglones económicos están regidos por el cultivo de caña de azúcar así
como la ganadería y los sectores agrícolas. A lo largo de la costa predominan las tierras no
utilizables para la agricultura. La rama industrial está representada fundamentalmente por la
industria alimenticia (Atlas de Cuba, 1978).
II.2. Características geológicas
En el área de la investigación se manifiestan al igual que en el resto de nuestro territorio
nacional, dos niveles estructurales principales: el substrato plegado y el neoautóctono
(Iturralde-Vinent, 1998).
Figura II.2. Mapa geológico del sector Majaguillar-Corralillo, representando los
afloramientos de las principales rocas y los pozos perforados dentro del área (tomado del
mapa digital 1:50 000 de la República de Cuba)
15
Según los numerosos trabajos realizados en este sector y los resultados de las perforaciones
se conocen mantos tectónicos caracterizados por la conjugación de rocas de las unidades
tectono-estratigráficas Placetas, Camajuaní, Colorados y Remedios con sus
correspondientes sedimentos sinorogénicos. Así mismo las rocas de la Asociación
Ofiolitica y del Arco Volcánico Cretácico, denominada Terreno Zaza, ocupan intervalos
considerables en sobrecorrimientos sobre diferentes intervalos estratigráficos. Por último
tanto en pozos como en superficie se presentan los sedimentos de la etapa postorogénica
con grandes extensiones en el territorio (Figura II.2).
II.2.1. Estratigrafía
La estratigrafía del área está representada por las rocas que conforman las Unidad Tectono-
Estratigráfica Placetas y Camajuaní con su cobertura sinorogénica, así como el Arco
volcánico del Cretácico,
Depósitos PiggyBack, Cobertura Neoplatafórmica, Complejo Ofiolítico y el Basamento
Siálico Continental.
La mayor parte de los sedimentos del margen continental presentes, tanto en superficie
como los encontrados en pozos, corresponden a la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas
representados por las formaciones Constancia del Oxfordiano-Kimmeridgiano Inferior,
Cifuentes del Kimmeridgiano Superior al Tithoniano, Ronda del Berriasiano-Valanginiano,
Morena del Huateriviano-Barremiano, Santa Teresa del Aptiano-Albiano Carmita del
Cenomaniano-Turoniano. Estas rocas están cubiertas por los sedimentos sinorogénicos del
Campaniano-Maastrichtiano (Formación Amaro) y del Paleoceno Superior-Eoceno Medio
(Formación Vega Alta).
Las rocas de la Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní (encontradas en menos pozos)
están representadas por los carbonatos de Jurásico (FormaciónJaguita), los del Neocomiano
(Formación Margarita), y en raras ocasiones se encontraron los carbonatos y silicitas del
intervalo Albiano-Turoniano (formaciones Alunado-Mata), cubiertas de igual forma por los
sedimentos sinorogénicos del Maastrichtiano (Formación Lutgarda) Paleoceno-Eoceno
(Formación Sagua).
16
A continuación se presenta la correlación estratigráfica de algunos de los pozos perforados
en el área mostrando la disposición de las diferentes unidades tectono-estratigráficas en el
subsuelo y escamas tectónicas.
Figura II.3. Correlación estratigráfica por el perfil C- C' de algunos pozos mostrando la
disposición de las diferentes unidades tectono-estratigráficas en el subsuelo y las diferentes
escamas tectónicas (modificado de López et al., 2009)
En el esquema de correlación estratigráfica por el perfil C- C' (Figura II.3), con los pozos:
Golden Hope, Angelina 100, San Antón, Majaguillar 1, Majaguillar Este y la Manuy 1
(García, 2009), se hace una subdivisión de las unidades tectono-estratigráficas; teniendo en
cuenta aquellas que se presentan en los diferentes cortes, se observa que en el pozo
Majaguillar Este y La Manuy, los depósitos postorogénicos se depositan directamente sobre
17
Placetas II, estando ausente la secuencia de Placetas I que aparece en los pozos situados
más al sur Majaguillar 1, San Antón y Angelina 100.
Además se observa la presencia de manifestaciones de hidrocarburos y que afloran las
rocas jóvenes que pueden constituir el sello para las escamas más profundas de las unidades
tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní, es válido destacar que la mayor concentración
de manifestaciones superficiales de hidrocarburos se encuentran en esta área, así como
grandes volúmenes de rocas asfálticas con un grado muy elevado de impregnación.
Unidades asociadas al Margen Continental Pasivo Norteamericano
I. Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas
Grupo Veloz
Unidades subordinadas: Formaciones Cifuentes, Ronda, Jobosí y Morena.
Formación Cifuentes
Esta formación conjuntamente con la Formación Ronda no se encuentran en superficie pero
se han reportado en los pozos Majaguillar Este (997-1435 m), la cual no ha sido separada
en diferentes paquetes, en el Pozo Martí No. 5 en el intervalo 3745-4086 m y en el pozo
San Antón donde se separa de la Formación Ronda, y se describe como calizas, calizas
fosilíferas, areniscas cuarzosas con edad Jurásico Superior-Cretácico Inferior.
Su composición litológica se representa por biomicritas laminadas y micritas grises oscuras
negras, con finas intercalaciones de argilitas bituminosas en finas capas desde milimétricas
hasta 3cm. de espesor. Muy abundante bitumen singenético a lo largo de los planos de
estratificación de las argilitas, así como en las fracturas y numerosos estilolitos. Se
observan espacios vacuolares repletos de materia orgánica bituminosa y pirita singenética
ampliamente dispersa. Su edad es Kimmeridgiano-Tithoniano, Tithoniano Medio-Superior.
Formación Ronda
Su composición litológica consta de alternaciones que incluyen microfacies de mudstone
calcáreo, wackestone bioclástico, pedernales y argilita. Ocasionalmente estas rocas están
dolomitizadas y recristalizadas.
La unidad está ampliamente desarrollada en los pozos Majaguillar 1, 2, 3 y 21, La Manuy
1, Martí 2 y 5, Bolaños 1, Guadal 1 y Corralillo 1. En el Pozo Majaguillar No. 3 (1220-
1287 m y 1287-2008 m). Su edad es Cretácico Inferior (Berriasiano-Valanginiano).
18
Formación Jobosí
Su composición litológica está compuesta por calizas arenosas, micáceas, areniscas
cuarcíferas limosas, intercaladas por lutitas.
No se encuentra representada en superficie pero se ha reportado por los pozos Martí 2, 5,
Bolaños (11500-1544 m), Guadal 1 y Corralillo 1, La Manuy 1 (2831-2890 m) núcleo 19
(3124-3212 m) núcleo 22. El espesor no sobrepasa los 50 m y su edad es Cretácico
Superior (Valanginiano Superior).
Formación Morena
La composición litológica se describe como mudstones, argilitas verdosas claras piritizadas,
argilitas negras laminares, argilitas frecuentemente laminadas y pedernales.
Esta secuencia se correlaciona con los cortes de similar edad y litología cortado en los
pozos Majaguillar Este, Majaguillar 1, Guadal 1, Corralillo 1y Bolaños 1. La edad es
Cretácico Inferior-Neocomiano.
Formación Santa Teresa
Su composición litológica está compuesta por silicitas cuarzo-calcedónicas radioláricas,
lutitas silíceas, arcillas, limolitas, calizas y margas. Presentan una coloración carmelita, gris
carmelitoso, gris negruzco, gris verdoso, pigmentados por su contenido de hidróxido de
hierro. Las silicitas pueden intercalarse con finas capas de arcillas bentoniticas, lutitas,
margas, limolitas y areniscas.
Esta formación está presente en el pozo Martí No.5, en el intervalo 3092-2616 m; en el
pozo Bolaños No.1 entre 2562-2649 m representada por intercalaciones dislocadas y
brechadas de biomicritas parcialmente dolomitizadas, roca silíceo-arcillosa, pedernal,
micritas arcillosas, micritas arcillosas limolíticas, micritas recristalizadas, dolomitizadas y
argilitas no calcáreas. Se le asigna la edad de Cretácico Inferior (Aptiano)-Cretácico
Superior (Cenomaniano) y su espesor oscila entre 40-200 m.
Formación Carmita
Sucomposición litológica comprende una intercalación irregular de calizas y silicitas, en
algunos lugares ambas variedades se pueden intercalar con limolitas, areniscas calcáreas,
calizas arenosas, margas y lutitas. Las calizas pueden ser microgranulares, de color gris,
gris blancuzco, gris cremoso y beige. Presentándose en capas delgadas con abundantes
19
radiolarios recristalizados, a menudo pueden intercalarse con calizas silíceas y detríticas de
colores blancos a crema claro y en menor grado crema oscura a rojo ladrillo.
El pozo Martí No. 5, cortó esta formación en el intervalo 2716-3090 m, formado por calizas
con nódulos de pedernal.
En el pozo Majaguillar No 2 se cortó en el intervalo 1155-1220 m una secuencia donde se
consideran conjuntamente las Formaciones Carmita y Santa Teresa.
En el pozo Bolaños en el intervalo 2380-2562 m se describió una secuencia litológicamente
compuesta por, brechas calcáreas, intercalaciones de micritas arcillosas, pedernal, calizas
silicificadas, calizas fosfatadas y argilitas fuertemente fracturadas. La edad es Cretácico
Superior (Cenomaniano-Turoniano) y su espesor se encuentra entre los 40-200 m.
II. Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní
Grupo Trocha
Formación Jagüita
Su composición litológica está compuesta por micritas y biomicritas fragmentarias, de
colores grises claros hasta pardos, estratificada en capas finas, conteniendo bitumen en las
fracturas. Las rocas a veces tienen un carácter brechoso primario, hasta niveles de brechas
calcáreas.
No se encuentra en superficie pero se identifica bien en los pozos de la región Majaguillar-
Corralillo, esencialmente en los pozos Majaguillar No.1, La Manuy No.1, Corralillo No.1 y
Guayabo No.1 y en algunos afloramientos. Estas asociaciones fijan la edad de la formación
como Jurásico Superior Tithoniano Tardío-Cretácico Inferior Berriasiano.
Formación Margarita
Su composición litológica consta de micritas y biomicritas grises claras y grises oscuras,
con bandas de pedernal diagenético pardo-amarillento, a veces negro. Entre las calizas hay
finas intercalaciones de limolitas laminares en capas finas de unos 5 mm de espesor. En
algunas partes de la formación, las micritas son muy compactas, grises-azulosas hasta
negras, con bandas de calizas arcillosas bituminosas muy consolidadas. Hay brechas
calcáreas y detritos oolíticos.
En el subsuelo, está bien representada en los pozos La ManuyNo1 (1848-2174 m) núcleos
10-12, La Manuy 1X, MajaguillarNo1, Guadal No. 1 (2254-2402 m), Corralillo No 1 y
20
Guayabo No.1. En el pozo Corralillo No.1 se cortó desde 1535 – 3216 m compuesta por
calizas pelitomórficas con contenido arcilloso, calizas dolomitizadas, en algunas capas las
calizas tienen sustancia orgánica y capitas de pedernal. La edad es del Cretácico Inferior
(Berriasiano-Hauteriviano Inferior), y su espesor oscila entre los 200-250 m.
Formación Paraíso
Aflora en superficie y su composición litológica está constituida por calizas de una
coloración variada que van desde el gris blanquecino, blanco, amarillo claro, gris crema,
beige y gris beige. La estratificación varía de fina a media. Son calizas microgranulares
ligeramente arcillosas, en ocasiones aporcelanadas masivas o estratificadas. Su edad es
Cretácico Inferior (Hauteriviano Superior-Barremiano) y su espesor se encuentra entre los
100-220 m.
Formación Mata
Su composición litológica la constituyen calizas microgranulares, arcillosas, aporcelanadas,
fragmentarias, en ocasiones organodetríticas, de capas finas a medias, silicitas primarias en
capas finas hasta gruesas, pedernal fragmentario, así como intercalaciones de
conglomerados brechosos calcáreos y en muy pocas ocasiones arcilla.
Esta unidad fue cortada en varios de los pozos profundos al norte del bloque 9, En el pozo
Cupey 1X fue reportada en los intervalos: 2430-2635 m, 2780-3035 m y 3200-3253 m; en
el pozo La Manuy en el intervalo 1815-2176 m; estando representada por intercalaciones de
micrita algo arcillosa bandeada por sustancia orgánica, capillas de argilitas negras y lentes
de pedernal negro. Tiene una edad Cretácico Inferior (Aptiano?)-Cretácico Superior
(Cenomaniano), con un espesor entre los 50-110 m.
III. Cobertura orogénica sobre el margen continental
Las rocas de esta cobertura orogénica o de cuenca de antepaís en el área del Bloque No. 9,
yacen con una gran discordancia sobre las secuencias anteriormente descritas del margen
continental. Existe una discordancia en ambas unidades tectono-estratigráficas, Camajuaní
y Placetas, que se extiende entre el Turoniano y el Maastrichtiano Inferior. La cobertura de
la Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní está representada por las formaciones
Lutgarda, Grande y Vega, y en la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas, las formaciones
Amaro y Vega Alta.
21
Cobertura sinorogénica sobre Placetas
Formación Amaro
Su composición litológica está representada por brecha o brecha-conglomerados
constituidos de fragmentos mal seleccionados de calizas, areniscas calcáreas, calizas
detríticas, silicitas y arcillas.
En el pozo Martí No. 5 se reportaron entre los 2130-2320 m calizas fosilíferas con algunas
impregnaciones de bitumen, calizas fragmentarias, brecha calcárea y en el pozo Majaguillar
1 entre los 756-875 m. La edad es Cretácico Superior (Maastrichtiano Superior) y su
espesor oscila entre los 100 - 300 m.
Formación Vega Alta
Su composición litológica está representada por una secuencia siliciclástica y olistostrómica
policomponente de matriz arcillosa que incluye bloques pequeños y grandes de calizas,
brechas carbonatadas, calcarenitas, silicitas, areniscas, serpentinitas y rocas volcánicas.
Esta unidad se reporta en la mayoría de los pozos perforados en la Franja Norte de Crudos
Pesados, caracterizándola en composición y extensión como el sello regional sobre los
horizontes productores del Cretácico Inferior y Jurásico Superior del margen continental.
En el pozo Majaguillar No. 2 se cortó en el intervalo 875-1155 m reportándose una
asociación fosilífera de edad Paleoceno Superior con redeposición del Cretácico Superior
Tardío. Su edad es de Paleoceno-Eoceno Inferior, con un espesor mayor de 200 m.
Cobertura sinorogénica sobre Camajuaní
Formación Vega
Su composición litológica está representada por brechas carbonáticas, constituida por frag-
mentos de calizas, dolomitas y en menor cantidad pedernales, y más raramente gabros y
serpentinitas, calizas, brechas, conglomerados, areniscas y limolitaspolimícticas, margas y
arcillas. Las calizas son detríticas, nodular-detríticas, arenosas, micríticas, micríticas
foraminíferas con matriz micrítica y las arcillas transicionan a margas.
En el pozo Bolaños No. 1 en el intervalo 2900-2922 m se describe como una secuencia
caótica, formada por fragmentos de diferentes tipos de calizas, pedernal lenticular, todo en
una matriz arcillosa. Además se han reportado en los pozos Guadal 1 (2200-2254 m),
Majaguillar 21 (2008-2115 m). Se le asigna una edad de Paleoceno-Eoceno Medio y se
22
estima que en el área el espesor de estos depósitos oscila entre 150-200 m, pero en otras
zonas más hacia el este, puede alcanzar hasta 900 m.
IV. Arco Volcánico Cretácico
En el sector de estudio las rocas del Arco Volcánico Cretácico están poco distribuidas en
superficie, representadas solamente por las Formaciones Chirino y Mataguá. Se espera que
en el subsuelo hacia la parte sur del área se encuentren los mayores espesores de estas rocas
tectónicamente ligadas a las ofiolitas. A continuación se describen las formaciones
observadas en superficie.
Formación Chirino
La composición litológica está constituida por tobas medias y básicas, litovitrocristalinas a
vitrocristalinas con lavas en forma de sills y diques de andesitas y andesito-basaltos,
andesito-dacita hornbléndica, calizas, areniscas, limolitas, silicitas con aporte piroclástico y
tufitas.
En el área de Martí está cubierta discordantemente por las Formaciones Peñón y Perla. Su
edad es Cretácico Inferior (Aptiano)-Cretácico Superior (Cenomaniano) y su espesor es
mayor de 1000 m.
Formación Mataguá
La composición litológica está constituida por basaltos, andesitos-basaltos y andesitas
(lavas y lavobrechas), por tobas de composición básica y media de granulometría variable.
También se encuentran las tufitas, caliza, areniscas y limolitas. Su edad es del Cretácico
Inferior Aptiano-Albiano, según su posición estratigráfica y su espesor mayor de 4000 m.
V. Depósitos de Piggy Back
Formación Vía Blanca
La composición litológica está representada por una secuencia siliciclástica constituida por
argilitas, limolitas, areniscas y grauvaca, de color rojizo-verdoso y carmelitoso, con
intercalaciones finas de margas blancas. Aparecen capas de conglomerados polimícticos en
diferentes niveles con matriz arenosa y arcillo-arenosa, calizas detríticas, arcillas y tufitas.
Contiene paquetes olistostrómicos difíciles de cartografiar.
23
La unidad fue cortada en el pozo Martí No. 5 en el intervalo 140-1320 m, por debajo de la
formación Peñón que la sobreyace discordantemente.
En el pozo Puentes-1 se cortó desde 338-890 m un intervalo compuesto por conglomerados
calcáreos con guijarros de cuarzo y cemento también calcáreo, algunos clastos son de
granitoides, conglomerados polimícticos con fragmentos de rocas vulcanógenas, areniscas
polimícticas y calizas criptocristalinas, el cual presenta algunas similitudes con la unidad.
Su edad es Campaniano Superior-Maastrichtiano Inferior y su espesor oscila entre 500 y
800 m.
VI. Cobertura Neoplatafórmica
Formación Perla
Está constituida por margas, arcillas, calcarenitas, calizas arcillosas, calizas detríticas,
calizas biocalcareníticas y conglomerados.
En el pozo La Manuy 1 se cortaron entre 622-726 m, margas, calizas fragmentarias y
areníscas de edad Eoceno Inferior-Eoceno Medio parte baja y con un espesor de
aproximadamente 230 m.
Formación Peñón
Está representada litológicamente por brechas calcáreas, conglomerados, calizas
biodetríticas, calizas micríticas, calizas margosas y calcarenitas arcillosas. En el
neoestratotipo se observa una intercalación de calizas biógenicas, calcarenitas y arenas
calcáreas que contienen abundantes macroforaminíferos.
En el pozo Puentes No. 1 se cortó desde 212-338 m de edad Eoceno Medio, compuesta por
brecha-conglomerado calcárea, con algunos clastos de areniscas y pedernal. En el pozo
Martí No. 5 se cortó la formación desde la superficie hasta los 140 m margas y calizas
clásticas con impregnación de bitumen de Eoceno Medio. En el pozo La Manuy 1 se
cortaron rocas de esta unidad entre 450-622 m. Su edad es Eoceno Medio y su espesor no
sobrepasa los 60 m.
Formación Colón
Aflora en superficie y su litología está representada por biocalcarenitas de matriz margosa,
calciruditas finas de matriz micrítica, calizas biomicríticas, areniscas polimícticas de matriz
calcáreo-arcillosa a arcilloso-calcárea y margas y calcilutitas que se interestratifican con
24
calcarenitas y calciruditas. Presenta una edad Oligoceno Superior parte alta-Mioceno
Inferior y su espesor no supera los 80 m.
Formación Güines
La composición litológica está representada por calizas biodetríticas de grano fino a medio,
fosilíferas, biohérmicas, calizas dolomíticas, dolomitas, calizas micríticas sacaroidales y
lentes ocasionales de margas y calcarenitas. Su edad es Mioceno Inferior parte alta-
Mioceno Superior parte baja, y su espesor oscila entre 50 y 1670 m. Aflora en superficie
Formación Arabos
Esta formación aflora en superficie y su composición litológica está representada por
arcillas illito-montmorilloniticas calcáreas de colores crema, amarillentos y gris verdosa,
calizas arcillosas, margas con raras coloraciones de areniscas arcillo-limoso amarillento
rojizas y calizas dolomitizadas. A veces las arcillas contienen gravas polimícticas muy finas
y gránulos de pirita. Presenta una edad de Mioceno Inferior parte alta-Mioceno Medio parte
baja y su espesor de más 123 m aproximadamente.
Formación Loma Triana
Aflora en superficie y su composición litológica está representada por calcarenitas de
granulometría variable en general bien cementadas, masivas, localmente estratificadas, con
escasa o ninguna microfauna, coloraciones rosado y gris amarillento. Tiene una edad de
Mioceno Medio parte alta-Mioceno Superior parte baja y espesores entre los 8 y 10 m en la
parte más oriental y 50 m en la más occidental.
VII. Depósitos Plioceno-Cuaternarios
Formación Jaimanitas
La composición litológica está representada por calizas biodetríticas masivas, generalmente
carsificadas, muy fosilíferas conteniendo principalmente conchas bien preservadas y
corales de especies actuales y ocasionalmente biohermos. Las bolsas cársicas se encuentran
rellenas por una fina mezcla carbonato-arcillosa ferruginosa de color rojo ladrillo. Pasan a
calcarenitas masivas o finamente estratificadas y a veces contienen intercalaciones de
margas. La cementación es variable. La coloración predominante es blancuzca o
amarillenta. Su edad según criterios geomorfológicos ha sido considerada tentativamente
como Pleistoceno Superior y su espesor probablemente no excede los 10 m.
25
Formación Guane
La composición litológica está representada por arenas silíceas, arcillas arenosas, gravas
(angulosas y subangulosas) débilmente cementadas por arcillas. Presentan sus depósitos
estratificación indefinida lenticular y más raramente cruzada. En su parte alta contiene
concreciones ferruginosas y hardpan. Colores abigarrados. De acuerdo a su posición
estratigráfica se le ha asignado una edad Plioceno Superior- Pleistoceno Inferior y según
datos de perforaciones puede alcanzar hasta 50 m de espesor.
Formación Guevara
La composición litológica está representada por arcillas plásticas (montmorilloníticas y
montmorillonito-caoliníticas), arenas, gravas finas, fragmentos de corazas ferríticas
(hardpan) y cantos. Por posición estratigráfica se le ha asignado una edad Pleistoceno
Inferior-Medio y su espesor no excede los 50 m.
VIII. Depósitos Holocénicos
Estos se caracterizan por presentar una variedad grande de rocas, tanto por su génesis como
por sus particularidades litológicas (García et al., 2001). Como el Holoceno representa la
subdivisión de la escala estratigráfica que actualmente no requiere de una división más
pequeña, no ha habido necesidad de considerar las variedades faciales, litológicas y
genéticas de estos depósitos como formaciones geológicas. Dentro de los depósitos
holocénicos los tipos que se deben segregar en las provincias habaneras y en Matanzas son
los siguientes: marinos, aluviales, palustres y biogénicos.
IX. Complejo Ofiolítico
Desde Matanzas hasta Los Arabos los afloramientos son similares, con la diferencia de que
están alineados con rumbo noroeste (Llanes et al., 1997). Estos cuerpos no son muy
potentes, según las perforaciones profundas realizadas cerca de la costa norte no superan
los 2 km, en un solo caso alcanzan unos 4 km. Iturralde-Vinent (1996) plantea que, a pesar
de las intensas dislocaciones, se puede reconstruir en ellas la presencia de todos los
componentes de una asociación ofiolítica clásica. Los principales afloramientos en el
Bloque 9 se encuentran en el Macizo de Motembo y en la estructura Máximo Gómez-Martí.
En esta área la asociación ofiolítica está representada por serpentinitas, gabros, doleritas y
26
peridotitas, muy frecuentemente formando cataclasitas. En el área de Motembo donde se
ubica el yacimiento del mismo nombre se ha comprobado por las perforaciones más
recientes que se trata de un gran cuerpo serpentinítico con espesores considerables
superiores a los 5 km (López et al., en: Prol, 2009).
X. Basamento Siálico Continental
Entre secuencias escamadas de la Zona Placetas, afloran pobremente en dos localidades,
componentes de un basamento siálico continental. Principalmente se trata de unos
mármoles claros de grano medio a grueso, a veces groseramente bandeados,
frecuentemente enriquecidos en flogopita, olivino serpentinizado y diópsido. Las edades
absolutas K-Ar y Ar-Ar de unas láminas de flogopita fluctúan entre 903 y 952 millones de
años (Proterozoico). Además afloran unos granitoides que cortan a los mármoles cuyas
edades son de 172 millones de años. En la región de La Teja (García et al., 2009) entrando
al este de la carretera a La Teja por un terraplén a la Vaquería El Marqués, observó
abundantes bloques hasta de 1 m de mármoles de cristales muy grandes de diferente
coloración, rosados, verdosos (flogopíticos), blanco y blanco amarillento.
II.2.2. Tectónica regional
Para la caracterización de la tectónica del territorio estudiado se tuvo en consideración la
existencia del cinturón plegado que abarca los complejos litológicos preorogénicos y
orogénicos. Los preorogénicos tienen edades comprendidas entre el Jurásico Superior y el
Campaniano Inferior y pueden ser oceánicos y continentales. Los del primer grupo son la
asociación ofiolítica y el arco volcánico cretácico. Los complejos del segundo grupo son los
que constituyen la Plataforma de las Bahamas y el paleomargen continental de las
Bahamas, que en este territorio están representados por las secuencias de las unidades
tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní.
Los complejos orogénicos se depositaron durante la llamada etapa orogénica entre el
Campaniano Superior y el Eoceno Medio. En los últimos años se ha estado considerando
que esta etapa abarca una sola fase tectónica, relacionada con la colisión entre una
paleoestructura oceánica meridional y el paleomargen continental de las Bahamas (Shein et
al., 1985; Mossakovskiy et al., 1979; Iturralde-Vinent, 1996, 1998).
27
Se identificaron dos fases tectónicas independientes que obedecen a procesos diferentes
(Millán et al., 1998). La primera fase tectónica de la etapa orogénica dio lugar a la
consolidación de una paleoestructura oceánica meridional en la parte alta del Cretácico
Superior. Esta ocurrió por causa de un proceso, aún no definido, relacionado directamente
con la extinción del arco volcánico en el Campaniano y con la yuxtaposición tectónica de
este último con el complejo ofiolítico, que motivó la deformación y el desmembramiento de
ambos complejos, con imbricaciones tectónicas y un sobrecorrimiento regional de las
volcanitas sobre las ofiolitas (Piotrowska, 1986). Durante esta fase tectónica tuvo lugar el
depósito de una formación terrígena flyschoide, de edad Campaniano-Maastrichtiano, que
contiene olistolitos de ofiolitas y volcanitas (Formación Vía Blanca), la cual fue a su vez
deformada junto con los complejos oceánicos preorogénicos. Este tectonismo concluyó con
la sedimentación de la Formación. Peñalver como resultado de un evento catastrófico que
tuvo lugar al finalizar el Maastrichtiano, coincidiendo con la consolidación definitiva de la
paleoestructura oceánica meridional
Es de suponer, que la dirección de los movimientos tectónicos relacionados con esta
primera fase haya sido hacia el noreste, lo que se corresponde con la estructura nappe-
escamada destacada en el Valle Yumurí (megabloque Matanzas) por Piotrowski (1986).
Los reflejos de esta primera fase tectónica se manifestaron también en el paleomargen
continental de las Bahamas (unidades tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní) con el
depósito de la Formación Bacunayagua de edad Campaniano-Maastrichtiano y de las
megaturbiditas maastrichtianas de la Formación Amaro en la Unidad Tectono-Estratigráfica
Placetas, y más hacia el oeste la Formación Lutgarda de edad Maastrichtiano en la Unidad
Tectono-Estratigráfica Camajuaní.
La segunda fase tectónica de la etapa orogénica ocurrió debido a la colisión de la
paleoestructura oceánica consolidada (con las cuencas pasivas transportadas a cuesta) con
el paleomargen continental de las Bahamas (unidades tectono-estratigráficas Placetas y
Camajuaní). Esta colisión tuvo lugar entre el Paleoceno Superior y el Eoceno Medio, dando
lugar a la generación de las cuencas frontales de colisión, con sus respectivos depósitos
sobre las unidades tectono-estratigráficas Placetas (Formación Vega Alta) y Camajuaní
(Formación Vega).
28
Sobre la paleoestructura oceánica consolidada se generaron las cuencas pasivas
transportadas a partir del Paleoceno Inferior (antes de la colisión), las cuales, en gran parte
del territorio estudiado, finalizaron su desarrollo en el Eoceno Inferior parte baja
(Formaciones Mercedes, Madruga, Apolo y Capdevila), ya que en el Eoceno Inferior parte
alta comenzó el depósito de la cobertura neoplatafórmica (Bronniman y Rigassi, 1963), con
las formaciones Universidad, Perla y Nazareno y en la región más oriental, la Formación
Hatillo; esta última constituye una excepción, ya que su sedimentación continúa
extendiéndose desde el Paleoceno al Eoceno Medio.
Todos los complejos preorogénicos y orogénicos antes señalados aparecen expuestos en el
territorio en diferentes bloques, conformados y elevados durante el intenso
desmembramiento tectónico que sufrió la región durante la etapa neoplatafórmica del
desarrollo geológico, debido a una intensificación de los movimientos tectónicos
oscilatorios que también originó fallas de consideración. Este tectonismo parece haberse
extendido durante un lapso de tiempo bastante amplio (Piotrowska, 1986). Al parecer, los
depósitos del Mioceno Superior, pliocénicos y cuaternarios, no fueron afectados por esta
actividad tectónica.
Figura II.4. Mapa tectónico de las provincias de Matanzas y Villa Clara a escala 1: 250 000,
sobre el mapa geológico generalizado, representando los principales sistemas de fallas
29
transcurrentes sinestrales y los sistemas de cabalgamientos (Fuente: Instituto de Geodesia y
Cartografía y Centro de Investigaciones Geológicas. 1985)
Con el empleo de los materiales geólogo-geofísicos, las imágenes aero-espaciales y el
modelo de elevación digital, se definieron las siguientes fallas principales (Figura II.4):
-Falla Hicacos, transcurrente sinestral de dirección noreste, que presenta alrededor de 2 km
de desplazamiento.
-Falla Colón con dirección noreste, que apenas parece haber tenido desplazamiento.
-Falla Cochinos (en la parte oriental), también de dirección norte-noroeste, con predominio
de la noroeste, que parece ser de muy poco desplazamiento.
-Falla La Jía (en la parte occidental), de dirección noroeste y, poco más al este, otra
innominada en la misma dirección pero menos extensa; ambas parecen haber tenido escaso
desplazamiento.
II.2.3. Magmatismo
Las secuencias magmáticas estudiadas en Cuba permiten afirmar la influencia de tres arcos;
en primer lugar 1) el Arco de Islas Cretácico Inferior, el cual se manifiesta mediante la serie
del Arco Boninítico y el Arco Volcánico Primitivo del Cretácico Inferior; 2) el Arco de
Islas Cretácico Superior se evidencia mediante el Arco Volcánico Calco-alcalino y el Arco
Volcánico Primitivo del Cretácico Superior y 3) el Arco Volcánico Paleógeno que se
manifiesta a través del Arco Volcánico Toleítico del Paleógeno.
El Arco Boninítico aflora principalmente en Cuba occidental en las formaciones
Encrucijada y Margot, mientras que en Cuba central aflora en la Formación Zurrapandilla.
Estas están constituidas por diabasas, basaltos, lavas y lavo-brechas basálticas de
composición toleítica.
En Matanzas estas rocas fueron incluidas por (Albear y Iturralde-Vinent, 1985) en la base
de la Formación Chirino, pero anteriormente se habían distinguido como Formación
Margot (Ducloz, 1960; Piotrowski y Myczynski, 1986). Esta aflora como un inmenso
bloque entre serpentinitas brechosas en la mina Margot y otras localidades del Valle de
Yumurí(Piotrowski y Myczynski, 1986). Esta unidad fue cartografiada y definida
originalmente por C. Ducloz en un mapa 1:20 000 inédito. Desde el punto de vista
30
litológico y faúnal se asemeja mucho a la Formación Encrucijada. Según los datos de
(Piotrowski y Myczynski, 1986), (Fonseca et al., 1989), se trata de una secuencia de
basaltos toleíticosafíricos hasta variolíticos, masivos o con almohadillas; hialoclastitas; e
intercalaciones de calizas micríticas a biomicríticas; esquistos calcáreo-carbonosos y
calcedonitasradioláricas negras (Iturralde-Vinent, 1995)
En los pozos Vega-1 y Mercedes-1, perforados en la llanura meridional de las provincias
La Habana-Matanzas, bajo las tobas y tufitas del arco volcánico cretácico, yacen
metadiabasas espilitizadas masivas, sin esquistosidad. Estas últimas pudieran interpretarse
como parte del complejo vulcanógeno-sedimentario de las ofiolitas. La ausencia de
alteraciones en las rocas del arco volcánico en ambos pozos, sugiere que en el lapso de
tiempo transcurrido entre las metadiabasas y la formación de las piroclastitas ocurrió un
evento tectono-metamórfico.
En la región de estudio no se observan las relaciones directas entre el complejo efusivo-
sedimentario de las ofiolitas y las rocas del arco volcánico cretácico; aunque en el marco
regional las ofiolitas infrayacen los mantos tectónicos constituidos por las vulcanitas
cretácicas.
II.3. Información geofísica
En el sector de estudio se han realizado diferentes levantamientos gravimétricos entre los
que se encuentran: (Jovellanos-Colón) terrestre, realizado por (Rodríguez, 1985), Martí-
Itabo terrestre, Ciénaga de Majaguillar terrestre y Bahía de Cárdenas-Bahía de Santa María
Marino por Kritsov (1966) (Figura II.5).
31
Figura II.5. Grado de estudio gravimétrico del Bloque 9 que muestra los diferentes
levantamientos gravimétricos realizados en el sector de la investigación (tomado de Prol et al.,
2009).
Para estudiar el campo magnético se utilizó el mapa magnetométrico a escala 1:50 000 del
sector Habana-Matanzas (Corbea et al., 1986) correspondiente al levantamiento realizado
en el año 1986 por la expedición soviética adscrita a la desaparecida Empresa Nacional de
Geofísica.
La zona se inscribe dentro del Mínimo Norte Cubano, que puede apreciarse en el mapa de
anomalías en reducción Bouguer a escala 1:500 000 de la República de Cuba (Sachina,
1969), cuya naturaleza geológica se explica por la presencia de plegamientos de los
sedimentos de margen continental que se imbrican con sedimentos depositados durante la
orogenia e inclusive con cuerpos del Arco Volcánico Cretácico y de la corteza oceánica
obducida. En el sector se observan anomalías de menor envergadura, como es el caso del
máximo Motembo, que se asocia a un gran cuerpo ultrabásico protruido, que ha sido
verificado por la perforación.
32
Figura II.6. Mapa de anomalías en reducción Bouguer a escala 1:50 000 en relieve sombreado
del Bloque 9 (tomado de Prol et al., 2009).
El mapa de anomalías en reducción Bouguer (Figura II.6) confirma las anomalías
regionales mencionadas y aporta nuevos detalles según los cuales se pueden distinguir
zonas diferentes de acuerdo con el carácter cualitativo del campo gravitatorio.
El campo magnético ΔT anómalo muestra correspondencia con el campo gravitacional,
especialmente se destacan máximos del campo magnético en los sectores de Motembo y
Majaguillar, respectivamente, ligeramente desplazados al sur en relación con sus
homólogos del campo gravitatorio.
Como puede apreciarse los máximos magnéticos A y A' se ubican exactamente dentro del
máximo gravitacional Motembo, indicando que el gran cuerpo protrusivo de ultrabasitas
está serpentinizado en sus contactos; en tanto que los mínimos interiores A' y A" se asocian
a elevaciones de peridotitas muy densas y poco magnéticas.
33
Figura II.7. Mapa del campo magnético ΔT a escala 1:50000 reducido al polo en relieve
sombreado del Bloque 9 (tomado de Prol et al., 2009)
Este mismo criterio es extrapolable al máximo Majaguillar (B), aunque hasta el momento
es imposible explicar el ligero desplazamiento entre los máximos gravimétricos y
magnéticos Por otra parte todas las posibles elevaciones de los sedimentos de margen
continental y por consiguiente los sectores donde disminuye el espesor del terreno Zaza,
coinciden con los mínimos magnéticos a, b, c y d (Figura II.7).
II.4. Nociones del sistema petrolero
Se denomina sistema petrolero a un sistema natural que abarca una roca madre activa y
todo lo relacionado con el petróleo y el gas, que incluye el estudio de los elementos y
procesos que son esenciales para que existan las acumulaciones de hidrocarburos (Magoon
y Dow, 1994).
La definición práctica de un sistema petrolero eficaz, comprende una roca madre que haya
madurado para producir abundante petróleo y que este haya migrado desde la roca madre
hasta la trampa, que contenga buenos reservorios y estén accesibles.
34
A partir de 1992 se realizan las primeras aproximaciones para hacer una clasificación
genética de los petróleos cubanos y en la medida que fueron apareciendo nuevos datos y
mayor información se fueron elaborando diferentes clasificaciones de los crudos cubanos .
En esta área son conocidas abundantes manifestaciones de petróleo como es el caso de las
Minas Angelita, El Peñón, complejo San Felipe, Santa Gertrudis así como el yacimiento
histórico Motembo, cuyo petróleo fue de alta calidad. En trabajos precedentes se han
realizados análisis y cálculos del volumen de rocas asfálticas presentes en esta zona, en el
caso de El Peñón las reservas calculadas de rocas asfálticas son de 11 347.500 t, con una
saturación del 20 % de petróleo para un volumen de 2269. 500 t de asfalto, datos que
confirman el gran potencial exploratorio del área en cuanto a volúmenes de hidrocarburos
generados por las rocas madre y elimina el riesgo exploratorio en cuanto a existencia de
sistema petrolero, generación y migración de hidrocarburos.
Por análisis realizados a los petróleos y rocas madre en el Bloque 9, se conoce que estos
pertenecen a las familias I y III, basado en la clasificación de los petróleos cubanos. Las
manifestaciones de Angelita y Santa Gertrudis clasifican dentro de la familia tipo I, en este
sentido y siguiendo el principio de similitud con otras áreas petroleras en Cuba, donde se
conoce el gran potencial generador de las rocas madres que generan esta familia, es posible
emitir criterios en cuanto a los volúmenes de hidrocarburos generados, de ahí las grandes
posibilidades de encontrar acumulaciones significativas de petróleo pesado en esta área. La
manifestación San Miguel de Los Baños está caracterizada como petróleos de la familia III,
cuya roca madre se espera haya sido la Formación Carmita con un elevado contenido
terrígeno-arcilloso (Figura II.8).
35
Figura II.8. Localidades con estudios geoquímicos en el Bloque 9 sobre una base geológica a
escala 1: 250 000 que muestra la familia de los petróleos estudiados y los límites geográficos de
los sistemas petroleros (tomado de López et al., 2009).
Estos aspectos antes mencionados permiten direccionar la exploración petrolera hacia
aquellas zonas donde sea posible encontrar las rocas de las unidades tectono-estratigráficas
Placetas y Camajuaní que se encuentran menos distribuidas en el subsuelo, formando
estructuras favorables para el entrampamiento y conservación de las acumulaciones de
hidrocarburos. En el área no han sido determinadas manifestaciones de tipo II, por lo que se
descarta la posibilidad de una roca madre de tipo de rampa carbonatada o que el desarrollo
de la misma localmente no sea significativa. Por otro lado pudiera darse el caso de que
hacia esta parte del país las rocas madre que constituyen la zona de talud (Camajuaní),
tengan un contenido menos carbonatado que en otras áreas del país (Bloque 13) siendo
capaces de generar petróleos de la Familia de tipo II.
En el área correspondiente al Bloque 9 se conocen varias manifestaciones de hidrocarburos
superficiales y en pozos, este aspecto es de gran utilidad ya que confirma la presencia de
sistemas petroleros y elimina el riesgo exploratorio en este sentido. Por estudios
geoquímicos realizados a las manifestaciones de hidrocarburos es conocida la presencia de
al menos tres sistemas petroleros (Figura II.8).
36
Sistema Petrolero Grupo Veloz-Grupo Veloz (!), asociado a la Familia I de Crudos
Cubanos y a la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas,
Este constituye el principal sistema petrolero en Cuba. A él se relacionan la gran mayoría
de los yacimientos petroleros presentes en el bloque 9 y en el resto de la Franja Norte de
Crudos Pesados, así como los pozos San Antón 1X, Martí 2 y Bolaños 1 y las
manifestaciones superficiales San Felipe, Angelita, Santa Gertrudis y San Miguel de los
Baños. Las excepciones la constituyen los yacimientos Cantel, Motembo, Cupey, Chapelín
y los mantos inferiores de Majaguillar y Litoral, Pedraplén-Marbella Mar; así como el pozo
Martí 5 (Anexo Textual 2).
Sistema Petrolero Carmita-Ofiolitas (!), asociado a la Familia III de Crudos Cubanos
y a la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas
Este sistema petrolero se caracteriza por una mayor calidad de sus petróleos. Con este se
relacionan los yacimientos Cantel y Motembo; así como los pozos Martí 5, Camarioca 6 y
la manifestación superficial Arroyo Biajaca (esta última ligeramente fuera de los límites del
bloque 9). El sistema Carmita-Ofiolitas (!) se desarrolla en áreas donde la Formación
Carmita tiene grandes espesores producto a repeticiones de escamas del manto tectónico del
Cretácico Medio de la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas. Esta aseveración se realiza
sobre la base de los resultados de pozos de reciente perforación (Cantel 2000 y Angelina
100), que cortaron grandes espesores sedimentarios de la Formación Carmita.
Sistema Petrolero Jaguita-Margarita (!), asociado a la Familia I de Crudos Cubanos y
a la Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní
Este sistema se asocia a la Unidad Tectono-Estratigráfica Camajuaní y se encuentra en los
pozos Cupey 1 y 2X y el yacimiento Chapelín, así como los mantos inferiores de
Majaguillar y Litoral Pedraplén-Marbella Mar.
Por los datos de los pozos perforados en el área se tiene evidencias de manifestaciones e
incluso pequeñas producciones, aunque ninguno ha llegado a volúmenes para ser
considerado yacimiento. Estos aspectos nos permiten asegurar que ha existido generación y
migración de hidrocarburos, siendo la preservación de las acumulaciones en el tiempo
37
conjuntamente con la presencia de un sello eficaz, los aspectos de mayor riesgo
exploratorio y hacia donde hay que direccionar los futuros estudios.
38
Capítulo III. Metodología de la investigación y volumen de los trabajos
realizados
En este capítulo se describe la metodología aplicada durante la investigación, la cual se
divide en tres etapas fundamentales que responden a los objetivos específicos propuestos:
Etapa I: Recopilación de la información; Etapa II: Procesamiento de datos; y Etapa III:
Integración y presentación de los resultados (Figura III.1).
Figura III.1. Diagrama de flujo descriptivo que muestra la metodología empleada durante la
ejecución de la investigación.
III.1. Recopilación de la información
Constituye una etapa importante en el desarrollo de la investigación, ya que se realiza una
recopilación de toda la información disponible del sector de estudio y zonas aledañas que
39
nos permitió establecer criterios preliminares, que podrán ser empleados en la posterior
interpretación de los materiales procesados. Para esta etapa fue necesario consultar una
amplia gama de autores con publicaciones actualizadas referentes al tema, informes de
diferentes disciplinas e informes de trabajos de campos realizados, además de la consulta
de mapas que permitieron formar una idea más completa de las condiciones físico-
geográficas y geológicas del sector.
III.1.1. Delimitación del área de estudio que comprende el sector Majaguillar-
Corralillo.
El sector Majaguillar-Corralillo es delimitado durante el transcurso de esta etapa, para tener
un dominio geográfico de la ubicación espacial. Los mapas y esquemas adquiridos en la
información base, permiten contornear el sector y obtener las coordenadas geográficas y
sus límites. De esta forma se mantiene acotada de forma exacta el área dentro de la isla de
Cuba hacia donde estarán dirigidos todos los estudios, análisis e interpretaciones
posteriores.
Este sector se encuentra dentro de las áreas de interés para realizar estudios exploratorios
para la búsqueda de petróleo y/o gas debido a la presencia de abundantes manifestaciones
superficiales y perforaciones profundas que han hecho posible la realización de varios
trabajos con diferentes objetivos.
III.1.2. Revisión bibliográfica
Se realizó una amplia búsqueda bibliográfica dirigida, fundamentalmente, a informes de
diferentes especialidades, tesis de maestrías y doctorados así como de artículos publicados
asociados a investigaciones detalladas, cercanas o con cierta analogía a la presente
investigación, ya sea por su proximidad al área de estudio o por presentar objetivos
similares.
Esta etapa permitió ubicar el sector de estudio y de esa forma conocer las características
geológicas y estructurales del área partiendo del análisis de estudios regionales a diferentes
escalas de trabajo (1:250 000 y 1:50 000).
Para este análisis se emplearon los informes técnicos del Centro de Investigaciones del
Petróleo (CEINPET) los cuales nos permiten conocer diferentes criterios geólogos-
40
estructurales sobre el sector de estudio, permitiendo así enriquecer considerablemente el
conocimiento del tema, desde varios puntos de vista.
III.1.3. Adquisición de la información
Una vez concluida la búsqueda bibliográfica se cuenta con un volumen de información que
permite decidir qué dirección debe tomar la investigación y determinar los objetivos de la
investigación. Entre los principales materiales adquiridos en esta etapa se encuentran mapas
hidrológicos, geológicos, tectónicos, así como el modelo de elevación digital de Cuba,
ubicación espacial de los pozos perforados en el área, la información de las columnas
estratigráficas y geológicas a partir de los informes de pozos y los intervalos donde se
reportaron manifestaciones de hidrocarburos (ya sea de petróleo o gas) de relevancia según
los datos de perforación. Los elementos obtenidos en este momento forman parte
importante de la información base necesaria para dar inicio a la investigación.
III.1.4. Confección y redacción de los antecedentes
En la fase final de la primera etapa se procede a la redacción de los antecedentes del tema,
basándose en la información adquirida en los informes y artículos analizados, se tiene un
conocimiento sobre el contexto geológico al cual están dirigidas las investigaciones. En
esta fase de la primera etapa, se cuenta con un dominio del objeto de estudio, que permite
conocer qué rumbo debe tomar la investigación para profundizar o generar nueva
información a partir de una escala de trabajo de mayor detalle (1:50000), con el objetivo de
establecer criterios estructurales a partir de la aplicación de métodos geomorfológicos. Este
análisis permite plantear con mejores argumentos el porqué de la investigación y los
objetivos que se persiguen con su ejecución, además de proponer áreas que permitan
cumplir con cada uno de los objetivos trazados en el diseño de la investigación.
III.2. Procesamiento de datos
De esta etapa dentro de la investigación depende todo el análisis y posterior interpretación
de los resultados que se realizarán en la próxima fase. Durante el procesamiento de datos,
las acciones se enfocan hacia el objeto de investigación y su objetivo principal. Se procede
entonces a la ejecución de una serie de tareas que han sido planteadas, para dar
41
cumplimiento a la segunda etapa de trabajo y que permitirán cumplir con el objetivo
principal trazado en la investigación.
III.2.1. Geología del área
Debido a la gran importancia de los datos geológicos como base para el desarrollo de la
investigación, se analizaron todas las unidades geológicas presentes en superficie y las
posibles a encontrar en el subsuelo a partir de la revisión de los pozos que han sido
perforados en el área, utilizando la información del Léxico Estratigráfico de Cuba y el
mapa de generalización petrolera confeccionado en el Centro de Investigaciones del
Petróleo, donde se generalizan las formaciones según las unidades tectono-estratigráficas e
informes de pozos.
Estratigrafía
La caracterización estratigráfica en el área de estudio se realizó siguiendo las divisiones por
Unidad Tectono-Estratigráfica y destacando todas las formaciones geológicas presentes,
tanto en superficie como en el subsuelo. Desde el punto de vista petrolero las unidades con
mayor importancia son las unidades tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní ya que
constituyen las principales rocas que conforman los sistemas petroleros en nuestro país. Se
tuvieron en cuenta las correlaciones estratigráficas de algunos pozos con el objetivo de
mostrar la disposición de las unidades geológicas en el subsuelo.
Tectónica
Se utilizó el mapa tectónico de Cuba a una escala de 1: 500 000 del Instituto de Geodesia y
Cartografía y del Centro de Investigaciones Geológicas, Edición de 1985. Se trabajó con la
información estructural, tales como los sistemas de fallas transcurrentes regionales y los
sistemas cabalgados para precisar los elementos estructurales presentes en el área.
Para este estudio se tomó como base la metodología creada en el proyecto 2132, bajo la
dirección del Dr. José Álvarez Castro, en la que entre otros resultados, se obtuvo la
regularidad de que los lineamientos de dirección noreste se hicieron corresponder con la
dirección de las vías de migración y la noroeste con las posibles trampas de petróleo para el
territorio cubano.
42
III.2.2. Geomorfología aplicada
En esta etapa se trabajó con las escalas 1:250 000 para un análisis regional y 1:50 000 de
mayor detalle, este análisis se basó fundamentalmente en la interpretación geomorfológica
cualitativa y cuantitativa mediante la aplicación de métodos geólogo-geomorfológicos tales
como: método cualitativo del drenaje, el método de disección vertical y el método de las
morfoisohipsas, con la finalidad de dar criterios regionales de las características
geomorfológicas, tectónicas y petroleras del sector de estudio.
Mapa de drenaje
Para la confección de este mapa se trabajó con las cartas topográficas a escala 1:50 000:
Baños de Elguea (4085-III), Jovellanos (3984-II), Limonar(3984-IV), Los Arabos (4084-
II), Martí(4084-IV), Máximo Gómez (3984-I), Península de Hicacos (3985-I), Quemado de
Guines (4184-III), Corralillo (4084-I), Colón (4084-III) y Cárdenas (3985-II).
El levantamiento de la red de drenaje se realizó de forma semiautomática a partir del MDT
en el Sistema Información Geográfico Mapinfo 10.5, se utilizó la extensión Stream Builder
para la delimitación de las principales corrientes superficiales y posteriormente se densificó
de forma manual con la información de las cartas topográficas a escala 1:50 000
correspondientes al área de estudio. De esta forma se obtuvo el mapa de red de drenaje en
formato vectorial a escala 1:50 000. Este material constituyó la base de la interpretación
cualitativa del drenaje donde se delimitaron los lineamientos y las estructuras
geomorfológicas.
Se efectuó el levantamiento de toda la red fluvial sobre la base de las cartas topográficas
georeferenciadas, utilizando el Sistema Información Geográfico Mapinfo 10.5. Se comenzó
con los ríos principales que aparecen representados en estos mapas, lo cual permitió
conocer las principales direcciones, la configuración del tipo de drenaje y los fenómenos
fluviales asociados a la tectónica (Lamadrid, 1979).
Pasos para el levantamiento de la red de drenaje:
1. Se unen al río principal aquellos cursos de agua que aparecen en las cartas topográficas
con trazo discontinuo.
2. Partiendo del hecho de que los cursos de agua realizan labor regresiva en sus cabeceras
desgastando el relieve lo cual aparece representado en la carta topográfica por las
43
inflexiones de las curvas de nivel, se procede al análisis de las curvas y sus inflexiones para
restituirle al río las líneas de drenaje que no aparecen en la carta.
Teniendo en cuenta lo anterior es recomendable analizar las líneas de drenaje existentes y
prolongarlas aguas arriba, mientras que las inflexiones de las curvas de nivel así lo
indiquen. Este aspecto es muy importante y su calidad dependerá la interpretación y su
utilización en otros métodos (trazado de perfiles, delimitación de cuencas y jerarquización
de estas. Al realizar este análisis se deben considerar las siguientes especificaciones:
Las inflexiones mayores pueden estar complicada por inflexiones más pequeñas, las
cuales deberán reflejarse en el trazado.
Las inflexiones por donde drenan las aguas son cóncavas hacia las cotas mayores.
Es incorrecto cortar una curva de nivel dos veces, de hacerlo habremos sobrepasado el
parte de agua local.
Las líneas de las aguas se deben trazar de forma que sigan la dirección natural de las
inflexiones, no debemos forzarla para hacerlas confluir con una corriente cercana.
3. Las líneas de agua que no tienen confluencia natural con otras solamente se indicaran.
4. En las zonas llanas el grado de objetividad del procedimiento aumenta, si las curvas de
nivel se interpolan.
5. Debemos hacer una revisión por cuadricula, para no dejar zonas sin analizar.
6. En áreas con elevadas densidades de curvas de nivel nos puede ayudar el hecho de que
los caminos y carreteras generalmente son trazados siguiendo el parte de aguas.
7. Los valles se ampliaran a fin de que resalte la red de avenamiento, esto facilita la
delimitación de la cuenca.
Método cualitativo del drenaje
Este método posibilita la confección de mapas de lineamientos orientados a determinar
zonas relacionadas con posibles vías de migración y trampas estructurales para la
exploración petrolera (Cruz, 2008). Desde el punto de vista tectónico la configuración de la
red de drenaje está directamente relacionada con el tipo de estructuras y con las
características tectónicas. Las formas que el drenaje adopta en determinadas condiciones
geológicas y geográficas conforman la configuración de la red fluvial (Lamadrid, 1979).
44
La interpretación de la red de drenaje a partir de la relación Drenaje-Litología- Estructura
fue un gran apoyo en la delimitación e identificación de estructuras y lineamientos. Se
determinaron las corrientes superficiales y divisorias de las aguas correspondientes y se
reconocieron estructuras geomorfológicas sobre la base de la interpretación de los patrones
del drenaje por su configuración (Anexo Textual 1). Los lineamientos fueron interpretados
a partir de la identificación de tramos rectos, inflexiones en el curso de los ríos o cambios
bruscos y se delimitaron los parteaguas como partes más elevadas.
Mapa de disección vertical
Este mapa surge de la información de las cartas topográficas, se digitalizaron las curvas de
nivel con intervalos de 10 m a escala 1:50 000. La información hipsométrica se utilizó para
la confección de los diferentes mapas morfométricos, primero mediante el uso del software
Isovalores para la obtención de la GRID y posteriormente su trabajo en el software ANTOP
(Análisis Topográfico) para obtener los índices del relieve.
El software Isovalores fue el paso previo que se realizó para obtener una GRID de puntos
densificada, con el objetivo de no perder precisión a la hora de procesar los datos
hipsométricos, se le introdujo un paso de isolínea de 10 m y un ancho de banda de 3 m
especificada previamente por el propio software, como distancia mínima entre las isolíneas.
Se construyó la GRID en el Software Surfer 9 mediante el método de Kriging con una red
de 200x200 m lo que nos aportó el detalle requerido. Una vez obtenida esta GRID se
introdujo en el software ANTOP para la obtención de los siguientes Índices del Relieve:
Disección Vertical
Alturas Máximas
Alturas Mínimas
Alturas Medias
Pendientes
Para completar el análisis se introdujeron los resultados en el Sistema de Información
Geográfica Mapinfo 10.5 y se trabajaron mediante la extensión Vertical Mapper 3.1.1.
45
Método de disección vertical
Consiste en la diferencia relativa de altura, o sea entre la diferencia de la cota máxima y
mínima de altitud por cada celda, a partir del hecho de que los movimientos tectónicos de
ascenso (especialmente los neotectónicos) fraccionan el relieve, cuando se analiza la
superación relativa del relieve por medio de las diferentes alturas en cada área, se observan
las disecciones en ese sentido. La disección vertical está caracterizada por la profundidad
en las morfoestructuras y la superación relativa del relieve por ello los sectores de
levantamientos neotectónicos fuertes se representarán en el mapa según los valores
máximos obtenidos los cuales estarán en dependencia de las pendientes (Lamadrid, 1979).
Este mapa nos ofrece importante información sobre los procesos de la Neotectónica, por la
intensidad de los movimientos reflejados en el desmembramiento del relieve, relacionado
con los movimientos principales de las fallas en las direcciones noreste y noroeste.
Mapa de morfoisohipsas
El mapa de morfoisohipsas, se elaboró con la información hipsométrica obtenido mediante
la extensión Vertical Mapper 3.1.1, en este caso se trabajó mediante el módulo Smooth,
donde se suavizaron las curvas hipsométricas y se obtuvieron para el análisis cinco
generalizaciones que constituyeron la evolución palinspática del relieve.
Este mapa se fundamenta en la creación de un relieve hipotético despreciando los factores
exogenéticos y en el cual se manifestarán los impulsos neotectónicos. El relieve hipotético
obtenido refleja tanto las irregularidades originales de la superficie primaria, como las
condicionadas por la Neotectónica (Lamadrid ,1979).
El método de las morfoisohipsas se fundamenta en una reconstrucción palinspática del
relieve mediante el análisis de las curvas de nivel y despreciando el factor erosivo. En la
confección de este método se toma en consideración la relación existente entre la tectónica
manifestada en el área, con el proceso erosivo de la red fluvial durante el tiempo de
desarrollo del relieve. A partir del relieve actual se realizaron cinco generalizaciones que
constituyeron la base del análisis. Las zonas de fuertes pendientes se relacionaron con
zonas de fallas, las inflexiones en el sentido del aumento del valor se relacionaron también
con zonas de fallas y límites de bloques, por el contrario las inflexiones en el sentido
opuesto se relacionaron con estructuras positivas y las curvas cerradas con bloques de la
46
corteza terrestre. Con la aplicación de este método se pudo analizar la evolución de los
sistemas de drenaje, determinando áreas donde la erosión tuvo mayor expresión y donde los
movimientos neotectónicos son más marcados.
En esta investigación se utilizaron los métodos de disección vertical y de las
morfoisohipsas con la finalidad dar una idea clara y confiable de la interpretación en la
evolución y las características actuales del relieve del área, en estrecha relación con el estilo
tectónico propuesto. Para cada método aplicado se delimitaron áreas que se relacionan con
diferentes comportamientos de los índices interpretados y que se corresponden con las
determinadas por el método cualitativo del drenaje, constituyendo la base para la
construcción del esquema morfoestructural.
Mapa morfoestructural
Se confeccionó a partir de la interpretación y delimitación de las áreas arrojadas por los
métodos geomorfológicos cualitativos y cuantitativos, los cuales tuvieron gran coincidencia
con las aportadas por el método cualitativo del drenaje que constituye el de mayor
importancia en el desarrollo de esta investigación y para su completamiento se incluyeron
las manifestaciones superficiales de hidrocarburos. Este método conjuntamente con la
información de los pozos perforados, permitió la delimitación de zonas perspectivas para
enfocar la exploración.
III.2.3. Información geofísica
Se utilizaron los mapas gravimétricos y magnetométricos como base para la integración con
los métodos geólogos-geomorfológicos aplicados y de esta forma poder determinar las
áreas más perspectivas para orientar la búsqueda de hidrocarburos en el sector Majaguillar-
Corralillo. A partir del análisis de estos datos se delimitó la zona conocida como mínimo
norte cubano el cual se asocia a la presencia de los sedimentos del margen continental en el
subsuelo, constituyendo el área más favorable para la exploración petrolera.
Gravimetría
Se utilizó el mapa regional del campo gravitacional en relieve sombreado y el mapa
residual del campo gravitacional en relieve sombreado a escala 1:50 000 (Prol et al., 2009)
47
como información necesaria para la integración de los métodos geofísicos con los métodos
geólogos-geomorfológicos.
Magnetometría
El mapa del campo magnético T reducido al polo en relieve sombreado a escala 1:50 000
(Prol et al., 2009), se tomó como base para la integración de los métodos geofísicos con los
métodos geólogos-geomorfológicos.
III.2.4. Trabajos de campo
Los trabajos de campo se realizaron con el objetivo de buscar evidencias cinemáticas que
confirmaran la posibilidad de componentes transcurrentes en las fallas con direcciones
noreste-suroeste. Se analizaron varios puntos, donde se tomaron fotos de los planos de
fallas con dirección N30E y N50E, respectivamente.
En total se tomaron 15 puntos de muestreo en los que fueron determinadas evidencias
cinemáticas que muestran el movimiento sinestral en la dirección noreste, confirmando la
principal dirección de este tipo en el país. Aunque se tomaron otros puntos para determinar
la dirección del esfuerzo máximo así como detectar posibles estructuras de tipo
transcurrentes, no fue posible obtener evidencias en ellos ya que gran parte del área está
cubierta por sedimentos jóvenes, que impiden realizar mediciones estructurales (Cruz et al.,
2013) (Figura III.2).
48
Figura III.2. Mapa de ubicación de los puntos de muestreo durante el trabajo de campo
desarrollado en el sector Majaguillar-Corralillo (tomado del mapa digital 1:250 000 de la
República de Cuba)
En la Tabla 1 se ofrecen los datos que conciernen a la ubicación geográfica de cada uno de
los puntos de observación para la obtención de coordenadas de las manifestaciones
superficiales y las mediciones de elementos estructurales
49
Tabla 1. Relación de los puntos tomados durante el trabajo de campo desarrollado en
el sector Majaguillar-Corralillo
Se establecieron varios itinerarios para el desarrollo del trabajo con el objetivo de realizar
las mediciones correspondientes para la obtención de los datos (Anexo gráfico 1).
III.3. Integración y presentación de los resultados
La tercera etapa es la que presenta mayor peso científico dentro de la investigación, ya que
se procedió a la interpretación conjunta de toda la información procesada y generada en la
etapa anterior del trabajo. Se integran los resultados de los métodos geólogo-
geomorfológicos aplicados con diferentes disciplinas tales como la Geología y la Geofísica
con la finalidad de determinar las áreas más perspectivas para la exploración de
hidrocarburos.
Los resultados obtenidos a partir de la interpretación de los métodos anteriormente
explicados se integraron utilizando en el software Mapinfo 10.5. A esta interpretación se le
incorporó la información geofísica existente, lo que nos permitió corroborar los resultados
obtenidos mediante los métodos geólogo-geomorfológicos.
III.3.1. Mapa geólogo-geomorfológico
En la confección de este mapa se integra toda la información generada a partir de la
aplicación de los métodos geológicos y geomorfológicos para de esta forma representar el
50
grado de correspondencia de los métodos aplicados con las unidades geológicas, así como
la relación que guarda la configuración del drenaje con la litología en la delimitación de
estructuras geomorfológicas y su coincidencia con las formaciones más antiguas
representadas en superficie. Se muestra la disposición de las manifestaciones superficiales
de hidrocarburos respecto a los lineamientos propuestos a partir de los métodos
geomorfológicos.
III.3.2. Mapa geofísico-geomorfológico
Se realiza el mapa teniendo como base la información de los campos potenciales
(gravimétrico y magnetométrico), los cuales permiten delimitar las áreas donde pueden
encontrarse las rocas del margen continental en el subsuelo, así como los posibles espesores
de las ofiolitas. Esto permite mostrar los resultados de la aplicación de los métodos
geólogo-geomorfológicos y su relación directa con la geofísica, y de esta forma determinar
las áreas más favorables para la exploración petrolera.
III.3.3. Mapa del grado de perspectividad
En este mapa se integra toda la información procesada y generada de la combinación de
varias disciplinas como la Geología, Geofísica y Geomorfología. Este mapa permite
mostrar las zonas que presentan mayor potencial exploratorio y así realizar la
jerarquización de las áreas propuestas a partir de los resultados anteriores.
51
Capítulo IV. Resultados de la integración geólogo-geomorfológica y
geofísica
En este capítulo se realiza la interpretación de los resultados de los métodos
geomorfológicos aplicados a escala 1:50 000, a partir de los cuales se proponen áreas con
diferentes grados de perspectividad.
Se partió de la escala 1:250 000 para realizar el análisis regional de las provincias de
Matanzas y Villa Clara, comprendidas en los Bloques 9 y 10, a fin de determinar las áreas
más favorables para orientar la exploración y de esta forma tener una idea regional de las
características geomorfológicas, geológicas y petroleras.
Desde el punto de vista estructural se pudo determinar a través de los trabajos de campo
que el sector Majaguillar-Corralillo, presenta fundamentalmente dos familias de fallas que
se corresponden con las direcciones tectónicas principales de nuestro país: noroeste-sureste
y noreste-suroeste. A partir de la interpretación de los criterios geomorfológicos,
geológicos y estructurales es posible determinar fallas transcurrentes con un impacto
significativo en la actual constitución geológica del área.
Debido a las abundantes manifestaciones de hidrocarburos en superficie y en pozos, así
como la gran impregnación que presentan las rocas en algunas áreas, es posible suponer
que han ocurrido procesos tectónicos importantes, provocando la ruptura de trampas
formadas durante los procesos de cabalgamientos y la dismigración de grandes volúmenes
de hidrocarburos hacia las rocas más jóvenes, evidenciando una vez más la complejidad
estructural del área y el impacto de la neotectónica (transcurrente) sobre los procesos
anteriores. Se muestra gran correspondencia entre las manifestaciones superficiales y de
pozos y los lineamientos propuestos por los métodos geomorfológicos aplicados en el área,
además de apreciarse cierta alineación entre estas manifestaciones.
En el terreno que ocupan los Bloques 9 y 10, se pudieron determinar dos grandes áreas, que
desde el punto de vista geomorfológico y tectónico presentan diferencias notables, estas se
nombran: Área Occidental y Área Oriental (Cruz, 2003).
Área Occidental: Esta se presenta prácticamente como una estructura circular, donde la
morfología de la costa es sintética a los sistemas de las fallas Hicacos y Cochinos,
relacionado esto con los procesos de actividad neotectónica producto de los movimientos
52
compresivos y distensivos, que se producen producto de los desplazamientos sinestrales y
dextrales. Se identifican tres sectores fundamentales, los cuales se nombran: A, B y C
(Figura IV.I).
El área es tectónicamente compleja, reflejando un gran desmembramiento del relieve, lo
que conduce a pensar en una zona de gran inestabilidad neotectónica, fundamentalmente
hacia el sector A en su extremo centro-sur en el que se identifican las estructuras
levantadas.
Figura IV.1. Esquema morfotectónico de las provincias de Matanzas y Villa Clara, mostrando
las áreas geomorfológicas y las principales direcciones de fallas y lineamientos a escala 1:250
000 (Álvarez et al., 2001).
Área Oriental: Se presenta con fallas que mantienen un desplazamiento de tipo dextral,
que se observa en la morfología de la costa norte, así como los cambios rectangulares que
se producen en el drenaje y muestran un menor desarrollo areal de la tectónica. Se
identificaron según las características morfológicas y tectónicas diferentes sectores que se
nombran: D, E, F, G, H y se incluyen en la estructura regional 9.
De las cinco áreas delimitadas la D y E se corresponden con el área de trabajo determinadas
en la región a una escala de detalle, donde se limitan por fallas que presentan las dos
direcciones fundamentales que ratifican los trabajos realizados.
53
La interpretación geomorfológica regional estuvo basada fundamentalmente en el método
cualitativo del drenaje. Se analizó la red de drenaje a escala 1:250 000 (Figura IV.2), se
identificaron lineamientos importantes correspondientes con estructuras disyuntivas. Se
determinaron sistemas asociados a los procesos de transcurrecia fundamentalmente en la
dirección noreste-suroeste, ubicados en su mayoría en la parte occidental del área, ya hacia
la parte oriental se desarrollan además direcciones noroeste-sureste asociadas a los
procesos compresivos.
Figura IV.2. Esquema de la red de drenaje de las provincias de Matanzas y Villa Clara
(modificado del mapa digital 1:250 000 de la República de Cuba)
Es de destacar que en el esquema de lineamientos del bloque 9 se pueden observar los
lineamientos fundamentales asociados a la dirección noroeste-sureste, que de alguna
manera se relacionan con la dirección del rumbo cubano y las posibles trampas petroleras
(Anexo Gráfico 2).
De las áreas determinadas por trabajos anteriores el área D se distingue por presentar las
direcciones fundamentales para conformar estructuras levantadas, posibles trampas y
posibles vías de migración que corrobora la regionalización realizada anteriormente. En la
54
estructura D (Área I) se aplicaron métodos geomorfológicos a menor escala, que
conjuntamente con los trabajos de campos muestran condiciones favorables para la
búsqueda de hidrocarburos en esta área (Cruz, 2003).
IV.1. Métodos geomorfológicos a escala regional 1:250 000
En el análisis de la red de drenaje y su interpretación se tomaron en consideración varios
elementos:
1. Configuración
2. Densidad de la red de drenaje
3. Asimetría de los valles fluviales
4. Direcciones fundamentales de las corrientes
5. Fenómenos fluviales relacionados con la tectónica
La interpretación de los sistemas de drenajes se realizó en una escala 1: 250 000, para hacer
las valoraciones regionales del área de estudio. Entre los principales ríos se encuentran: San
Antón, La Palma, Meteoro y Cañas. En las cuencas de la región no se observa con claridad
una configuración asimétrica y se caracteriza por ríos que corren a partir del parteaguas
principal, que se encuentra al sur del área de trabajo, centralmente y en todo un recorrido
este-oeste aproximadamente se desarrollan divisorias de las aguas como levantamientos
geomorfológicos que se ratifican con gradientes topográficos (Figura IV.3).
Desde el occidente hasta el oriente desembocando en la costa norte, se identificaron los ríos
por la interpretación cartográfica a escala 1:250 000, y se tomaron fundamentalmente los
nombres en las cartas topográficas a escala 1.50 000 de las diferentes cuencas relacionadas
con ríos, arroyos y afluentes que se describen a continuación:
En las zonas relacionadas con el canal del Roque y afluentes al norte del río San Antón, se
realizó el análisis para la identificación del sistema de drenaje existente relacionado con las
características del relieve, inflexiones de las curvas y características de las cuencas
paralelas. Por lo que en esencia hay una cuenca de dirección sureste-noroeste que se
caracteriza por los cambios de las direcciones de las corrientes, más pronunciadas hacia la
desembocadura en la costa norte.
55
Figura IV.3. Esquema que muestra los principales ríos del sector Majaguillar-Corralillo
elaborado a partir de la información de las cartas topográficas 1:50 000
El río La Palma, conforma la mayor cuenca del área, donde se asocian elementos de
gradientes relacionados con las alturas de Bibanasí; corre con una dirección sureste-
noroeste, con una desviación suave en su parte central y un cambio estructural más
pronunciado en la misma dirección hacia la desembocadura en la costa norte, que
prácticamente determinan los cambios de los sistemas de drenaje en el área de estudio.
Paralelo hacia la región oriental, le sigue el río Meteoro que corre en dirección noroeste-
sureste, el cual tiene una cuenca de menores dimensiones.
La cuenca más oriental está relacionada con el río Cañas, el que tiene una dirección
noroeste-sureste, similar a las anteriores, pero con una configuración hacia la costa norte
muy diferente ya que desemboca con dirección suroeste-noreste. Esta cuenca es de gran
amplitud y su configuración es generalmente alargada, se expande fuera de los límites del
área de estudio e influye en los principales elementos estructurales.
Hacia la zona meridional se encuentra la mayor densidad del sistema de drenaje
relacionado con afluentes presentando direcciones generalmente caóticas, identificándose
56
las dos direcciones principales noreste y noroeste, haciendo que la configuración fluvial en
el área se exprese de forma asimétrica norte-sur, lo que posibilita realizar la división
geomorfológica. Teniendo en cuenta la configuración de los sistemas fluviales, el sector se
caracteriza por una combinación compleja, en la que se presentan ríos con una
configuración generalmente dendrítica, rectangular, angular y concéntrica.
La disposición del área es el resultado de la heterogeneidad litológica representada
fundamentalmente por rocas postorogénicas, arco volcánico, ofiolitas y los sedimentos del
margen continental.
IV.2. Resultados de la aplicación de los métodos geomorfológicos a escala 1:50000
IV.2.1. Interpretación de la red de drenaje
La interpretación en esta escala de detalle se realizó de identificando todas las posibles
corrientes fluviales desde los ríos principales hasta sistemas de paleo drenajes propios de la
interpretación cartográfica. En este esquema se pudo observar una mayor densidad del
drenaje y se hace más evidente los gradientes y las asimetrías de las cuencas fluviales, se
identifican dos regiones fundamentales: septentrional y meridional con una dirección
suroeste-noreste que guarda gran correspondencia con la geología de superficie (Figura
IV.4).
Fue posible identificar tres áreas fundamentales en la región septentrional los cuales
llamaremos (IB, I, IA), de occidente a oriente y hacia la región meridional dos áreas (II,
IIA).
Área IB: Cubre la mitad de la cuenca más occidental, asimétrica y los sistemas de drenaje
se establecen en las direcciones oeste-este, ocupando la menor dimensión y aparecen dos
pozos perforados tales como Golden Hope y T1, se encuentra cubierta por la Formación
Guines y el pozo Golden Hope demuestra la presencia de rocas postorogénicas ya que a una
profundidad final de 912 m tuvo el tope de la secuencia Zaza a 784 m lo que indica que el
tope del postorogénico esta aproximadamente igual que los pozos San Antón, Majaguillar
1, Majaguillar Este y La Manuy, ubicados esencialmente en el área conocida como el
yacimiento Majaguillar.
Área I: Se ubica en la parte central de la región septentrional donde concurren la parte
oriental de la cuenca San Roque y la cuenca occidental del río La Palma donde se
57
establecen las direcciones noroeste-sureste en estas dos subcuencas. Se concentran
abundantes manifestaciones superficiales de petróleo. Las rocas de la Unidad Tectono-
Estratigráfica Placetas se hunden hacia la parte septentrional evidenciado por la
información obtenida de los pozos. También se observa una gran densidad de los sistemas
de drenajes siendo muy interesante las áreas levantadas desde el punto de vista
geomorfológico que están asociadas a esta dirección del rumbo cubano relacionadas a
frentes de cabalgamientos por lo que reviste un gran interés desde el sur hasta la zona de
Majaguillar.
Área IA: Ocupa la parte más oriental de la región septentrional y aparece una menor
densidad del drenaje con los patrones paralelos relacionados con rocas del postorogénico.
Se encuentran perforaciones profundas y manifestaciones de aguas sulfurosas y el
postorogénico cubre el 70 %, con ventanas tectónicas de las unidades tectono-
estratigráficas Placetas y Camajuaní y su cobertura sinorogénica.
Área IIA: Se encuentra hacia la parte más occidental de la región meridional y se
establecen con mayor incidencia la dirección noroeste-sureste y norte-sur en los afluentes
del río La palma, con una gran densidad y presencia de perforaciones profundas hacia la
parte occidental, en la cual aparece una estructura casi circular en los sistemas de drenaje
que puede ser muy interesante por el levantamiento geomorfológico que se establece y
donde los pozos se quedan aproximadamente en el contorno. Esta área se encuentra
cubierta por rocas del postorogénico.
Área II: Se localiza hacia la parte más oriental de la región meridional, se observa mayor
densidad de la red de drenaje y se concentra la mayor cantidad de perforaciones. Se
evidencia una gran inestabilidad tectónica a partir del mapa geológico y esquemas de
lineamientos obtenidos. Los levantamientos geomorfológicos se corresponden en gran
medida con las rocas más antiguas, limitadas en el borde occidental por el río La Palma,
responsable del origen estructural del área y que influye en la conformación de una
estructura casi circular, propia de los afloramientos de las rocas del Arco Volcánico,
Ofiolitas y el Margen Continental. En el yacimiento Motembo el sistema de drenaje se
conforma casi radial como una estructura cerrada y levantada muy similar a la estructura
más oriental (IIA) y constituye un elemento muy significativo en la historia petrolera del
sector.
58
Figura IV.4. Mapa de drenaje, interpretado a partir de la información de la red hidrográfica
en una escala 1: 50 000 que muestra las áreas determinadas mediante el método cualitativo
del drenaje representando diferentes configuraciones de drenaje
IV.2.2. Interpretación de los lineamientos por el método cualitativo del drenaje
Al determinarse las corrientes superficiales y divisorias de las aguas se identificaron
lineamientos que pudieran estar asociados con fracturas y fallas relacionadas a las posibles
vías de migración y trampas estructurales, además se determinaron estructuras circulares y
semicirculares que constituyen patrones geomorfológicos para determinar las áreas con
mayores perspectivas exploratorias.
En la interpretación para la identificación de los lineamientos se tuvieron en cuenta
cambios de rumbo del drenaje, tramos rectos y divisorias de las aguas, lo que conformó un
esquema de lineamientos donde se observan las dos direcciones tectónicas fundamentales
para Cuba, noreste-suroeste y noroeste-sureste, en el cual se observa que la densidad de
lineamientos se relacionan con la densidad de la red fluvial (Figura IV.5).
59
Figura IV.5. Interpretación de los lineamientos mediante el método cualitativo del drenaje y
la rosa de diagrama que representa las principales direcciones estructurales a escala 1:50 000
Se interpretaron lineamientos cuyas direcciones fundamentales quedan representadas en la
rosa de diagrama, pudiéndose comprobar que existe una tendencia hacia las direcciones
noreste-suroeste, noroeste-sureste y en menor medida la dirección oeste-este. En la
dirección noroeste-sureste se encuentra la mayor frecuencia de los lineamientos mientras
que los de mayor magnitud se encuentran en la dirección noreste-suroeste, pero con menos
frecuencia.
A partir de la generalización de los lineamientos se aprecia un lineamiento central de
dirección noreste-suroeste considerado como una posible zona de fallas con desplazamiento
sinestral, relacionado directamente con los sistemas alineados de drenaje en el que se
conjugan los ríos principales, afluentes, cambios de rumbos y cambios de órdenes de los
60
ríos. Extendiéndose desde la parte suroccidental hasta la nororiental uniendo los siquientes
ríos: Río San Roque, Pica Pica, Perdomo afluentes de La Palma, propiamente el río La
Palma, Mojabragas afluente del Meteoro y finalizando el área de estudio por el río Cañas.
Por su salida en Baños de Elguea hacia la costa oriental, se denomina lineamiento Elguea,
el cual divide el sector en dos regiones fundamentales: Septentrional (I, IA y IB) y
Meridional (II y IIA) (Figura IV.6).
Figura IV.6. Mapa de lineamientos interpretado a partir de la información de la red de
drenaje a escala 1: 50 000, mostrando las áreas determinadas mediante el método cualitativo
del drenaje (I, IA, IB, II y IIA)
IV.2.3. Interpretación del mapa de disección vertical
El mapa de disección vertical permitió diferenciar los sectores que presentan mayores
gradientes de disección del relieve, punto de partida para analizar las zonas donde la
neotectónica ha tenido una mayor influencia (Figura IV.7).
61
Figura IV.7. Mapa que muestra las áreas determinadas mediante el método cualitativo del
drenaje (I, IA, IB, II y IIA) y su coincidencia con las aportadas por el método de disección
vertical a escala 1:50 000
A partir de la interpretación de estos datos fue posible determinar varias áreas con
diferentes grados de desmembramiento del relieve, que se corresponden en gran medida
con las interpretadas mediante el método cualitativo del drenaje.
El sector se caracteriza por presentar valores bajos entre 0-5 m/km2 lo que hace que existan
de norte a sur: llanuras laguno-palustres, abrasivo-acumulativo ligeramente diseccionada y
abrasivas y abrasivo-denudativas diseccionadas (Atlas de Cuba, 1978); en este caso el
grado de desmembramiento general del relieve es bajo y los gradientes de disección son
suaves.
Interpretación de la disección vertical
Área IA: Los valores de disección son bajos, asociados a un bajo desmembramiento del
relieve; de forma general los valores más bajos de disección se encuentran cercanos a la
62
línea de costa no sobrepasando los 5 m/km² y el gradiente de la disección es muy suave,
aunque hacia una parte pequeña del área estos valores alcanzan 25 m/km².
Área IB: No se observan valores de disección por lo que es un área que presenta un grado
de disección muy bajo y el desmembramiento del relieve es de menor intensidad.
Áreas I y II: Ubicados en el sector central del área septentrional (I) y la parte más oriental
del área meridional (II) respectivamente, predominan los valores que alcanzan más de 50
m/km², lo que se comporta diferente del resto de la región a pesar de presentarse valores de
disecciones diferentes se puede decir, que el comportamiento del resto del territorio es más
homogéneo con respecto a esta zona. El salto en los valores de disección lo podemos
asociar a escalones geomorfológicos posiblemente producido por fallas, el gradiente de la
disección se hace más abrupto en esta zona con respecto al resto de la región y el
desmembramiento del relieve es muy fuerte. Todas estas condiciones indican que se
comportó como un área de levantamiento donde la dirección predominante está asociada a
la noroeste-sureste, pudiéndose asociar a posibles fracturas o zona de fallas.
Las características de la disección vertical en estos sectores nos indican que la influencia
de la neotectónica ha sido más intensa con respecto al resto de los sectores. Es de destacar
que existe una diferencia notable hacia el área I con respecto a la inestabilidad tectónica ya
que al norte, en el área Majaguillar se comporta como una zona muy tranquila.
Área IIA: No se observan valores de disección por lo que es un área que presenta un grado
de disección muy bajo y el desmembramiento del relieve es de menor intensidad, aunque
estos hacia la parte sureste del área son más elevados de hasta más de 35 m/km², por lo que
existe un relativo aumento de estas características morfométricas que indican una mayor
inestabilidad tectónica.
IV.2.4. Interpretación de las morfoisohipsas
Para la interpretación tectónica de las morfoisohipsas se realizaron cinco generalizaciones a
partir del relieve actual, de ellas se analizaron con mayor profundidad la primera y la quinta
generalización del relieve, ya que en estas dos es donde se observan los mayores cambios
en la evolución del mismo, resaltando en la quinta generalización una estructura cerrada de
gran importancia desde el punto de vista exploratorio, además se levantó la red de drenaje
63
para estas generalizaciones y se interpretaron las principales direcciones estructurales
(Figura IV.8).
Figura IV.8. Mapas a escala 1:50 000 que muestran las morfoisohipsas combinadas con las
áreas geomorfológicas. A: Primera generalización del relieve. B: Quinta generalización del
relieve
La interpretación de las morfoisohipsas aportó una evolución tectónica del área que
confirmó la existencia de una zona elevada o escalón geomorfológico donde se concentran
las mayores alturas, ubicadas en la región central del área septentrional (I) y la parte más
oriental del área meridional (II) respectivamente. Aquí la influencia de la neotectónica ha
sido más marcada con respecto al resto de las áreas, además se pudo comprobar la
presencia de direcciones estructurales determinadas por inflexiones en las isohipsas en el
sentido del aumento de valor de estas que pueden coincidir con fallas geológicas
fundamentalmente en la dirección noroeste en este caso asociada a la etapa de los
cabalgamientos en Cuba y que en algunos casos coinciden con lineamientos propuestos
mediante el método cualitativo del drenaje.
En los esquemas relacionados con las morfoisohipsas se pudo comprobar la relación
existente con la división geomorfológica realizada por los sistemas de drenaje, donde se
dividieron cinco áreas por el lineamiento central Elguea, lo que hace que existan tres áreas
64
al norte y dos al sur. A continuación se presenta una explicación de los esquemas de la
primera y quinta generalizaciones del relieve.
Primera generalización del relieve
En la región septentrional existen de oeste-este las divisiones de las áreas IB, I y IA.
Área IB: En esta área no es representativo para la determinación de las estructuras, de
alguna manera tiene que ver con una zona muy tranquila con poca densificación del
drenaje.
Área I: Este esquema comienza a destacar la evolución de las estructuras primarias, pero
demostrando la gran inestabilidad tectónica y direcciones principales de gradientes y
lineamientos en general, observándose diferentes desplazamientos y una orientación
fundamental noroeste-sureste combinada con la noreste-suroeste, determinándose la gran
división geomorfológica norte-sur con diferencias muy marcadas con respecto al área de
Majaguillar, en el cual no se observa ningún gradiente importante por las características de
las llanuras y de las rocas del postorogénico que hacen del área una disección vertical muy
baja, solo los sistemas de drenajes indican diferentes elementos estructurales.
Área IA: En este sector se definen direcciones estructurales con un gradiente homogéneo,
de forma escalonada hacia el sur donde se identifican los mayores valores altimétricos.
Quinta generalización del relieve
La quinta generalización permite estimar el paleorelieve de un área específicamente. En
Cuba es conocido que el timing o la relación temporal existente entre la formación de las
trampas y los procesos de migración y entrampamiento de los hidrocarburos, es favorable,
es decir que primero ocurrió la formación de las trampas y posteriormente la migración del
petróleo. Los procesos tectónicos que dieron origen al cinturón plegado y sobrecorrido
cubano fueron los mismos que provocaron la formación de estructuras levantadas en el
subsuelo de las rocas del margen continental, por lo que es posible suponer a partir de la
interpretación de la generalización del relieve, que la estructura geomorfológica ubicada
dentro del área I, está asociada a un levantamiento en el subsuelo de las rocas del margen
continental. Es posible ubicar este paleorelieve en un momento posterior a la formación de
65
las trampas, ya que anteriormente no debieron existir estructuras levantadas donde se
pudieran entrampar los hidrocarburos. En la región meridional existen de oeste-este las
divisiones de áreas: II y IIA.
Área IIA: Ocupa el borde más occidental de la región meridional que se corresponde con
cierta regularidad a levantamientos hacia el sur sin significativos gradientes que son
prácticamente homogéneas muy similar al área IA, pero con valores mayores de altimetría.
Área II: Se muestra la mayor inestabilidad tectónica, representándose fundamentalmente la
dirección noroeste-sureste combinada con la noreste-suroeste, siendo muy similar al área I.
En el esquema de las generalizaciones de las morfoisohipsas dentro del área I se diferencia
Majaguillar al norte, representada por una zona muy baja y el resto del área al sur, y se
observa un levantamiento geomorfológico que indica un abombamiento antiguo con una
influencia en las estructuras jóvenes postorogénicas provocadas por fenómenos y procesos
tectónicos recientes rediseñando las estructuras preexistentes y reactivando antiguas vías de
migración.
Interpretación morfoestructural
En la interpretación morfoestructural se tuvieron en cuenta los índices geomorfológicos
tanto cualitativos como cuantitativos y se delimitaron en función de ellos las áreas antes
mencionadas a manera de generalización. En este esquema además quedaron representadas
las principales direcciones estructurales obtenidas mediante la generalización de los
lineamientos interpretados por el método cualitativo del drenaje, que es por excelencia el
aplicable para la interpretación geomorfológica estructural, delimitando áreas y
lineamientos que constituyen las principales direcciones propuestas.
Sobre la base de los métodos geomorfológicos cualitativos y cuantitativos se realizó una
generalización morfoestructural (Figura IV.9). En este esquema, además quedaron
representadas las principales direcciones estructurales obtenidas mediante la generalización
de los lineamientos interpretados por el método cualitativo del drenaje. Existe coincidencia
de las áreas determinadas a partir del método cualitativo del drenaje, con las aportadas por
los métodos cuantitativos de disección vertical y morfoisohipsas estas áreas
geomorfológicas fueron divididas por el lineamiento central Elguea con orientación
66
noreste-suroeste, el cual coincide con la dirección principal de las fallas transcurrentes en
Cuba.
Figura IV.9. Mapa morfoestructural que muestra las áreas interpretadas por el método
cualitativo del drenaje, lineamientos principales y su relación con las manifestaciones
superficiales y de pozos a escala 1:50 000
Por las consideraciones antes expuestas es posible establecer las áreas I y II, como las más
levantadas desde el punto de vista geólogo-geomorfológico aspecto, que les confiere a estas
las mayores perspectivas para orientar la búsqueda de hidrocarburos, ya que estos
levantamientos del relieve puede estar asociados a elevaciones estructurales en el subsuelo
formando excelentes trampas para las acumulaciones de hidrocarburos.
Área I: Se encuentra ubicado hacia la parte central de la región septentrional, es una zona
donde los lineamientos presentan las direcciones estructurales noreste y noroeste. Se asocia
a una estructura o bloque geomorfológico elevado, caracterizado por una gran inestabilidad,
representado por las alturas de Bibanasí, extendiéndose de noroeste-sureste
aproximadamente, el relieve es más diseccionado y existe más inestabilidad, se asocian
valores de disección altos en curvas cerradas, lo que pudiera ser el reflejo de estructuras en
67
profundidad, se expresa la dirección noreste en la evolución del relieve, hecho que se
demostró a través del estudio de las morfoisohispas, Se evidencia un fuerte control
estructural en los sistemas de drenaje, con cambios bruscos en el curso de los ríos como es
el caso del río La Palma, además se muestra una estructura levantada hacia la parte sureste
de gran importancia para orientar la exploración petrolera.
Área II: Se encuentra hacia la parte más oriental de la región meridional, es una zona
donde los lineamientos presentan las direcciones estructurales noroeste-sureste bien
marcada y la noreste-suroeste menos representada, los sistemas de drenaje comienzan a
cambiar su curso hacia la dirección noroeste-sureste fundamentalmente, el relieve es más
diseccionado y existe inestabilidad, se asocian a valores de disección altos en curvas
cerradas los que pudieran ser reflejos de estructuras en profundidad. Se expresa la
dirección noroeste en la evolución del relieve, hecho que se demostró a través del estudio
de las morfoisohispas. Los procesos neotectónicos afectaron esta área, teniendo su mayor
expresión hacia la porción noroeste.
De manera general en el área de estudio existe gran correspondencia de las manifestaciones
superficiales y pozos y los lineamientos determinados por la geomorfología.
Los lineamientos en la región septentrional relacionados con las áreas I y IA, presentan una
gran coincidencia con las manifestaciones en superficie y se ubican prácticamente paralelos
en toda la orientación de la posible zona de falla denominada Elguea, por lo que justifican
su relación con las posibles vías de migración.
IV.3. Interpretación geólogo-geomorfológica
Las áreas I, IA y II son las zonas más levantadas desde el punto de vista geólogo-
geomorfológico, aspecto que se evidencia producto a los afloramientos de las rocas del
margen continental y la asociación ofiolítica, mientras que en el resto de las áreas
predominan los afloramientos de las rocas más jóvenes (áreas IB y IIA), representadas por
la Formaciones Guines, Los Arabos, Colón y Tinguaro.
Hacia el área I en el esquema morfoestructural, la situación del relieve cambia, se
caracteriza hacia la parte central por un fuerte desmembramiento, y la influencia de los
movimientos neotectónicos es marcada con respecto a las áreas IA y IB. Los afloramientos
son correspondientes al Grupo Veloz y se cubre discordantemente por las Formaciones
68
Amaro, Arabos, Peñón, Santa Teresa y rocas de la Asociación Ofiolítica. El hecho de que
en esta zona afloren las rocas del margen continental corrobora la existencia de una
estructura elevada determinada por los métodos geomorfológicos, tanto cualitativos como
cuantitativos. En dicha área se concentran un grupo importante de manifestaciones
superficiales de hidrocarburos, así como grandes volúmenes de rocas asfálticas con un
grado muy elevado de impregnación, las que se concentran en la zona de Peñón, Angelita,
Santa Gertrudis, San Felipe y San Miguel de los Baños, puntos que fueron visitados en el
trabajo de campo realizado.
Los petróleos en esta área pertenecen a la Familia I, basado en la clasificación de los
petróleos cubanos, además se conoce el gran potencial generador de las rocas madre de esta
familia, lo que es posible emitir criterios en cuanto a volúmenes de hidrocarburos
generados, de ahí las grandes posibilidades de encontrar acumulaciones significativas de
petróleo pesado en esta área que se corresponde con el Sistema Petrolero Grupo Veloz -
Grupo Veloz (!), asociado a la Familia I de crudos cubanos y a la Unidad Tectono-
Estratigráfica Placetas, el cual constituye el principal sistema petrolero en Cuba. La
manifestación San Miguel de Los Baños está caracterizada como petróleos de la familia III,
cuya roca madre se espera haya sido la Formación Carmita, con un elevado contenido
terrígeno-arcilloso.
Dentro del área I se encuentra la estructura cerrada detectada a partir de la aplicación del
método cuantitativo de las morfoisohipsas de gran interés exploratorio.
En la figura IV.10 se muestra la relación existente entre el método de las morfoisohipsas
(quinta generalización del relieve), la geología de superficie y los lineamientos
geomorfológicos. Se observa un abombamiento que parece corresponder con estructuras
más antiguas de las secuencias sedimentarias del margen continental en el subsuelo. Es
importante destacar que asociado a este levantamiento aparece un lineamiento suroeste-
noreste, posible zona de fractura o falla, relacionada con las acumulaciones de petróleo
(Peñón y Angelita) que le confieren una mayor importancia desde el punto de vista
exploratorio al área.
69
Figura IV.10. Mapa geológico de la zona Peñón combinado con la quinta generalización de las
morfoisohipsas y lineamientos principales que se muestra en el perfil S-N, a escala 1:50 000
Se confeccionó el perfil esquemático de la zona Peñón con dirección sur-norte con el
objetivo de mostrar la distribución de las formaciones geológicas en el subsuelo así como la
presencia en superficie de la acumulación Peñón y las posibles vías de migración de los
hidrocarburos (Figura IV.11).
Figura IV.11. Perfil esquemático de la zona Peñón que muestra la posible disposición de la
Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas en el subsuelo y la presencia de la acumulación de
hidrocarburos que posiblemente dio origen a la mina Peñón
70
Se conoce que los petróleos de la manifestación Peñón pertenecen a la Familia I de los
petróleos cubanos, aspecto que permite correlacionar la roca madre a la Unidad Tectono-
Estratigráfica Placetas con un gran potencial de generación capaz de llenar grandes
trampas. Teniendo en cuenta la gran impregnación de petróleo que muestran las rocas en la
manifestación Peñón es posible hablar de un volumen considerable de petróleo almacenado,
estos aspectos permiten inferir que la mina Peñón se formó como resultado de la
dismigración de petróleos proveniente de una acumulación de grandes dimensiones ubicada
a mayor profundidad en el subsuelo. Este aspecto le confiere al área una gran perspectiva
para la exploración petrolera y futuros trabajos de mayor detalle.
En el área IA se presentan los lineamientos de dirección noroeste y noreste con una
configuración paralela y se muestran algunas estructuras elevadas según las anomalías de la
red de drenaje, hacia la parte central aflora la secuencia de la zona Placetas y en la
estructura La Teja, además se han cartografiado los mármoles proterozoicos del basamento
del paleomargen de las Bahamas. En el límite de este último aflora el frente del
sobrecorrimiento de Placetas sobre Camajuaní por el grupo Veloz en esta área se han
perforado diferentes pozos Puentes 1, Guadal 1, Corralillo 1 e Itabo 100, los que han
cortado las secuencias de las unidades tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní al
encontrarse más al norte, por lo que pudiera encontrarse hidrocarburos procedentes de las
rocas madres de ambas. Aunque muchos de estos pozos han tenido escasas manifestaciones
de hidrocarburos, en el área existen otras manifestaciones que evidencian la posibilidad de
encontrar acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo: Baños de Elguea, con los
manantiales termales sulfurosos, manifestaciones de gas en superficie y petróleo pesado
(Anexo textual 1).
En el Área II se representan los sistemas de lineamientos en la dirección noroeste, más al
sur estos se entrecruzan con la dirección noreste. En la misma se ubica el yacimiento
Motembo, que por mucho tiempo produjo importantes volúmenes de hidrocarburos líquidos
y gaseosos. En superficie se observa una gran aflorabilidad de las rocas del margen
continental y de la asociación ofiolitica. Los hidrocarburos tienen su origen debido a la
materia orgánica tipo III, originada en las escamas profundas de la Unidad Tectono-
Estratigráfica Placetas (FormaciónCarmita) y que migraron a lo largo de fallas en esta área.
71
Si se observan los mapas geológicos actuales no fue cartografiada la Formación Vega Alta,
la cual es el sello regional de la Franja Norte de Crudos Pesados, por lo que muchos autores
afirman la ausencia de sello en esta región, constituyendo el principal riesgo exploratorio.
Los trabajos recientes (García., 2010) revelaron la presencia de esta unidad al sur del
poblado Corralillo, aspecto que posibilita inferir la presencia de este sello para
acumulaciones existentes en profundidad. Las evidencias geológicas, geomorfológicas y
petroleras indican para esta área un bajo grado de perspectividad, según las perforaciones
más recientes los espesores de las rocas ofiolíticas son muy grandes y no fueron
encontradas las rocas del margen continental en las cuales se esperaba tener producciones
de petróleo. En este caso es importante destacar que la interpretación geomorfológica
aportó posibles estructuras elevadas en esta área mediante la interpretación de los
parteaguas y análisis de los sistemas de drenaje.
Teniendo en cuenta todos los elementos que pudieran formar parte de un sistema petrolero
en las áreas I y II, se concluye que la más perspectiva para la exploración petrolera es el
área I, debido a que afloran rocas jóvenes que pueden constituir el sello para las escamas
más profundas de las unidades tectono-estratigráficas Placetas y Camajuaní y la presencia
de abundantes manifestaciones superficiales y de pozos, fracturas y fallas que constituyen
las vías de migración. Es necesario destacar que la mayor concentración de manifestaciones
superficiales de hidrocarburos se encuentra en esta área, así como grandes volúmenes de
rocas asfálticas con un grado muy elevado de impregnación. Este aspecto permite suponer
que pueden existir grandes acumulaciones en el subsuelo, debido a la presencia de rocas
asfálticas en superficie las cuales constituyen dismigraciones de depósitos preexistentes en
profundidad.
A partir del análisis integrado de los datos precedentes, en conjunto con las nuevas
evidencias geomorfológicas, geológicas y estructurales, fue posible determinar las dos
zonas principales para orientar los trabajos exploratorios futuros (Figura IV.12).
72
Figura IV.12. Mapa de integración que muestra la relación que existe entre los datos
geológicos y los resultados de la aplicación de los métodos geomorfológicos a escala 1:50 000
Teniendo en cuenta las evidencias obtenidas en el campo y en el esquema de drenaje y
morfoisohipsas, fue posible corroborar la existencia de un lineamiento central llamado
Elguea, como posible falla sinestral, la cual ha provocado estructuras levantadas en el
relieve y posteriormente su desplazamiento. Este aspecto es de gran importancia para la
exploración petrolera en el área, debido a que estos movimientos pudieran ser la causa de
las grandes dismigraciones que existen en la Formación Peñón, de edad Eoceno Medio
parte alta. En el mapa de la quinta generalización de las morfoisohipsas muestran un gran
levantamiento geomorfológico en la parte central del área, coincidiendo con una zona de
mínimos gravimétricos y magnéticos los cuales pueden asociarse a un levantamiento de las
rocas del margen continental en el subsuelo.
Como ha sido comprobado en otras áreas donde existen grandes dismigraciones
superficiales de hidrocarburos existen también acumulaciones en el subsuelo, por ejemplo
73
Boca de Jaruco, aspecto que le confiere grandes perspectivas para encontrar acumulaciones
comerciales al área de estudio. Con este sentido, teniendo en consideración varios criterios
exploratorios de la cadena del valor del proceso exploratorio se plantea que el área con
mayor potencialidad para la existencia de acumulaciones de hidrocarburos, es hacia la parte
sur ubicada dentro del área geomorfológica I.
IV.4. Integración con los métodos geofísicos
Teniendo en cuenta la información de los campos potenciales (Gravimetría y
Magnetometría) y su relación con la litología y la estructura, se determinaron las áreas más
favorables para la exploración petrolera, las cuales se corresponden con la presencia de los
sedimentos del margen continental por debajo de las rocas de la Asociación Ofiolítica. En
la figura IV.13 se expresa claramente tres zonas de máximos intensos. Por analogía con el
máximo A (Motembo) se puede suponer que B está generado por un cuerpo ultrabásico
cuyo tope está más profundo, o que es más pequeño que su homólogo de Motembo. En
cambio el máximo C se supone generado por grandes cuerpos del Arco Volcánico
Cretácico cuya base se encuentra a más de 5 km de profundidad (Prol et al., 2009).
74
Figura IV.13. Mapa regional del campo gravitacional a escala 1:50 000 en relieve sombreado
que muestra los cuerpos ultrabásicos protusivos (A-B) y cuerpos del Arco Volcánico del
Cretácico (C) con las áreas geomorfológicas divididas por el lineamiento central Elguea
(modificado de Prol et al., 2009).
El área I resultado de la división geomorfológica se encuentra dentro de una zona de
mínimos gravimétricos regionales, que se corresponde con el mínimo norte cubano, es
conocido por trabajos exploratorios realizados que esta zona de mínimos se relaciona con la
presencia de las rocas del margen continental en el subsuelo aspecto que le confiere un gran
potencial exploratorio.
El área II se corresponde con el máximo Motembo (A) el cual constituye un máximo
gravimétrico muy fuerte, este aspecto se corresponde con los grandes espesores de rocas de
la Asociación Ofiolítica que ha sido comprobado por la perforación de pozos. De
encontrarse la secuencia del margen continental debajo de este gran cuerpo serpentinítico
su potencial petrolero sería muy pobre, debido a que sus propiedades como reservorio
serían malas por la gran compactación que ejerce ese cuerpo serpentinítico tan denso
(Figura IV.14).
75
Figura IV.14. Mapa residual del campo gravitacional a escala 1:50 000 en relieve sombreado
con las áreas geomorfológicas (modificado de Prol et al., 2009).
A partir del mapa de anomalías residuales, es posible determinar pequeños máximos locales
débiles, los cuales se asocian con elevaciones de margen continental, bajo los sedimentos
más jóvenes e incluso bajo las rocas de la Asociación Ofiolítica (Prol et al., 2009),
resultando las zonas más atractivas para orientar la exploración de hidrocarburos (Figura
IV.15).
Al comparar el mapa gravimétrico y el mapa magnetométrico (Figuras IV.13 y IV.15), se
aprecia que las zonas de máximos magnéticos (A, B) se corresponden con sus homólogos
gravimétricos, aspecto que demuestra que estos máximos están asociados a grandes cuerpos
de rocas ultrabásicas serpentinizadas. El cuerpo C, por su parte debido a la relación espacial
que guarda y teniendo en cuenta la geología de superficie, se relaciona con cuerpos muy
potentes (5 km) del Arco Volcánico Cretácico (Prol et al., 2009). Teniendo en cuenta estos
76
elementos no se recomienda la búsqueda de yacimientos relacionados a las rocas del
margen continental por debajo de estos grandes cuerpos antes mencionados.
Como se observa, el área geomorfológica I se relaciona con un mínimo magnético regional
hacia la parte noreste del sector, lo cual se comporta de igual manera con la gravimetría por
lo se reafirma la posibilidad de encontrar las rocas del margen continental mientras que el
área geomorfológica II, se corresponde con un máximo magnético el cual está asociado con
un gran cuerpo de rocas ultramáficas serpentinizadas, Motembo (Figura IV.15).
Figura IV.15. Mapa del campo magnético T a escala 1:50 000 reducido al polo en relieve
sombreado con las áreas geomorfológicas (modificado de Prol et al., 2009).
A partir de la combinación de los mapas geológico y geomorfológicos con la geofísica se
pudo determinar que la división geomorfológica en las cinco áreas (I, IA, IB, II, IIA) tiene
una relación directa con la gravimetría, ya que en el mapa residual del campo gravitacional
(Prol et al., 2009) los sectores donde se espera se encuentren los sedimentos del margen
continental se ubican en gran medida en el área I y IA, destacándose hacia la parte
77
meridional del área I. Esta elevación de los sedimentos mencionados de dirección noroeste-
sureste, se relacionaen la misma dirección de los frentes de cabalgamientos señalados por la
geología, destacándose además la relación directa con las estructuras cerradas detectadas
por la quinta generalización de las morfoisohipsas (Figura IV.8) lo que condiciona un área
muy favorable por la coincidencia de indicadores petroleros asociados a manifestaciones en
superficie y lineamientos en la dirección noreste, que pueden ser los responsables de la
migración de los hidrocarburos y la formación de depósitos a poca profundidad.
En la figura IV.16 se muestra el mapa de perspectividad del sector Majaguillar-Corralillo el
cual, fue confeccionado a partir de la integración e interpretación de los métodos
geomorfológicos aplicados con la información geológica y geofísica. Se proponen cinco
áreas con diferentes grados de perspectividad exploratoria, ubicando hacia la parte sur
dentro del área geomorfológica I la más favorable para la búsqueda de petróleo, mostrando
mayor coincidencia entre las diferentes disciplinas analizadas.
Figura IV.16. Mapa que muestra el grado de perspectividad de las áreas ubicadas en el sector
Majaguillar-Corralillo a escala 1:50 000
78
CONCLUSIONES
1. Se comprueba que los afloramientos de las rocas más antiguas constituyen estructuras
levantadas desde el punto de vista geomorfológico, aspecto que permite inferir la
presencia de estas rocas en el subsuelo en zonas similares.
2. Se obtiene una estructura cerrada a partir de la aplicación del método cuantitativo de
las morfoisohipsas, ubicada hacia la parte sur del área geomorfológica I, permitiendo
mostrar el paleorelieve existente posiblemente posterior a la formación de las trampas.
3. Se confirma que las direcciones noreste-sureste y la noroeste-sureste están relacionadas
con las vías de migración y trampas estructurales respetivamente, destacándose el
lineamiento central de gran importancia para la exploración petrolera con dirección
noreste-suroeste de posible desplazamiento sinestral al cual pude estar relacionado el
rediseño de las trampas y con ello las vías de migración y dismigraciones hacia la
superficie.
4. Como resultado de esta investigación se determinan las áreas I, IA, IB, II y IIA con
diferentes grados de perspectividad para la búsqueda de petróleo y gas a partir de la
aplicación del método cualitativo del drenaje y como parte de la integración de los
resultados geológicos, geomorfológicos y geofísicos reflejados en el mapa de
perspectividad mostrando hacia la parte sur del área geomorfológica I las mayores
perspectivas exploratorias.
79
RECOMENDACIONES
1. Adquirir información sísmica y realizar la integración de estos resultados con la misma
para comprobar la presencia de la estructura propuesta por geomorfología en
profundidad.
80
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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87
ANEXOS GRÁFICOS
Anexo gráfico 1- Fotos que muestran los elementos estructurales medidos durante el
desarrollo del trabajo de campo
88
Anexo gráfico 2- Mapa de lineamientos generalizados a partir del método cualitativo
del drenaje a escala 1:250 000 del bloque 9.
Anexo gráfico 3- Patrones de drenaje utilizados en la interpretación cualitativa de la
red de drenaje (tomado de Goudie, 2006).
89
ANEXOS TEXTUALES
Anexo textual 1- Relación de las principales manifestaciones superficiales y de pozos
en el sector Majaguillar Corralillo (modificado de Linares et al., 2011).
No. Tipo de manifestación X Y Hoja
Topográfica 1 Baños de Elguea. Manantiales Termales
Sulfurosos 539750 357050 4085 II
2 Pozo Majaguillar 1. Manifestaciones de gas 493350 360000 3985 II
3 Pozo Majaguillar 2. Confirmó la presencia de un depósito masivo, en el sector, resultando el intervalo de 1285 m a 1375 m
493880 360360
3985 II
4 Ruffín, Pozo Martí No.1. Actualmente se detecta un surtidor intermitente de agua sulfurosa, petróleo y gas.
501750 349600 4084 IV
5 Ruffín, Pozo Martí No.2. Brotó gas, que incluso se usó para cocinar por los perforadores y trabajadores petroleros y salidero de asfalto
501900 349400 4084 IV
6 Pozo criollo en San Felipe. Chapapotera en melange serpentinítico
502750 347250 4084 IV
7 El Peñón. Yacimiento de rocas asfálticas 507200 341000 4084 IV
8 Río La Palma, Martí. Roca asfáltica muy impregnada de edad Reciente.
512460 356270 4085 III
9 Pozo Menéndez No.1. Manifestaciones y buenas entradas de petróleo que tuvo el sondeo, en las rocas carbonatadas cretácicas
519750 355750 4085 III
10 Manantiales de Agua Sulfurosa Menéndez 520050 356750 4085 III
11 Pozo Valdivieso. Aguas Sulfurosas Termales 520100 354025 4085 III
12 Pozo Puentes No.1. Este pozo tuvo manifestaciones de petróleo y gas
526800 347700 4084 I
13 Pozo M-8. Pozo hidrogeológico poco profundo que con impregnación de bitumen y manifestaciones de asfaltita en las rocas de la UTE Placetas y UTE Camajuaní.
528470 359600 4085 II
14 Pozo M-5. Pozo hidrogeológico poco profundo que con impregnación de bitumen y manifestaciones de asfaltita en las rocas de la U.T.E. Placetas y UTE Camajuaní.
530000 356300 4085 II
15 Pozo Corralillo No.1. Manifestó petróleo. Al ensayarse tuvo surgencia débil de petróleo.
529900 355250 4085 II
16 Pozo Guadal No.1. Manifestó petróleo y gas y al ensayarse tuvo poca entrada de petróleo
528900 353750 4085 II
17 Yacimiento Minas de Motembo. Nafta 531950 341750 4084 I
90
18 Pozo Motembo 1X. Manifestaciones de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
533567 340122 4084 I
19 Pozo Motembo 2X. Manifestaciones de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
532396 342000 4084 I
20 Majaguillar 003. Pozo productor, 180 m3/d de petróleo, en el intervalo 278.9 a 2350.8
493685 360380 3985 II
21 Majaguillar 021. Pozo productor 10 m3/d de petróleo.
493350 360000 3985 II
22 Pozo Martí No.5. Bitumen extraíble 502800 350100 4084 IV
23 Yacimientos de rocas asfaltíferas La Angelita 502900 339150 4084 IV
24 Pozo Bolaños No.1. Fracturas finas y estilolítios, con bitumen, vúgulos y poros con impregnación, finas capillas de bitumen.
526135 353412 4085 II
25 Pozo Majaguillar Este. Reservorio. Petróleo en fracturas e impregnación.
495609 360389 3985 II
26 Pozo La Manuy 00. Reservorio. Petróleo en fracturas e impregnación.
501880 362800 3985 II
27 Pozo La Manuy 1X. Reservorio. Petróleo en fracturas e impregnación.
501870 362800 3985 II
28 Pozo Golden Hope-1- Petróleo 489960 351800 3984 I
29 San Miguel de los Baños. Aguas sulfurosas y
manifestaciones superficiales de hidrocarburos.
465800 336300
3984 IV
30 Yacimiento Majaguillar 493600 359850 3985-II
31 Yacimiento histórico Finca Economía 469200 354000 3985-II
32 Pozo Itabo. Escasas manifestaciones de petróleo 520960 350175 4084-IV
33 Pozo Angelina 100. Numerosas manifestaciones de pPetróleo en estilolitos, fracturas y gotas.
689139 228925 3984-I
34 Pozo Blanquizal. Sin manifestación 567201 363460 4185-III
35 Pozo San Antón. Estilolitos y juntas de disolución con bitumen.
495993 355801 3985-II
