Evolución cuenca de falcon geologia

5/13/2018 Evolución cuenca de falcon geologia - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/evolucion-cuenca-de-falcon-geologia 1/34

La cuenca Zulia-Falcon:

Localizacion: Esta cuenca se encuentra ubicada en la parte norccidental delpais y es la que posee mayor produccion de petroleo en Venezuela. Limita alnorte con la zona limitrofe Goajira-Paraguaná; al sureste con la Cordillera de

Merida y el tramo dentral de la Cordillera de la Costa; al nordeste con el Mar Caribe y al oeste con la Sierra de Perijá.

Caracteristicas.

- Es la cuenca más importante en visrtud de que concentra el mayor volumende produccion y de reservas de hidrocarburos.

- En ella se encuentran localizados los campos petroliferos más ricos deVenezuela y del continente, los cuales poseen todas las intalaciones requeridaspara el normal funcionamiento de la industria y el desenvolvimiento de la vida

de empleados, obreros y familiares, tales como: instalaciones de produccion,plantas electricas, oleoductos, vialidad, puestos de embarques, urbanizaciones,escuelas, centros de recreacion y esparcimiento, campos deportivos, etc.

- Los campos más importantes de esta cuenca son, en el estado Zulia:Lagunillas, Tia Juana, Bachaquero, La Paz, Lama, Lamar, Cabimas, Centro,Boscan, Lago, Ceuta y Grande; en el estado Falcon: Mene Media, HombrePintado, Mene Mauroa y Tiguaje.

- Dentro de esta cuenca pueden incluirse las subcuencas de Aroa, del Golfo de

la Vela, de Paraguana y del Golfo de Venezuela.

Evolución cuenca de falcon.

A pesar de algunas discrepancias en cuanto a la validez de ciertasdeterminaciones paleontológicas, al presente puede aceptarse que el intervalode 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 elárea Paiguara-Tiguaje, no lejos de Dabajuro. En esta área el sismógrafo hapuesto de manifiesto algunos reflectores por debajo del intervalo lutítico, quehan sido correlacionados tentativamente con el intervalo de calizas cretácicasproductor de petróleo en la mencionada cuenca del Lago de Maracaibo. A cortoplazo se contempla la ejecución de sondeos que puedan o no confirmar estacorrelación. Si es positiva, puede abrir nuevas perspectivas a la perforaciónprofunda en esta Cuenca. La presencia de Eoceno aflorante en la parteoccidental de Falcón se conocía de antiguo (GONZÁLEZ DE JUANA, 1938) enlos Cerros de Tacal. El autor citado muestra en las Figuras las discordanciasmarginales 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 lasformaciones Santa Rita y Jarillal, hoy atribuidas al Eoceno medio.

Durante este Eoceno medio tuvo lugar una extensa transgresión hacia elOeste-suroeste que tiene su mejor expresión en la formación Jarillal, mientras

que la Formación La Victoria presenta características regresivas como posibleantecedente del levantamiento y erosión característicos del Eoceno superior, Eltérmino de los cuales las condiciones paleo-sedimentarías cambiaron en todaVenezuela occidental.

La forma característica de la cuenca fue definida en el Oligoceno inferior por lasedimentación de Formación El Paraíso, que DÍAZ DE GAMERO ( 1977a)considera como un complejo deltáico progradante originado en las tierrasrecién levantadas hacia el oeste y suroeste. Otros elementos positivos quelimitaban la cuenca son la cordillera de Churuguara y su prolongación por elsur, el Alto de Dabajuro al noroeste, formado por rocas aflorantes del Eoceno

medio que constituyó un elemento positivo durante casi toda la historia de lacuenca, y el Alto de Paraguaná-Coro, separado del Alto de Dabajuro por elSurco de Urumaco.

Hacia el cierre del Oligoceno y comienzos del Mioceno la parte central de lacuenca 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, elcual continuó parcialmente emergente. El Alto de Paraguaná también continuóemergente, pero su prolongación -el Alto de Coro- se situó a profundidadesadecuadas al desarrollo de arrecifes en su borde sur, donde avanza unpronunciado talud hacia la zona central profunda.

En el Mioceno cesó la subsidencia de la cuenca y comenzó su relleno dandolugar a la disminución de su profundidad. La sedimentación de la FormaciónCastillo en el borde Sur del Alto de Dabajuro y la lente conglomerática deGuarabal en el área del arrecife de San Luis forman parte de este relleno. LaFormación Agua Clara, de aguas moderadamente profundas a someras, cubregrandes 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 Miocenomedio se caracteriza por levantamientos y plegamiento posiblementeconcomitantes con movimientos contemporáneos registrados en la cuenca delLago de Maracaibo, los cuales en los campos Buchivacoa se reflejan en lapronunciada angularidad entre las capas de la Formación Agua Clara y lossedimentos del Grupo La Puerta, coincidentes con el pronunciado cambiolitológico sobre Agua Clara. Fenómenos similares ocurrieron en la región deTiguaje donde la discordancia de La Puerta se hace más severa, llegando amostrar 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 laFormación Cerro Pelado y los más marinos de la secuencia Socorro-Querales.



Observando el espesor reducido de Cerro Pelado y sus conglomeradosbasales en ciertas estructuras como El Saladillo (Mina de Coro), se puedededucir la presencia de pliegues de crecimiento. Durante este período en lazona 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 gradaa las formaciones Codore-La Vela y equivalentes, de carácter menos marino.

Durante toda esta evolución la parte oriental de la cuenca permaneciósubsidente, con indicación de paleo profundidades de más de 500 m hastaprobablemente 1500 m. Las reconocidas como rocas madres de petróleo delGrupo Agua Salada se sedimentaron en estos periodos. Las condiciones paleo-geográficas cambiaron solamente en el Mioceno superior, cuando unlevantamiento general sedimentó las calizas limoníticas impuras de laFormación Punta Gavilán, discordantes sobre el Grupo Agua Salada, en laparte 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 laregión de Mene Grande.

Estructura de la cuenca falcón

La mayoría de los pozos perforados en Falcón están distribuidos en la zonanoreste 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 camposproductores, son bastante similares, mostrando un flanco meridional suave y unflanco norte de fuerte buzamiento fallado y hasta volcado. Las fallas mayoresson longitudinales de tipo inverso buzando al sur, pero con cierta frecuencia seaprecia un sistema secundario de orientación NO-SE, como en el área deTiguaje.

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

en la falla de La Soledad.



CAPITULO III

ESTRATIGRAFÍA

HISTORIA GEOLÓGICA:

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

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

MIOCENO:

Se depositan grandes sedimentos en el centro de la cuenca de Falcón y losprimeros sedimentos marinos en la Ensenada de la Vela, la sedimentación seva haciendo más llana hasta llegar a playera continental, con intervalosconglomeráticos conglomerado de Coro hacia fines del Mioceno.

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

Ambiente marino a playero en las formaciones Cerro Pelado y Socorro zonas

productoras en Falcón. En la formación Agua Clara con Lutitas de ambientemarino.

PLIOCENO:

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

FORMACIONES PETROLÍFERAS DE LA CUENCA:

FORMACIÓN CHURUGUARA

La formación Churuguara es una intercalación variada de calizas arenosas quegradan a areniscas calcáreas, calizas arrecifales masivas, calizas delgadasarcillosas y fosilíferas, areniscas, areniscas glauconíticas, limolitas y lutitaslimosas. WHELLER (1963, p. 53) cita como sección tipo la quebradaMamoncito al norte de Baragua y el L.E.V. II (op. cit.) indica que la sección tipoafloran los flancos del anticlinal de Buena Vista, sobre el viejo camino real entrePiedra Grande y Baragua, Estado Falcón.



En la localidad tipo mencionada por WHELLER (op. cit.) aproximadamente el60% de la sección está formada por lutitas, pero las capas resistentescaracterizan a la formación. Los 80 m basales están formado por areniscas detipo "sal y pimiento”, considerados como parte de La Formación El Paraíso. Lalitología más común en la unidad son las calizas arenosas y fosilíferas y

areniscas calcáreas en capas de hasta 3 m y muy duras, el color de estasrocas es gris oscuro y meteorizan en marrón, marrón anaranjado o rojizo,siendo frecuente observar nódulos ferruginosos duros. WHELLER mencionacapas de hasta 30 m de calizas masivas semejantes a la de la Formación SanLuis; estas calizas de color azul grisáceo, solo se desarrollan lateralmente unos1.000 m hacia el este de la quebrada Mamoncito.

Las areniscas de la Formación Churuguara son generalmente de grano medioa muy grueso de color gris a crema, algunas son arcillosas y mal escogidas.Las areniscas glauconíticas pueden estar formadas casi exclusivamente por granos gruesos de glauconitas verde mate o brillante; se encuentra en capas

gruesas irregulares localizadas cerca del pueblo de Churuguara y comúnmentedispersas en toda la unidad y marcan el contacto superior de la FormaciónAgua Clara. Las lutitas son de color gris a gris oscuro, limosas y pobrementefosilíferas. El espesor de formación Churuguara es de 1.215 m en la quebradael Mamoncito, este aumenta hacia el norte y oeste y disminuye hacia el este.

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

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

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

FORMACIÓN AGUA CLARA

La localidad tipo de la Formación Agua Clara está en el río Mitare al sur delcaserío de Agua Clara en el Distrito Democracia, Estado Falcón. La unidadaflora en el borde oeste de la Cuenca de Falcón hasta el río Mitare en Falcóncentral; hacia el este fue parcialmente erosionada y aflora nuevamente en losbordes norte-central y sur-central pasta el río Acurigüita y Santa Cruz deBucaral respectivamente.

La Formación Agua Clara es una unidad lutítica de carácter muy uniforme. En

la localidad tipo se compone de lutitas ferruginosas concrecionarias, arenosas yyesíferas de color negruzco con intercalaciones delgadas de areniscas limosas



y calcáreas localmente glauconíticas y fosilíferas, de color verdoso a grismodificado por manchones rojizos en superficies meteorizadas. LIDDLE (1928,p 261) indico que las lutitas predominan y caracterizan a la Formación AguaClara.

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

WHELLER (1960, p 447) dividió la Formación Agua Clara en dos miembrosdefinidos en la parte noroccidental del Distrito Democracia y parte nororientaldel Distrito Buchivacoa. El miembro inferior, denominado Cauderalito (L.E.V. II,1970, p. 147), con localidad tipo en la quebrada del mismo nombre al norte de

Cerro Frío en la parte central del Distrito Buchivacoa, se caracterizan por arrecifes muy fosilíferos con corales, briozoarios, pelecípodos, gasterpodos yforaminíferos grandes. Las calizas Son muy lenticulares y varían de macizascristalinas de color azul-gris, a amarillosas de color amarillo- marrón y sepresentan interestratificadas con lutitas, limolitas y areniscas. Las lutitas ylimolitas son compactas, gris claro a oscuro, carbonosas y jarocíticas, convetas de carbón y las areniscas son de grano fino, grises, carbonosas,micáceas, con meteorización en color crema. El miembro superior, denominadoSantiago (L.E.V. 1970, p. 563), con localidad tipo en la quebrada del mismonombre al norte de Cerro Frío, está constituido por una sección de lutitastípicas de Agua Clara en pocas areniscas interestratificadas.

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

El espesor de la Formación Agua Clara es considerable. WHELLER menciona

1.320 m en una sección incompleta en la localidad tipo y 1.600 m en CerroPelado. A corta distancia al oeste están expuestos más de 1750 m en seccióntambién incompleta, asimismo varia de 520 m en Guarabal hasta 1.185 m en elpozo Las Pailas-I En el flanco sur varía de espesor de cero a 1.500(WHELLER, 1963, Fig. 15).

DÍAZ DE GAMERO ( 1977a, p. 18) indicó que la base de la Formación AguaClara en la localidad tipo corresponde a parte de la zona de Catapsydraxdissimilis del Mioceno inferior, pudiendo ser más joven hacia el oeste dondesuprayace a la Formación Castillo. WHELLER (1963, p. 57) indicó que la partesuperior de Agua Clara varía dentro del Mioceno inferior tardío. DÍAZ DE

GAMERO (1977b, p. 3) ubica el tope de Agua Clara en el límite Mioceno



inferior-Mioceno medio: zona de Praeorbulina glomerosa - Zona de Globorotaliafohsi peripheroronda (Fig. VI-51).

La Formación Agua Clara ha sido estudiada en zonas marginales de la cuencay sus faunas de foraminíferos y moluscos indican ambientes de sedimentación

dentro de la zona sublitoral en aguas marinas poco a moderadamenteprofundas. En el centro de la cuenca no se ha podido estudiar por falta deafloramientos. Hacia el Este los ambientes de las unidades estratigráficasequivalentes a Agua Clara se profundizan rápidamente, como ocurre con lasfacies de la Subcuenca de Hueque.

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

San Luis, Guarabal, Castillo, Churuguara, Pedregoso y probablemente Pecaraen el extremo oriental; es a su vez parcialmente equivalente a la parte superior

de las Formaciones de las zonas marginales: San Luis, Guarabal, Castillo yChuruguara. El contacto superior es concordante con la Formación CerroPelado.

Formación cerro pelado

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

frente de montañas de Falcón occidental y central.En general la Formación Cerro Pelado se compone de lutitas laminadas,arenosas, yesíferas y carbonosas de color gris claro, frecuentemente conmanchas ferruginosas y jarocíticas, intercaladas con areniscas amarillentas degrano fino, delgadas, con estratos cruzados y rizaduras de oleaje,frecuentemente ligníticas, localmente las capas de lignito tienen más de unmetro de espesor.

En la quebrada Patiecitos la Formación Cerro Pelado descansa directamentesobre la Formación Agua Clara y se caracteriza por areniscas bien

estratificadas en capas de 10 cm a 10 m, con rizaduras, de colores gris marróna rojo y localmente conglomeráticas, intercaladas con lutitas gris oscuro. En lazona de contacto con la Formación Socorro suprayacente, las lutitas arenosasy areniscas que afloran inmediatamente por debajo de las capas ligníticas deSocorro contienen Arca sp., Chione sp., y fragmentos de coral (LIDDLE, 1946,p. 448).

En la quebrada Hombre Pintado en Falcón occidental la Formación CerroPelado comienza con una arenisca basal de unos 17 m de espesor,ferruginosa, maciza, con estratificación cruzada y lentes conglomeráticas degrano grueso. Sobre esta arenisca (LIDDLE, 0/7. cit., p. 451) descansan unos

400 m de areniscas micáceas ferruginosas con estratos cruzados,



interestratificadas con capas delgadas de lutitas micáceas de color gris,características de Cerro Pelado.

En el valle del río Coro se presentan zonas carbonosas y lechos ligníticos en laFormación Cerro Pelado; localmente se pueden observar impresiones de hojas

en las areniscas y lutitas. En El Isiro fueron explotadas algunas capas de lignitoen el pasado (WIEDENMAYER, 1937).

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

laminadas grises.

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

Grupo agua salada

El Grupo Agua Salada se caracteriza por arcillas y arcillas margosas con

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

La localidad tipo del grupo está ubicada en el flanco sur del Alto de Guacharacaen la quebrada Agua Salada, cerca de Pozón, Distrito Acosta del EstadoFalcón. RENZ (1948) describió detalladamente la lito y bioestratigrafía delGrupo Agua Salada y estableció una zonación bioestratigráfica basada enforaminíferos bentonicos definiendo tres pisos: Acostiense, Araguatiense yLuciense. RENZ (1948, p. 9) señaló que el Grupo Agua Salada cambia

gradualmente en dirección norte hacia la costa de Aguide a una secciónuniforme y espesa de lutitas calcáreas (Fig. VI-56). Hacia el sureste, sur yoeste, en las regiones de Chichiriviche, Cerro Misión, Riecito y Agua Linda, elgrupo pasa a una serie de unidades arenosas con calizas de espesor muyvariable, descritas como formaciones Agua Linda y Capadare en la Subcuencade Casupal.

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

La edad del Grupo Agua Salada se considera comprendida entre la Zona de

Catapsydrax dissimilis del Mioceno inferior y la Zona de Gtoborotaliaacostaensis del Mioceno superior (Fig. VI-65).



En la costa oriental de Falcón el Grupo Agua Salada se caracteriza por unamonótona intercalación de lutitas. TRUSKOWSKI (1976, p. 33) describió lossedimentos lutíticos del flanco norte del anticlinal de Isidro con el nombre deFormación Pozón. La sección se caracteriza por lutitas calcáreas fosilíferas, nocalcáreas, pequeñas bandas de nódulos de pirita y lentes delgadas de caliza

afanítica, hacia la parte superior se observa la misma litología con una mayor proporción de lutitas calcáreas y la presencia de paquetes de margas blandas.El tope esta truncado por erosión, con un hiatus que abarca desde la partemedia de la Zona de Globorotatlia menardii (Mioceno medio) hasta el reiniciode la sedimentación durante el Plioceno con calizas y margas de la FormaciónPunta Gavilán (Fig. VI-55).

El pozo Isidro-I, perforado en el anticlinal de Isidro, penetró una secciónmonótona de 6.847' (2.087 m) de lutitas ilustradas por WHELLER (1960, Fig. 5y 1963, Fig. 6); El pozo Curamichate-1 penetró igualmente una secciónmonótona de 7.397' (2..255 m) de lutitas y en ambos pozos TRUSKOWSKl

(1976, Fig. 23) estableció una zonación bioestratigráfica continua con losafloramientos (Fig. VI-55) hasta la Zona de Globorotalia opima opima delOligoceno; se desconoce la base de estas dos secciones lutíticas.

La fauna bentónica del Grupo Agua Salada en el anticlinal de Isidro indicaprofundidades de sedimentación del orden de 1.300 m en todo el intervalobioestratigráfico, es decir, que las condiciones de sedimentación de las lutitasen la parte marina abierta de la Cuenca de Agua Salada permanecieronsimilares a las existentes hoy en día el la Fosa de Bonaire, mientras que en losbordes de la cuenca las condiciones variaron notablemente, pudiendoestablecerce unidades litoestratigráficas diferenciables.

FORMACIÓN POZÓN

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

observada en la parte central de la cuenca.

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

La parte inferior de la Formación Pozón es un delgado intervalo glauconíticodenominado Miembro de arenas glauconiferas de Policarpio. Una sección

litológica típica en la región tipo se caracteriza, en sentido descendente (RENZ,op. cit., p. 22), por 2 a 1 m de margas de color blanco-marrón, glauconíticas



con concreciones margosas amarillas, 6 m de arena verde fosilíferairregularmente endurecida, mal estratificada con concreciones dispersas deferrolita de color rojo; en la base del intervalo hay una capa de concrecionescalcáreas blancas intercaladas en una arcilla de color gris-azul.

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

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

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

El espesor de la Formación Pozón en la localidad tipo es de 1.042 m. (RENZ;op. cit., p. 25) de los cuales unos 10 m corresponden al Miembro de arenasglauconíferas de Policarpio, 536 m al Miembro de arcillas margosas de Husito y496 m al Miembro de arcillas de Huso. Hacia el este en El Mene de Acosta laformación mide 1.120 mi los dos miembros inferiores con espesores similaresal de la sección tipo y el superior, 570 m incompletos, por estar erosionado sutope.

La Zona de Siphogenerina transversa (RENZ, 1948, p. 50), que comienza en laFormación San Lorenzo, abarca el Miembro de arenas glauconíferas dePolicarpio y 55 m del Miembro de arcillas margosas de Husito. Su ambiente desedimentación fue marino abierto, probablemente en el borde de la plataforma

y parte superior del talud continental entre 200-600 m, conservando las mismascaracterísticas ambientales de la Zona de Robulus wallacei, la únicainterrupción parece haber sido el lapso de sedimentación de glauconita enPolicarpio que pudo ser lento, somero y hasta de sedimentación negativa.RENZ (op. cit., p. 53) indica que es común observar foraminíferosredepositados del Acostiense inferior en los sedimentos de la Zona de S.transversa desde el Miembro de arenas glauconíferas de Policarpio haciaarriba.

Las condiciones de sedimentación del Miembro de arcillas margosas de Husitoen su localidad tipo continuaron similares a las de la Zona de Robulus Wallacei,

es decir, marinas abiertas probablemente plataformales y de la parte de laZona de Siphogenerina transversa, todo el Piso Araguatiense, zonas de



Globorotalia fohsi y Valvulineria herricki y la Zona de Marginulinopsisbassispinosus, primera del Piso Luciense (Fig. YI-65)."

El ambiente sedimentario del Miembro de arcillas de Huso en su localidad tiporegistra un cambio gradual de la profundidad del mar. Los primeros 1.60 m

corresponden a la Zona de Robulus senni, de ambiente liroral-nerírico de unos100 m de profundidad. Sigue la zónula de Vaginulimopsis superbus-Trochamina cf. pacifica, que se desarrolla en unos 120 m de espesor delmiembro y representa una facies regresiva desarrollada en profundidadesmenores a los 100 m en el borde sur de la Cuenca de Agua Salada, mientrashacia el este y norte se desarrollan facies en la zona de R senni. Acontinuación de esta zonula sigue la disminución de profundidad del mar y lazonula de textularia permanesis se desarrollo en aguas de profundidad menor de 50 mts. los 50 mts. superiores del miembro de Arcillas de Huso seacumularon en aguas poco profundas cercanas a la costa de condicionesmarinas a lagunares y el conjunto faunal de solo 16 especies corresponde a la

zonula de Elphidium Poeyanum-Reusella Spinolosa, la ultima del piso luciente.

La edad de la Formación Pozón comprende desde la zona Globigerinatellainsueta (parte superior) del Mioceno inferior hasta la zona de globorataliaAcostaensis del Mioceno superior

Características petrofísicas de los intervalos productores

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

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

capítulo iv

Características geoquímicas

Características geoquímicas:

Roca madre, génesis y emigración de hidrocarburos:

La única roca madre indudable en la cuenca de Falcón aflora en la costanoreste entre las poblaciones de San José de la Costa y Aguide. Fuemencionada por HEDBERG (1964, p. 1796) con el nombre de lutitas de Aguide,Formación San Lorenzo del Grupo Agua Salada. En casi todas las margas y

lutitas de la costa mencionada se nota olor a petróleo en superficies frescas,impregnación de petróleo en las lutitas, caparazones de foraminíferos rellenos



con petróleo, etc., las manifestaciones son especialmente notables al noroestey muy cerca de la Boca de Isidro litológicamente es una lutita negra con tintesverdosos, no glauconítica, extraordinariamente pirítica, que de acuerdo connuestras determinaciones pertenece a la Formación Pozón del Grupo AguaSalada y fue sedimentada a profundidades de más de 1000 m. El pozo Isidro

N° 1 perforado en las cercanías alcanza la profundidad de 2086 m sinencontrar ninguna arena y la columna exterior, que aflora entre el tope delanticlinal de Isidro hasta cerca de Punta Zamuro, comprende 1800 madicionales sin ningún intervalo de arena. Los autores de esta obra concuerdancon HEDBERG (op.cit) en que es difícil concebir algo distinto de una génesis insitu dentro de esta secuencia de arcillas impermeables.

Otra formación a la que se han atribuido con frecuencia características de rocamadre es la Formación Agua Clara, principalmente por su carácter lutítico y apesar de ser un sedimento de mediana a poca profundidad. En la ensenada deLa Vela fue estudiada geoquímicamente, determinándose sus cualidades de

roca madre no muy rica, con relativamente poca madurez . Dentro de esta zonase considera igualmente como roca madre del petróleo almacenado en la calizabasal de Cauderalito y posiblemente en el basamento.

En las áreas de Buchivacoa no se conocen estudios geoquímicos. La mayoríade los autores favorecen la opinión de que la génesis tuvo lugar en la formaciónAgua Clara, principalmente a causa de la acumulación de petróleo en ladiscordancia sobre Agua Clara y por debajo de La Puerta. Sin embargo nodebe desconocerse la acumulación de petróleo en arenas de pronunciadobuzamiento de la propia formación Agua Clara que pudieron ser alimentadasen forma primaria desde las lutitas adyacentes o bien servir de conductoras alpetróleo posiblemente generado en el Eoceno medio, dentro de cuyossedimentos se ha encontrado petróleo no comercial. Interrogantes parecidos seplantean en el Campo Tiguaje a causa de la relación similar existente entre loshorizontes productores más ricos y abundantes en la discordancia entre AguaClara y La Puerta, agravada en este caso por la desaparición del Oligo-Mioceno y el establecimiento de un contacto erosivo entre La Puerta y elEoceno.

El origen del petróleo de Cumarebo tampoco ha sido estudiado por métodosmodernos. A pesar de la multiplicidad de arenas en la Formación Socorro se

encuentran en ella numerosos intervalos lutíticos importantes, sobre todo en suparte inferior debajo de la arena 15. Ello hace posible la hipótesis enunciadapor MILLER et al. (1963, p, 88) de que el petróleo pudo originarse en la propiaformación Socorro. No debe perderse de vista que en la ensenada de La Velala Formación Socorro se considera como generadora potencial de Gas, que lospetróleos de Cumarebo frecuentemente pasan de 47° API, y que dentro delmismo campo, un taladro produjo gas y condensado a solamente 6324' (1623m) de profundidad.

Por otra parte, es importante considerar la situación favorable de la estructurade Cumarebo en relación con la configuración regional de la cuenca. En primer

lugar, al este de Cumarebo la cuenca fue profundizada y pasó en pocoskilómetros a sedimentos de profundidades superiores a los 450 m, en contraste



con los 30-50 m característicos de la Formación Socorro en el propio campo.Como consecuencia, la sedimentación de arenas disminuyó y desapareciótotalmente hacia el este y noreste, como lo muestran los resultados de lossondeos 23-M-3X y La Viana N° 1 respectivamente creando una situaciónespacial favorable a la alimentación de las arenas conductoras buzamiento

arriba.

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

La emigración primaria de petróleo al oeste es todavía más problemática, por lalenticularidad comprobada en muchas arenas lenticulares productoras sobre el

Alto de Dabajuro, las cuales se intercalan dentro de un intervalo de arcillasimpermeables situado en la base de la Formación La Puerta. Dentro de losmuchos interrogantes existentes conviene meditar lo expresado por HEDBERG(1967, 1968) sobre génesis de gases y condensados en intervalos desedimentos continentales a poco marinos.

CAPITULO V

CARACTERÍSTICAS DE ACUMULACIÓN

CARACTERÍSTICAS DE ACUMULACIÓN:ENTRAMPAMIENTO DE HIDROCARBUROS

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

arena por debajo de la discordancia el petróleo se considera de modo generalcomo emigrado de las lutitas de Agua Clara.

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

En el Campo de Cumarebo, según el criterio que se adopte sobre génesis yasea en las lutitas en los intervalos entre arenas o un origen común en las lutitasprofundas de Agua Salada, la emigración primaria podría variar entre una

emigración transversal corta de la lutita a la arena, y una emigraciónlongitudinal a mayor distancia, desde los cuerpos lutíticos a las arenas límites



al este y norte, complementada por la emigración longitudinal secundaria por las arenas hacia la trampa.

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

de agua.

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

La mayoría de las perforaciones efectuadas en busca de petróleo estánubicadas en áreas de la costa septentrional y su factor común es la abundanciade lutitas, posibles rocas madres y la escasez de arenas, posibles recipientes.Como ejemplos tenemos los sondeos de Taguací, La Viana, Isidro, Aguide,Curamichate, etc. Otra serie de perforaciones se efectuaron alrededor de ElMene de Acosta, Pozón, Agua Linda etc., las arenas de El Salto encontradas

en el primero de los nombrados afloran en la cresta, es decir, estaban fuera deposición estructural.

Sin embargo, dentro de este espeso cuerpo de lutitas se ha encontrado zonascon foraminíferos arenáceos indicativos de aguas profundas. Asociados conuna o varias de estas zonas con fauna arenácea, se han encontrado cuerposde arena cuyo origen, relación con las lutitas profundas y continuidad lateral noestán fuera de dudas. Tales son las arenas del área de Solito-Las Pailas,Zazarida, Cerro Togogo cerca de Marsillal (o Maicillal) de la Costa. etc.

Entendemos que estudios especializados destinados a clarificar la relaciónentre estos posibles recipientes de petróleo y abundantes rocas madresexistentes en las lutitas de Agua Salada, así como determinar la presencia oausencia de lentes o cuerpos de arenas a profundidad, podrían modificar lasperspectivas petrolíferas de la parte oriental de la Cuenca de Falcón.

ÁREAS, CAMPOS E INTERVALOS PRODUCTORES

En la parte occidental de Falcón se encuentran las acumulaciones de petróleode Buchivacoa, entre los cuales se distinguen los campos de Mene de Mauroa,Media y Hombre Pintado, todas de características bastante similares. La

estructura dominante es un pliegue anticlinal suave que se refleja sobre elMioceno (Formación La Puerta), fallado hacia el norte con un desplazamientode unos 1500 m (MILLER 1963). El campo de El Mene se encuentra al sur deesta falla, mientras que Media y Hombre Pintado se desarrollan al norte.

Las discordancias existentes en la columna estratigráfica entre el Eocenomedio y la formación Agua Clara y entre esta formación y el Grupo la Puerta,delimitan las columnas productoras de petróleo. En El Mene la producciónproviene de arenas lenticulares de la Formación La Puerta, de la discordanciaentre esta formación y Agua Clara y por debajo de dicha discordancia enarenas con fuerte buzamiento en la Formación Agua Clara hasta una

profundidad máxima de 600' (183 In) por debajo de la mencionadadiscordancia. El Eoceno muestra Indicios de petróleo sin haberse obtenido



producción hasta la fecha. Las arenas de la Formación La Puerta sonauténticas lentes de arena, mientras que los recipientes de Agua Clara soncapas continuas en las cuales el límite inferior de la columna petrolífera es uncontacto petróleo-agua.

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

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

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

Los intervalos productores se encuentran en la Formación Castillo, en la arenallamada Pariecitos. Las arenas superiores, denominadas localmente arenas deMonte Claro Castillo y de Las Palmas (Agua Clara), mostraron petróleo sinllegar a producir comercialmente. Discordante sobre Agua Clara se encuentransedimentos del Grupo La Puerta.

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

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

Algunos geólogos que trabajan en esta zona equiparan la falla longitudinal delcampo de Tiguaje con la falla de Oca estudiada en la cuenca del Lago deMaracaibo. Llegan a la conclusión de que al norte de la falla de Oca no hayevidencias paleontológicas de la presencia de la sección eoceno-paleocena y

que por el contrario, la secuencia del Eoceno medio-Oligo-Mioceno está



preservada al sur de la supuesta falla de Oca o de Tiguaje, cubierta en todo elárea por la secuencia joven del Grupo La Puerta (Fig. IX-66).

La sección productora de Tiguaje es casi exclusivamente un paquete de arenaslenticulares desarrolladas en la sección lutítica basal del Grupo La Puerta. Se

obtienen cantidades menores de petróleo de otras arenas también lenticularesen la sección más alta del mismo Grupo La Puerta y de varias arenas por debajo de la discordancia.

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

La columna estratigráfica es aquí más completa y de carácter más marino que

en la región de Dabajuro y permite su subdivisión en las unidadesformacionales empleadas en la parte central de Falcón. En la superficie aflorala Formación Urumaco seguida de la Formación Codore. En el subsuelo seperfora la parte inferior de Urumaco seguida por las formaciones Socorro yCerro Pelado, la última de las cuales fue perforada en un solo pozo, Mamón 14.La sección productora de petróleo está limitada a la parte inferior de laFormación Urumaco, donde se encuentran las denominadas "arenas deMamón" que muestran pronunciada lenticularidad y cambios notables deespesor.

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

La estructura está segmentada por un sistema regional de fallas normales conrumbo NO-SE y desplazamiento hacia el NE. Las principales de éstas cortanno solo la estructura de Cumarebo s.s, sino también el flanco de El Veral-

Puerto Cumarebo hacia el NO y e1 flanco SE del sinclinal del Cerro Los Indios,siendo visibles hasta la planicie aluvial del río Ricoa. A este sistema de fallaspertenece la falla de Hatillito en la parte central del área productora, en la cualPAYNE, (1951) menciona espesores de columna sedimentaria mayores en ellado deprimido de la falla, indicativos del crecimiento de la fractura. El mismoautor menciona la deformación de los planos de falla, por 1o cual las clasificaen un sistema "mas antiguo". Los planos de las fallas de este sistema buzanunos 35° cerca de la superficie, hasta 65° a las mayores profundidadespenetradas por taladros del campo. Las fallas más jóvenes clasifican Como"fallas de tensión epianticlinales".

La columna estratigráfica productora pertenece a la Formación Socorro eincluye 16 arenas diferenciadas (MILER et al 1963, p. 91) de las cuales 13 son



productoras de petróleo. La mayor producción se obtuvo de las arenas No. 10,12 Y 15 numeradas del tope a la base. Los afloramientos superficiales sobre eltope del domo corresponden al Miembro El Muaco de la Formación Caujarao.Hacia la parte sur del campo, tanto en el sinclinal del Cerro Los Indios como enlos flancos de la estructura, aflora el miembro medio de Caujarao o Caliza de

Cumarebo, que en ambos flancos se adelgaza y desaparece hacia el nortedebido a la presencia de ambientes sedimentarios menos favorables aldesarrollo de arrecifes.

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

Su estructura es la de un levantamiento dómico alargado en sentido ENE,fuertemente asimétrico, con su flanco noroeste subvertical a volcado y cortado

por un sistema de fallas de corrimiento; presenta declive hacia el OSO y al ENEy parte del Miembro El Salto de la Formación Pozón, que es la secciónpetrolífera, aflora en la cresta de la estructura.

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

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

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

Las perforaciones y los levantamientos sismográficos pusieron de manifiesto laprofundidad del macizo que se profundiza hacia el este, la presencia de losacuñamientos de las facies consideradas como posibles recipientes y la

presencia de un sistema de fallas, la más importante de las cuales es ladenominada falla de Los Médanos con rumbo N-NO, y otras subparalelasdeterminantes de bloques fallados levantados, más visibles en el basamento(VÁZQUEZ, 1974 ) .

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

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

La edad del complejo fue fijada en 144 m. a. K/Ar en feldespato en los gneisesy en 83,5 m. a. K/Ar en las filitas discordantes sobre el basamento se



perforaron capas rojas encontradas sólo esporádicamente ya señaladas en laliteratura antigua en la cual se correlacionaban tentativamente con laFormación la Quinta, y que hoy se consideran como el episodio basal de latransgresión terciaria. A éstas se asocian algunos conglomerados. El espesor de este intervalo varía entre O y 1060' (0-313 m).

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

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

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

PRINCIPALES CAMPOS DE LA CUENCA

Campo de Mauroa:

Los campos El Mene, Media y Hombre Pintado se agrupan conjuntamente

como Campos de Mauroa. Se encuentran al oeste del Estado Falcón, en ellímite con el Estado Zulia. El Mene dista 62 km. al este de Maracaibo, Media yHombre Pintado, 5y 18 km. al noreste de El Mene.

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

La primera investigación geológica fue realizada en 1912 por E. H.Cunningham Craig y G. W. Halse, de la Trinidad Petroleum Development

Company, Ltd. Ese mismo año la concesión fue adquirida por la BritishControlled Oilfields, Ltd.

La perforación en Mauroa comenzó en 1920, y para 1930 se habían perforado279 pozos. El equipo de percusión demostró gran utilidad en la ubicación de laszonas petrolíferas que en ausencia de perfilaje eléctrico, hubiera requerido encada pozo a perforación rotatoria un excesivo corte de núcleos o un extensoprograma de pruebas de producción.

El campo El Mene fue descubierto en 1921 por la British Controlled Oilfieldscon 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 campoMedia (1929; 2.700').



Las tres áreas fueron desarrolladas de manera intensiva por la British hasta1952, cuando son adquiridas por la Talon Petroleum, C.A., quien recibió unadisminución considerable de la regalía e impuestos nacionales en vista delavanzado agotamiento de los yacimientos. De 1953 a 1957 se perforaron losúltimos pozos de los campos de Mauroa.

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

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

Sobre una notoria discordancia, que señala la erosión a finales del Eoceno, lacuenca comienza a llenarse con sedimentos marinos que alcanzan su máximodesarrollo en el intervalo entre el Eoceno y el comienzo del Mioceno inferior. LaFormación Agua Clara (Mioceno inferior tardío) muestra lutitasinterestratificadas con capas delgadas de calizas, lignitos y lentes de arena quehoy aparecen con buzamiento fuerte de hasta 45°.

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

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

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

movimientos del Mioceno.

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

La falla Oca-Chirinos separa en Falcón occidental dos regiones diferentes: unárea al norte de la falla, Bloque Dabajuro, que se extiende hacia el Golfo de

Venezuela, y un área al sur hasta el frente de montañas.



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

El área al sur muestra rasgos de una actividad tectónica mayor, causada por

desplazamiento lateral. Comprende los Bloques El Mayal, Santa Cruz, Cocuiza.En El Mayal se encuentra el campo Tiguaje, y en Santa Cruz los campos deMauroa.

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

La estructura dominante en el Bloque Santa Cruz son pliegues anticlinalessuaves que se reflejan sobre el Mioceno superior (Formación La Puerta), y unagran falla normal NE-SO de buzamiento norte casi vertical, con desplazamiento

de unos 4.000 a 6.000'. Los campos de Mauroa se encuentran asociados aesta falla.

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

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

Producción: En El Mene la acumulación está asociada con las discordancias

existentes entre el Eoceno y la Formación Agua Clara, y entre Agua Clara y laFormación La Puerta. El petróleo se encuentra: 1) en algunos lentes de arenade la Formación La Puerta, (Mioceno superior); 2) encima y debajo de ladiscordancia que separa las capas de La Puerta de los estratos muydeformados y fallados de la Formación Agua Clara (Mioceno inferior tardío); 3)en arenas de Agua Clara hasta 600' bajo la discordancia.

Los yacimientos de la Formación La Puerta son auténticos lentes de arena; lascapas en el flanco norte tienen escasa comunicación entre sí y están casicompletamente aisladas de las del flanco sur por una zona media arcillosa. Losyacimientos de la Formación Agua Clara son capas contínuas en las cuales el

límite inferior de la sección productora es un contacto agua-petróleo.

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

El Eoceno ha mostrado indicios de petróleo, pero no se obtuvo producción. En1949 se perforó, sin éxito, un pozo cretácico.

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



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

En Hombre Pintado las arenas petrolíferas superiores están relacionadas conuna probable discordancia intraformacional de la Formación Agua Clara. Laproducción inferior, 1.000' más abajo, se presentan en condiciones similarespero en arenas de mayor buzamiento. Produce la Formación Agua Clara, quese perfora a profundidad de 1.800'.

Todo el crudo obtenido en Mauroa es de base parafínica.

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

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

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

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

Durante su larga vida productiva, los yacimientos han probado los métodos

convencionales de producción: flujo natural, levantamiento por gas y por aire,bombeo mecánico. Los informes de producción mencionan además, para 1937,una inyección de gas en las arenas de El Mene y Media.

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

Campo Tiguaje:

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

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

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

Estratigrafía: Las formaciones Agua Clara (Mioceno inferior tardío), CerroPelado (Mioceno medio) y las eocenas y cretácicas se agruparon



operacionalmente como Pre-La Puerta. Agua Clara y Cerro Pelado conformanuna sección de lutitas con areniscas intercaladas, discordante sobre estratosde edad eocena, probablemente Formación Paují, en el lado deprimido de unafalla longitudinal; en el bloque levantado, el Grupo La Puerta (Mioceno medio asuperior) es discordante sobre una secuencia espesa de lutitas, determinada

tentativamente como equivalente de la Forrnación Colón (Cretáceo superior).

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

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

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

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

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

La falla al norte de Tiguaje ha sido considerada como la extensión al este delsistema Oca-Chirinos. La falla preserva al sur la columna estratigráfica delEoceno y el Mioceno, cubierta por los sedimentos más jóvenes del Grupo La

Puerta, mientras que al norte de la zona fallada no se halla evidencia de lasformaciones del Paleoceno-Eoceno.

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

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

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



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

Campo Las Palmas:

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

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

Continúa la estratigrafía con la Formación Agua Clara (Mioceno inferior tardío),

de aguas moderadamente profundas a someras, concordante y transicional,unidad lutítica con arenas limosas o calcáreas intercaladas, que incluye lasarenas de Las Palmas.

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

Al noroeste de los campos Tiguaje y Palmas, separados por la falla Oca-Chirinos y en el sector más alto del Bloque Dabajuro, la interpretación sísmica

muestra dos elevaciones estructurales en donde Maraven perforó dos pozosprofundos, QMC-1X (1979) y QMD-1X que encontraron un Basamento queparece tener relación genética con el de La Paz-Mara, y una secuenciacretácica muy similar a la de los campos productores al oeste de la Cuenca deMaracaibo. QMC-1X alcanzó el Paleoceno a 9.240', las calizas cretácicas a los12.377' y el basamento ígneo a 14.800'.

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

asignadas a la región central de Falcón.

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

Estructura: En Las Palmas se refleja la estructura regional al sur dellevantamiento de Borojó, donde aflora el Eoceno medio demarcando unanticlinal de rumbo noreste-suroeste, relativamente estrecho y de buzamientoapretado. En el flanco norte se presentan dos elevaciones estructuralesmenores; en la más septentrional se perforaron los pozos de Las Palmas. Las

estructuras están cortadas por fallas longitudinales, y en el extremo oriental por una falla transversal que limita el levantamiento.



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

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

la Forrnación Castillo. "Las Arenas Superiores" o arenas de Monte Claro(Formación Castillo) y las arenas de Las Palmas (Formación Agua Clara)mostraron petróleo, sin producción comercial. Las operaciones en el campoLas Palmas cesaron en 1930.

Campo El Mamón:

El Mamón se encuentra situado 5 km al norte de la población de Urumaco, enel área intermedia entre los campos petrolíferos del occidente de Falcón (ElMene, Media, Hombre Pintado, Tiguaje, Las Palmas) y los del este (Cumarebo,La Vela, Mene de Acosta). Estudios geológicos y geofísicos revelaron la

estructura, y el petróleo fue descubierto en 1926 por el pozo Mamón-1A de laempresa Richmond Exploration Company, que continuó la perforación hasta elpozo Mamón-6. Traspasado el campo a la Coro Petroleum Company, seperforaron ocho pozos adicionales.

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

El pozo Mamón-14 alcanzo facies costeras de lutitas y areniscas ligníticas de la

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

Estructura: El Bloque Dabajuro presenta, en su sector oriental, una narizestructural con declive al norte, sobre la cual aparece una pequena culminación

fallada que ha sido llamada Anticlinal ó Levantamiento de El Mamón.

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



Muy al este de El Mamón, en la Plataforma de Coro y al este de la falla deSabaneta, se perforó la estructura de Mitare, un anticlinal al oeste de la ciudadde Coro. Es un alto estructural interpretado por geofísica, alargado en direcciónnoroeste y limitado lateralmente por una falla normal longitudinal debuzamiento sur. La estructura presenta fallas normales transversales de un

sistema secundario.

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

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

Los yacimientos son predominantemente de carácter margoso, y la arenaMamón aparece en los perfiles eléctricos limpia y con un espesor de hasta120'.

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

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

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

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

Campo Cumarebo:

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

La estructura señalada por geología de superficie y la presencia de unmanadero de gas en la cumbre y otro de petróleo en el flanco noroeste, fuedelineado en el mapa geológico levantado por la North Venezuelan PetroleumCompany, Ltd., para solicitar la concesión, en la cual se asocia en 1930 laStandard Petroleum Company of Venezuela que pasó a ser la operadora amediados de 1949 la Creole Petroleum Corporation se convirtió en la únicapropietaria. Desde 1972 el campo ha sido asignado, analizando su

reactivación, a la CVP, a Corpoven y a Maraven.



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

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

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

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

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

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

El ambiente mioceno en la región es esencialmente de transición entre lasedimentación típicamente litoral que se observa hacia el oeste y los depósitosbatiales del noreste de Falcón. Al occidente de Cumarebo los sedimentoscorresponden a facies cercanas a la línea de playa y reflejan sucesivosavances y retiros del mar; hacia el este, los cambios son menos marcados y lasedimentación es esencialmente nerítica en comunicación constante con elmar.

En profundidad, el pozo Las Pailas-1X (9970'), a 17 kilómetros del declive de laFormación San Luis y 9 km al sur del campo, llegó a las calizas cretácicas.Encontró en un anticlinal de modestas dimensiones, un intervalo de calizas y

lutitas (125 metros) con areniscas y limolitas delgadas dentro de un abanicoturbidítico del Mioceno inferior (la Formación Pedregoso) que conforma una



cuña concordante entre la Formación Pecaya infrayacente y la Formación AguaClara suprayacente. Pasa al oeste a la Formación Castillo; al norte y noreste esequivalente a la Formación San Luis como una facies marginal.Posteriormente, el pozo Las Pailas-2X (Corpoven) confirmó esta condición.

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

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

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

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

La región es una zona de buzamiento predominante al norte. Los anticlinales

de La Vela, Isidro, El Saladillo, Cumarebo, son pliegues secundarios en elgeosinclinal delimitado al norte por la línea de resistencia Paraguaná-Curazao yal sur por las sierras de Churuguara y San Luis.

La estructura de Cumarebo es un domo alargado en sentido noreste, con unalongitud conocida de 5 km. El ancho es de 1.5 km, ligeramente asimétrico, quese inclina 25-30° en el flanco sureste hacia el sinclinal de Taica, y 40° (hasta50-55° a los 2.500' de profundidad) en el ala noroeste que se prolonga en elhomoclinal de El Veral hacia el Mar Caribe. Al sur, la estructura está separadadel sinclinal de Cerro de los Indios por la falla San Pedro-San Vicente, y alnorte terrnina en la falla de Santa Rita, fallas normales de desplazamiento al

este; más allá de estas fallas prominentes no aparece la estructura.

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



Las fallas más jóvenes, epianticlinales y transversales, normales y conbuzamiento predominante de 75-80° al suroeste, muestran desplazamientos de25' hasta 500'.

Las fallas regionales se iniciaron al comienzo de la sedimentación de Caujarao,

cuando se formó un arrecife (Dividive) en el bloque occidental elevado de lafalla de El Hatillito. En esta falla los espesores de la columna sedimentaria sonmayores en el bloque oriental, deprimido, señalando crecimiento progresivo dela fractura.

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

En el Plioceno, un movimiento epirogenético inclinó el área hacia el noroeste,

haciendo regresar el mar hasta su posición actual. En la última parte delPlioceno fueron deformados los planos de falla y el pliegue de Cumarebo tomósu forma definitiva.

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

La columna productora contiene 17 arenas de grano fino y buen escogimiento,

de las cuales trece son yacimientos petroleros con espesor de arena neta entre20' y 175'. Comprende el Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte másalta de la Formación Socorro (Mosquito) del Mioceno medio (con las arenas 15a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la sección basal de laFormación Caujarao del Mioceno medio y superior (con las arenas 1 al 14). Lamayor producción ha sido obtenida de las arenas 10, 12 y 15 (numeradas deltope a la base).

La arena 15, la mejor productora y de mayor espesor, ha sido separada en treszonas (A, B y C); se considera la representación en el subsuelo de las arenasde San Francisco (Formación Socorro) que afloran al sur del campo. Tiene un

espesor de 570', debajo de un techo denso y calcáreo que se estimaequivalente de la caliza Dividive (base de la Formación Caujarao). Las arenas16 y 17, más bajas, lenticulares y de escaso desarrollo, tienen unos 40' deespesor y están separadas de la arena 15 por un intervalo de 190-260 pies delutitas y arcillas arenáceas.

El petróleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de47.5° API. Algunos yacimientos contienen condensado de 65° API. Elcontenido de azufre es de solo 0,06%.

Uno de los primeros pozos obtuvo producción inicial de 1.920 B/D en la arena

15. Algunos pozos rendían de otras arenas 100-600 B/D, llegando a veceshasta 1.792 (CU-38, arena 9). El campo alcanzó a producir 13.500 B/D (1933).



Cuando se suspendió la perforación (1954) el promedio estaba en 6.200 B/D(48.6° API). Al cesar las operaciones, en 1969, la producción había descendidoa 500 B/D, con 11 pozos en levantamiento por gas y uno de flujo natural.

El crudo llegaba por la presión del pozo y por gravedad hasta la estación

recolectora, siguiendo, por gravedad, en un oleoducto de 5 km hasta el terminalmarítimo de Tucupido.

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

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

reservas originales.

CAMPO LA VELA:

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

Estratigrafía: En la zona de La Vela la columna sedimentaria comienza sobre elbazamento con el espeso cuerpo de lutitas de la formación Pecara (Oligoceno),

concordante a la formación Pedregoso (Mioceno inferior), sección lutítica conintercalación de areniscas y calizas.

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

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

Las formaciones Querales esencialmente lutítica con arenas y unconglomerado basal, y Socorro de lutitas con capas de margas, calizas y

areniscas, formación sobre pelares tectónicos y plataformas altas.

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

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



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

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

2. Un complejo basal de rocas metamórficas.

En la capa interna de la Ensenada se han encontrado los sedimentosdenominados

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

limoletas siliceas, esquistos, cuarzo lechoso, rocas graníticas.

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

Se reconocen dos sistemas de fallas: uno de fallas normales con direcciónhacia

el Este y subparalelas al plegamiento, cruzadas por fallas normales

perpendiculares al sistema principal. El entrampamiento se debeprincipalmente cierres anticlinales y fallamiento en las calizas del miembroCauderalito y en basamiento fracturado.

Este campo se desarrolló en un domo ligeramente alargado en direcciónNoreste,

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

El corrimiento de Guadalupe es la falla más importante del área, lanza al

Sureste donde se encuentra el bloque elevado y plegado. La estructuramuestra fallas y un declive al Este.

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

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

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

API a 5150' y La Vela- 8X produjo crudo de 34,9°API.



CAPITULO VI

IMPACTO AMBIENTAL

IMPACTO AMBIENTAL

Las actividades petroleras han tenido un efecto contraproducente sobre lacuenca ; aparte del ingreso que esta ha aportado al país al cual ha beneficiadoen su economía, ha afectado en el ámbito ambiental a dicha cuenca. La flora yla fauna se han visto dañadas por la contaminación que estas actividades hancausado, con los derrames petroleros de tóxico y de químicos que ha tenidolugar .

Los hidrocarburos fósiles, principalmente los derivados del petróleo, semantendrán como la principal fuente de energía en el siglo XXI. Sin embargo,su explotación estar condicionada por normas ambientales que cada día serán

más rígidas y, por consiguiente, representarán un costo significativo para lasempresas del ramo.

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

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

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

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

Todos estos movimientos, como consecuencia de nuevas reglas de juego, hanproducido en las últimas décadas cambios trascendentales en la explotaciónpetrolera, al punto de que gerencialmente se mantiene como premisa que lasactividades de trabajo deben desarrollarse bajo la idea de lograr unatransformación productiva con equidad y protección del ambiente. Ello significa

que la actividad petrolera se atendrá a los principios del desarrollo sustentable,el cual establece que es preciso: "Asegurarse de que las generacionesactuales satisfagan sus necesidades y aspiraciones, sin comprometer ladisponibilidad de recursos para las futuras generaciones, a fin de quesatisfagan también sus necesidades y aspiraciones, todo ello en equilibrio conlos límites de habilidad de 10s sistemas naturales para autorregenerarse,asegurando en todo momento un hábitat con aceptable calidad de vida".

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

• El aprovechamiento sostenible de los recursos naturales.

• La aplicación de tecnologías ambientales idóneas.



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

• La reducción al mínimo del agotamiento de los recursos

no renovables.

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

• La modificación de las actitudes y prácticas personales

en lo relacionado con la protección ambiental.

• La capacitación dejas comunidades para que protejan

su medio ambiente.

• El aprovechamiento eficiente del consumo de energía.

• La óptima utilización de las tierras agrícolas y ganaderas

que sean intervenidas por la explotación petrolera.

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

•

La protección de la contaminación de cuerpos de agua dulce, lagos yocéanos.

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

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

Las exigencias y tendencias futuras mundiales en materia de protecciónambiental implicarán una mayor utilización de tecnologías limpias, privilegiandola reducción de desechos de cualquier tipo y el reciclaje de los que seproduzcan. La explotación petrolera necesariamente producirá desechos, sinembargo, las normas de protección ambiental exigirán que tanto efluentescomo residuos sólidos sean tratados adecuadamente y dispuestos en sitiosseguros para evitar la contaminación del ambiente.

Por imposición de los mercados globales, en los cuales existen normasrigurosas de control de contaminación ambiental, dichos exigencias serán cadadía más severas, como por ejemplo las de requerimientos de productos limpios.

Dentro de estas exigencias mundiales de protección ambiental, se observancon más recurrencia las que comprometen a los países que durante la



explotación o manufactura contaminen el ambiente del país productor. Ellodebido a que el tema de la contaminación ha pasado de ser un asunto local aconvertirse en un problema mundial.

PDVSA en materia ambiental, a través de Intevep y Palmaven mantuvo una

intensa actividad de investigación y apoyo tecnológico orientadaprimordialmente al manejo integral de residuos industriales, efluentes líquidosde producción, evaluaciones ecológicas y de calidad de aire en áreas deinfluencia de la Industria y sus productos. Como resultado de esta gestión sedesarrolló e implantó exitosamente una técnica de disposición de ripios deperforación que representa una reducción significativa de los costos detratamiento respecto a la práctica tradicional de disposición en fosas, así comomejoras físicas y químicas de los suelos.

Como ejemplos de los esfuerzos dedicados a compatibilizar los desarrollosindustriales con las necesidades ambientales y comunitarias, son dignos de

mención la puesta en servicio de la fase I de los sistemas de tratamiento deefluentes de la refinería de Cardón.

BIBLIOGRAFÍA:

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

•

CURSO DE GEOLOGIA DE VENEZUELA: (UNIVERSIDAD DEL ZULIA)• LA INDUSTRIA VENEZOLANA DE LOS HIDROCARBUROS :

(EFRAINT BARBERIT, CESAR QUINTINI ROSALES, MANUEL DE LACRUZ, JOHANN LITWINENKO, RUBEN CARO) TOMO I EDICIONESCEPET.

• ATLAS MUNDIAL MICROSOFT ENCARTA 2001.

• PROGRAMA DE EDUCACIÓN PETROLERA (PDVSA) , EDITORIALPRIMAVERA

• WWW.PDVSA.COM

ANEXOS

INTRODUCCIÓN

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

una de las cuencas petrolíferas de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/

http://www.pdvsa.com/



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

Nuestro principal objetivo es dar a conocer lo relacionado a la Cuenca Falcón y

también la realización de este informe de manera tal que quede recopilada todala información conseguida para que pueda servir de ayuda a futurosestudiantes..

Documents

Evolución cuenca de falcon geologia