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Índice CUENCAS PETROLÍFERAS DE VENEZUELA
CUENCAS PETROLÍFERAS DEL LAGO DE MARACAIBOPuntos generales
Ubicación Historia geológica Pozos descubiertos
ESTRATIGRAFÍA (columna estratigráfica), edad, formación y tipo de rocaEstructura (pliegues, fallas, buzamiento y rumbo.Producción (formaciones productoras, °API barriles por día).Campos petrolíferos que se encuentren en las cuencas.
CUENCAS PETROLÍFERAS DE FALCONPuntos generales
Ubicación Historia geológica Pozos descubiertos
ESTRATIGRAFÍA (columna estratigráfica), edad, formación y tipo de rocaEstructura (pliegues, fallas, buzamiento y rumbo.Producción (formaciones productoras, °API barriles por día).Campos petrolíferos que se encuentren en las cuencas.
CUENCAS PETROLÍFERAS ORIENTAL Puntos generales Ubicación Historia geológica Pozos descubiertos
ESTRATIGRAFÍA (columna estratigráfica), edad, formación y tipo de rocaEstructura (pliegues, fallas, buzamiento y rumbo.Producción (formaciones productoras, °API barriles por día).Campos petrolíferos que se encuentren en las cuencas.
INTRODUCCION
La presente investigación que se va realizar es con la finalidad de desarrollar
puntos generales de las cuencas petrolíferas de Venezuela, principalmente la cuenca
del lago de Maracaibo, Falcón y oriental.
Teniendo en consideración que las cuencas petrolíferas son zonas que han
sido geológicamente favorables para la formación y acumulación de hidrocarburos.
En ellas se encuentran grandes yacimientos de petróleo.
Esta investigación parte de los aspectos más importantes de cada cuenca, la
ubicación, historia geológica y pozos descubiertos más importantes de su historia;
también se conocerá su estructura estratigráfica (edad, formación y tipo de roca), la
estructura (pliegues, fallas, buzamiento y rumbo). Sus formaciones productoras en
°API y barriles por día, también se hará referencia s los campos petrolíferos como
surgen y donde se encuentran.
Al final de cada cuenca se realizara un resumen especificando lo más
importante de la investigación.
Cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo
1. LA CUENCA PETROLÍFERA DEL LAGO DE MARACAIBO
Ubicación
La Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está ubicada al noroeste de
Venezuela. En sentido estricto y restringida a territorio venezolano, se extiende
sobre toda el área ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos o
suavemente ondulados que la circundan y que de modo general, pueden delimitarse
como sigue: al oeste-noreste por el piedemonte de la Sierra de Perijá, al oeste-
suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre el río Guarumito, 12,5
Km.
Al oeste de la población de La Fría ; al sureste por el piedemonte andino
desde el punto mencionado hacia el río Motatán, ligeramente al este del cruce de
Agua Viva ; al estenoreste por la zona de piedemonte occidental de la Serranía de
Trujillo y una línea imaginaria dirigida al norte hasta encontrar la frontera de los
estados Zulia y Falcón, donde puede observarse un pequeño saliente hacia el este en
la región de Quiros y en su parte norte, por la línea geológica de la falla de Oca.
La extensión de este trapezoide, de aproximadamente 50.000 Km2,
corresponde políticamente en su mayor parte al Estado Zulia y extensiones menores
a los estados Táchira, Mérida y Trujillo. Las líneas mencionadas anteriormente son
bastante arbitrarias en sentido fisiográfico y geológico, pero corresponden en
realidad al carácter geo-económico de la cuenca petrolífera como tal.
Geográficamente la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está totalmente
incluida dentro de la hoya hidrográfica del Lago de Maracaibo, mucho más extensa.
Historia geológica del lago de Maracaibo
Los procesos de levantamiento y erosión mencionados en párrafos anteriores
fueron especialmente severos y son perfectamente conocidos, especialmente en las
regiones centrales de la Cuenca del lago de Maracaibo en cuyo subsuelo se
desconocen sedimentos del Eoceno superior, comprobándose por el contrario, que
la erosión avanzó considerablemente hasta remover la sedimentación del Ciclo
inferior en forma parcial o total y alcanzar en algunos lugares la parte superior del
Cretácico.
Únicamente en zonas marginales como el sector suroccidental, las
contrafuertes de la Sierra de Perijá, la región de Tarra-Táchira y el Distrito Miranda,
situado en la zona nororiental de la cuenca, podría existir alguna duda sobre la
existencia de rocas del Eoceno superior, representadas por las formaciones
Carbonas y La Victoria.
De estas premisas pudiera dedicarse un modelo sedimentario consistente en
un conjunto de elevaciones en las cuales se produjo fuerte denudación y erosión
diferencial durante el Eoceno superior, ubicadas en la región norte del Distrito
Perijá, sur del lago de Maracaibo y área del Macizo de Avispa. En la parte central de
dichas regiones se encontraba un conjunto de zonas bajas, no necesariamente
subsidentes, donde se desarrolló simultáneamente un complejo de planicies
salobres, paudales y fluviales, que durante el Eoceno superior y Oligoceno se
extendieron hasta la región de Táchira-Tarra.
Pozos petroleros de la cuenca del lago de Maracaibo
El pozo Santa Bárbara I fue el primero perforado en 1913 el cual resultó
seco; el pozo Santa Bárbara II que produjo petróleo con 260 barriles diarios fue el
descubridor del campo La Rosa en 1916, el resultado fue considerado
decepcionante; luego se perforó varios kilómetros más al norte el pozo Los Barrosos
I, el cual resultó seco (actualmente esos pozos se denominan R1, R2 y R3).
El zumaque I El Zumaque I o MG-1 fue el primer pozo productor de petróleo
en territorio venezolano. Se completó oficialmente el día 31 de julio de 1914, dando
inicio formal a la producción petrolera en Venezuela.
El Zumaque I, con una profundidad total de 135 metros (443 pies) inició
exitosamente la producción miocena del campo "Mene Grande" con 264 barriles
diarios de producción de un crudo de 18° API, en flujo natural. Entre los equipos de
perforación se utilizaron una cabria de madera construida en el sitio y un taladro de
percusión.
El pozo Zumaque I queda al pie del Cerro "La Estrella", en los terrenos de la
hacienda Zumaque, de donde obtuvo su nombre coloquial. No obstante, para
propósitos operacionales fue bautizado como MG-1, pues él fue el pozo que dio
inicio a la explotación del campo Mene Grande. Se encuentra cercano a la población
de Mene Grande, en el Municipio Baralt del Estado Zulia y a pocos kilómetros de la
costa oriental del Lago de Maracaibo.
El barroso II El Barroso II o R 4 fue el pozo que reveló el potencial petrolero
de Venezuela. Se activó, o reventó, en jerga petrolera, el 14 de diciembre de 1922,
dando inicio a la explotación comercial del campo “La Rosa”. El 'Barroso II', con una
profundidad total de 500 metros (1500 pies), inició exitosamente la producción
miocena del campo "La Rosa" con 264 barriles diarios de producción de un crudo de
18° API, en flujo natural. El pozo Barroso II, se encuentra en el sector Gasplant,
Parroquia La Rosa, en la ciudad de Cabimas, Municipio Cabimas del estado Zulia en
la Avenida Intercomunal entre carreteras K y L.
Pozo Alpuf-3X Este pozo fue completado en el año 1980. La actividad
exploratoria en este campo se ha concentrado básicamente a la interpretación
sísmica, la perforación y la evaluación de pozos.
Pozo MGB-1X (8.800'), En 1958 el pozo MGB-1X (8.800'), de la Compañía
Shell de Venezuela, localizado en base a interpretación sismográfica, produjo 1.500
B/D de crudo eoceno.
Pozo 7-F-1 (9598', 700 B/D). Está situado 40 km al suroeste de la ciudad de
Maracaibo. Fue descubierto por la Richmond Exploration Company.
Centro-2X (12.779') El pozo descubridor, Centro-2X (12.779'), terminado en
Noviembre de 1957, resultó productor de las arenas "C" de la Formación Misoa del
Eoceno. En 1964 se encontraron los yacimientos del Cretáceo con el pozo CL20,
Creole. Después del descubrimiento, (Campo La Rosa), nuevos pozos exploratorios
encontraron acumulaciones petrolíferas miocenas en Lagunillas (Lago-1, Gulf, 1926),
Tía Juana (TJ-1, Lago, 1928) y Bachaquero (Lagunita-1, Gulf, 1930).
El pozo Zulia 1-1 (IK-1 La Richmond perforó seis pozos a partir de 1946. El
pozo Zulia 1-1 (IK-1) encontró producción del Eoceno. Producción: Crudo de 57°API
de las arenas Concepción, miembro de la Formación Misoa.
Pozo Z-23H-1x (Urdaneta) El alto potencial de producción alcanzado por
Corpoven. Perforó 4 pozos desde 1979; 28F-1X alcanzó 17.525.
Pozo C-1, C-148, Se descubrió petróleo de las formaciones eocenas en 1924
cuando la Venezuelan Oil Concessions (Shell) localizado mediante geología de
superficie. En 1948 se encontró la acumulación cretácica con el pozo C-148,
perforado según indicaciones de geología de subsuelo. Recientemente ha sido
reactivada la perforación en una estructura al norte, Los Lanudos, como fuente
importante de gas.
Pozo P-62, Exploratorio perforado en el año 1944 en busca de yacimientos
más profundos, penetró las calizas cretácicas y resulto en el hallazgo de un
yacimiento con pozos de tasas mucho más altas que los perforados anteriormente;
el pozo P-84 llegó a producir 30 000 b/d del intervalo cretácico.
Pozo LPG-14-3 (13.003') Fue perforado por la Phillips Petroleum Company
en 1958, en base a interpretación sísmica y geología del subsuelo, con producción
inicial de 6.600 b/d.
Pozo Machiques-1 Se inició la perforación del Pozo Machiques-1 el 10-8-81,
para una profundidad de 18.057'. Machiques-2 fue suspendido el 23-2-83, con una
profundidad de 18.390'. Machiques-3 alcanzó los 18.764'.
Pozo 26D-1 El pozo descubridor, Macoa-1, perforado en 1930, produjo 60
B/D de crudo de 13° API. El pozo 26D-1, Rexco, logró crudo cretácico en 1947.
Pozo SJ-1 En 1979 Lagoven perforó el pozo SJ-1 con el fin de evaluar la
sección cretácica y confirmar la presencia del petróleo paleoceno-eoceno de los
pozos Zulia 36E.
Pozo Sibucara-1, ubicado por geología de superficie cuatro kilómetros al
oeste de Maracaibo. El S-1 produjo gas (15 MMpcd), y fue abandonado igual que
otros tres pozos que investigaron el Eoceno sin resultado positivo.
El pozo S-5, perforado hasta 13.451' en 1949, descubrió la acumulación en
las Calizas del Cretáceo (5.300b/d). Siguieron diez pozos de avanzada, que llegaron
hasta el subsuelo de la ciudad de Maracaibo (S-14 y S-15).
Pozo TJ-342 (UD-1) De la Creole Petroleum Corporation (11.477') después de
perforar seis pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos.
Posteriormente, en 1970, se desarrolló una segunda alineación paralela hacia
el este (yacimientos UD-5, UD-7, UD-101) que reveló importante acumulación
cretácica.
2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Columna estratigráfica
3. ESTRUCTURA DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Con el objeto de comprender e interpretar el marco estructural del área y a
partir del principio de que la configuración local es el reflejo de lo sucedido a escala
regional, es de suma importancia conocer, en primer lugar, el escenario tectónico
de la cuenca y su evolución a lo largo del tiempo, lo cual permite reconstruir los
eventos que tuvieron lugar hasta llegar a su situación actual.
Dentro de la cuenca se reconocen como sistemas de fallas principales, con
movimiento sinestral y en dirección preferencial NNE-SSO, el compuesto por las
fallas: Tigre, Icotea, Pueblo Viejo y Valera.
Del mismo modo, dentro del Bloque I se aprecia un sistema complejo de fallas,
denominado sistema de Fallas Lama-Icotea, con orientación NE-SO y fuerte
expresión sísmica, así como una serie de fallas antitéticas de orientación E-O y NO-
SE, que aún cuando no han sido completamente identificadas y oficializadas en
estudios anteriores se ha estimado su ubicación y comportamiento.
La Falla de Lama-Icotea es un complejo sistema de fallas con una larga
historia de deformación, de edad Jurásico y relacionado con la etapa de rifting, que
inicialmente se comportaba como una falla normal que luego fue reactivada
durante el Eoceno Temprano, convirtiéndola en un sistema rumbo-deslizante
debido a la transpresión generada por el proceso de inversión estructural de la
cuenca. La transpresión generó también una inversión a lo largo de una estrecha
zona ubicada en el eje del sistema de fallas, resultando en anticlinales y sinclinales
(Bueno y Pinto, 1997).
El sistema de Fallas de Lama-Icotea consta de una traza principal junto a una
serie de fallas normales e inversas, de menor escala, cuyos planos buzan hacia el
este y el oeste, que en conjunto forman una estructura compleja de 0.5 Km a 1 Km
de ancho y 100 Km de longitud (Bueno y Pinto, 1997). La Falla de Icotea ha sido
estudiada por varios autores citados en el trabajo e Bueno y Pinto (1996). En tal
sentido, es interpretada como una falla normal con comportamiento rumbo-
deslizante (Lugo, 1992), como un corrimiento, y una estructura de inversión;
mientras que Bueno y Pinto (1997) señalan que cuatro (04) fallas independientes
tienen lugar a lo largo de la Falla de Icotea, cada una de las cuales puede ser
apreciada a partir de perfiles sísmicos.
Cada una de estas fallas se superpone sobre otra; comenzando en Eoceno
Temprano con una falla inversa de ángulo alto que pasa a una falla normal; luego
para el Eoceno medio a tardío se tiene un sistema de fallas lístricas que es
reactivado junto a la Falla de Icotea, convirtiéndose en fallas inversas con una
componente rumbo deslizante, a causa de la rotación de 15° aproximadamente en
sentido horario de los bloques (Bueno y Pinto, 1997), como consecuencia de la
colisión oblicua entre la Placa del Caribe y la Placa de Sur América que ocurrió a
partir del Eoceno Temprano.
La traza principal de este sistema de fallas divide al área del Bloque I en dos
partes o sectores: uno de ellos denominado Flanco Este caracterizado por un
graben y Flanco Oeste constituido por un Horst. Hacia el este de la Falla de Icotea,
en el Flanco Este, se encuentra una falla inversa denominada Falla del Ático,
originada como una falla sintética en un sistema de fallas lístricas, la cual buza al
oeste y muestra un desplazamiento vertical entre 50 a 100 metros y consiste en dos
segmentos: una parte norte y otra sur, separadas por una zona en donde se une con
la traza principal de la Falla de Icotea (Bueno y Pinto, 1997).
Esta falla junto a la Falla de Icotea delimitan el corredor, conocido como
Región del Ático, el cual se encuentra subdividido en distintos bloques a partir de
una serie de fallas de menor expresión. Hacia el Flanco Este se aprecia una falla
inversa con tendencia similar a la Falla de Icotea, llamada Falla Lama-Este.
La Falla de Lama-Este tiene rumbo noreste-suroeste y existen diversas
interpretaciones sobre el verdadero sentido de esta falla; Link et al., (1994)
mencionan por ejemplo que se trata de una falla lístrica con buzamiento al Este. Sin
embargo, otros autores como Ambrose et al., (1997) y Bueno y Pinto (1996) indican
que se trata de una falla inversa con buzamiento al Oeste, permitiendo que
secciones enteras del Cretácico se ubiquen sobre depósitos del Mioceno
Temprano (Ambrose et al., 1997). Tal como lo explican Bueno y Pinto (1996) lo que
sucede es que el salto inverso (de unos 600 pies al Sur del Bloque I) disminuye
gradualmente hacia el Norte, hasta llegar a un punto nulo y convertirse en una
falla normal de buzamiento Oeste en la parte centro-oriental del mismo bloque.
Además en el mismo Flanco Este, se localiza un paleoarco en la parte sur-
central. Este paleoarco está caracterizado por fallas normales con rumbo al noroeste
y buzamiento al suroeste y noreste, un ancho que varía entre 6 y 10 Km y 60 Km de
longitud. El origen del paleoarco está asociado con el Arco de Mérida y
probablemente representa uno de dos (02) foreland bulge que se desarrollaron en
frente de las Napas de Lara, que avanzan al suroeste como resultado de la colisión
entre la Placa del Caribe y Suramérica (Bueno y Pinto et al., 1999).
Otro de los elementos estructurales más importantes del Bloque I lo
constituye el Alto de Icotea el cual se identifica principalmente, por un sistema
tensionar con fallas normales de rumbo oeste noroeste-este sureste, bordeado por
alineamientos de las fallas de Lama-Icotea y Lama-Este, y truncado abruptamente al
sur por una gran falla de crecimiento normal y de rumbo oeste noroeste-este
sureste.
4. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Ubicada al occidente del país fue hasta 1998 el área petrolera de mayor
producción. Para el año 2000, tuvo una producción de 536.887 millones de barriles,
46,6% de la producción nacional, con 13.000 pozos activos y una capacidad de
producción de 1.885 millones de barriles diarios. En 2006, 1,2 millones de barriles
por día se surtían desde la cuenca de Maracaibo.
Para 2014, la producción petrolera en la cuenca de Maracaibo, contabilizaba
una caída con 745.164 barriles por día, de acuerdo con cifras del Ministerio de
Petróleo.
Actualmente la petrolera estatal Petróleos de Venezuela S.A (Pdvsa), informó
que con el proyecto piloto lago "Comandante Supremo Hugo Chávez", que ha sido
desarrollado por los trabajadores de la región Occidente, se ha incrementado en
más de 10.000 barriles de crudo neto por día y 30 millones de pies cúbicos de gas
diarios la producción en el Lago de Maracaibo, en el estado Zulia.
5. CAMPOS PETROLÍFEROS DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO.
El campo Alpuf está ubicado en los Distritos Perijá y Urdaneta del Estado
Zulia. La primera actividad exploratoria fue realizada por la Richmond Exploration
Company en el año 1926. En esta primera etapa se perforaron seis pozos en el
Eoceno, de los cuales cinco fueron abandonados. Después de la nacionalización,
para el año 1978, la empresa Corpoven perfora nuevos pozos y descubre petróleo
cretácico con el pozo Alpuf-3X; este pozo fue completado en el año 1980. La
actividad exploratoria en este campo se ha concentrado básicamente a la
interpretación sísmica, la perforación y la evaluación de pozos
Campo Alturitas Está ubicado en el Distrlto Perijá del Estado Zulia, 30 km al
sur de Machiques. En 1926 la empresa Richmond perforó cinco pozos (Novedad-1 al
5) en la Formación La Villa, a menos de 1.100 pies de profundidad. En 1948-58 la
Creole Petroleum Corporation perforó cinco pozos (Alturitas 1 al 5) en base a
estudios geofísicos; los dos primeros penetraron el Cretáceo. Lagoven reanudó las
actividades completando nuevos pozos productores. Corpoven reactivó la
perforación con Alturitas 17 en 1983.
Campo Aricuaisá El área de Aricuaisá se encuentra al norte del Campo
Rosario y al sur del Campo Alturitas, en la zona de plegamiento intenso del borde
este de la Serrania de Perijá. El primer pozo perforado por Lagoven en el área, ARI-
1X, fue suspendido el 06-03-80, sin alcanzar el Cretáceo. Los pozos siguientes
atravesaron las calizas.
Campo Barúa El campo se encuentra al sur de Mene Grande, en los límites
del Zulia con el Estado Trujillo. La estructura fue revelada mediante geología del
subsuelo y estudios sismográficos. En 1958 el pozo MGB-1X (8.800'), de la Compañía
Shell de Venezuela, localizado en base a interpretación sismográfica, produjo 1.500
B/D de crudo eoceno.
El campo Boscan está situado 40 km al suroeste de la ciudad de Maracaibo.
Fue descubierto por la Richmond Exploration Company en 1945, con el pozo 7-F-1
(9598', 700 B/D). Se han perforado cerca de 600 pozos que han determinado un
área probada de 600 km².
Campo Centro El Campo Centro se encuentra en el área central del Lago de
Maracaibo, formando un alto estructural entre las alineaciones Lama-Lamar y
Pueblo Viejo-Ceuta. Fue ubicado mediante interpretación sísmica y geología del
subsuelo. El pozo descubridor, Centro-2X (12.779'), terminado en Noviembre de
1957, resultó productor de las arenas "C" de la Formación Misoa del Eoceno. En
1964 se encontraron los yacimientos del Cretáceo con el pozo CL20, Creole. Después
del descubrimiento, (Campo La Rosa), nuevos pozos exploratorios encontraron
acumulaciones petrolíferas miocenas en Lagunillas (Lago-1, Gulf, 1926), Tía Juana
(TJ-1, Lago, 1928) y Bachaquero (Lagunita-1, Gulf, 1930).
Campo La Ensenada Hacia el este de Boscán, y muy cerca de la costa
occidental del Lago de Maracaibo se encuentra el anticlinal de la Ensenada. La
Richmond perforó seis pozos a partir de 1946. El pozo Zulia 1-1 (IK-1) encontró
producción del Eoceno. Producción: Crudo de 57°API de las arenas Concepción,
miembro de la Formación Misoa.
Campo García El campo se encuentra en el noreste de la Cuenca de
Maracaibo. Entre 1928 y 1971 se perforaron sin éxito siete pozos en el área. El alto
potencial de producción alcanzado al noreste por el pozo Z-23H-1x (Urdaneta) en las
calizas cretácicas estimuló el interés exploratorio. Se identificaron ocho estructuras.
Corpoven perforó 4 pozos desde 1979; 28F-1X alcanzó 17.525.
Campo de La Concepción El alineamiento La Concepción-El Socorro, se
encuentra 20 km al suroeste de Maracaibo; y 18 km al este y sub-paralelo a la
alineación La Paz-Mara-El Moján. Se descubrió petróleo de las formaciones eocenas
en 1924 cuando la Venezuelan Oil Concessions (Shell) perforó el pozo C-1, localizado
mediante geología de superficie. En 1948 se encontró la acumulación cretácica con
el pozo C-148, perforado según indicaciones de geología de subsuelo.
Recientemente ha sido reactivada la perforación en una estructura al norte, Los
Lanudos, como fuente importante de gas.
Campo de La Paz-Mara Los campos de La Paz, Mara y El Moján están
situados al oeste de la ciudad de Maracaibo, en una alineación estructural de rnas
de 100 km de longitud, aproximadamente 30 km al este de los afloramientos
graníticos cercanos al viejo campo de El Totumo. El descubrimiento fue resultado de
investigaciones de geología de superflcie y el pozo descubridor obtuvo 1.000 b/d a
profundidad de 752' en la Formación Guasare.
Campo Lamar El Campo Lamar está situado en la región surcentral del Lago
de Maracaibo, al este de la falla Lama-Icotea. Cubre el área oeste del Bloque V,
integrada al lote 17, y la parte occidental del Bloque VI. El pozo descubridor, LPG-14-
3 (13.003') fue perforado por la Phillips Petroleum Company en 1958, en base a
interpretación sísmica y geología del subsuelo, con producción inicial de 6.600 b/d.
Campo Los Claros Esta situado 10 km al sur del área de Boscán. Fue
descubierto por la Richmond Exploration Company en 1957 con el pozo 22D-1.
Forma parte de la extensa acumulación de petróleo pesado del Terciario que se
encuentra al Noroeste de la Cuenca de Maracaibo, que incluye los campos de
Boscán, García y Urdaneta Oeste.
Campo Machiques Se inició la perforación del Pozo Machiques-1 el 10-8-81,
para una profundidad de 18.057'. Machiques-2 fue suspendido el 23-2-83, con una
profundidad de 18.390'. Machiques-3 alcanzó los 18.764'.
Campo Macoa El Campo Macoa se encuentra situado en el Municipio Rosario
del Distrito Perijá. Comprende dos áreas, Norte y Sur, separadas por el Río Cogollo.
Aflora la formación Macoa. El primer pozo, Zanza-1, perforado en 1916, resultó
seco. El pozo descubridor, Macoa-1, perforado en 1930, produjo 60 B/D de crudo de
13° API. El pozo 26D-1, Rexco, logró crudo cretácico en 1947.
Campo San José Se encuentra ubicado 20 km al este de Machiques, Distrito
Perijá. Fue descubierto con el pozo Z36E-1 de la Richmond Exploration Company en
1948, perforado en base sísmica; probó el Eoceno (300 b/d, 13° API).
Posteriormente, mediante geología de subsuelo y datos sísmicos se perforaron
Z36E-2 (16.237'), Z36E-3 y Z36E-4, con resultados prometedores en el Paleoceno y
Cretáceo. En 1979 Lagoven perforó el pozo SJ-1 con el fin de evaluar la sección
cretácica y confirmar la presencia del petróleo paleoceno-eoceno de los pozos Zulia
36E.
Campo La Sibucara En febrero de 1927 la Venezuela Oil Concessions Limited
(Shell), terminó la perforación del pozo Sibucara-1, ubicado por geología de
superficie cuatro kilómetros al oeste de Maracaibo. El S-1 produjo gas (15 MMpcd),
y fue abandonado igual que otros tres pozos que investigaron el Eoceno sin
resultado positivo.
El pozo S-5, perforado hasta 13.451' en 1949, descubrió la acumulación en
las Calizas del Cretáceo (5.300b/d). Siguieron diez pozos de avanzada, que llegaron
hasta el subsuelo de la ciudad de Maracaibo (S-14 y S-15).
Campo Urdaneta El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la
ciudad de Maracaibo. El descubrimiento fue realizado en el borde occidental del
Lago en 1955, mediante estudios geológicos del subsuelo y levantamientos
sismográficos, con el pozo TJ-342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation
(11.477') después de perforar seis pozos exploratorios (LGE) con resultados
negativos. Posteriormente, en 1970, se desarrolló una segunda alineación paralela
hacia el este (yacimientos UD-5, UD-7, UD-101) que reveló importante acumulación
cretácica.
RESUMEN
El lago de Maracaibo se encuentra dentro de la cuenca del mismo nombre, es
una fosa tectónica formada durante el Jurásico, como un rift formado durante el
desmembramiento de Pangea. Durante la historia de la cuenca ha tenido diferentes
tamaños y formas, y ha estado seco o ha sido parte del mar abierto. Ha sido lago
desde el Plioceno como un lago natural de agua dulce sin salida al mar.
La cuenca del lago de Maracaibo está delimitada por 3 fallas que forman un
triángulo que apunta hacia el sur, que son: falla de Oca - Ancón (que pasa por los
Montes de Oca y el pueblo del Ancón de Iturre en realidad nace en la Sierra Nevada
de Santa Marta y termina en la desembocadura del Río Tocuyo, en el mar Caribe; la
falla de Boconó, (entre el nudo de Pamplona y la desembocadura del río Tocuyo) y la
falla de Santa Marta, entre el nudo de Pamplona y la Sierra Nevada de Santa Marta,
pasando por Santa Marta.
El Lago de Maracaibo es el mayor lago de Sudamérica y de América Latina,
ubicado en el Occidente de Venezuela, en el estado Zulia. Posee cerca de 13,820 km
² y una gran riqueza petrolífera en donde se extrae la mayor parte de la Producción
de Crudo del país. El Lago de Maracaibo es el más grande de Sudamérica. Está
ubicado en el estado Zulia, en Venezuela, con Extensiones máximas de 110
kilómetros de ancho y hasta 160 de largo, con una superficie Aproximada de 13,820
kilómetros cuadrados y sus costas se extienden por 728 kilómetros, alcanzando una
profundidad máxima de 50 metros en la estación lluviosa.
El lago de Maracaibo es un fenómeno excepcional en la geografía del mundo:
es el único lago relacionado con el mar; y de hecho en su parte más norte se
registran mareas marítimas en aguas particularmente salobres a pesar de las
descargas de agua dulce provenientes de los ríos Catatumbo, Chama, Escalante,
Motatán, Santa Ana, Apón y Palmar, entre otros.
La conformación de lo que es hoy el lago de Maracaibo se inició en el Mioceno,
es decir en el cuarto período de la era terciaria, cuando aparecieron sobre la tierra
los mamíferos evolucionados. En el siguiente período geológico, en el Plioceno, la
depresión del hoy lago de Maracaibo llegó a lo que sería prácticamente su forma
actual. Los ríos que desembocan en el lago han ido definiendo sus riberas,
especialmente aquellos que forman el delta del Sur del lago, donde confluyen los
ríos Escalante, Catatumbo y Santa Ana. En el Sur del lago las precipitaciones superan
con creces las que se producen al Norte de la cuenca, mientras que los vientos
alisios cruzan la superficie lacustre en sentido Noreste-Suroeste, con temperaturas
medias de 28 grados centígrados
La cuenca petrolífera del lago de Maracaibo alberga una de las zonas de
petroleras de mayor importancia en el país, donde se encuentran los campos
petroleros más productivos y antiguos de la nación. Desde hace más de 90 años se
explota el petróleo en la cuenca del lago de Maracaibo. La cuenca del lago de
Maracaibo se destaca por su concentración de petróleo, donde se necesario extraer
el crudo tanto en tierra como en el agua. En los últimos años, crisis sociales y
hallazgos de grandes yacimientos en el oriente del país, han puesto a prueba la
capacidad de productiva de la zona, para mantener el consumo interno y los
compromisos de exportación del país.
Cuenca petrolífera de Falcón
6. CUENCA PETROLÍFERA DE FALCÓN
Ubicación
El límite occidental de la cuenca, que marca su separación un tanto arbitraria
de la cuenca del Lago de Maracaibo; al norte y este está limitada por la línea de
costa del Golfo de Venezuela y su prolongación, el Golfete de Coro, por el istmo de
Los Médanos y por la costa del Atlántico hasta el Golfo Triste y al sur por una serie
de elevaciones designadas Sierra de Churuguara de modo general. La cuenca se
prolonga hacia el norte y noreste y dentro de las aguas territoriales venezolanas.
Su mayor longitud, entre La Victoria y Boca Tocuyo, es de unos 320 Km su
anchura entre los sondeos de la Ensenada de La Vela de coro y Churuguara alcanza
100 Km. Martínez. (1976) calcula una extensión de 35.000 km2 y un volumen de
sedimentos de 161.000 km3.
Se han descubierto en esta cuenca 10 campos de petróleo de los cuales para
fines de 1977 solo quedaban tres campos en producción activa. Para ese momento
la producción total acumulada alcanzó la cifra de 106 millones de barriles (17 x 106
m3) con una producción total para 1977 de sólo 260.500 bIs. (42.334 m3) y sus
reservas recuperables se calculaban en 1033 millones de barriles (0,15 x 106 m3)
Historia geológica de la cuenca de Falcón
A pesar de algunas discrepancias en cuanto a la validez de ciertas
determinaciones paleontológicas, al presente puede aceptarse que el intervalo de
lutitas del Cretácico Superior equivalente a las formaciones Colón y Mito Juan de la
Cuenca del Lago de Maracaibo, ha sido penetrado en sondeos en el área Paiguara-
Tiguaje, no lejos de Dabajuro. En esta área el sismógrafo ha puesto de manifiesto
algunos reflectores por debajo del intervalo lutítico, que han sido correlacionados
tentativamente con el intervalo de calizas cretácicas productor de petróleo en la
mencionada cuenca del Lago de Maracaibo. A corto plazo se contempla la ejecución
de sondeos que puedan o no confirmar esta correlación. Si es positiva, puede abrir
nuevas perspectivas a la perforación profunda en esta Cuenca. La presencia de
Eoceno aflorante en la parte occidental de Falcón se conocía de antiguo (GONZÁLEZ
DE JUANA, 1938) en los Cerros de Tacal. El autor citado muestra en las Figuras las
discordancias marginales del Oligo-Mioceno sobre el levantamiento Eoceno.
Igualmente se conocen afloramientos del Eoceno en Falcón oriental sobre el Alto de
Guacharaca, y en la Sierra de Churuguara está la sección tipo de las formaciones
Santa Rita y Jarillal, hoy atribuidas al Eoceno medio.
Durante este Eoceno medio tuvo lugar una extensa transgresión hacia el
Oeste-suroeste que tiene su mejor expresión en la formación Jarillal, mientras que la
Formación La Victoria presenta características regresivas como posible antecedente
del levantamiento y erosión característicos del Eoceno superior, El término de los
cuales las condiciones paleo-sedimentarías cambiaron en toda Venezuela occidental.
La forma característica de la cuenca fue definida en el Oligoceno inferior por la
sedimentación de Formación El Paraíso, que DÍAZ DE GAMERO ( 1977a) considera
como un complejo deltáico progradante originado en las tierras recién levantadas
hacia el oeste y suroeste. Otros elementos positivos que limitaban la cuenca son la
cordillera de Churuguara y su prolongación por el sur, el Alto de Dabajuro al
noroeste, formado por rocas aflorantes del Eoceno medio que constituyó un
elemento positivo durante casi toda la historia de la cuenca, y el Alto de Paraguaná-
Coro, separado del Alto de Dabajuro por el Surco de Urumaco.
Hacia el cierre del Oligoceno y comienzos del Mioceno la parte central de la
cuenca sufrió una subsidencia rápida que la situó a profundidades de 1500 m, lo cual
conlleva ambientes profundos hasta el borde sur del Alto de Dabajuro, el cual
continuó parcialmente emergente. El Alto de Paraguaná también continuó
emergente, pero su prolongación -el Alto de Coro- se situó a profundidades
adecuadas al desarrollo de arrecifes en su borde sur, donde avanza un pronunciado
talud hacia la zona central profunda.
En el Mioceno cesó la subsidencia de la cuenca y comenzó su relleno dando
lugar a la disminución de su profundidad. La sedimentación de la Formación Castillo
en el borde Sur del Alto de Dabajuro y la lente conglomerática de Guarabal en el
área del arrecife de San Luis forman parte de este relleno. La Formación Agua Clara,
de aguas moderadamente profundas a someras, cubre grandes extensiones de
terreno llegando hacia el norte hasta el Alto de Paraguaná, donde ha producido
petróleo en la ensenada de La Vela; igualmente recubre en parte el Alto de Tacal-
Dabajuro.
En la parte noroccidental de la cuenca - Distrito Buchivacoa y Alto de
Dabajuro- el Mioceno medio se caracteriza por levantamientos y plegamiento
posiblemente concomitantes con movimientos contemporáneos registrados en la
cuenca del Lago de Maracaibo, los cuales en los campos Buchivacoa se reflejan en la
pronunciada angularidad entre las capas de la Formación Agua Clara y los
sedimentos del Grupo La Puerta, coincidentes con el pronunciado cambio litológico
sobre Agua Clara. Fenómenos similares ocurrieron en la región de Tiguaje donde la
discordancia de La Puerta se hace más severa, llegando a mostrar angularidad entre
el Eoceno y La Puerta con ausencia de Agua Clara.
A partir de la depresión de Urumaco, este período se caracterizó por
transgresiones y regresiones más locales entre los ambientes deltáicos de la
Formación Cerro Pelado y los más marinos de la secuencia Socorro-Querales.
Observando el espesor reducido de Cerro Pelado y sus conglomerados basales en
ciertas estructuras como El Saladillo (Mina de Coro), se puede deducir la presencia
de pliegues de crecimiento. Durante este período en la zona noroccidental se
sedimentó la secuencia continental del Grupo La Puerta, productor de petróleo y
más hacia el este, la mencionada secuencia de Socorro-Querales y Caujarao-
Urumaco que durante el Mioceno superior grada a las formaciones Codore-La Vela y
equivalentes, de carácter menos marino.
Durante toda esta evolución la parte oriental de la cuenca permaneció
subsidente, con indicación de paleo profundidades de más de 500 m hasta
probablemente 1500 m. Las reconocidas como rocas madres de petróleo del Grupo
Agua Salada se sedimentaron en estos periodos. Las condiciones paleo-geográficas
cambiaron solamente en el Mioceno superior, cuando un levantamiento general
sedimentó las calizas limoníticas impuras de la Formación Punta Gavilán,
discordantes sobre el Grupo Agua Salada, en la parte oriental y las rocas semejantes
de la formación El Veral en la región de Cumarebo.
Este levantamiento marca el período de orogénesis tardía -Mioceno superior-
Plioceno responsable de la última deformación estructural de Falcón, posiblemente
relacionada con el levantamiento final andino y los movimientos jóvenes detectados
en la cuenca del Lago de Maracaibo, particularmente en la región de Mene Grande.
Pozos petroleros descubiertos de la cuenca de Falcón
La zona Quisiro-Mayal, del noroccidente de Falcón, fue investigada por
Maraven con el pozo AMM-1X (Macamahaca, 11.555') entre las fallas Oca-Chirinos y
El Mayal, y con los pozos QMC-1X (14.369') y QMD-1X (11.301') al norte de Oca-
Chirinos. Cerca del Golfo de Coro se estudió el área plegada y fallada del norte
central de Falcón con el pozo Mitare-1X (Corpoven 4.555'), en 1981. Una cuarcita de
gran dureza no permitió llegar a la profundidad programada de 11.020'.
La perforación en El Tablazo y en Quisiro-Mayal mostró la continuidad al este
del sistema de fallas de Oca, con estructuras asociadas, y la investigación
sismográfica del área de Mitare señaló anticlinales fallados prospectivos al sur del
Golfete de Coro, que llevaron a la prospección con el pozo exploratorio.
Al extremo septentrional de Paraguaná, el pozo PGN-1 de Punta Gavilán, fue
perforado hasta 6.674' en 1985 sobre la cumbre de un anticlinal identificado por el
sismógrafo dentro de una región de estructuras y fallas normales al norte del Alto de
Paraguaná y al sur de Aruba, sin encontrar hidrocarburos. El pozo original, San
Román-1X, se incendió en 1983 cuando encontró gas a los 552'.
Al oeste del Golfo, los pozos PPG-1 de Castilletes y AH-1 de Cojoro
encontraron una sección corta terciaria y cretácica, y fueron abandonados al tocar el
basamento cerca de 6.400'. Toda la perforación de favorables estructuras y de
intenso fallamiento en los bordes del Golfo dirigen la atención hacia las áreas
cubiertas por las aguas, región confirmada por el sismógrafo como altamente
prospectiva desde el análisis estructural.
Por otro lado, dentro de los límites determinados por los pozos El Callao-1 y
Caimán-1, en Paraguaná y Punta de Palmas, y por los pozos PPG-1 y AH-1, de
Castillete y Cojoro, se determina la gran extensión de la cuenca sedimentaria, donde
la correlación entre La Paz-Mara, El Tablazo y Quisiro-El Mayal ha confirmado la
interpretación sismográfica de una espesa secuencia cretácica y terciaria que se
extiende uniformemente de un extremo al otro del sur del Golfo, ratificando la
existencia de una estratigrafía de excelentes rocas-madre y rocas-yacimiento y
precisando el Golfo como un objetivo importante si se logra conjugar las estructuras
sísmicas con las características petrofísicas de arenas terciarias permeables o calizas
cretácicas fracturadas por el severo fallamiento que señala el sismógrafo.
Actualmente se adelanta la investigación con sísmica moderna de la región
que ocupa el área sur de El Tablazo y el norte del Lago de Maracaibo, que se espera
contribuya a aclarar la estructura geológica al sur del estrecho de Maracaibo donde,
en Junio de 1997, ha sido asignado el campo Ambrosio (al extremo noroeste del
campo Urdaneta) a la Phillips Petroleum Company, bajo convenio operativo con
Lagoven.
La Refinería de Amuay, inaugurada en 1950 y operada por Lagoven S.A., está
situada al oeste de la Península de Paraguaná. Dispone de un puerto natural que da
al Golfo de Venezuela. Es el centro refinador de mayor capacidad en el país. Tiene
una elevada capacidad de procesamiento de crudos (635 MBDO); modernas
unidades de conversión profunda y gran flexibilidad operacional.
La Refinería de Cardón, construida en 1949 y operada por Maraven S.A., está
ubicada en el suroeste de Paraguaná, y es la segunda refinería en capacidad de
procesamiento (300 MBDO) y la primera en variedad de productos en Venezuela.
El pozo El Mene-1 (3.100') al perforar buzamiento abajo de los indicios
superficiales. Fue seguido por el campo Hombre Pintado (1926) y el campo Media
(1929; 2.700').
El pozo Tiguaje 1-1, de la Texas Petroleum Company. El pozo fue ubicado
según indicaciones de geología de superficie y produjo crudo de 29° API.
El pozo QMD-1X indicó que durante el Paleoceno se depositaban en el sector
sedimentos de la Formación Guasare, mientras que en las áreas vecinas se
encuentra una litología tipo Marcelina
El pozo QMD-1X señala una sedimentación oligo-miocena al sur y sureste de la
Plataforma de Dabajuro, representada por las formaciones Castillo y Paraíso, en
facies más marinas que en la región de Dabajuro.
El pozo Mamón-14 alcanzo facies costeras de lutitas y areniscas ligníticas de la
Formación Cerro Pelado (Mioceno medio temprano)
El pozo Cumarebo-1 (CU-1), perforado por recomendación del geólogo H. G.
Kugler cerca del manadero de gas, descubrió los yacimientos en 1931.
El pozo exploratorio reventó a 627', y al ser dominado se completó a esa
profundidad, con producción de 300 B/D (49° API) en la arena-8 de la Formación
Cauiarao. El pozo la Vela-l (LV -1) dista 5 Km del Mar Caribe.
7. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA DE FALCON
Columna estratigráfica
8. ESTRUCTURA DE LA CUENCA FALCÓN
La mayoría de los pozos perforados en Falcón están distribuidos en la zona
noreste o en la zona de Falcón oriental, ni la parte centro-oeste ni el borde sur han
sido perforados.
La estructura de Falcón occidental tiene rumbo dominante E-NE marcado por
numerosos pliegues y fallas cuyas estructuras incluyendo las de varios campos
productores, son bastante similares, mostrando un flanco meridional suave y un
flanco norte de fuerte buzamiento fallado y hasta volcado. Las fallas mayores son
longitudinales de tipo inverso buzando al sur, pero con cierta frecuencia se aprecia
un sistema secundario de orientación NO-SE, como en el área de Tiguaje.
Al este del meridiano de Cumarebo los anticlinales largos y subparalelos
cambian y dan lugar a domos fallados, unas veces cruzados al rumbo predominante
E-NE, como el domo alargado que caracteriza el campo de petróleo de Cumarebo,
prácticamente NE-SO y otras con ejes casi E-O, como son los domos de La Viana,
Isidro, Aguide, etc. GONZALEZ DE JUANA (1937) sugiere que el cambio en el
plegamiento así como en la dirección del fallamiento como en la falla de la Soledad,
NO-SE, y las fallas de San Pedro y Santa Rita, ONO-ESE pueden ser debidos al cambio
notable en el carácter de la columna sedimentaria, con un contenido mucho mayor
de rocas plásticas hacia el este. Este autor sugiere también movimiento horizontal
(transcurrencia) en la falla de La Soledad.
9. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA CUENCA DE FALCON
Los campos El Mene, Media y Hombre Pintado se agrupan conjuntamente como
Campos de Mauroa. Se encuentran al oeste del Estado Falcón, en el límite con el
Estado Zulia. El Mene dista 62 km. al este de Maracaibo, Media y Hombre Pintado,
5y 18 km. al noreste de El Mene.
El Mene alcanzó la producción máxima en 1925 (7.400 B/D). La gravedad del crudo
es de 32-34° API.
Media obtuvo su mayor rendimiento en 1933 (4.000 B/D). La producción se cerró en
1943 y se reanudó en 1951. La gravedad es de 33-34° API.
Hombre Pintado llegó en 1940 a 1.860 B/D. La gravedad, 25° API.
Tiguaje está situado en la región de Dabajuro, Estado Falcón, 40 km al noreste de los
Campos de Mauroa.
El petróleo fue descubierto en 1953 con el pozo Tiguaje 1-1, de la Texas Petroleum
Company. El pozo fue ubicado según indicaciones de geología de superficie y
produjo crudo de 29° API.
Varios pozos habían sido perforados sin éxito en el área durante el lapso 1921-1936.
El campo Las Palmas, 10 km al sureste de Tiguaje, fue descubierto en 1928 según
indicaciones de geología de superficie, en concesiones de la British Petroleum
Company transferidas a la Standard Oil Company of Venezuela. Se perforaron trece
pozos. Los intervalos petrolíferos se encuentran en la arena Patiecitos, de la
Formación Castillo. "Las Arenas Superiores" o arenas de Monte Claro (Formación
Castillo) y las arenas de Las Palmas (Formación Agua Clara) mostraron petróleo, sin
producción comercial. Las operaciones en el campo Las Palmas cesaron en 1930.
El Mamón se encuentra situado 5 km al norte de la población de Urumaco, en el
área intermedia entre los campos petrolíferos del occidente de Falcón. Se
encontraron dos intervalos con posibilidades comerciales: la arena "Mamón",
petrolífera (31.0-33.4° API), que fue explotada desde el comienzo de las
operaciones, y una arena gasífera, denominada "60 pies", que se identificó en el
pozo Mamón-7.
El Campo Cumarebo está situado en el área norte del Estado Falcón, 42 km al este
de Coro y 5 km al sur de la costa del Mar Caribe. El pozo Cumarebo-1 (CU-1),
perforado por recomendación del geólogo H. G. Kugler cerca del manadero de gas,
descubrió los yacimientos en 1931. El pozo exploratorio reventó a 627', y al ser
dominado se completó a esa profundidad, con producción de 300 B/D (49° API) en la
arena-8 de la Formación Cauiarao.
El campo la Vela se encuentra en la zona Nor-Central del Estado Falcón, al Sur de la
exploración costa afuera de la Ensenada de la Vela de Coro. El pozo la Vela-l (LV -1)
dista 5 Km del Mar Caribe. Sólo se han perforado dos pozos, La Vela -6X semi -
exploratorio, produjo 1,5 millones de pies cúbicos de gas a 6,289' y 500 barriles por
día de crudo de 35° API a 5150' y La Vela- 8X produjo crudo de 34,9°API.
10. CAMPOS PETROLÍFEROS DE LA CUENCA DE FALCON
Campo de Mauroa: Los campos El Mene, Media y Hombre Pintado se agrupan
conjuntamente como Campos de Mauroa. Se encuentran al oeste del Estado Falcón,
en el límite con el Estado Zulia. El Mene dista 62 km. al este de Maracaibo, Media y
Hombre Pintado, 5y 18 km. al noreste de El Mene la perforación en Mauroa
comenzó en 1920, y para 1930 se habían perforado 279 pozos. El equipo de
percusión demostró gran utilidad en la ubicación de las zonas petrolíferas que en
ausencia de perfilaje eléctrico, hubiera requerido en cada pozo a perforación
rotatoria un excesivo corte de núcleos o un extenso programa de pruebas de
producción.
Campo Tiguaje: Tiguaje está situado en la región de Dabajuro, Estado Falcón,
40 km al noreste de los Campos de Mauroa. El petróleo fue descubierto en 1953 con
el pozo Tiguaje 1-1, de la Texas Petroleum Company. El pozo fue ubicado según
indicaciones de geología de superficie y produjo crudo de 29° API. Varios pozos
habían sido perforados sin éxito en el área durante el lapso 1921-1936.
Campo Las Palmas: El campo Las Palmas, 10 km al sureste de Tiguaje, fue
descubierto en 1928 según indicaciones de geología de superficie, en concesiones
de la British Petroleum Company transferidas a la Standard Oil Company of
Venezuela. Se perforaron trece pozos.
Campo El Mamón: El Mamón se encuentra situado 5 km al norte de la
población de Urumaco, en el área intermedia entre los campos petrolíferos del
occidente de Falcón (El Mene, Media, Hombre Pintado, Tiguaje, Las Palmas) y los del
este (Cumarebo, La Vela, Mene de Acosta). fue descubierto en 1926 el pozo Mamón-
1A de la empresa Richmond Exploration Company, que continuó la perforación
hasta el pozo Mamón-6. Traspasado el campo a la Coro Petroleum Company, se
perforaron ocho pozos adicionales.
Campo Cumarebo: El Campo Cumarebo está situado en el área norte del
Estado Falcón, 42 km al este de Coro y 5 km al sur de la costa del Mar Caribe.
El pozo Cumarebo-1 (CU-1), perforado por recomendación del geólogo H. G.
Kugler cerca del manadero de gas, descubrió los yacimientos en 1931.
CAMPO LA VELA: Ubicación: El campo la Vela se encuentra en la zona Nor-
Central del Estado Falcón, al Sur de la exploración costa afuera de la Ensenada de la
Vela de Coro. El pozo la Vela-l (LV -1) dista 5 Km del Mar Caribe.
RESUMEN
LA CUENCA PETROLÍFERA DE FALCÓN
Esta cuenca se encuentra ubicada en la parte noroccidental del país y es la que
posee mayor producción de petróleo en Venezuela. Limita al norte con la zona
limítrofe Goajira-Paraguaná; al sureste con la Cordillera de Mérida y el tramo dentral
de la Cordillera de la Costa; al nordeste con el Mar Caribe y al oeste con la Sierra de
Perijá.
Es la cuenca más importante en virtud de que concentra el mayor volumen de
producción y de reservas de hidrocarburos. En ella se encuentran localizados los
campos petrolíferos más ricos de Venezuela y del continente, los cuales poseen
todas las instalaciones requeridas para el normal funcionamiento de la industria y el
desenvolvimiento de la vida de empleados, obreros y familiares, tales como:
instalaciones de producción, plantas eléctricas, oleoductos, vialidad, puestos de
embarques, urbanizaciones, escuelas, centros de recreación y esparcimiento,
campos deportivos.
Los campos más importantes de esta cuenca son:
1921 Pozo M-1, descubridor del campo de Mene de Mauroa. .
1926 Descubrimiento del pequeño campo de Monte Claro.
1926 El pozo El Mamón l-A descubrió el campo de Urumaco.
1927 Descubrimiento del campo Hombre Pintado, 16 Km. al E de Mene de
Mauroa.
1929 Descubrimiento del campo Media, 7 Km. al NE de Mene de Mauroa.
1931 Descubrimiento del campo de Cumarebo, el mas importante de Falcón
1953 Descubrimiento del campo de Tiguaje, todavía en producción.
1972 Descubrimiento del campo Ensenada de La Vela, en evaluación
Está relacionada geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo y su
participación en la producción petrolera fue en el año 2000 de 375 millones de
barriles, es decir 0,03% de la producción total.
La roca madre ha sido identificada en las lutitas de la Formación Agua Clara
(lutitas de Aguide), aunque también se ha demostrado el potencial generador de las
lutitas de las Formaciones Guacharaca y Agua Salada, de afinidad transicional.
Los principales yacimientos clásticos son las Formaciones Agua Clara (Ensenada de
La Vela y Falcón Occidental), Socorro (Campo de Cumarebo) y el Grupo La Puerta
(Falcón Occidental).
Cuenca petrolífera de Oriente
11. CUENCA PETROLÍFERA ORIENTAL
Ubicación
La Cuenca Oriental se ubica en la región Norte-Centro-Este de Venezuela
cubriendo un área aproximada de 165.000 km2 localizándose dentro de ésta los
estados Guárico, Anzoátegui, Monagas, Delta Amacuro y una parte del estado Sucre.
Esta cuenca es la segunda en importancia petrolífera y se caracteriza por ser
una depresión estructural y topográfica limitada al Norte por la cordillera de la
costa, al Sur por el río Orinoco y el escudo de Guayana, al Este con el golfo de Paria y
al Oeste con el lineamiento de El Baúl. El basamento de la cuenca está constituido
por rocas ígneas metamórficas y sedimentarias de edad Precámbrica a Triásica-
Jurásica. La cuenca es asimétrica con altos buzamientos y tectonismos en su flanco
Norte y suaves buzamientos en su flanco Sur.
Las condiciones variables de entrampamientos y calidad de crudos, son
producto del diacronismo en la formación de arenas y tectonismo. Desde el
Mioceno hasta el Cretáceo, la Cuenca Oriental se divide operacionalmente en tres
subcuencas: la de Guárico, la de Maturín y la de Paria.
Historia Geológica Cuenca Petrolífera Oriental
La evolución de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple, por
haber estado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del Cratón de
Guayana. Suaves movimientos de levantamientos y hundimientos de este borde
ocasionaron transgresiones y regresiones extensas, que fueron de gran importancia
para el desarrollo final de la cuenca. Aunque la Cuenca Oriental de Venezuela no
mostró una forma similar a la actual sino después del Eoceno tardío, ni alcanzó su
forma definitiva hasta el Mioceno temprano (aproximadamente 20 M.a.). El cuadro
tectónico en la región del Estado Monagas se postula con levantamientos
espasmódicos y empujes recurrentes en el tiempo y espacio, todos con fuertes
componentes norte-sur.
Pozos descubiertos en la Cuenca Petrolífera Oriental
Los pozos que están siendo explotados actualmente son:
Anzoátegui: Oficina, Guara, Santa rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona, Yoaples
Monagas: Lobo, Acema, Pilón, Quiriquire, Oritupano, Morichal.
Guárico: Budare, Las mercedes, Gabán, Ruiz, Barzo.
Delta Amacuro: Tucupita, Perdenales
Faja Petrolífera del Orinóco
12. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA PETROLÍFERA ORIENTAL
Columna estratigráfica
13. ESTRUCTURA DE LA CUENCA PETROLÍFERA ORIENTAL.
En la actualidad el modelo tectónico de la cuenca evidencia una complejidad
tectónica, destacándose fallamiento como el de Úrica y Anaco, la Falla Furrial-Carito,
el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Alóctono) que se caracteriza
por su gran desplazamiento y extensión, se divide en tres bloques estructurales:
1) Bloque Alóctono: que aflora en la Serranía del Interior y cuyo límite sur es el
Corrimiento de Pirital, observándose pliegues concéntricos de gran escala además
de marcar el acuñamiento del cinturón plegado, alcanzando la superficie. Este
corrimiento posee un desplazamiento horizontal estimado de 20 a 30 Km. y un
desplazamiento de 4 a 5 Km. (Di Croce, 1995).
2) Bloque Parautóctono: está constituido por el alineamiento Tejero-Furrial,
corresponde a una zona de transición representada por un conjunto de escamas o
imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los
cuales están asociados las grandes acumulaciones de petróleo en el norte de
Monagas y donde las estructuras principales son fallas de corrimiento que no llegan
a la superficie y cuya terminación está asociada con volcanes de lodo que deforman
los sedimentos en el Mioceno tardío.
3) Bloque Autóctono: se encuentra en el flanco sur de la cuenca o provincia
extensiva, donde predominan las fallas normales de rumbo oeste-este. Dentro de
este modelo, el Campo Santa Bárbara-Pirital pertenece junto a los campos Furrial y
Carito a un tren o lineamiento de anticlinales, a lo largo de la cuña de la cuenca
alóctona que posee el cabalgamiento más profundo, llamado la Falla Jusepín-
Quiriquire (Lilliu, 1990).
14 . PRODUCCIÓN DE LA CUENCA PETROLÍFERA ORIENTAL
De los campos de Úrica solo La Ceiba sobresale en producción y en reservas. Son
petrolíferas las arenas de la Formación Merecure (Oligoceno) y Oficina (Mioceno).
Contiene 35 horizontes productores, donde la acumulación de hidrocarburos está
controlada principalmente por el cierre estructural del domo y, en menor grado, por
acuñamiento de las arenas. La gravedad del crudo varía entre Juan (Cretáceo) rindió
cantidades menores de petróleo.
El campo Quiamare produce de la Formación Oficina, arenas Naranja K2 hasta
Amarillo G2, la más profunda alcanzadas por los pozos. El crudo tiene una gravedad
de 30-35° API y el condensado 50° API. Las arenas productoras, igual que en La Vieja
y Cerro Pelado son duras, litíficadas, con porosidad de hasta 7% y permeabilidad
baja (150md). En Quiamare se observa recomendación de los granos minerales por
carbonato de calcio y la presencia de fracturamiento secundario.
En 1979 se realizó un levantamiento geoquímico, cuyos resultados indicaron
buenas anomalías de propano dentro del campo y sobre dos trampas sismográficas
que fueron después probadas con éxito por los pozos QG-28E y QG-29E.
En Cerro Pelado, el Miembro Amarillo de la Formación Oficina contiene los
horizontes petrolíferos.
La Ceiba y Cerro Pelado mostraron crudo de 36 y 38.1° API, respectivamente.
Tácata probó petróleo de 37.2° API en la Formación Carapita (Oligo-mioceno).
El campo La Vieja produjo petróleo con promedio de 25.9° API, 0.56% de azufre y
0.6% de parafina. El pozo descubridor, VZ-2, obtuvo 115b/d, 26.4°API, baja relación
gas-petróleo, 10% de agua y sedimento. En el campo se obtuvo producción de once
horizontes diferentes de la arena Merecure J2 de la Formación Merecure. Las arenas
basales de la Formación Las Piedras produjeron en 1950 un total de 4.651 barriles
(15,5°API) en el pozo VZ-2 antes de la completación en la arena Merecure J2.
Los tres primeros pozos de La Vieja fueron completados por el método
convencional de perforación a bala. Las terrninaciones posteriores se efectuaron a
hueco abierto, con resultados más satisfactorios.
El mecanismo principal de producción se considera el sistema de fracturas, con
invasión irregular de agua que obliga al levantamiento artificial.
Se perforaron 30 pozos en La Vieja, 19 de los cuales resultaron productores con
profundidad promedio de 3.100'; el único pozo profundo fue el VZX-1 (11.746). El
yacimiento más importante es Merecure J2, en el cual se completaron 15 pozos; le
sigue Merecure M2 que produce solamente en dos pozos de la cima del anticlinal
(24° API). La Formación Carapita/Oficina ha sido considerada roca-madre del
petróleo encontrado en el Area Mayor de Urica.
Corpoven firmó en 1995 un convenio operativo para la reactivación de la unidad
Quiamare-La Ceiba con el consorcio Astra-Ampolek-Tecpetrol-Sipetrol. El pozo QG-
33 Quiamare, se ubicó bajo este convenio operativo.
15. CAMPOS PETROLÍFEROS DE LA CUENCA ORIENTAL
Campo Norte de Anzoátegui En la parte septentrional de la Cuenca Oriental
de Venezuela, al norte del corrimiento de Anaco y al oeste de la falla de Úrica, se
encuentra un área extensa caracterizada estructuralmente por domos y
braquianticlinales fallados, varios de los cuales han demostrado la presencia de
acumulación de hidrocarburos. Han sido agrupados como la subregión Norte de
Anzoátegui. Comprende el Área Guaribe-Chaparro en el extremo noroccidental, el
Área Mayor de Anaco al sur, y el Área de Úrica al este.
Campo Área Mayor de Temblador: El Área Mayor de Temblador está situada
en el sector central del Estado Monagas. Se encuentra al este del Área Mayor de
Oficina y se continúa al sur en el sector Cerro Negro de la Faja Petrolífera del
Orinoco.
Campo jusepín: Area Santa Bárbara-Jusepín está situada al norte del Estado
Monagas, 30 km al oeste de Maturín. Comprende los campos Jusepín, Muri, Mulata,
Santa Bárbara, Travieso, Mata Grande y Tacat. El petróleo fue descubierto por el
pozo Jusepín-1, perforado por la Standard Oil Company of Venezuela, en octubre de
1938, sobre un alto estructural vagamente señalado por estudios del sismógrafo de
reflexión. Jusepín entró a producción en 1939 cuando se construyó el oleoducto
hasta Caripito
Campo El Furrial: El área de El Furrial, al este de Venezuela, se encuentra en
la zona norte del Estado Monagas, vecina al campo de Jusepín, 35 km al suroeste de
la ciudad de Maturín
Campo El Corozo, San Vicente y Boquerón: En el Área Norte de Monagas,
dentro de la Cuenca Oriental de Venezuela, se encuentran en explotación dos
alineaciones de gran importancia por sus yacimientos de hidrocarburos, los campos
Jusepín-Santa Bárbara productores desde la completación del pozo Jusepín-1 en
octubre de 1938 (Revista «Petroleum» No. 93, Mayo 1996), y los campos El Furrial-El
Tejero descubiertos por el pozo El Furrial-1 en 1956 con extraordinario potencial de
producción (Revista «Petroleum» No. 94, Junio 1996).
Campo Pirital - Orocual – Manresa: En la zona norte de Monagas se
encontraron flujos de barro y de petróleo o gas en la superficie del terreno, y en
1912 los geólogos demostraron su interés por descubrir acumulaciones comerciales
de petróleo, recomendando a las empresas que solicitaran concesiones petroleras al
gobierno venezolano.
Campo Quiriquire: El campo Quiriquire se encuentra al noreste de
Venezuela, en el extremo sureste de la Serranía del Interior, 25 km al norte de la
ciudad de Maturín.
RESUMEN
La Cuenca Oriental se ubica en la región Norte-Centro-Este de Venezuela
localizándose dentro de ésta los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas, Delta
Amacuro y una parte del estado Sucre Esta cuenca es la segunda en importancia
petrolífera y se caracteriza por ser una depresión estructural y topográfica limitada
al Norte por la cordillera de la costa, al Sur por el río Orinoco y el escudo de
Guayana, al Este con el golfo de Paria y al Oeste con el lineamiento de El Baúl.
El basamento de la cuenca está constituido por rocas ígneas metamórficas y
sedimentarias de edad Precámbrica a Triásica-Jurásica. La cuenca es asimétrica con
altos buzamientos y tectonismos en su flanco Norte y suaves buzamientos en su
Flanco Sur.
Las condiciones variables de entrampamientos y calidad de crudos, son
producto del diacronismo en la formación de arenas y tectonismo. Desde el
Mioceno hasta el Cretáceo, la Cuenca Oriental se divide operacionalmente en tres
subcuencas: la de Guárico, la de Maturín y la de Paria.
La Cuenca Oriental se considera, por su importancia petrolífera, de edad
Terciaria.
La evolución de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple, por
haber estado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del Cratón de
Guayana. Suaves movimientos de levantamientos y hundimientos de este borde
ocasionaron transgresiones y regresiones extensas, que fueron de gran importancia
para el desarrollo final de la cuenca. Aunque la Cuenca Oriental de Venezuela no
mostró una forma similar a la actual sino después del Eoceno tardío, ni alcanzó su
forma definitiva hasta el Mioceno temprano (aproximadamente 20 M.a.). El cuadro
tectónico en la región del Estado Monagas se postula con levantamientos
espasmódicos y empujes recurrentes en el tiempo y espacio, todos con fuertes
componentes norte-sur.
Actualmente es la segunda en importancia por el volumen de crudo quede ella
se extrae; comprende una extensión de 150.000 Km y se extiende por la superficie
de los estados Monagas, Anzoátegui, Guárico, Sucre y Delta Amacuro. Cuenta con
más de 3.300 pozos activos y una producción de 573.611 millones de barriles para el
año 2000, lo que representa el 49,8% de la producción nacional. Dentro de esta
cuenca se encuentra la Faja bituminosa del Orinoco, en la cual se produce petróleo
considerado como pesado, con alto contenido de azufre que está siendo explotado
para producir orimulsión, un combustible específicamente diseñado para uso de
empresas eléctricas, el sector industrial y para calefacción
CONCLUSION
El petróleo se encuentra bajo tierra, en diferentes regiones, distribuidas por
todo el planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas
sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde
el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene constitución diferente al otro.
El petróleo constituye en Venezuela la principal fuente de ingresos, hasta el
punto que no se establecen otras fuentes de riqueza, por lo que se puede decir que
la economía y el presupuesto nacional están sujeto en cada ejercicio fiscal a las
fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo.
El petróleo es producto de la acumulación de restos orgánicos depositados
junto con grandes masas de sedimentos en el fondo de los mares, a lo largo de
millones de años. Así las cuencas sedimentarias guardan íntima relación con las
áreas productoras de petróleo. En Venezuela esas cuencas petroleras son las más
importantes la Cuenca del Lago de Maracaibo, Cuenca de Falcón, Cueca Oriental.
Desde hace más de 90 años se explota el petróleo en la cuenca del lago de
Maracaibo Ubicada en la depresión entre los andes venezolanos, el golfo de
Venezuela y las cierra de Perijá, la producción petrolera ha sido continua, llegando a
producir más de 1.500.000 barriles de crudo al día (2009).
La cuenca del lago de Maracaibo se destaca por su concentración de petróleo,
donde se necesario extraer el crudo tanto en tierra como en el agua. Bosques de
torres y balancines colman las aguas del lago y las tierras de la zona petrolera.
Kilómetros de tuberías llevan el petróleo de un lado a otro del estado para su
tratamiento y exportación.
La zona petrolera del lago de Maracaibo está concentrada en 4 aéreas: El lago,
Tomoporo, La Cañada y Tía Juana. Actualmente se han explotado nuevos pozos en
Bachaquero y Perijá dando resultados positivos.
La evolución de la Cuenca del Lago de Maracaibo ha sido bastante compleja a
lo largo del tiempo geológico debido a una serie de invasiones y regresiones marinas
que fueron determinantes para la sedimentación, tanto de rocas madres
generadoras de hidrocarburos como de recipientes adecuados para almacenarlos, y
como resultado de varios períodos de orogénesis y epirogénesis que produjeron las
trampas adecuadas para retenerlos hasta los momentos actuales. En realidad la
Cuenca del Lago de Maracaibo no llegó a presentar una configuración semejante a la
actual hasta el Mioceno medio (* 15 millones de años) mientras que su prehistoria
se debe situar en el Permo-Triásico (* 230 millones de años). Presentamos aquí un
resumen esquemático de este proceso evolutivo, enfatizando los fenómenos que
afectan más o menos directamente los procesos de génesis y almacenamiento de
petróleo.
La Cuenca de Falcón; el límite occidental de la cuenca, que marca su separación un
tanto arbitraria de la cuenca del Lago de Maracaibo; al norte y este está limitada por
la línea de costa del Golfo de Venezuela y su prolongación, el Golfete de Coro, por el
istmo de Los Médanos y por la costa del Atlántico hasta el Golfo Triste y al sur por
una serie de elevaciones designadas Sierra de Churuguara de modo general. La
cuenca se prolonga hacia el norte y noreste y dentro de las aguas territoriales
venezolanas.
Su mayor longitud, entre La Victoria y Boca Tocuyo, es de unos 320 Km su anchura
entre los sondeos de la Ensenada de La Vela de coro y Churuguara alcanza 100 Km.
Martínez. (1976) calcula una extensión de 35.000 km2 y un volumen de sedimentos
de 161.000 km3.
Se han descubierto en esta cuenca 10 campos de petróleo de los cuales para fines
de 1977 solo quedaban tres campos en producción activa. Para ese momento la
producción total acumulada alcanzó la cifra de 106 millones de barriles (17 x 106
m3) con una producción total para 1977 de sólo 260.500 bIs. (42.334 m3) y sus
reservas recuperables se calculaban en 1033 millones de barriles (0,15 x 106 m3)
Este levantamiento marca el período de orogénesis tardía -Mioceno superior-
Plioceno responsable de la última deformación estructural de Falcón, posiblemente
relacionada con el levantamiento final andino y los movimientos jóvenes detectados
en la cuenca del Lago de Maracaibo, particularmente en la región de Mene Grande.
La cuenca oriental es la más extensa, con más de 150.000 km 2; comprende regiones
de los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro. Es la segunda
en importancia por su producción y reservas. Los campos petroleros que tienen
importancia son los de Quiriquire, Jusepín, Tucupita, Temblador, Tucupido, Las
Mercedes y El Área de Oficina. En la actualidad cuenta con 3.300 pozos activos.
En esta cuenca se producen los crudos pesados y extra pesados que son enviados a
mercados secundarios para ser procesados. Se subdivide en tres subcuencas: la
subcuencas de Guárico, la subcuencas de Maturín y la subcuencas de Paria.
Los pozos que están siendo explotados actualmente son: Anzoátegui: Oficina, Guara,
Santa rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona, Yoaples Monagas: Lobo, Acema, Pilón,
Quiriquire, Oritupano, Morichal. Guárico: Budare, Las mercedes, Gabán, Ruiz, Barzo.
Delta Amacuro: Tucupita, Perdenales Faja Petrolífera del Orinóco.
