REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA

EVALUACIÓN DE NUEVAS OPORTUNIDADES EN LAS ARENAS B-INF DEL

BLOQUE I ÁREAS VLA 16-33 DE LA SEGREGACIÓN LAGOMAR

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

Autor: Ing. Jenny Susana Jaramillo Sotaquirá Tutor: Giuseppe Malandrino

Maracaibo, febrero de 2011

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado EVALUACIÓN DE NUEVAS OPORTUNIDADES EN LAS ARENAS B-INF DEL BLOQUE I ÁREAS VLA 16-33 DE LA SEGREGACIÓN LAGOMAR que Jenny Susana Jaramillo Sotaquirá, C.I.: 14.626.399 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de:

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

________________________ Coordinador del Jurado Giuseppe Malandrino

C. I.: 15.887.087

_______________________ ______________________ Marcos Escobar Américo Perozo

C. I.: 3.805.898 C. I.: 2.880.248

________________________ Directora de la División de Postgrado

Gisela Páez

Maracaibo, febrero de 2011

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Jaramillo Sotaquirá, Jenny Susana. Evaluación de nuevas oportunidades en las arenas B-INF del Bloque I áreas VLA 16-33 de la segregación Lagomar. (2011).

Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo – estado Zulia, Venezuela. 178 p. Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

RESUMEN

Localmente, el área de estudio yace en el subsuelo de la cuenca hidrográfica del Lago de Maracaibo, al noreste de la misma, cubriendo una superficie de aproximadamente 17 Km². Al noreste de la concesión denominada Bloque I de la segregación Lagomar. Estratigráficamente las Arenas B-inf pertenecen a la Formación Misoa del Eoceno y estructuralmente se ubica en un anticlinal fallado. Área considerada como marginal debido a sus grandes acumulados de producción y bajas presiones, revelando un subestimado de la reserva calculada inicialmente al momento de su descubrimiento; por lo cual, se realizó una revisión detallada del modelo geológico existente del área realizando doce (12) secciones estructurales, seis (6) secciones en dirección oeste-este y seis (6) en dirección suroeste-noreste, tomando en cuenta los seis (6) topes que del más antiguo a más joven fueron denominados: B-9, B-8, B-7, B-6, B-5, ER-EO (Discordancia del Eoceno), arenas productoras de los yacimientos: B5 VLA 0016, B6 VLA 0016, B7 VLA 0016, B8 VLA 0016, B5 VLA 0771, B6 VLA 0771, B8 VLA 0033. Se realizaron mapas estructurales e isopacos del área; así como también, mapas de Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Saturación de Agua (SW) y Facies para cada una de las Arenas B-inf. Se consideran nuevas oportunidades de desarrollo, como la prospectividad de las areniscas de la “Arena B6” para reconocer horizontes y áreas no drenadas los cuales actualmente pueden ponerse en producción con la aplicación de nuevas tecnologías de perforación y completación. Palabras claves: Modelo Geológico. Correo electrónico: [email protected]

mailto:[email protected]

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Jaramillo Sotaquirá, Jenny Susana. Evaluation of new opportunities in the sands B – INF VLA 16-33 Block I areas of segregation Lagomar. (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo – estado Zulia, Venezuela. 178 p. Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

ABSTRACT

Locally, the study area is based suboil of the hidrologycal reservoir of Maracaibo Lake,to the side northeast, covering an aproximated surface of 17 Km²,northeast concession called Block I, segregation Lagomar. Stratigraphically sands B-inf belongs to the Formation Misoa Eocene and structurally located in a faulted anticlinal structure. This area is considered as marginal due to its large production acumulation and low pressure, revealing an underestimated of the initially calculated reserve at the moment of its discovering, and because of that they had to revise the geological model from the area, performing twelve (12) structural sections, six (6) section at direction west-east and six (6) section at direction southeast-northeast, considering six ( 6) tops from the oldest to the youngest: B-9, B-8, B-7, B-6, B-5, ER-EO (discordance Eocene), belonging to the following reservoirs: B5 VLA 0016, 0016 VLA B6, B7 VLA 0016, B8 VLA 0016, 0771 VLA B5, B6 VLA 0771, 0033. VLA B8. Structural and isopac were developed from the area, as well as net to gross (ANT), Net Pay (ANP), water saturation (SW) and Facies maps, for every B-inf sands. New developed oportunities are considered, such as prospectivity of the "B6 sandshale" to identify horizons and not drained sands, which actually can be productive applying new drilling and completion technologies.

Key Words: Geological model Author´s e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

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DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso, por ser mí guía y apoyo en cada día de mi vida.

A mi Madre, Rosalba Sotaquirá, por darme la vida y amarme como solo ella lo

hace en el mundo. A mi Padre, Rubelio Jaramillo, por darme la vida y llenarme siempre

de su sabiduría.

Al profesor Almarza, por ser de gran ayuda en vida durante los estudios de

maestría y una gran inspiración después de su muerte, para la culminación de este

trabajo.

Jenny Susana Jaramillo Sotaquirá

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AGRADECIMIENTO

A Dios Todopoderoso, por estar siempre a mi lado. A mi Madre, Rosalba Sotaquirá,

por brindarme siempre su apoyo. A mi Padre, Rubelio Jaramillo, simplemente por ser

quien es.

A la Universidad del Zulia por darme la oportunidad de ingresar en el Programa de

Geología Petrolera, al equipo de profesores que con su empeño y dedicación han

aportado sus conocimientos para mi desarrollo profesional y académico, al personal de

administración y vigilancia que siempre me brindaron apoyo al necesitarlo.

A Petróleos de Venezuela, por permitirme usar sus instalaciones y tecnología para

la elaboración de este trabajo de grado.

Al Profesor. Giuseppe Malandrino, mi tutor académico por ayudarme, guiarme, por

su dedicación y paciencia en cada momento. Al Profesor Américo Perozo y Marcos

Escobar por la ayuda prestada en los momentos oportunos.

A mis mejores amigas: Patricia Reverol por su apoyo incondicional en todo

momento y Danny Mújica por siempre estar presente. A Oscar Hernández, Yojana

Piñero, Edixon Barrios, Miguel Zamora, Breisa Martínez, Islia Garcia compañeros de

trabajo que fueron un pilar importante para la realización de este trabajo.

A todas aquellas personas que de una u otra forma colaboraron en la culminación

de esta maestría.

Jenny Susana Jaramillo Sotaquirá

7

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN .................................................................................................................. 3

ABSTRACT ................................................................................................................. 4

DEDICATORIA ............................................................................................................ 5

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... 6

TABLA DE CONTENIDO............................................................................................. 7

LISTA DE TABLAS .................................................................................................... 11

LISTA DE FIGURAS.................................................................................................. 12

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 16

CAPITULO I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.................................................. 17

1.1 Descripción del proyecto ..................................................................................... 17

1.2 Planteamiento y formulación del problema .......................................................... 17

1.3 Objetivo general de la investigación .................................................................... 17

1.3.1 Objetivos específicos de la investigación ................................................... 18

1.4 Justificación y delimitación de la investigación .................................................... 18

1.5 Alcance y limitaciones ......................................................................................... 19

1.6 Ubicación del área de estudio ............................................................................. 19

1.7 Antecedentes de la investigación ........................................................................ 20

CAPITULO II. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN......................................... 23

2.1 Fase I .................................................................................................................. 23

2.1.1Revisión bibliográfica ................................................................................... 23

2.1.2 Inventario de pozos del área de estudio ..................................................... 23

2.1.3 Entrenamiento en el Manejo de Software ................................................... 24

2.2 Fase II ................................................................................................................. 24

2.2.1 Elaboración del mapa base ........................................................................ 24

2.2.2 Revisión de núcleos del área...................................................................... 25

2.2.3 Modelo sedimentológico ............................................................................. 25

2.2.4 Estudio del ambiente sedimentario ............................................................. 26

2.2.5 Revisión de los marcadores estratigráficos ................................................ 26

2.3 Fase III ............................................................................................................... 27

2.3.1 Elaboración de secciones estratigráficas ................................................... 27

2.3.2 Elaboración de mapas isopacos ................................................................. 29

2.3.3 Elaboración de mapas estructurales .......................................................... 29

8

2.3.4 Evaluaciones petrofísicas ........................................................................... 30

2.3.4.1 Modelos de evaluación petrofísica ................................................. 30

2.3.5 Elaboración de mapas de isopropiedades .................................................. 34

2.3.6 Construcción de mapas de facies ............................................................... 36

2.4 Fase IV ............................................................................................................... 37

2.4.1 Propuesta de futuras oportunidades de desarrollo ..................................... 37

2.4.2 Preparación del informe final ...................................................................... 37

CAPITULO III. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................... 38

3.1 Geología .............................................................................................................. 38

3.1.1 Geología estructural ................................................................................... 38

3.1.1.1 Mecanismos de deformación de las rocas: .................................... 38

3.1.1.2 Estructuras geológicas ................................................................... 39

3.1.1.3 Discordancias estratigráficas ......................................................... 42

3.1.2 Ambientes sedimentarios ........................................................................... 43

3.1.2.1 Facies sedimentarias ..................................................................... 43

3.1.2.2 Clasificación de los ambientes sedimentarios ................................ 43

3.1.2.3 Descripción de los ambientes sedimentarios ................................. 44

3.1.2.4 Medio sedimentario fluvial .............................................................. 46

3.1.2.5 Llanura aluvial ................................................................................ 49

3.1.2.6 Medio sedimentario deltaico ........................................................... 49

3.1.3 Interpretación sísmica estructural ............................................................... 54

3.1.3.1 Métodos sísmicos........................................................................... 55

3.1.3.2 Método de reflexión ........................................................................ 55

3.1.3.3 Sección sísmica ............................................................................. 56

3.1.3.4 Sismograma sintético ..................................................................... 57

3.1.3.5 Interpretación estructural en secciones sísmicas ........................... 57

3.1.3.6 Interpretación estratigráfica en secciones sísmicas. ...................... 58

3.1.3.7 Tablas TZ ....................................................................................... 59

3.1.4 Secciones estructurales ............................................................................. 59

3.1.5 Secciones estratigráficas ............................................................................ 59

3.1.6 Cartografía geológica ................................................................................. 60

3.1.6.1 Mapas geológicos .......................................................................... 60

3.2 Petrofísica ........................................................................................................... 63

3.2.1 Aplicaciones de un estudio petrofísico ....................................................... 63

3.2.2 Evaluación de formaciones......................................................................... 64

3.2.3 Registros .................................................................................................... 64

9

3.2.3.1 Clasificación de los registros .......................................................... 64

3.2.4 Análisis de núcleos ..................................................................................... 64

3.2.5 Conceptos básicos ..................................................................................... 65

3.2.5.1 Resistividad del agua de Formación (Rw) ...................................... 65

3.2.5.2 Propiedades físicas de la roca y los fluidos en el yacimiento ......... 66

3.3 Yacimiento ........................................................................................................... 69

3.3.1 Reservas .................................................................................................... 69

3.3.1.1 Clasificación de las Reservas ........................................................ 70

3.3.1.2 Métodos de estimación de reservas ............................................... 71

CAPITULO IV. GEOLOGIA REGIONAL Y LOCAL .................................................... 73

4.1 Evolución tectónica - sedimentaria de la cuenca de Maracaibo. ......................... 73

4.2 Geología regional ................................................................................................ 84

4.2.1 Geología estructural regional...................................................................... 84

4.3 Estratigrafía regional ........................................................................................... 86

4.3.1 Formación Mucuchachí (Paleozoico Tardío) ............................................ 86

4.3.2 Formación La Quinta (Jurásico) ................................................................ 87

4.3.3 Formación Río Negro (Cretácico Pre-Aptiense) ...................................... 88

4.3.4 Formación Apón (Cretácico Aptiense-Albiense) ....................................... 89

4.3.5 Formación Lisure (Cretácico Albiense) ................................................... 90

4.3.6 Formación Maraca (Cretácico Albiense Tardío-Cenomaniense) ................ 91

4.3.7 Formación La Luna (Cretácico Cenomaniense-Campaniense) ................ 91

4.3.8 Formación Colón (Cretácico Maestrichtiense) ........................................... 92

4.3.9 Formación Mito Juan (Cretácico Maestrichtiense Tardío) .......................... 93

4.3.10 Formación Guasare (Teciario Paleoceno) ................................................ 94

4.3.11 Formación Marcelina (Terciario Paleoceno) ............................................. 95

4.3.12 Formación Misoa (Eoceno)....................................................................... 96

4.3.13 Formación Paují (Terciario Eoceno) ........................................................ 97

4.3.14 Formación La Rosa (Terciario Mioceno) .................................................. 98

4.3.15 Formación Lagunillas (Terciario Mioceno) ............................................. 99

4.3.16 Formación La Puerta (Terciario Neógeno Medio) ................................ 100

4.3.17 Formación Onia (Terciario-Cuaternario Plioceno-Pleistoceno) ............. 101

4.3.18 Formación El Milagro (Terciario-Cuaternario Plioceno-Pleistoceno) .... 102

4.4 Geología local ................................................................................................... 104

4.4.1 Generalidades del Bloque I de la Unidad de Explotación Lagomar. ......... 104

4.4.2 Evolución del sistema petrolífero de la cuenca del Lago de Maracaibo. .. 108

4.4.3 Análisis sísmico-estructural ...................................................................... 111

10

4.4.4 Estructura del área VLA-0016 .................................................................. 113

4.4.5 Estructura del área VLA-0033 .................................................................. 114

4.4.6 Estratigrafía de las áreas VLA-16/33 ........................................................ 115

4.4.7 Sedimentología del Eoceno ...................................................................... 116

CAPITULO V. RESULTADOS ................................................................................. 119

5.1 Modelo Estratigráfico ......................................................................................... 119

5.1.1 Secciones Estratigráfica ........................................................................... 119

5.1.2 Mapas de Espesores ................................................................................ 136

5.2 Modelo estructural ............................................................................................. 140

5.2.1 Análisis tectónico y sísmico del área Vla-033 (Bloque I) .......................... 140

5.2.2 Mapas estructurales ................................................................................. 145

5.3 Modelo Sedimentológico ................................................................................... 149

5.3.1 Descripción Sedimentológica Del Núcleo VLA-0002 ................................ 149

5.3.2 Análisis Sedimentológico .......................................................................... 151

5.3.3 Análisis Petrográfico VLA-0002 ................................................................ 156

5.4 Mapas ................................................................................................................ 160

5.4.1 Mapas de Facies ...................................................................................... 160

5.4.2 Mapas de arena neta total ........................................................................ 163

5.4.3 Mapas de arena neta petrolífera............................................................... 167

5.4.4 Mapas de Saturación de Agua (SW). ....................................................... 171

CONCLUSIONES .................................................................................................... 176

RECOMENDACIONES ........................................................................................... 177

REVISION BIBLIOGRÁFICA ................................................................................... 178

11

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1. Inventario de Secciones Representativas en dirección Suroeste-Noreste. ........... 28

2. Inventario de Secciones Representativas en dirección Oeste-Este. ..................... 29

3. Parámetros Empleados para el cálculo de Saturación de Agua. ........................... 34

4. Parámetros de Corte utilizados en la evaluación Petrofísica. ................................ 35

5. Clasificación de las Reservas. ............................................................................... 69

12

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1. Ubicación Geográfica de las áreas VLA 16-33. ..................................................... 20

2. Mapa Base de las áreas VLA 16-33. ..................................................................... 25

3. Registro tipo del área VLA 16-33, pozo VLA 1216. ............................................... 27

4. Mallado de secciones estructurales del área VLA 16-33. ...................................... 28

5. Elementos de un Pliegue. ...................................................................................... 40

6. Falla Inversa .......................................................................................................... 41

8. Falla de Desgarre .................................................................................................. 41

9. Clasificación de los Ambientes Sedimentarios ...................................................... 44

10. Patrones de Flujo: (A) Anastomosado, (B) Meandriforme y (C) Rectilíneo. ........ 46

11. Canal Rectilíneo .................................................................................................. 47

12. Barras de Meandro .............................................................................................. 48

13. Canales Entrelazados o Anastomosados ............................................................ 49

14. Delta del Río Mississippi. .................................................................................... 50

15. Principales Componentes Morfológicos y Sedimentarios de un Delta................. 51

16. Delta Dominado por un Río ................................................................................. 52

17. Delta Dominado por Oleaje ................................................................................. 53

18. Delta Dominado por Marea ................................................................................. 54

19. Mapa de arena neta petrolífera, mapa estructural y sección estructural con Acuífero de fondo .................................................................................................................... 62

20. Mapa Paleogeográfico del Triásico - Jurásico en Venezuela Occidental. ........... 74

21. Mapa Paleogeográfico del Barremiense en Venezuela Occidental. .................... 75

22. Mapa Paleogeográfico del Aptiense-Albiense en Venezuela Occidental. ........... 75

23. Mapa Paleogeográfico del Cenomaniense-Santoniense en Venezuela Occidental.. .................................................................................................................................. 76

24. Mapa Paleogeográfico del Maestrichtiense en Venezuela Occidental. ............. 77

25. Provincias Desarrolladas durante el Paleoceno. ................................................. 78

26. Mapa Paleogeográfico del Paleoceno en Venezuela Occidental. ....................... 79

27. Mapa Paleogeográfico del Eoceno Temprano y Medio en Venezuela Occidental.79

29. Mapa Paleogeográfico del Mioceno Medio-Tardío en Venezuela Occidental. .... 81

30. Mapa Paleogeográfico del Plioceno en Venezuela Occidental. .......................... 82

31. Elementos estructurales de carácter regional ..................................................... 83

32. Elementos estructurales de la Cuenca de Maracaibo ......................................... 83

13

33. Patrones estructurales que conforman la Cuenca de Maracaibo.. ...................... 86

34. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo. ........................... 104

35. Sección esquemática (Oeste-Este) del Sur del Bloque I de la Cuenca del Lago de Maracaibo.. .............................................................................................................. 105

36. Esquema del comportamiento de los bloques antes y después de la colisión y rotación.................................................................................................................... 107

37. Evolución del Graben Centro-Occidental del Lago de Maracaibo.. ................... 108

38. Sistema petrolífero de la fase 1, Cuenca de Maracaibo.. .................................. 109

39. Sistema petrolífero de la fase 2, Cuenca de Maracaibo. ................................... 109

40. Sistema petrolífero de la fase 3, Cuenca de Maracaibo.. .................................. 110

41. Interpretación Estructural en Secciones Sísmicas............................................. 111

42. Mallado de secciones estructurales................................................................... 119

43. Sección Estratigráfica N° 1 Suroeste - Noreste (VLA 1538 – 0771 – 0808 - 0002) ................................................................................................................................ 120

44. Sección Estratigráfica N° 2 Suroeste - Noreste (VLA 0033 – 0528 – 0071 - 0679) ................................................................................................................................ 121

45. Sección Estratigráfica N° 3 Suroeste - Noreste (VLA 0182 – 0205 – 0266 – 0520 – 0660 – 0467– 0175) ................................................................................................ 123

46. Sección Estratigráfica N° 4 Suroeste - Noreste (VLA 0063 – 0055 – 0259 – 0108 – 0079 – 0757– 0233– 0121) ..................................................................................... 124

47. Sección Estratigráfica N° 5 Suroeste - Noreste (VLA 1257 – 0320 – 1197 – 0275 – 0321 – 1249– 0325– 0366– 0368– 0615– 0915) ..................................................... 126

48. Sección Estratigráfica N° 6 Suroeste - Noreste (VLA 0048 – 0044 – 1231 – 0067 – 1240 – 0944– 0503– 1171– 1246– 0016– 0416) ..................................................... 128

49. Sección Estratigráfica N° 7 Oeste - Este (VLA 0915 – 1246 – 1171 – 0477) ... 129

50. Sección Estratigráfica N° 8 Oeste - Este (VLA 0679 – 0467 – 0233 – 0615– 0016 – 0503 – 0944 – 0477) ............................................................................................... 130

51. Sección Estratigráfica N° 9 Oeste - Este (VLA 0002 – 0660 – 0757 – 0368– 1173 – 1240) ....................................................................................................................... 131

52. Sección Estratigráfica N° 10 Oeste - Este (VLA 0071 – 0520 – 0079 – 0108– 0366 – 0325– 1231– 0067 – 0188) ..................................................................................... 133

53. Sección Estratigráfica N° 11 Oeste - Este (VLA 0771 – 0528 – 0266 – 0259– 1249 – 0321– 0275– 1197) ................................................................................................. 134

54. Sección Estratigráfica N° 12 Oeste - Este (VLA 1538 – 0033 – 0205 – 0182– 0055 – 0063– 0789– 0320– 0044) ...................................................................................... 136

55. Mapa Isopaco Tope B-5 .................................................................................... 137




14


60. Mapa Base con la ubicación de algunos pozos del Área VLA-033 y sus líneas sísmicas. ................................................................................................................. 140

61. Línea Sísmica 993 en dirección E-W................................................................. 141

62. Línea Sísmica 993 en dirección E-W. Reconstrucción Tectónica. .................... 142

63. Línea Sísmica 976 en dirección E-W................................................................. 143

64. Línea Sísmica 976 en dirección E-W. Reconstrucción Tectónica. .................... 143

65. Línea Sísmica Arbitraria en dirección de los pozos VLA-071, VLA-528, AAH-4 y VLA-033. ................................................................................................................. 144

66. Traza Sísmica 395 en dirección NS. ................................................................. 145

67. Mapa Estructural Tope B-5 ................................................................................ 146





72. Pozo VLA-0002. Facies S1, Unidad B-7............................................................ 153

73. Pozo VLA-0002. Tope Unidad B-7 .................................................................... 154

74. Pozo VLA-0002. Facies S3. Subunidad B-6-1 ................................................... 154

75. Pozo VLA-0002. Contacto. Subunidad B-6-1 .................................................... 155

76. Pozo VLA-0002. Facies S11. Subunidad B-6-2 ................................................. 155

77. Pozo VLA-0002. Facies L y S3. Subunidad B-6-3 ............................................. 156

78. Mapa de Facies Tope B-5 ................................................................................ 160


80. Mapa de Facies tope B-7 ................................................................................. 162



83. Mapa Arena Neta Total Tope B-5 ...................................................................... 164





88. Mapa Arena Neta Petrolífera Tope B-5 ............................................................. 168





15

93. Mapa Saturación de Agua Tope B-5 ................................................................. 172

94. Mapa Saturación de Agua Tope B-6 ................................................................ 173




16

INTRODUCCIÓN

Las áreas VLA-0016 y VLA-0033 pertenecientes al Bloque I de la segregación

LAGOMAR. Se consideran áreas marginales principalmente porque la mayoría de sus

pozos se encuentran en estado de abandono, por presentar problemas operacionales

durante la perforación, por tener muchas empacaduras (cuatro o más), entre otros.

Debido a esto surge la iniciativa de realizar una revisión del modelo geológico para

las arenas B- inferior pertenecientes a la Formación Misoa, de edad Eoceno que

permita validar el modelo estructural- estratigráfico del área para evaluar las arenas

más prospectivas actualmente en la zona y de esta forma desarrollar a futuro métodos

no convencionales en el área para recuperar las reservas remanentes y de esta

manera aumentar la producción. Para las áreas en análisis se tomaron en cuenta

varios estudios previos como lo fueron: Análisis técnico-económico para la

recuperación de Reservas Remanentes mediante perforación de pozos direccionales

área VLA 16/33. Ardila Dayana y Ramos Maria, (2007).

Estudio Geológico Arenas B-Inferior, Área VLA 16/33, Bloque I, Lago de

Maracaibo. Tahio L. Arenas O, Junio 2000. Análisis de Oportunidades estratégicas en

la formación La Rosa, área norte del Bloque I, Segregación Lagomar. Jhonny Casas;

Mileida Medina; Alfredo León; Nestor Parra; Xiomara Bengochea, Septiembre 1996.

Este estudio comprende un análisis de la estructura y estratigrafía del área para lo

cual, se realizaron secciones estratigráficas, mapas estructurales e isopacos; mapas

de isopropiedades, Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Saturación

de Agua (SW) y mapas de facies para evidenciar las mejores zonas productoras.

Este estudio comprende una validación del modelo estructural y estratigráfico del

área y la definición de nuevos mapas estructurales e isopacos.

17

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Descripción del proyecto

El presente estudio pretende desarrollar una revisión detallada del modelo estático

de las arenas B-inf de la formación Misoa en las áreas VLA 16-33 de la segregación

LAGOMAR, basado en la necesidad de desarrollar nuevas oportunidades de

explotación mediante la perforación de localizaciones dentro de estas áreas validando

todos sus datos de manera tal, que permita el desarrollo y estimación de las reservas

tomando en cuenta estudios anteriores. Este estudio comprende una validación del

modelo estructural y estratigráfico del área y la definición de nuevos mapas

estructurales e isopacos.

1.2 Planteamiento y formulación del problema

Actualmente se requiere la revisión del modelo geológico de las áreas VLA 16-33

del Bloque I del lago de Maracaibo en las arenas B-inf y poder así definir el método

más eficiente de explotación, que permita maximizar y optimizar el recobro; ya que, las

condiciones actuales de los yacimientos: B5 VLA0016, B5 VLA00771, B6 VLA0016, B6

VLA0771, B7 VLA0016, B8 VLA0016, B8 VLA0033, que conforman estas áreas, son

yacimientos maduros que se encuentran con un alto grado de agotamiento

presentando bajas presiones y de acuerdo a los resultados de este estudio se espera

obtener oportunidades en base a la aplicación de nuevas tecnologías para el

desarrollo de áreas con bajas presiones.

1.3 Objetivo general de la investigación

La investigación se diseña para responder a los objetivos de investigación, los

cuales parte del punto de vista general y luego se ratifica el punto de vista particular,

en tal sentido, el objetivo general se basa en evaluar nuevas oportunidades en las

18

arenas B-inf del Bloque I áreas VLA 16-33 de la segregación LAGOMAR; a través, de

la revisión del Modelo Geológico.

1.3.1 Objetivos específicos de la investigación

Validar el modelo Estratigráfico – Estructural existente.

Ubicar trampas potencialmente petrolíferas en áreas estratigráficamente y

estructuralmente prospectivas.

En base a los resultados obtenidos durante la revisión del modelo identificar las

áreas prospectivas y representarlas en los mapas estructurales e isopacos del

yacimiento.

1.4 Justificación y delimitación de la investigación

Justificación teórica: Con este estudio se pretende realizar una evaluación sobre el

modelo geológico de las áreas VLA 16-33, con el fin de fortalecer y complementar la

información que se posee actualmente de éstas áreas, aportando nuevos

conocimientos, y así conocer con certeza mediante la actualización de ésta

información, las condiciones que presentan los yacimientos asociados a estas,

basándose en estudios realizados con anterioridad dentro del área de interés.

Justificación metodológica: El desarrollo de ésta investigación está basado en la

realización de un proceso analítico de recolección de información y antecedentes de

estudios similares anteriormente realizados en la Unidad Lagomar, de los cuales se

extraerán los datos concernientes a los modelos geológicos, las propiedades

petrofísicas y el comportamiento de presión y producción de los pozos pertenecientes

a los B5 VLA0016, B5 VLA00771, B6 VLA0016, B6 VLA0771, B7 VLA0016, B8

VLA0016, B8 VLA0033; utilizando como herramientas la metodología de estudios

integrados de yacimientos y las aplicaciones especializadas , Openworks, Sigemap,

Oil field Manager (OFM) Document, Finder.

Justificación práctica: El resultado de ésta investigación permitirá encontrar

soluciones que contribuirán a desarrollar las áreas, mediante el análisis de la geología

19

estructural y estratigráfica, las isopropiedades, niveles de presión de los yacimientos y

el comportamiento de producción de los pozos. El área de estudio abarca las áreas

VLA 16-33 del Bloque I del Lago de Maracaibo las cuales pertenecen a la secuencia

sedimentaria del Eoceno, Formación Misoa, Miembro B-Inferior, las unidades de B-5 a

B-9, Unidad de Producción Lagomar.

1.5 Alcance y limitaciones

Con la investigación se pretende generar, por un lado, una base de datos para la

Unidad de Producción Lagomar y por otro, presentar los resultados de la evaluación

geológica que definan la estructura, evolución y grado de complejidad del área de

estudio, así como también definir posibles zonas para nuevas localizaciones de pozos

horizontales y/o verticales.

Se tienen dos limitaciones significativas, En primer lugar, no se cuenta con una

data sísmica precisa, completa del área, lo que genera un posible obstáculo para

definir la continuidad vertical y lateral de los niveles estratigráficos de interés. Como

limitación secundaria se expone la falta de evaluación de núcleos en el área.

1.6 Ubicación del área de estudio

Regionalmente el área de estudio se encuentra ubicada en la Cuenca de

Maracaibo limitada al oeste- noreste por el piedemonte de la Sierra de Perijá, al oeste-

suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre el Rió Guarumito, 12,5 Km.

al oeste de la población La Fría; al sudeste con el piedemonte Andino desde el punto

mencionado hacia el Rió Motatán, ligeramente al este del cruce de Agua Viva; al este-

noreste 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; 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 al Estado

Zulia y extensiones menores a los estados Táchira, Mérida y Trujillo.

20

Localmente, el área de estudio yace en el subsuelo de la cuenca hidrográfica del

Lago de Maracaibo, al noroeste de la misma, cubriendo una superficie de

aproximadamente 17 Km², al noreste de la concesión denominada Bloque I.

El presente estudio estará enfocado en las áreas VLA-0016 y VLA-0033, con una

extensión areal de 2718,21 acres, las cuales se encuentran ubicadas en el Lago de

Maracaibo, al Flanco Oeste del Bloque I, en el Campo Lagunillas, Figura 1.

Figura 1. Ubicación Geográfica de las áreas VLA 16-33.

1.7 Antecedentes de la investigación

Ardila Dayana y Ramos Maria, (2007). “Análisis técnico-económico para la

recuperación de Reservas Remanentes mediante perforación de pozos direccionales

área VLA 16/33”.

El trabajo especial de grado se basó en un análisis técnico económico para la

recuperación de las reservas remanentes mediante la perforación de pozos

direccionales en las áreas VLA-0016/0033, ubicadas en el Lago de Maracaibo, flanco

Oeste del Bloque I, en el Campo Lagunillas. Para cumplir este objetivo: se actualizo

33/16

62 6/9/21

8 1131

833

12/18/

207

11VLA

I

31

243/ 245

NCIUDAD BOLIVAR

CIUDAD GUAYANA

B R A Z I L

C O L O M B I A

C O L O M B I A

M A R C A R I B EM A R C A R I B E

Golfo de Venezuela

INTERCAMPO

Lagode

Maracaibo

I

XIII

Tía Juana

Lagunillas

Lagomar

Salina

Maracaibo

La

Lagomedio

AREA - 33 AREA-1633/16

62 6/9/21

8 1131

833

12/18/

207

11VLA

I

31

243/ 245

33/16

62 6/9/21

8 1131

833

12/18/

207

11VLA

I

31

243/ 245

NCIUDAD BOLIVAR

CIUDAD GUAYANA

B R A Z I L

C O L O M B I A

C O L O M B I A


Golfo de Venezuela

INTERCAMPO

Lagode

Maracaibo

I

XIII

Tía Juana

Lagunillas

Lagomar

Salina

Maracaibo

La

Lagomedio

NNCIUDAD BOLIVAR

CIUDAD GUAYANA

B R A Z I L

C O L O M B I A

C O L O M B I A


Golfo de Venezuela

INTERCAMPO

Lagode

Maracaibo

I

XIII

Tía Juana

Lagunillas

Lagomar

Salina

Maracaibo

La

Lagomedio

INTERCAMPO

Lagode

Maracaibo

I

XIII

Tía Juana

Lagunillas

Lagomar

Salina

INTERCAMPO

Lagode

Maracaibo

I

XIII

Tía Juana

Lagunillas

Lagomar

Salina

Maracaibo

La

Lagomedio

AREA - 33 AREA-16

21

historia de pozos, diagramas mecánicos, elaboro historias de mangas, verifico,

actualizo y valido presiones, valido y genero análisis PVT, elaboro mapas de facies,

isopropiedades e isobáricos, revisó comportamiento de producción, valido análisis

físico químicos, elaboró gráficos de Chan, calculo radios de drenaje.

Se estudiaron 4 yacimientos del área VLA 0016: específicamente las arenas B: B-

5, B-6, B-7 Y B-8, y el yacimiento B-8 del área VLA-0033. El conjunto de todas las

técnicas utilizadas nos permitió definir un plan de explotación óptimo, sugiriendo las

perforaciones horizontales y aprovechando los pozos verticales existentes para side

track, reentry, gras root y altamente inclinados por ser los que mejor se adaptan a las

condiciones de estos yacimientos.

Tahio L. Arenas O, Junio 2000 “Estudio Geológico Arenas B-Inferior, Área VLA

16/33, Bloque 1, Lago de Maracaibo”. En este estudio se realizó un análisis

multidisciplinario que incluyó sedimentología, estratigrafía, sísmica y estructura.

La metodología utilizada involucra dos etapas de trabajo. La primera etapa

relacionada con los procesos de laboratorio que incluyen: descripción de muestras de

canal, descripción sedimentológica de núcleo y análisis petrográficos. La segunda

relacionada con la interacción de los módulos computarizados de las diferentes

disciplinas incluidos en la Plataforma Geoframe 3.7, para la elaboración de

correlaciones entre pozos, secciones estratigráficas y estructurales, interpretación

sísmica y generación de mapas.

Jhonny Casas; Mileida Medina; Alfredo Leon; Nestor Parra; Xiomara Bengochea,

Septiembre 1996. “Análisis de Oportunidades estratégicas en la formación La Rosa,

área norte del Bloque I, Segregación Lagomar”. El objetivo de este informe fue

mostrar la factibilidad de desarrollo y estimación de las reservas mediante el cálculo

volumétrico y análisis de curvas de declinación efectuado en el yacimiento Basal La

Rosa de las áreas VLA 16/33 ubicadas al norte del Flanco Oeste, Bloque I.

Se escogió esta área por ser un área estratégica para la perforación en el límite

con la filial Lagoven, S.A. La metodología permitió estimar las reservas del yacimiento

22

Basa La Rosa en las áreas VLA-16/33 en base a los datos obtenidos con los núcleos

VLA-725, PB-161 y PB-153 y al comportamiento de producción de los pozos

justificando de esta forma su desarrollo mediante la perforación de pozos con diámetro

reducido. Los resultados indican que las reservas remanentes estimadas en dichas

áreas son de 16.9 MMBLS estimadas mediante análisis de declinación. Para drenar

estas reservas se requieren de 15 localizaciones.

23

CAPITULO II

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

La elaboración de este proyecto consistirá en la evaluación de nuevas

oportunidades en las arenas B-inf de las áreas VLA 16-33. A continuación, se

describe la metodología utilizada para el desarrollo de este proyecto.

2.1 Fase I

2.1.1Revisión bibliográfica

La primera parte consiste en la documentación o recolección de data, la cual se

fundamenta en la revisión de la literatura existente y estudios previos, con la finalidad

de identificar los criterios que prevalecieron en las interpretaciones anteriores.

Búsqueda de los datos de un total de 42 pozos, registros, núcleos, mapas relativos al

área, tales como de ubicación, estructurales, isopacos y de información general sobre

la distribución de los pozos e información adicional que ayude a complementar el

estudio.

2.1.2 Inventario de pozos del área de estudio

Se elaboró un listado contentivo de los pozos de las áreas VLA 16-33, en el cual se

especificó las coordenadas de cada uno de ellos en el sistema U.T.M., profundidad de

total y si poseían núcleos, para la revisión y análisis sedimentológico de sus facies.

Estos datos suministraron información fundamental en la interpretación de ambientes

sedimentarios y constituyeron punto de partida para la elaboración de los modelos

geológicos.

24

2.1.3 Entrenamiento en el Manejo de Software

Esta fase de la metodología, correspondió al adiestramiento y destreza en paquetes

computacionales a emplear en el desarrollo de la investigación, entre los cuales se

encuentran; la plataforma Openworks, de la cual se utilizaron los modulos, Stratworks,

Petroworks y Z-map que permitieron realizar las correlaciones estratigráficas entre los

pozos a través del módulo Stratworks; las evaluaciones de las Propiedades

Petrofísicas mediante el módulo de Interpretación Petrofísica denominado Petroworks

y los mapas necesarios para el cumplimiento de los objetivos de la investigación a

través de la aplicación Zmap y Stratworks. Una vez adquirida, la destreza en los

paquetes computacionales se tuvo la capacidad de realizar secciones estratigráficas,

correlaciones e interpretaciones de topes, generar el mapa base, los mapas

estructurales, isopacos, de facies y de isopropiedades.

También fueron utilizados Oil Field Manager (OFM), Sigemap, Base de Datos

Corporativa FINDER, Centinela. Para la obtención de datos generales de los pozos y

yacimientos que constituyen el área.

2.2 Fase II

2.2.1 Elaboración del mapa base

Empleando la información geodésica (UTM) correspondiente al área de estudio y la

existencia de los distintos pozos pertenecientes a la misma, se elaboró un mapa base

a escala 1:20.000. Con la ayuda del software OpenWorks de la plataforma Landmark,

en el módulo Stratworks. Este paquete computacional sirvió de soporte para: situar las

coordenadas del proyecto, ubicar las parcelas en el lago, representar espacialmente

los pozos y a su vez para generar el mallado de secciones estratigráficas en las áreas

VLA 16-33, figura 2.

25

2.2.2 Revisión de núcleos del área

El área de estudio contó con (02) pozos con núcleo: VLA-0002 y VLA-0016. El

primero, comprendía los intervalos estratigráficos a evaluar, aunque la unidad B-6 está

parcialmente erosionada. Este núcleo consta de 126´ 1” y comprende las unidades B-

6, B-7 y B-8. Del segundo núcleo fueron seleccionadas dos muestras, ubicadas en las

profundidades de 4378´ 8” y 4379´ 8” y fueron sometidas a análisis convencionales.

Figura 2. Mapa Base de las áreas VLA 16-33.

2.2.3 Modelo sedimentológico

El Modelo Sedimentológico se tomó partiendo de la revisión de los núcleos,

definición de facies, identificación de ichnofósiles, análisis especiales de núcleos y

muestras de canal, interpretados en estudios previos. Mediante la fusión de todos

estos datos se pudo reconstruir el posible ambiente sedimentario que controla las

configuraciones geométricas, características petrofísicas y litológicas de los

sedimentos en el área de estudio a nivel de las arenas B-inf.

26

2.2.4 Estudio del ambiente sedimentario

En el área se manejó un modelo conceptual para el estudio del ambiente de

sedimentación y con la información de los núcleos del área. Este fue caracterizado

sedimentológicamente a través de recopilaciones de trabajos realizados anteriormente

y documentación bibliográfica sobre ambientes de depositación en la Formación Misoa

Edad Eoceno Arenas B-inf del Occidente de Venezuela. De esta forma se define el

ambiente sedimentario de la Formación Misoa como Deltáico con predominio Fluvial,

con la presencia de canales y barras de desembocadura.

El estudio del ambiente sedimentario y deposicional se realizó además a partir del

análisis e interpretación de los registros eléctricos en función del comportamiento de

las curvas de potencial espontáneo (SP) y de los rayos Gamma (GR), los cuales

muestran diferentes respuestas de electrofacies que dan un indicio de variación o

tendencia del paquete arenoso tales como: granocreciente (forma de embudo),

granodecreciente (forma de campana); las cuales son de gran importancia a la hora

de definir un posible ambiente de sedimentación.

2.2.5 Revisión de los marcadores estratigráficos

Fundamentándose en los topes oficiales, se efectuó la identificación y la validación

de los marcadores estratigráficos para definir las unidades litológicas correspondientes

a las unidades B-5, B-6, B-7, B-8, B-9. Se seleccionó como registro tipo el

perteneciente al pozo VLA-1216. Tomando en consideración que es un pozo no fallado

y el mismo presenta los patrones de electrofacies más representativos del área en la

Formación Misoa y en las arenas B-inf, permitiendo una mejor correlación con los

pozos adyacentes. Teniendo el registro tipo y los topes oficiales manejados por la

Unidad de Producción Lagomar, en la figura 3, puede apreciarse el registro tipo

seleccionado.

27

Figura 3. Registro tipo del área VLA 16-33, pozo VLA 1216.

En función de dicha validación se procedió a correlacionar mediante el empleo de

registros de Rayos Gamma (GR), Potencial Espontáneo (SP) y de Resistividad, con el

propósito de determinar las unidades litológicas que resultaron ser equivalentes en

tiempo, edad y posición estratigráfica.

2.3 Fase III

2.3.1 Elaboración de secciones estratigráficas

Al disponer del mapa base previamente elaborado y de los marcadores

estratigráficos definidos, se procedió a seleccionar las direcciones de las secciones

estratigráficas mediante el trazado de un mallado, optando por dos direcciones

preferenciales; suroeste-noreste y oeste-este con el objeto de visualizar la continuidad

vertical y horizontal de las unidades estratigráficas en estudio y a la vez estimar y

tener un enfoque sobre los patrones de Geometría y Depositación de los cuerpos

sedimentarios del yacimiento.

La elaboración de las secciones estratigráficas se llevó a cabo usando la aplicación

Stratworks de la Suite Openworks de la plataforma Landmark, que al mismo tiempo

facilitó un acceso a la base de datos de los pozos (curvas existentes, intervalos de

profundidad, datos de desviación, etc.), de esta forma como parte final pudo obtenerse

28

una representación gráfica del arreglo de los pozos. Se realizaron doce (12) secciones

estructurales, la disposición de estas puede observarse en la figura 4, donde se realiza

un mallado de secciones en el cual se definen un total de seis en dirección oeste-este

y seis en dirección suroeste-noreste.

Figura 4. Mallado de secciones estructurales del área VLA 16-33.

En las siguientes tablas 1 y 2, se identifica los pozos correspondientes a cada

sección estratigráfica realizada.

Tabla 1. Inventario de Secciones Representativas en dirección Suroeste-Noreste.

Sección Pozos (VLA) pertenecientes a secciones Suroeste-Noreste.

VLA_1_1 1538, 0771, 0808, 0002.

VLA_2_2 0033, 0528, 0071, 0679.

VLA_3_3 0182, 0205, 0266, 0520, 0660, 0467, 0175.

VLA_4_4 0063, 0055, 0259, 0108, 0079, 0757, 0233, 0121

VLA_5_5 1257, 0320, 1197, 0275, 0321, 1249, 0325, 0366, 0368, 0615, 0915

VLA_6_6 0048, 0044, 1231, 0067, 1240, 0944, 0503, 1171, 1246, 0016, 0416

VLA_1_1 VLA_2_2 VLA_3_3VLA_4_4 VLA_5_5

VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12


VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12


VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12

29

Tabla 2. Inventario de Secciones Representativas en dirección Oeste-Este.

Sección Pozos (VLA) pertenecientes a secciones Oeste – Este

VLA_7_7 0915 – 1246 – 1171 – 0477

VLA_8_8 0679 – 0467 – 0233 – 0615– 0016 – 0503 – 0944 – 0477

VLA_9_9 0002 – 0660 – 0757 – 0368– 1173 – 1240

VLA_10_10 0071 – 0520 – 0079 – 0108– 0366 – 0325– 1231– 0067 – 0188

VLA_11_11 0771 – 0528 – 0266 – 0259– 1249 – 0321– 0275– 1197

VLA_12_12 1538 – 0033 – 0205 – 0182– 0055 – 0063– 0789– 0320– 0044

2.3.2 Elaboración de mapas isopacos

La elaboración de los mapas isopacos consistió en la representación de los

espesores totales en el plano horizontal de los cuerpos de arena de las Arenas B-inf,

los cuales fueron medidos en los perfiles de pozos (GR, SP, densidad, y resistividad).

El espesor del cuerpo de arena se determinó estableciendo el tope y la base del

cuerpo completo y luego restando dichos topes. La interpretación de estos mapas

informa sobre la orientación de los cuerpos de arena y su distribución en el área de

estudio. Se usó el módulo Stratworks de la Suite de Openworks para la elaboración de

los mapas a escala 1: 20.000 con contornos de 10, 20 y 50 pies de acuerdo a cada

una de las unidades.

2.3.3 Elaboración de mapas estructurales

Con la ayuda del módulo Stratworks de la Suite Openworks se construyeron los

mapas a escala 1.20.000, de las unidades B-5, B-6, B-7, B-8 y b-9, apoyados en las

interpretaciones previamente realizadas de la información estructural disponible. La

finalidad de estos mapas fue la representación de los lineamientos estructurales que

afectan y limitan el área.

30

2.3.4 Evaluaciones petrofísicas

Esta fase consistió en determinar los parámetros petrofísicos del área tales como:

porosidad (), permeabilidad (K), saturación de agua (Sw), volumen de arcilla (Vsh),

arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP), entre otros; a través del empleo

de una serie de ecuaciones y modelos previamente seleccionados. La obtención de

estos parámetros permitió estimar la distribución y capacidad de almacenamiento de

los fluidos. Los parámetros básicos empleados fueron extraidos de los resultados de

análisis de núcleos realizados previamente por la Unidad de Producción Lagomar,

siendo estos valores petrofísicos una aproximación a los valores reales de las áreas de

estudio.

Estas evaluaciones petrofísicas se efectuaron a través del módulo Petroworks de la

Suite Openworks, aplicación que facilita el cálculo y corrección de parámetros y

selección de los modelos petrofísicos con mejor adaptación para la caracterización del

área VLA 16-33.

2.3.4.1 Modelos de evaluación petrofísica

Volumen de arcilla (VSH): El establecimiento de un modelo apropiado para el

cálculo del volumen de arcilla (Vsh) es de gran importancia para la determinación del

espesor de arena neta petrolífera (ANP), porosidad (), y saturación de agua (Sw).

Para determinar el volumen de arcilla existen diferentes indicadores, éstos provienen

de perfiles individuales tales como: GR, SP, Neutrón, Densidad, Sónico, RT o

combinación de dos registros tales como: Neutrón–Densidad o Densidad–Sónico.

Además, para la aplicación de cada uno de estos indicadores existen diversos

métodos que los relacionan con el volumen de arcilla, entre los cuales se tiene: Lineal,

Larionov, Clavier, entre otros. En este caso, por tratarse de arenas de edad Eoceno y

por experiencia en el área se utilizó el modelo Lineal.

31

Para ello se utilizó la expresión (Ecuación 1) que se muestra a continuación:

minmax

minleido

GRGR

GRGRVsh

(1)

Dónde:

GR leído = Lectura del perfil a una profundidad dada.

GR min = Lectura del perfil mínima para una arena considerada limpia.

GR max = Lectura del perfil máxima considerada por una lutita vecina.

Porosidad absoluta y efectiva (): La porosidad representa el parámetro de mayor

importancia en la caracterización petrofísica, para determinarla se procedió a calcular

primero la porosidad del registro de densidad, la relación entre la densidad de la

formación y la porosidad puede entonces expresarse mediante una fórmula

matemática simple (Ecuación 2):

fma

bmaD

(2)

Dónde:

D = Porosidad total

ma = Densidad de la matriz

b = Densidad leída del registro a una profundidad dada

f =Densidad del fluido

Luego se calcula un promedio entre las porosidades medidas por los registros

neutrón y densidad, para así obtener el valor de la porosidad absoluta (Ecuación 3).

2

NDA

(3)

Dónde:

A = Porosidad absoluta

D = Porosidad del perfil de densidad

32

N = Porosidad del perfil neutrón

Posteriormente se calculó la porosidad efectiva para eliminar la contribución de las

arcillas al cálculo de saturación de agua y para ello se utilizó la siguiente ecuación

(Ecuación 4):

shlefect VA 1* (4)

Dónde:

efect = Porosidad efectiva.

A = Porosidad absoluta.

Vsh = Volumen de Arcilla.

Para los pozos que no tenían registros de densidad se realizó un crossplot de

Densidad (RHOB) vs Volumen de Arcilla (Vsh) del pozo VLA 1216 (Pozo Control) para

cada una de las unidades y así hallar una correlación y obtener una curva de densidad

sintética para calcular la porosidad total.

Permeabilidad (K): Esta propiedad no puede ser cuantificada a partir de los registros

por cuanto no existen herramientas que permitan su medición directa, y aunque el

perfil de Resonancia Magnética Nuclear (NMR) permite estimarla, en el área no existe

ningún pozo donde se halla corrido el mismo. Además, la poca disponibilidad de

información impidió cualquier tipo de correlación para la determinación de la

permeabilidad, por lo tanto, se adoptó la ecuación de Tímur para estimar los valores de

la misma. La ecuación de Tímur (Ecuación 2.5) ha sido una correlación

ampliamente probada en el área bajo estudio, por tanto, a partir de ésta se

pueden determinar mediciones bastante confiables de permeabilidad.

2irr

4.4

Sw0.136K

(5)

33

Dónde:

K = Permeabilidad (md)

Swirr = Saturación de agua irreducible (%)

= Porosidad corregida por arcillosidad para cada intervalo (%)

Justificación del modelo de saturación de agua (SW): La determinación de la

saturación de agua depende en gran medida de la ecuación de saturación que se use

en el cálculo, por lo que la selección adecuada del modelo reviste particular

importancia. La saturación de un fluido en una roca es la relación entre el volumen de

fluido en los poros con el volumen total de los poros. En otras palabras, una saturación

en agua (Sw) del 30 por ciento significa que 3/10 del espacio en los poros está lleno de

agua.

A través de los años, se han propuesto un gran número de modelos relativos a la

resistividad y a las saturaciones de fluidos. Para este estudio se utilizó la ecuación de

saturación de Waxman-Smits (Ecuación 2.6) que usa una conductividad de agua

efectiva, basada en la conductividad del agua en los poros, la capacidad de

intercambio catiónico de las arcillas y el volumen de agua en las arcillas en el espacio

poroso.

)/1())1(***)/*(( nnSwQvBRwRtRwF Sw (6)

Dónde:

F mPHITa /

B= Factor de conductancia equivalente de los cationes de arcilla, calculado a partir de

temperatura de formación y Rw.

Qv= a/PHIT + b

a y b calculados a partir del grafico 1/PHIT vs QvApp

B)27.0*045.0(1

*0004059.0*225.028.1

TRw

TT1.23

2

34

La siguiente tabla 3, resume los parámetros usados para el cálculo de Sw con la

fórmula de Waxman-Smits.

Tabla 3. Parámetros Empleados para el cálculo de Saturación de Agua.

PARAMETROS PETROFISICOS Unidad

B-5 Unidad

B-6 Unidad

B-7 Unidad

B-8 Unidad

B-9

Exponente de Saturación (n) 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8

Exponente de Cementación (m) 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8

Intercambio de Cationes Constante (Qvc)

1.1 0.916 0.916 1.1 1.1

Intercambio de Cationes Tangente (Qvt)

15 22.4 19.2 16.9 16.9

Resistividad de Agua de Formación (Rw)

1.8 2 2 2 2

2.3.5 Elaboración de mapas de isopropiedades

Los mapas de isopropiedades se basaron en la evaluación de las propiedades

petrofísicas del área, considerando dichas propiedades para confeccionar: mapas de

arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP), saturación de agua (Sw). La

superposición y combinación de los mapas obtenidos permitió conocer aquellas zonas

con mejores propiedades petrofísicas de las áreas VLA 16-33.

Criterios para determinar arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP): El

cálculo de arena neta total y petrolífera es determinante en la caracterización del área

en estudio. Generalmente, este cálculo se realiza estableciendo las características

mínimas necesarias que debe poseer una arena para ser considerada como

productora de hidrocarburo. Los parámetros que se establecen normalmente son:

arcillosidad máxima (Vsh), porosidad mínima (), saturación de agua máxima en el

intervalo (Sw), resistividad mínima (Rsh) y permeabilidad mínima (K). Si alguno de

estos parámetros no se cumple para cualquier punto en estudio, se descarta como

productor de hidrocarburo.

35

Parámetros de corte (cut-off): Los parámetros de corte o cut-off para la

determinación de Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP=h), fueron

determinados partiendo de los siguientes conceptos:

La Arena Neta Total (ANT): es el espesor de arena libre de arcilla que existe en

la formación.

La Arena Neta Petrolífera (ANP): es el espesor de arena libre de arcilla

contentiva de hidrocarburo.

En resumen, los parámetros de corte utilizados en la evaluación petrofísica se

muestran en la tabla 4.

Tabla 4. Parámetros de Corte utilizados en la evaluación Petrofísica.

Unidades Porosidad

(Φ) Critica.

Saturación de Agua

(Sw) Critica.

Volumen de Arcilla

(Vsh) Critica.

B-5 10 55 50

B-6 11 50 50

B-7 11 50 50

B-8 10 50 50

B-9 10 50 50

Dichos parámetros de corte se establecieron a partir de la evaluación petrofísica

obtenida del estudio cualitativo de los registros y la experiencia petrofísica que se tiene

de la zona.

Mapa de arena neta total (ANT): El mapa de ANT constituye la representación

cartográfica de los espesores de arena libre de arcilla que existe en la formación. Se

construyó usando el módulo ZMAP de la suite Openworks,

Mapa de arena neta petrolífera (anp): El mapa de ANP constituye la representación

cartográfica de los espesores contables de arena neta saturada con petróleo, y nos

muestra en forma general la geometría de los cuerpos de arena de mejor calidad

reflejando así las zonas más prospectivas.La arena neta petrolífera se determinó

36

mediante criterios combinados de resistividad (Rt), porosidad (), y saturación de agua

(Sw).

2.3.6 Construcción de mapas de facies

La elaboración de estos mapas se basó en la identificación de las diferentes

asociaciones de facies determinadas a partir de la revisión de estudios de núcleos del

área, las cuales se cotejaron con las respuestas mostradas en los registros litológicos

(GR y SP) para cada unidad determinada a partir de las correlaciones estratigráficas,

comparándolas y asociándolas con los patrones típicos de electrofacies para luego

definir y designar la electrofacies más ajustada al comportamiento real de las unidades

en el subsuelo.

La determinación de las electrofacies consistió en el uso de los perfiles de pozos

para la identificación de secuencias sedimentarias y la correlación de un pozo a otro.

Este mapa representa las interpretaciones o inferencias que se tienen sobre el modelo

sedimentológico, basado en la información proveniente de: Las correlaciones hechas

con los perfiles, la construcción de secciones estratigráficas que permitió determinar la

continuidad, geometría y límites probables de los cuerpos sedimentarios.

El análisis de las curvas de Rayos Gamma (GR) de los pozos permitió identificar la

dirección preferencial de deposición y las características principales del cuerpo

sedimentario. El mapa de electrofacies o mapa de ambiente sedimentario fue realizado

al colocar la sección del registro GR correspondiente a cada una de las arenas justo

encima de las coordenadas del pozo en un mapa base a escala 1: 20.000. Igualmente

se usó el módulo Map View de la Suite Openworks para la elaboración de los mapas

de facies correspondientes a las cinco arenas definidas de la Formación MISOA: B-5,

B-6, B-7, B-8 y b-9.

Luego de analizar las características que presentaba el registro GR se comparó las

repuestas del mismo con los ambientes sedimentarios teóricos (tendencias

granodecrecientes y granocreciente). Finalmente se logró interpretar el ambiente

sedimentario y la dirección preferencial de deposición.

37

2.4 Fase IV

2.4.1 Propuesta de futuras oportunidades de desarrollo

Integrando la información derivada de los mapas estructurales, mapas de

isopropiedades, mapas de facies y análisis de estabilidad de pozos se establecieron

las posibles zonas para nuevas oportunidades de explotación con nuevas tecnologías

para el desarrollo de las reservas.

2.4.2 Preparación del informe final

Fue concebido paralelamente con el cumplimiento de cada etapa propuesta en un

cronograma previo de actividades y su estilo u ordenamiento se rigió por la normativa

de ejecución y presentación de trabajos finales de grado de la División de Postgrado

de Ingeniería de la Universidad del Zulia (LUZ). El informe final se ajustó a los

requerimientos que surgieron durante el desarrollo del proyecto.

38

CAPITULO III

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

3.1 Geología

3.1.1 Geología estructural

La geología estructural estudia la corteza terrestre, sus estructuras y la relación de

las rocas que las forman. En cualquier lugar de la corteza las rocas están sometidas,

en mayor o menor grado, a esfuerzos provocados por la actividad interna del planeta.

Todo material sometido a esfuerzos puede tener, hasta cierto límite, una deformación

elástica, pasado este punto sobreviene una deformación plástica y luego, si el esfuerzo

continúa, el material se rompe.

3.1.1.1 Mecanismos de deformación de las rocas:

Movimientos intergranulares: Los desplazamientos entre granos minerales son

función del tamaño de los granos, de su forma cristalina, y de su grado de

consolidación y cementación.

Movimientos Intragranulares: Se asocian a la deformación interna de la red

cristalina, con las que se provocan microfracturas a favor de las cuales se produce

el desplazamiento de las caras contiguas de los minerales.

Disolución y recristalización: Fenómeno debido a la presión y temperatura elevadas

a las cuales se someten los minerales componentes; el mecanismo es equivalente

al proceso de fusión-solidificación del agua en hielo, por variaciones de la

temperatura arriba y abajo del punto de congelación.

Deformación elástica: Es la que adquiere un cuerpo sólido que al dejar de obrar los

efectos físicos recupera su forma original. Durante todas las deformaciones existe

un límite de elasticidad que, si se supera, surge una deformación residual que no

desaparece completa o parcialmente al eliminar las fuerzas que la han causado.

Las fuerzas interiores que surgen en el cuerpo y tienden a equilibrar la acción de las

fuerzas exteriores se llaman fuerzas de elasticidad.

39

Deformación residual: Las deformaciones residuales comunes en la corteza

terrestre pueden ser plásticas o frágiles. Será plástica cuando esta deformación se

revele sin interrupción de la continuidad del material y se forme como el resultado

de la acción de fuerzas externas, o será frágil si las deformaciones conducen a la

destrucción del cuerpo sin una deformación plástica notable.

Ruptura: Generación de fallas y diaclasas, cuando los esfuerzos en el material

superan el límite plástico.

3.1.1.2 Estructuras geológicas

La combinación de los diferentes tipos de pliegues y fallas que afectan la corteza

terrestre produce la variedad de estructuras observables en la Tierra, como las

grandes cadenas de montañas y las cuencas sedimentarias.

Pliegues

Los pliegues son ondulaciones u olas en las rocas de la tierra y, que, si bien son

más comunes en los estratos sedimentarios, aparecen en cualquier tipo de material.

Los pliegues se producen preferentemente en los bordes compresivos de las placas,

es decir, en las zonas de subducción, y en general a importante profundidad. Para un

tipo de roca dado el estudio de la geometría de los pliegues puede informarnos de

modo aproximado sobre el mecanismo de formación y la profundidad a que se ha

originado. Se dice que un pliegue está completo cuando tiene al menos un anticlinal y

un sinclinal, figura 5.

40

Figura 5. Elementos de un Pliegue. (Fuente: Portal Web Naturaleza Educativa)

Se denomina anticlinal a la parte elevada o convexa y sinclinal a la parte deprimida

o cóncava. La parte que los une se llama ala o flanco. El plano axial es un plano

imaginario que divide al pliegue en dos partes cuasi simétricas y el eje de un pliegue

es la línea virtual que une los puntos de mayor curvatura. Existen tres clases

principales de pliegues: los pliegues verdaderos o de flexión, los pliegues de flujo y los

pliegues de cizalladura. Además, las denominaciones de los pliegues pueden

responder a sus formas: simétricos, asimétricos, acostado, isoclinales, tumbados y en

abanico.

Fracturas

Pueden ser fallas o diaclasas, ambas suponen un origen común que las explica, es

decir, liberación de energía de presión por encima del límite plástico de las rocas. En

las fallas hay desplazamiento importante de una masa con respecto a la otra, mientras

que en las diaclasas no. Las fallas se clasifican en tres tipos en función de los

esfuerzos que las originan y de los movimientos relativos de los bloques:

Falla inversa: Este tipo de fallas se genera por compresión horizontal. El

movimiento es preferentemente horizontal y el plano de falla tiene típicamente un

ángulo de 30º respecto a la horizontal. El bloque de techo se encuentra sobre el

bloque de piso, figura 6.

41

Figura 6. Falla Inversa

Falla Normal: Este tipo de fallas se generan por tensión horizontal. El movimiento

es predominantemente vertical respecto al plano de falla, el cual típicamente tiene un

ángulo de 60º respecto a la horizontal. El bloque que se desliza hacia abajo se le

denomina bloque de techo, mientras que el que se levanta se llama bloque de piso,

figura 7.

Figura 7. Falla Normal

Falla de Desgarre: Estas fallas son verticales y el movimiento de los bloques es

horizontal. Se distinguen dos tipos de fallas de desgarre: derechas e izquierdas,

dependieron de la dirección de su movimiento relativo. También se les conoce como

fallas transversales, figura 8.

Figura 8. Falla de Desgarre

42

Falla rotacional o de tijeras: Es la que se origina por un movimiento de

basculamiento de los bloques que giran alrededor de un punto fijo, como las dos

partes de una tijera.

Falla oblicua: Es aquella que presenta movimiento en una componente vertical y

una componente horizontal.

Por su parte, una diaclasa es una fractura en las rocas que no va acompañada de

deslizamiento de los bloques, como ya se mencionó anteriormente, distinguiéndose así

de las fallas. Son estructuras muy abundantes. Las diaclasas no suelen aparecer

aisladas, sino asociadas a fallas y a pliegues. Cuando existen dos o más conjuntos de

diaclasas, se habla de un sistema de diaclasas.

3.1.1.3 Discordancias estratigráficas

Son contactos de dos estratos que no son inmediatamente sucesivos en el tiempo

porque falta uno o más estratos de la serie, lo que se reconoce como una laguna

estratigráfica. Las discordancias se producen generalmente porque una cuenca

sedimentaria sufre una elevación que interrumpe la sedimentación, mecanismo que es

seguido por un proceso erosivo que elimina algunos estratos. Si posteriormente

vuelve a transformarse en una cuenca sedimentaria proseguirá el mecanismo que es

seguido de la superposición de estratos. El intervalo de tiempo en que ocurre una

discordancia se denomina Hiato. Estas discordancias se han clasificado en:

Discordancia angular: Cuando las formaciones sedimentarias descansan sobre las

formaciones inclinadas o plegadas, o sea, entre las rocas más antiguas y las más

recientes.

Discordancia litológica: Se presentan cuando las formaciones sedimentarias

descansan sobre las rocas ígneas o metamórficas, o sea que las rocas

sedimentarias son discordantes con las rocas no estratificadas.

Discordancia erosional: Cuando los estratos de dos formaciones son paralelos,

presentando en el plano de separación una superficie irregular, o sea una antigua

erosional.

43

Discordancia estratigráfica: Cuando en varias capas o estratos paralelos, las

superficies de contacto son separadas por simples planos de estratificación.

3.1.2 Ambientes sedimentarios

Un ambiente sedimentario se puede definir, de manera amplia, como un lugar de la

superficie terrestre en que se realizan procesos sedimentarios que pueden

individualizarse en zonas limítrofes por sus características físicas, químicas y

biológicas que van también a determinar las propiedades del sedimento. Desde el

punto de vista estratigráfico, los ambientes sedimentarios adquieren importancia al ser

el lugar y conjunto de condiciones físicas, químicas y biológicas en que se realiza la

acumulación de sedimentos.

3.1.2.1 Facies sedimentarias

Las masas de sedimentos y rocas sedimentarias acumuladas se pueden subdividir y

distinguir unas de otras por sus características litológicas, geométricas, estructuras

sedimentarias, red de paleocorrientes, fósiles, entre otras, definiéndose como facies

sedimentarias y siendo el resultado de la existencia de un medio sedimentario cuyas

características han condicionado las propiedades de las facies.

Una facie es entonces el producto de un ambiente sedimentario, aunque también

influye en ella las fases erosiónales o d no-deposición que previamente haya sufrido el

material sedimentario. Un ambiente sedimentario puede, por tanto, ser deducido por

análisis de las facies que él presente.

3.1.2.2 Clasificación de los ambientes sedimentarios

Se podría suponer que existe un sinfín de ambientes sedimentarios, esto

considerando todas las combinaciones posibles de los procesos físicos, químicos y

biológicos o todos los elementos y factores que caracterizan un ambiente; sin

embargo, debido a la fuerte interdependencia de todos estos procesos y factores, se

44

han reconocido un número determinado de ambientes de sedimentación. Así bien, los

ambientes sedimentarios pueden clasificarse en continentales, transicionales y

marinos, de acuerdo a su influencia geográfica. Cabe destacar que, aun cuando dos

ambientes o unidades morfológicas no sean totalmente idénticas, el número de

ambientes principales se reducirá si se consideran los factores dominantes, figura 9.

Figura 9. Clasificación de los Ambientes Sedimentarios (Tomada de Twenhofel, 1950;

Modificada por B. Borregales)

3.1.2.3 Descripción de los ambientes sedimentarios

Ambientes Continentales

Subaméreo o Terrestre

Desértico: Tiene dos variantes, el desierto de arena, y las cuencas internas. La

energía es aportada por el viento, las corrientes fluviales y la temperatura. Los

materiales sedimentarios varían desde grava, arena y depósitos de grano fino.

Glaciarico: Se caracteriza por su baja temperatura. Su energía está representada

por el movimiento de la masa de hielo. Los materiales sedimentarios son todos de

origen clásticos y el tamaño va desde bloques hasta arcilla.

45

Subacuático

Fluvial: Comprende el cauce o canal del río, la llanura aluvial y los conos de

deyección. La energía del ambiente está representada por el flujo de la corriente y

los materiales sedimentarios pueden variar desde bloques hasta arcillas.

Paludal: Los pantanos son cuerpos de aguas quietas y de poca profundidad. El

agua puede ser dulce, salobre o salada. La energía del ambiente es química o

térmica, y los materiales sedimentarios incluyen limo y lodo.

Lacustrino: Los lagos son cuerpos de agua continentales, o sea, sin conexión con el

mar, pueden variar desde dulce a salada. Las energías térmica y química pueden

ser importantes, y los materiales varían desde grava, arena y arcilla.

Espeleano o Cavernoso: Los depósitos en cavernas pueden ser de origen químico

(estalactitas, estalagmitas), mecánico (sedimentos depositados por corrientes

subterráneas) y orgánico.

Ambientes transicionales

Litoral: Se extiende desde la zona de marea alta hasta las de marea baja, e incluye

las playas y las llanuras de marea. La energía es principalmente mecánica (olas,

corrientes litorales), y los materiales pueden variar desde grava hasta arcilla.

Deltaico: Incluye los canales distributarios, llanuras deltaicas, pantanos, playas,

laguna, frente deltaico y prodelta. La energía del ambiente es principalmente

mecánica. Los materiales varían de grueso a finos.

Lagunar: Una laguna es un cuerpo de agua relativamente quieto, separada del mar

por una barra o restinga, recibe agua dulce y sedimentos de los ríos que

desembocan en ella, y agua marina a través de los pasajes de la restinga, por

donde fluye la marea.

Ambientes Marinos

Nerítico: Se extiende desde el límite de la marea baja hasta los 200 m de

profundidad. La energía es principalmente mecánica debido a la acción de olas y

46

corrientes; su intensidad es mayor en la costa y decrece hacia las zonas más

profundas donde predomina la energía térmica. Los materiales pueden ser

esencialmente clásticos, desde grava hasta arcilla.

Batial: Se extiende desde 200 hasta 2000 m de profundidad. La energía mecánica

es despreciable, salvo el caso de la corriente de densidad y de los derrumbes. Los

materiales incluyen clásticos finos originados por sedimentación de las partículas en

suspensión, y detritos gruesos.

Abisal: Comprende las zonas del ambiente marino con profundidades superiores a

los 2000 m. La energía mecánica representada por la acción de las corrientes

marinas está reducida a su mínima expresión. Los materiales incluyen sedimentos

finos originalmente en suspensión.

3.1.2.4 Medio sedimentario fluvial

Constituye uno de los medios continentales de mayor importancia

estratigráfica, puesto que en ellos se han acumulado gran cantidad de sedimentos, a lo

largo de toda la Historia de la Tierra, habiendo quedado conservados en la columna

geológica. Por otra parte, dada la universalidad de las corrientes fluviales, sus

depósitos tienen una amplia distribución geográfica.

Descripción de los patrones de flujo del ambiente fluvial

Los cursos de agua pueden dividirse, fundamentalmente, en tres grupos, de

acuerdo con las características de su trazado: (1) rectos; (2) ramificados o

anastomosados, y (3) meandriformes, Figura 10.

Figura 10. Patrones de Flujo: (A) Anastomosado, (B) Meandriforme y (C) Rectilíneo.

47

Canales rectilíneos (Barras laterales)

Los Canales Rectilíneos Figura 11. Son raros y su profundidad puede ser muy

variable, por lo cual la línea de máxima profundidad del canal (Thalweg) se mueve

continuamente por todo el cauce de una a otra orilla, la sinuosidad del cauce es

despreciable. En la zona opuesta al punto de mayor profundidad hay acumulación de

material y se forma una barra lateral de canal. Estas barras alternan de una ribera a la

otra como en el caso de las corrientes meándricas. Son los menos frecuentes y

además en ellos sólo se depositan pequeñas cantidades de sedimentos.

Los depósitos de canales rectilíneos generalmente alternan entre grava y arena

Figura 11. Canal Rectilíneo

Canales meandriformes (Barras de Meandro)

Los Meandros son curvas pronunciadas que pueden ser desarrolladas por un río o

corriente de pendiente baja a lo largo de su curso dibujando curvas

zigzagueantes. Los meandros se forman con mayor facilidad en los ríos de las

llanuras aluviales con pendiente muy escasa, dado que los sedimentos suelen

depositarse en la parte convexa del meandro, mientras que, en la cóncava, debido a la

fuerza centrífuga, predomina la erosión y el retroceso de la orilla.

Una Barra de meandro es el depósito característico de un canal meandriforme, la

cual se forma a medida que el río va erosionando la rivera cóncava de su cauce,

48

creando de esta manera las denominadas superficies de acreción lateral. Los

cuerpos arenosos de estos canales constituyen buenas rocas reservorio con

porosidades de hasta 30% y permeabilidades de hasta varios darcys, pero están

restringidos lateralmente. Los estratos o láminas de lutitas pueden crear barreras de

permeabilidad, Figura 12.

Figura 12. Barras de Meandro

Canales entrelazados (Barras de Canal Entrelazado)

Los canales entrelazados o anastomosados son característicos de las corrientes

que tienen grandes fluctuaciones en el flujo y en la carga de sedimentos. El

entrelazamiento se inicia al formarse barras sumergidas, al bajar el nivel del agua

después de una creciente. Tales barras desvían las aguas a su alrededor y se

convierten en zonas estables dentro del canal.

En los ríos intermitentes, estas barras generalmente cambian de posición durante

las crecientes al ser cortadas por nuevos canales. En los ríos perennes las barras

crecen por agradación y llegan a ser semipermanentes, aunque también pueden

cambiar de forma a causa de una creciente fuerte, Figura 13.

Los sedimentos de corrientes entrelazadas son el resultado de la alternancia de las

etapas de socavación por inundación y posteriormente, del relleno de múltiples

canales interconectados dentro de los límites del valle de un río.

49

Estos sedimentos son de excelente calidad como rocas almacén; típicamente son

muy porosos y permeables, y la existencia de barreras de permeabilidad, o de

restricción al flujo de los fluidos, es mínima.

Figura 13. Canales Entrelazados o Anastomosados

3.1.2.5 Llanura aluvial

Se denomina también planicie aluvial o llanura de inundación y corresponde a la

zona plana ubicada a ambos lados del río; suele estar cubierta por las aguas de

inundación durante las crecidas de los ríos, los cuales llevan los sedimentos hasta esta

zona. Este tipo de subambiente es favorable para la acumulación de hidrocarburos.

Dique natural: Estos se forman por los depósitos de arena fina y lodo en las

márgenes del río, cuando el agua desborda el canal. Este en un cuerpo sedimentario

de poco relieve topográfico por lo que no es buen prospecto como almacenador de

hidrocarburos.

Abanico de ruptura: Se forman cuando ocurre una ruptura del dique natural.

Estos son cuerpos arenosos que disminuyen gradualmente hasta desaparecer a

medida que se alejan del canal fluvial. Las relaciones de facies de estos los hacen

buenos prospectos para las acumulaciones de hidrocarburos.

3.1.2.6 Medio sedimentario deltaico

Un delta está constituido por tres partes que, de la más cercana al río o más

proximal, a la más distal o más cercana al mar se denominan: la llanura deltaica, que

es subaérea con un claro dominio del continente; el frente deltaico donde se

50

desarrollan ya procesos de tipo marino, y el prodelta, permanentemente sumergido,

siendo sus materiales de procedencia fluvial y enteramente afectados por procesos

marinos. Estas diferentes partes del delta fueron definidas en el Río Mississippi, Figura

14.

Figura 14. Delta del Río Mississippi, EEUU (Coleman y Cagliano, 1965)

Zonas de Acumulación Sedimentaria

En un delta existen tres zonas de acumulación sedimentaria que a su vez

constituyen las partes del mismo, estas son: llanura deltaica, frente deltaico y prodelta.

Llanura deltaica

Corresponde a la parte emergida del delta. En ella existe un claro predominio de

fenómenos fluviales representados, en un momento determinado, por una serie de

canales que delimitan zonas casi llanas o pequeñas depresiones limitadas por los

márgenes de éstos y ocupadas por pantanos y marismas.

Submedio fluvial: Forma el relleno de canales, ya sea por la migración de barras

de meandro, o de cauces anastomosados. Estos canales quedan limitados por sus

51

diques correspondientes y el transporte de sus sedimentos se efectúa por canales

activos.

Submedio palustre: La mayor parte, en extensión, de la llanura deltaica está

ocupada por este submedio, en los que los sedimentos fósiles, vendrán caracterizados

por una gran abundancia de materia orgánica (carbonosa).

Frente deltaico

El frente deltaico es una plataforma marina somera que bordea la llanura deltaica

Figura, 15, donde se acumula una gran parte de los sedimentos llevados por los ríos

distributarios. En las zonas de desembocadura, los sedimentos son generalmente

arenosos y forman barras de desembocadura que progradan sobre las arcillas más

externas del prodelta. Hacia el mar y entre las desembocaduras, los sedimentos se

vuelven más finos y arcillosos.

Figura 15. Principales Componentes Morfológicos y Sedimentarios de un Delta

Canal distributario: Es un cauce distributario del río en su entrada en el mar. Los

materiales que transporta este cauce los deposita en la parte más proximal del frente

deltaico.

Barra en la boca de un distributario: Se origina y se desarrolla por sedimentación

en la boca de los canales dando lugar a un área de aguas muy someras.

52

Barra distal: Corresponde a la parte más extensa del frente deltaico y se

caracteriza por formar un suave talud en el frente del mismo. En ella se depositan

materiales finos, generalmente limos y arcillas y, en menor proporción, arenas finas.

Prodelta

Corresponde a la parte más distal de un aparato deltaico, y los materiales que en

ella se depositan son de transición a los materiales típicamente marinos. Estos

materiales son los más finos, sedimentados en un delta, siendo generalmente lutitas y,

a lo sumo, limos.

Tipos de delta

El tipo de delta dependerá de la magnitud del aporte de sedimentos a la costa y su

distribución por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera, según el tipo

de energía predominante, se pueden distinguir deltas con: dominio fluvial, dominio de

oleaje y con dominio de marea.

Delta con dominio fluvial

Este se caracteriza por un río principal que se divide en numerosos canales

distributarios los cuales transportan agua y sedimentos hacia el mar. Este tipo de delta

también es denominado digitiforme, figura 16.

Figura 16. Delta Dominado por un Río

53

Delta con dominio de oleaje

En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales distributarios

es distribuido lateralmente por las corrientes litorales, formándose un frente deltaico

constituido por lomas de playa las cuales a medida que el delta avanza hacia el mar

son cortadas por canales distributarios, figura 17.

Figura 17. Delta Dominado por Oleaje

Delta con dominio de marea

En este ambiente el material aportado por los canales distributarios es retrabajado

por las corrientes de marea, que es la energía dominante de la costa. En este tipo de

deltas la llanura deltaica está constituida por dos zonas divididas por la línea de marea

alta, figura 18, por lo que habrá en la llanura deltaica un sector no afectado por la

marea, denominado llanura deltaica con dominio fluvial y otro sector cubierto

periódicamente por la marea el cual se denomina llanura deltaica con dominio de

marea.

54

Figura 18. Delta Dominado por Marea

3.1.3 Interpretación sísmica estructural

El propósito principal de la mayoría de los levantamientos sísmicos es el de

determinar la estructura geológica del área de estudio. Esto se logra trazando eventos

sísmicos que sean identificables en las secciones. Dicho trabajo o “arte” de la

interpretación sísmica se basa en la continuidad, por la cual un evento sísmico puede

ser reconocido en trazas sucesivas; y en la correlación, que consiste en el

reconocimiento de patrones.

Por lo general, dicha explicación está basada fundamentalmente en:

Proceso de interpretación

Generación de mapas de tiempo

Conversión Tiempo – Profundidad.

La geofísica, a través de los levantamientos sísmicos en 3D, proporciona un

volumen de datos que es necesario ordenar e interpretar para dar un significado

geológico-estructural acorde con la tectónica regional. Los datos generados deben ser

integrados con otras disciplinas (geología, sedimentología, petrofísica y de yacimiento)

de tal modo que sea posible la creación del modelo estático integrado de un área. Esto

permite la definición de los yacimientos existentes (entrampamiento de hidrocarburos)

y la identificación de futuros prospectos. Las reflexiones son expresiones de las

55

diferentes superficies y discontinuidades que existen en el subsuelo. Estas describen

estructuras variables (pliegues, fallas), patrones sedimentarios y sus relaciones

areales.

El objetivo primordial de una interpretación sísmica es proporcionar un mapa

estructural que describa y defina los diferentes planos de fallas existentes en el área,

determinando la naturaleza, geometría, distribución y continuidad de las rocas

existentes en el subsuelo.

El levantamiento sísmico en 3D permite la obtención de reflexiones sísmicas en

varias direcciones horizontales simultáneamente. Típicamente, se dispone de datos de

subsuelo cada 15 a 50 metros en cualquier dirección horizontal.

3.1.3.1 Métodos sísmicos

Las ondas sísmicas se propagan a través del interior de la tierra gracias a las

propiedades elásticas de las rocas. Estas ondas son producidas mediante equipos

generadores de señales derivadas del uso de la energía acústica. El propósito del

método sísmico es medir el tiempo que les toma a éstas ondas en regresar, después

de ser reflejadas o refractadas desde la zona de contacto.

3.1.3.2 Método de reflexión

En los levantamientos sísmicos de reflexión, son medidos lo tiempos de viaje (ida y

vuelta) de un pulso generado desde la superficie hasta la interfase entre dos medios

de impedancias acústicas diferentes. El resultado después de que los datos son

procesados, es una línea sísmica (en el caso 2D) o un volumen sísmico (sísmica 3D).

Cada punto receptor recibe una serie de impulsos reflejados escalados en amplitud

(dependiendo de la distancia recorrida) y espaciados en tiempo.

56

3.1.3.3 Sección sísmica

Es la representación acústica de la conformación de las capas o estratos de las

rocas en el subsuelo. Esta representación contiene información geológica que de las

características acústicas de las rocas y puede ser estructural, estratigráfica, del tipo de

roca y/o del fluido contenido en ella.

Tipos

En la interpretación sísmica se utilizan diferentes tipos de secciones: verticales,

horizontales y compuestos. Las primeras, son la representación gráfica del perfil

geológico vertical sobre la cual fue grabada la línea. Las segundas, constituyen la

representación gráfica de un plano de referencia horizontal que se aproxima a un

mapa estructural del subsuelo. Pueden ser: a tiempo constante (time slices) y

secciones horizontales ¨datum¨ (horison slices). Las secciones compuestas

representan la composición de dos (2) secciones verticales y una sección horizontal a

tiempo constante (chair displays) que las relacionan a un nivel de referencia

determinado.

Elementos

Trazas sísmicas: son el resultado de la interacción entre los coeficientes de

reflexión de la roca en el subsuelo y la señal emitida a través de éstas por una

fuente de energía (matemáticamente ésta interacción se denomina

convolución).

Horizontes sísmicos: son el resultado del contraste acústico entre dos o más

capas de rocas superpuestas. En la práctica, un horizonte representa el límite o

frontera entre dos o más capas consecutivas.

Crosslines (Tranzas): secciones sísmicas en dirección perpendicular a la del

disparo.

Inlines (Líneas): secciones sísmicas en dirección del disparo.

57

3.1.3.4 Sismograma sintético

Para la calibración de la sísmica se elabora un sismograma sintético, es decir, una

traza sísmica teórica generada por interacción de los coeficientes de reflexión y una

señal matemática denominada ondícula, producida a partir de los datos sísmicos

adquiridos en campo. En general, la calibración involucra la identificación de la

polaridad escogida y el desfase entre los orígenes de la escala de tiempo de la sección

sísmica y la del registro sónico calibrado.

Para elaborar el sismograma sintético se multiplican la velocidad interválica

calculada a partir del registro sónico por la densidad, obteniendo de ésta manera la

impedancia acústica. Los contrastes de impedancia acústica son la expresión directa

de la reflectividad sísmica; es por ello que uno de los principales factores que afectan

la elaboración de éstos sismogramas, es la disponibilidad y calidad de los registros

antes mencionados.

La finalidad de obtener sismogramas sintéticos, es lograr una mejor definición

geológica de los reflectores sísmicos interpretados, es decir, identificar en los datos

sísmicos, los eventos relacionados con marcadores u otras unidades lito o

cronoestratigráficas de interés.

3.1.3.5 Interpretación estructural en secciones sísmicas

La interpretación estructural de datos sísmicos ha sido tradicionalmente una

herramienta muy utilizada para reconocer la geología del subsuelo. Esta actividad ha

permitido definir la geometría y ubicación de cuerpos de roca favorables para la

acumulación y entrampamiento de hidrocarburos.

El principio fundamental para la interpretación estructural de datos sísmicos es la

identificación de horizontes y fallas en las secciones sísmicas. Generalmente, las

discordancias producen buenas reflexiones debido al contraste de velocidad y

densidad. Sin embargo, puede darse el caso donde las velocidades, por ejemplo, sean

58

iguales entre la secuencia superior y la infrayacente, generando una reflexión más

pobre y no bien definida. El choque de reflexiones contra otro reflector indica muchas

veces la presencia de una discordancia. La angularidad de las capas puede poner en

contacto litologías de densidades similares, disminuyendo la fuerza de la reflexión al

nivel exacto donde se ubica la discordancia.

Contrariamente, las fallas no producen buenas reflexiones. De hecho, éstas se

reconocen por las difracciones o dispersiones de las señales producidas cuando la

onda compresional choca contra un borde de la estructura, lo que produce una

interrupción en la continuidad de los horizontes. Sin embargo, debe tenerse en cuenta

que no toda interrupción de un horizonte representa necesariamente una zona de falla,

es necesario analizar diferentes secciones y verificar la consistencia en el patrón de

esa interrupción.

3.1.3.6 Interpretación estratigráfica en secciones sísmicas.

El principio fundamental para la interpretación estratigráfica de datos sísmicos es el

de ¨secuencias sísmicas¨, es decir, una sucesión relativamente conformable de

reflexiones dentro de una sección sísmica, interpretadas como estratos relacionados

genéticamente. Esta sucesión está limitada hacia su tope y base por superficies de

discontinuidad, marcadas por terminaciones de reflexión e interpretadas como

discordancias o su equivalente. Para identificar e interpretar las secuencias sísmicas,

es necesario conocer las terminaciones para que la definen:

Toplap: Son las terminaciones de reflexiones sísmicas interpretadas como

estratos contra una superficie suprayacente, productos de la no depositación o

erosión.

Onlap: Son las terminaciones de reflexiones interpretadas como estratos

inicialmente horizontales, terminando progresivamente contra una superficie

inicialmente inclinada, buzamiento arriba.

Downlap: Semejante a las terminaciones tipo onlap, pero progresivas

buzamiento abajo.

59

Truncación: Son las terminaciones de reflexiones interpretadas como estratos

cortados por una discordancia post-sedimentación o por efectos estructurales, y

que ocurren contra el tope de la secuencia.

3.1.3.7 Tablas TZ

Para la calibración de los reflectores sísmicos e interpretación de los horizontes de

interés, es necesario disponer de una cantidad representativa de puntos de amarre

con los topes geológicos. Para ello se crean las tablas TZ, las cuales se utilizan para

hacer la conversión de los topes formacionales en profundidad a escala de tiempo.

Para corregir los tiempos obtenidos de la integración de los registros de tiempo de

tránsito, se calibra el registro sónico haciendo referencia a los disparos de verificación

(check-shot surveys). Este registro es utilizado para convertir las unidades de tiempo

en unidades de profundidad, y constituye uno de los parámetros principales para el

cálculo de la impedancia acústica.

3.1.4 Secciones estructurales

Las secciones estructurales se realizan con el objeto de establecer la estructura

geológica, discordancias, cambios de buzamiento y la distribución de los fluidos dentro

del marco estructural, para ello, las secciones realizadas deben ser perpendiculares a

la estructura predominante, tomando como referencia una profundidad común.

3.1.5 Secciones estratigráficas

Las secciones estratigráficas se elaboran con el fin de observar el sistema de

sedimentación, la continuidad lateral y vertical de los estratos, discordancias, barrera

de permeabilidad y cambios de facies. Para realizar una sección, se traza una línea

con respecto a la dirección preferencial de sedimentación y se cuelgan todos los

registros de pozos a un mismo marcador, el cual ha sido identificado previamente.

60

3.1.6 Cartografía geológica

Es un proceso asociativo e interpretativo, que trata de representar gráficamente la

realidad geológica ubicada dentro de un conjunto, destacando las relaciones

existentes dentro y fuera del conjunto, para esto se requiere considerar una serie de

datos de la superficie y del subsuelo, e identificar las relaciones existentes entre ellos,

tales como proximidad, similitudes, diferencias, e integrándolos armónicamente dentro

de un todo.

3.1.6.1 Mapas geológicos

Un mapa es una proyección de línea y superficies sobre un plano horizontal. La

representación de las diferentes características geológicas se hace mediante los

denominados mapas geológicos, los cuales son definidos, de una manera muy

general, como un mapa cualquiera que muestra la distribución de las rocas y la forma

o distribución de las estructuras geológicas.

Mapas geológicos del subsuelo

Es el mapa estructural-isopaco o de características petrofísicas de algún horizonte

de referencia a cierta profundidad y cuya profundidad se puede obtener a partir de

registros de pozos, levantamientos sísmicos o interpolación y la información de

presión, temperatura e historia de producción de yacimientos.

El propósito de la elaboración de los mapas del subsuelo en la Geología del

Petróleo es el hallazgo de trampas que contengan yacimientos comerciales de

hidrocarburos, una vez descubierto el yacimiento y perforados los pozos adicionales,

realizar la mejor interpretación que conduzca a desarrollar con más eficacia ese

yacimiento. A partir de la información antes mencionada, se elaboran mapas

geológicos del subsuelo de diferentes tipos que muestran varias condiciones del

subsuelo, la interpretación de esos mapas, permite ver cuál es la historia geológica de

la región y predecir el comportamiento de los yacimientos petrolíferos hallados.

61

Mapas estructurales

Es la proyección en el plano horizontal del tope o la base de un cuerpo de arena o

nivel estratigráfico de interés y muestra la relación espacial del nivel estratigráfico

mapeado con la distribución de fluidos del yacimiento. Los datos de perforación

aportan datos suficientes para elaborar los mapas estructurales de subsuelo de

cualquier nivel estratigráfico, discordancia o nivel productor de hidrocarburos, haciendo

hincapié en la inclinación o buzamiento de los sedimentos, los pliegues o fallas en su

posición actual. La estructura puede mostrarse en mapas isobáticos o bien mediante

cortes transversales. En estos mapas y cortes se acostumbra mostrar la estructura

referida al nivel del mar.

Mapas isopacos

Es el mapa que refleja el espesor estratigráfico verdadero de la unidad o secuencia

estratigráfica. Los mapas isopacos se interpretan conjuntamente con las secciones

estratigráficas y estructurales, y ayudan al reconocimiento de la Geología Histórica de

un área o región, en ciertas ocasiones, pueden revelar estructuras de crecimiento. En

este mapa se observa la distribución y espesor de una unidad específica a través de

sus líneas de contorno y su construcción en cuanto al método, es similar a la del mapa

estructural

Los términos isocoro e isopaco son muy usados como sinónimos en la industria

petrolera, pero existen diferencias entre ellos. El isócoro representa el espesor vertical

de una unidad, mientras que el isópaco ilustra el espesor estratigráfico, es decir,

medido con respecto al buzamiento. La diferencia entre estos mapas se hace

insignificante en estratos de muy poco buzamiento.

Mapas de arena total

Un mapa isópaco de arena total es la representación en el plano horizontal de los

espesores de un cuerpo de arena, los cuales son medidos en los perfiles de pozos

(registros eléctricos, densidad, microlog, entre otros). El espesor de cada cuerpo de

62

arena se determina estableciendo el tope y la base del cuerpo completo. La

interpretación de este mapa informa sobre la orientación del cuerpo de arena y su

distribución en el área.

Mapas de arena neta

Un mapa isopaco de arena neta representa el espesor de la roca con calidad de

yacimiento dentro de un intervalo o unidad particular. Este espesor de roca representa

el espesor efectivo de roca y este es evaluado luego con el fin de determinar cuánto de

dicho espesor de arena es contentivo de petróleo, gas o agua. Este mapa además de

presentar la cantidad de espesor que es potencialmente yacimiento, también sirve

para representar la varianza de espesores en el yacimiento. En la figura 19, se

muestra de forma esquemática un mapa isopaco de arena neta petrolífera para un

yacimiento con acuífero de fondo, acompañado de su correspondiente mapa

estructural y su sección estructural.

Figura 19. Mapa de arena neta petrolífera, mapa estructural y Sección estructural con

Acuífero de fondo

Para precisar mejor el volumen de arena neta con hidrocarburos, se diseña la cuña

en el área ubicada entre los trazos del contacto agua petróleo (tope y base de la

arena). Es a partir de este mapa que se evalúan los volúmenes de arena neta con

hidrocarburos.

63

3.2 Petrofísica

La petrofísica es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del

petróleo y geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca y

los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación

existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso de la roca de un

yacimiento determinado.

El estudio petrofísico, además de relacionarse con disciplinas de ingeniería de

petróleo y geología, cuenta con buen instinto e imaginación, ya que parte de él está

basado en relaciones empíricas entre datos y hechos observados, algunos de los

cuales pueden ser probados y otros no.

3.2.1 Aplicaciones de un estudio petrofísico

A través de la petrofísica se puede realizar el estudio de una cantidad de datos

fundamentales para verificar las siguientes variables:

Cuantificar el petróleo original en sitio (POES).

Proponer la completación, recompletación y abandono de un pozo, según las

condiciones de arena neta petrolífera, comercialmente explotable.

Permitir establecer la correlación núcleo perfil, para determinar propiedades de la

roca.

Completar los modelos geológicos.

Los parámetros obtenidos forman parte fundamental para los modelos de

simulación de yacimientos.

Se pueden determinar valores de porosidad, saturación y permeabilidad de la roca.

Determinar la presencia de los fluidos de las rocas (gas, petróleo y agua).

Correlaciones de pozo local y regional (litología).

64

3.2.2 Evaluación de formaciones

La mayoría de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a rocas

sedimentarias, las cuales están compuestas de una parte sólida (matriz de roca) y una

parte vacía (espacio poroso). El objetivo de la evaluación a una formación consiste en

estudiar y describir dicho sistema roca - fluido, implicando esto un entendimiento claro

de propiedades tales como litología, porosidad, permeabilidad y saturaciones. Estas

propiedades físicas pueden ser medidas en laboratorio a través de análisis de núcleos,

pero también inferidas a partir de las mediciones de registros de pozo. Antes de iniciar

la evaluación de una formación, se hace necesario conocer importantes características

de las rocas.

3.2.3 Registros

Se define registro como la medida de las corrientes eléctricas que se producen

dentro del pozo, debido al contacto entre diversos fluidos con salinidades diferentes. El

objetivo primordial de pozos es ayudar en la localización de Formaciones o rocas que

contengan petróleo y gas. Los registros sirven además para obtener datos necesarios

para planificar las operaciones de terminación del pozo y la estimación de reservas.

3.2.3.1 Clasificación de los registros

Los registros pueden clasificarse en:

Eléctricos, cuya propiedad de investigación es la resistividad Ohm-m.

Radiactivos, que pueden ser naturales e inducidos.

Acústicos, los cuales miden el tiempo de tránsito a través de la formación.

3.2.4 Análisis de núcleos

El análisis de núcleos constituye la base para la caracterización petrofísica de las

formaciones, ya que los resultados de estos análisis facilitan la evaluación directa de

65

las propiedades del yacimiento. De la misma manera, proveen las bases para la

calibración de otras herramientas de evaluación, como los perfiles de pozos mediante

las correlaciones entre estos y el “Core Gamma” del núcleo (registro del núcleo).

Sin embargo, a pesar de estar en los planes iniciales de desarrollo de un

yacimiento, no se le puede tomar núcleos a todos los pozos porque tal operación es

costosa. Por esta razón, se debe tomar en cuenta un número considerables de pozos.

Los análisis de núcleo pueden ser:

- Convencionales: Donde la sumatoria de las medidas de volúmenes de líquidos

extraídos del núcleo permiten estimar la saturación de fluidos y la porosidad.

- Especiales: Que comprenden las pruebas que suplementan a los análisis

básicos, e incluyen análisis de ingeniería de yacimientos, de perforación y

completación, petrofísicos y petrográficos.

3.2.5 Conceptos básicos

3.2.5.1 Resistividad del agua de Formación (Rw)

Esta resistividad es una propiedad intrínseca del agua y es una función de su

salinidad y temperatura. Mientras más altas sean estas variables, más conductora será

el agua y menor su resistividad. Varios métodos son usados para determinar la

resistividad del agua de formación, tales como:

Catálogos de información de resistividades del agua.

Mediciones de resistividad y temperatura de una muestra de agua en el reservorio.

Análisis químico de una muestra de agua producida en el reservorio.

Cálculo de Rw partiendo de la curva SP.

Cálculo de Rw partiendo de valores reales de Ro y en un horizonte conocido de

agua.

Coeficiente de Tortuosidad (a): Número adimensional que representa la desviación

de un sistema poroso, entre un sistema compuesto de un grupo de capilares

rectos. También se le conoce como coeficiente de Archie.

66

Exponente de Saturación (n): Este parámetro depende básicamente de la

humectabilidad de la roca. El rango del exponente de saturación oscila entre 1.6 y

2.20 para las rocas preferiblemente mojadas por agua.

Factor de Cementación (m): Es el determinado por el tipo, y grado de cemento que

mantiene junto los granos de roca y puede variar entre 1.3 y 3, sin embargo, los

valores más frecuentemente utilizados están en el rango de 1.4 y 2.2.

Gradiente Geotérmico: Factor que representa la variación de la temperatura de la

Formación con la profundidad.

Cut off: Son aquellos parámetros petrofísicos establecidos como límites en una

arena para considerarse productora de hidrocarburos.

3.2.5.2 Propiedades físicas de la roca y los fluidos en el yacimiento

Para que los hidrocarburos permanezcan contenidos en el yacimiento, las capas o

estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables. De

igual manera los extremos del yacimiento tienen que impedir la fuga de los líquidos.

Para esto, se deben reunir ciertas condiciones fundamentales:

La porosidad de la roca.

La comunicación de los poros interconectados (permabilidad).

Estimar el volumen del yacimiento, considerando su espesor promedio y

extensión.

La presencia de hidrocarburos en el sitio.

Por esta razón, hoy en día se realizan estudios e investigaciones que permitan

deducir un método que conduzca a la extracción del mayor porcentaje de

hidrocarburos, adaptado a las condiciones encontradas en el yacimiento. Entre las

principales propiedades se encuentran:

Porosidad

La porosidad es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de

material. Esta se puede clasificar en:

67

Porosidad efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de

poros conectados entre sí.

Porosidad absoluta: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de

poros conectados o no entre sí.

Porosidad primaria: Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la

formación o depositación del estrato.

Porosidad secundaria: Es aquella que se desarrolla a posteriori, debido a un

proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa.

Puede ser en solución, fractura o por dolomitización.

Permeabilidad

La permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los

fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. Esta, regula la tasa a la

cual los fluidos pueden ser producidos o desplazados de este medio poroso. La misma

puede ser determinada a partir de muestras extraídas de la formación (análisis de

núcleos).

Sin embargo, de los perfiles eléctricos se puede obtener un valor aproximado de la

permeabilidad, las cuales involucran el conocimiento y conexión entre la saturación de

agua irreducible (Swirr) y la porosidad (Ø).

Saturación de agua (Sw)

La saturación en fluido de una roca es la relación entre el volumen de fluido en los

poros con el volumen total de los poros. Las saturaciones se expresan en porcentajes

del volumen de los poros, en otras palabras, una saturación en agua (Sw) del 30%

significa que 3/10 del espacio en los poros está lleno de agua.

En algunos yacimientos se pueden encontrar simultáneamente agua, petróleo y

gas, sin embargo, debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se segregan o se

separan en el yacimiento. Parte de los fluidos en un yacimiento no pueden extraerse;

esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturación residual o irreducible; esta

68

parte de los fluidos, a veces pueden extraerse mediante métodos de recuperación

secundaria o terciaria. Esta fracción del espacio en los poros que no contiene agua se

supone que contiene hidrocarburos.

Volumen de arcilla (Vsh)

La arcillosidad es una expresión volumétrica del contenido de minerales de arcilla,

por unidad de roca. La arcillosidad tiene sus efectos directos y marcados sobre la

porosidad, permeabilidad y distribución de los fluidos de una unidad de roca. Se estima

cuantitativamente la fracción de arcilla en una formación para seleccionar el método de

interpretación más adecuado para evaluar dicha formación.

El volumen de arcilla está relacionado con el perfil de Gamma Ray y SP. Para

determinar el volumen de arcilla existen diferentes indicadores, éstos provienen de

perfiles individuales tales como: GR, Neutrón, Densidad Sónico, Rt o la combinación

de dos de estos registros. La presencia de arcillas en las rocas yacimiento ejerce

influencias muy importantes en las lecturas de todos los dispositivos de perfilaje. Estas

causan una reducción en la resistividad de las arenas, porque son buenos conductores

eléctricos. Estas influencias traen como consecuencia, efectos en los cálculos si se

utiliza el método convencional de evaluación.

Petrológicamente, como arcillas se definen a los silicatos complejos hidratados de

alúmina que constituyen la caolinita, illita, montmorrillonita, clorita y vermiculita, cuyo

tamaño de partícula es inferior a 1/256 mm. Tanto la composición como el tamaño de

partículas son intrínsecos a la definición, pero también es cierto que otras partículas

minerales pueden adquirir un tamaño inferior a cuatro micras y caer en el rango del

tamaño de los minerales de arcilla, aunque no constituyan minerales de arcillas.

La lutita es una roca compuesta de minerales de arcilla más otra variedad de

minerales de granos muy finos, como cuarzo, óxidos de hierro, micrita y materia

orgánica. De hecho, los minerales de arcilla muy raramente constituyen capas puras.

69

Las lutitas pueden tener hasta un 50% de cuarzo y otros minerales en el rango de

tamaño de limo (1/16 a 1/256 mm) o aún menor.

Una gran porción de las arenas arcillosas son rocas diagenéticamente alteradas,

en las cuales la calidad original del yacimiento ha sido degradada por la precipitación

de minerales, especialmente de arcilla, dentro del sistema poroso. Estos minerales se

desarrollan como cobertura de los granos, o también como relleno de poro, y controlan

las propiedades físicas y electroquímicas del sistema por su gran área superficial

específica.

3.3 Yacimiento

3.3.1 Reservas

Las reservas son definidas como el volumen de hidrocarburos presentes

originalmente en el yacimiento y pueden ser recuperadas de forma natural o aplicando

diversos métodos de recuperación secundaria. Existen diversos criterios que pueden

usarse para clasificar las reservas, tabla 5, entre las cuales se encuentran los

siguientes:

Tabla 5. Clasificación de las Reservas. Fuente: Libro de reserva 2005

CRITERIO CLASIFICACION DE LAS RESERVAS

Certidumbre de Ocurrencia Probadas Probables Posibles

Facilidades de Producción Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas

Métodos de Recuperación Primarias Suplementarias

70

3.3.1.1 Clasificación de las Reservas

De acuerdo a la certidumbre de ocurrencia:

- Reservas probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con

razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la

información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones

operacionales.

- Reservas probables: Son aquellas que han sido probadas directamente por

medio de pruebas prolongadas de producción comercial, pero por encontrarse

dentro de los límites geológicos superiores e inferiores conocidos y los límites

geográficos de un yacimiento son susceptibles de ser probadas abriendo pozos

adicionales y haciendo pruebas de producción, indican (con un grado menor de

certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar.

- Reservas posibles: Son aquellas de posible existencia pero que por falta de

información no puede dársele una clasificación categórica, indica (con grado

menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperadas

bajos condiciones operacionales y contractuales prevalecientes.

Según las facilidades de producción:

- Reservas probadas desarrolladas: Están representadas por el volumen de

hidrocarburos comercialmente recuperable de yacimiento por los pozos e

instalaciones de producción disponibles, dentro de esta definición se incluye las

reservas detrás de la tubería de revestimiento y las que se esperan obtener por

la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando

los equipos necesarios hayan sido instalados.

- Reservas probadas no desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas

de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de

los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye reserva detrás de

71

la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a

producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos instalaciones o

profundización de pozos que no hayan penetrados el yacimiento.

De acuerdo a los métodos de recuperación

- Reservas primarias: Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden

recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

- Reservas suplementarias: Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que

se pudieran recuperar como resultado de la incorporación de una energía

suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación

suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier

otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y a

desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

Reservas recuperables

Es el volumen de petróleo, gas o condensado estimado a condiciones originales de

yacimiento, que se pueden extraer comercialmente del yacimiento. Los productos de

factor de recobro por el POES constituyen las reservas recuperables de yacimiento

debido a que estima cuanto puede sacar del POES.

Reservas remanentes

Es para el momento en que se efectúa la estimación, el volumen recuperable que ha

sido extraído del yacimiento resultan de restar el volumen extraído (producción

acumulada) del volumen estimado originalmente en sitio.

3.3.1.2 Métodos de estimación de reservas

Los métodos fundamentales para la estimación de las reservas de un yacimiento

son:

72

Método Volumétrico

Curvas de Declinación de Producción

Balance de Materiales

El método volumétrico que permite la estimación de petróleo original en sitio (POES)

a partir de la determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la

capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en

los poros de dicha roca. Debido a que los parámetros son determinados a partir de la

información obtenida de pozos del yacimiento, y que estos representan sólo una

pequeña parte del mismo, los promedios obtenidos indican cierto grado de

incertidumbre.

Basándose en las consideraciones anteriores, el método volumétrico puede ser

aplicado usando valores promedios de los parámetros requeridos, en cuyo caso es

referido como la aplicación determinística o la utilización de distribuciones de

probabilidad para dichos parámetros; de esta manera, se le conoce como la aplicación

probabilística del método volumétrico.

La ecuación del método volumétrico en su aplicación determinística es la siguiente,

ecuación 7:

(7)

Dónde:

Vr = Volumen de roca, Acres-pies

Ø = Porosidad promedio, fracción

Sw = Saturación promedio da agua connata, fracción

Boi = Factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, BY / BN

N = Petróleo Original En Sitio (POES), BN.

El factor 7758 permite obtener el valor de N en barriles normales de petróleo (BN).

oi

w

B

SVrN

17758

73

CAPITULO IV

GEOLOGIA REGIONAL Y LOCAL

4.1 Evolución tectónica - sedimentaria de la cuenca de Maracaibo.

La cuenca de Maracaibo, ha estado sometida a procesos bastante complejos a lo

largo del tiempo geológico, dentro de los cuales se encuentran una serie de

transgresiones y regresiones marinas que determinaron la sedimentación, tanto de

rocas generadoras de hidrocarburo, como reservorios adecuados para acumularlos.

Así mismo, varios períodos orogénicos y epirogénicos que dieron como resultado la

formación de trampas adecuadas para la retención de dichos hidrocarburos; estos

procesos tectónicos han sido consecuencia de interacciones sucesivas entre la placa

continental Suramericana y las placas oceánicas del Caribe al norte y del Pacífico al

oeste, sufriendo regímenes superimpuestos de extensión y compresión.

Permo triásico (250 M.a)

Se registra en evento tecto-termal correlacionable a escala mundial con la

Orogénesis Herciniana, el cual origina metamorfismo y plegamiento en la región de la

actual Cordillera de Los Andes, emplazamiento de cuerpos ígneos, formación del Arco

de Mérida, levantamiento de la región central del Lago de Maracaibo, precursora de la

subsiguiente plataforma de Maracaibo; además de levantarse el borde continental

produciendo retirada general de los mares de Venezuela Occidental.

Triásico-jurásico (220 m.a)

Tiene lugar un episodio de apertura de corteza, caracterizado por la formación

preferencial de grabenes orientados NE-SO, rellenos con depósitos continentales de la

Formación La Quinta, cuya sedimentación se concentró al noreste y sureste del Alto

de Mérida y en la Sierra de Perijá, con eventos volcánicos situados en ésta última,

constituyendo además gran parte del substratum de la Cuenca de Maracaibo, figura

20. Durante éste período la cuenca estuvo limitada por fallas normales con la misma

74

dirección de la Falla de Icotea, evidenciando el régimen distensivo imperante, seguido

por un extenso período de erosión.

Figura 20. Mapa Paleogeográfico del Triásico - Jurásico en Venezuela Occidental.

Tomado de Schlumberger 1980

Cretácico (136 m.a)

A comienzos de éste período se desarrolló el margen pasivo subsiguiente y la

transgresión correlacionable con los cambios eustáticos que ocurrieron a escala global

y que terminaron en el Cenomaniense-Campaniense. La reducción aparente de la

subsidencia controlada por fallas, la profundización transgresiva de toda la Cuenca y la

estratigrafía, sugieren que el margen pasivo se encontraba acuñado detrás de un arco

volcánico (Pindell y Erikson, 1993).

Dicha transgresión de comienzos del cretácico (Barremiense 120 M.a), tiene lugar

sobre tres surcos marginales al levantamiento de la región central del lago que

reciben los nombres de Machiques, Uribante y Barquisimeto, en los cuales se deposita

el mayor espesor de la Formación Río Negro. Figura 21.

K

M

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE MARINO

Tomado de Schlumberger (1980)

AMBIENTE CONTINENTAL


K

M

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE MARINO




75

Figura 21. Mapa Paleogeográfico del Barremiense en Venezuela Occidental. Tomado

de Schlumberger 1980.

Durante el Aptiense-Albiense (115 M.a), continua la transgresión cretácea; ocurre

una amplia cobertura de la Plataforma de Maracaibo ya bien delimitada y la

sedimentación de calizas bioclásticas espesas sobre la mayor parte de la cuenca,

depositándose las formaciones Apón y Lisure. En el Albiense Tardío, el núcleo andino

es rebasado por la transgresión, ocurre una cobertura extensa de calizas bioclásticas

correspondientes a la Formación Maraca, figura 22. Varias de las calizas depositadas

durante éste período forman importantes reservorios de hidrocarburos en campos

situados en la mitad septentrional de la Plataforma de Maracaibo.

Figura 22. Mapa Paleogeográfico del Aptiense-Albiense en Venezuela Occidental.


GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO

SENTIDO DE LA TRANSGRESIÓN

SURCO DE

URIBANTE

AMBIENTE FLUVIO-CONTINENTAL

SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

COLOMBIA

VENEZUELA

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

COLOMBIA

VENEZUELA

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE

LAGO DE MARACAIBO


SURCO DE

URIBANTE


SURCO DE

MACHIQUES

SURCO DE

BARQUISIMETO


CLASTICOS BASALES

COLOMBIA

VENEZUELA

76

En el Cenomaniense- Santoniense (100 M.a), ocurre un período de máxima

cobertura marina, debido a la intensificación de la transgresión cretácea, que se

extendió hacia el sur, cubriendo la Cuenca de Barinas.

El tope de la Formación Maraca, marca el comienzo de una extensa subsidencia

regional, traduciéndose en cambios litológicos importantes, pasando de las calizas con

ostras de Maraca de ambiente nerítico-costero a calizas negras y densas con

amonites, intercaladas con lutitas marinas con escasa fauna bentónica,

representativas de condiciones euxínicas de fondo, verdaderas trampas de materia

orgánica que originaron buenas rocas madres de petróleo, como la Formación la Luna,

figura 23, quien a su vez, constituye muy buenos reservorios en algunos campos

productores, debido al fracturamiento que presenta.

En el Campaniense-Maestrichtiense (80 M.a), se depositan capas glauconíticas y

fosfáticas indicativas de un período de sedimentación reducida, representada por los

miembros Tres Esquinas (tope de la Formación La Luna) y/o Socuy (base de la

Formación Colón).

Figura 23. Mapa Paleogeográfico del Cenomaniense-Santoniense en Venezuela

Occidental. Tomado de Schlumberger 1980.

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO

AMBIENTE COSTERO CONTINENTAL

GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

COLOMBIA

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

VENEZUELA

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

COLOMBIA

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

VENEZUELA

CARACAS

COLOMB

IA VENEZUE

LA

MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


GOLFO DE

VENEZUELA

LAGO DE MARACAIBO

AMBIENTE NERITICO

SENTIDO DEL AVANCE

N

S

E W

77

La fase de margen pasivo, en la cual se desarrolló la sedimentación de éstas

formaciones, culmina con la colisión y obducción del Arco del Pacífico al oeste con la

Placa Suramericana, pasando a un régimen compresivo, donde el ciclo marino

cretáceo sufre un cambio gradual, con la sedimentación de las lutitas marinas de

cuenca de la Formación Colón sobre gran parte de Venezuela Occidental.

La sedimentación de Colón fue rellenando la cuenca hasta el Maestrichtiense

Tardío, momento en que aparecen intervalos arenosos que en algunas partes de la

cuenca, se conoce como, Formación Mito Juan, figura 24. El ciclo Colón –Mito Juan,

representa el relleno de una gran cuenca cuya subsidencia había terminado. Estas dos

formaciones constituyen una barrera impermeable de los hidrocarburos encontrados

en formaciones cretáceas.

Figura 24. Mapa Paleogeográfico del Maestrichtiense en Venezuela Occidental.


El final del cretáceo (65 M.a) está caracterizado en grandes extensiones de

Venezuela, por un período de orogénesis que puede correlacionarse con la

Orogénesis Laramidiana de Norteamérica y constituye el último evento tecto-termal

importante conocido en Venezuela. Se manifiesta en forma más violenta en los

cinturones móviles hacia el norte, donde produce metamorfismo, y con menor

COLO

MBIA

VENEZUELA

S

E W MAR CARIBE


AMBIENTE NERITICO

AMBIENTE MARINO

CARACAS LAGO DE MARACAIBO

GOLFO DE

VENEZUELA

N

COLOMBIA

COLO

MBIA

VENEZUELA

S

E W MAR CARIBE


AMBIENTE NERITICO

AMBIENTE MARINO

CARACAS LAGO DE MARACAIBO

GOLFO DE

VENEZUELA

N

COLOMBIA

78

intensidad en la Cuenca de Maracaibo, donde no se conocen eventos termales.

Partes de las regiones andina y perijanera, se convierten en áreas positivas. Con este

evento, probablemente se inicia el fallamiento gravitacional de los alineamientos norte-

sur de la parte central de la cuenca, produciéndose cambios en el patrón de isofacies

entre la sedimentación del Cretáceo y la sedimentación del Paleoceno, debido a que

se pone de manifiesto el desarrollo de la cuenca de antepaís y el emplazamiento de

las Napas de Lara.

La sedimentación del Paleoceno se desarrolla en tres provincias distintas:

Provincia Parálica, al sureste; Provincia de Plataforma Marina Somera, ocupando

prácticamente toda la extensión del actual lago y la región noroeste de la cuenca,

representada por la Formación Guasare y la Provincia Geosinclinal, situada al este

noreste de la Provincia de Plataforma, limitadas por una faja o zona de bisagra, figuras

25 y 26.

Figura 25. Provincias Desarrolladas durante el Paleoceno. Tomado de Schlumberger

1980

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE


PROVINCIA GEOSINCLINAL

ZONA POSITIVA

PROVINCIA DELTAICA ZONA

POSITIVA

PROVINCIA DE PLATAFORMA

LAGO DE MARACAIBO

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE



ZONA POSITIVA


POSITIVA


LAGO DE MARACAIBO

COLOMBIA

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

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E W MAR CARIBE



ZONA POSITIVA


POSITIVA


LAGO DE MARACAIBO

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE



ZONA POSITIVA


POSITIVA


LAGO DE MARACAIBO

COLOMBIA

79

Figura 26. Mapa Paleogeográfico del Paleoceno en Venezuela Occidental. Tomado de

Schlumberger 1980

Durante el Eoceno Temprano y Medio (54 M.a), se forma un extenso sistema

deltáico, con vértice al suroeste y un extenso abanico hacia el noreste. Esta

sedimentación es extremadamente compleja, con sedimentación fluvial al suroeste,

fluvio-deltáica sobre la plataforma y delta bajo hacia la línea de bisagra,

correspondiente a la Formación Mirador y Formación Misoa. Al este-noreste de la zona

de bisagra, se depositan turbiditas y ‘flysch” característico del surco de Barquisimeto:

Formaciones Trujillo y Matatere. Posteriormente, se depositaron lutitas profundas de la

Formación Paují y lutitas turbidíticas de la Formación Mene Grande, durante la parte

superior del Eoceno Medio, figura 27.

Figura 27. Mapa Paleogeográfico del Eoceno Temprano y Medio en Venezuela

Occidental. Tomado de Schlumberger 1980

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

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E W MAR CARIBE


AMBIENTE

NERITICO

AMBIENTE

MARINO

SOMERO

LAGO DE

MARACAIBO

GOLFO

DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOMBIA

VENEZUELA

N

S

E W MAR CARIBE


AMBIENTE

NERITICO

AMBIENTE

MARINO

SOMERO

LAGO DE

MARACAIBO

GOLFO

DE

VENEZUELA

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

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BIA VENEZUE

LA

N

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AMBIENTE PELAGICO

AMBIENTE FLUVIO-DELTAICO

AMBIENTE

FLUVIAL

LAGO DE MARACAIBO PELAGICO

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOM

BIA VENEZUE

LA

N

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AMBIENTE PELAGICO


AMBIENTE

FLUVIAL

LAGO DE MARACAIBO

FLUVIAL

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COLOMBIAVENEZUELA

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOM

BIA VENEZUE

LA

N

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E W MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


AMBIENTE

FLUVIAL

LAGO DE MARACAIBO PELAGICO

GOLFO DE

VENEZUELA

CARACAS

COLOM

BIA VENEZUE

LA

N

S

E W MAR CARIBE


AMBIENTE PELAGICO


AMBIENTE

FLUVIAL

LAGO DE MARACAIBO

FLUVIAL

E

COLOMBIAVENEZUELA

80

Esta sucesión ofrece un significativo potencial en la exploración petrolera, con

numerosos sistemas depositacionales transgresivos y regresivos, debido a la

deformación flexural a la cual estuvo sometida dicha secuencia.

Hacia el Eoceno Tardío (44 M.a), ocurre un levantamiento generalizado de la

Cuenca de Maracaibo, y un período de fallamiento importante, particularmente en los

alineamientos longitudinales del lago, con ejes de plegamiento orientados de sur a

norte, dichas modificaciones en la cuenca antepaís fueron debidas a la colisión del

Arco de Panamá, la cual se extendió hasta el pleistoceno. Los levantamientos de la

Sierra de Perijá y de Los Andes de Mérida, particionaron la cuenca de antepaís,

generando así las actuales Cuencas de Maracaibo y Barinas-Apure.

La subsiguiente erosión profunda de las formaciones del Eoceno Medio, produce la

remoción casi total de Paují-Mene Grande y la remoción parcial de Misoa en los

alineamientos occidentales del lago; en los bloques situados hacia el sur del lago, la

erosión de Misoa es total y localmente Guasare, figura 28. Hay un fracturamiento de la

sección de calizas cretáceas y migración del petróleo ya formado hacia los

alineamientos levantados y fallados. Prevalece un período de inversión del gradiente

de la cuenca eocena, (régimen tectónico transpresivo) de noreste a sur-suroeste,

probablemente relacionado con el emplazamiento de las Napas del Caribe, siendo un

proceso de gran importancia en la evolución de la cuenca petrolífera.

Figura 28. Mapa Paleogeográfico del Oligoceno en Venezuela Occidental. Tomado de

Schlumberger 1980.

81

Durante el Oligoceno y Mioceno Inferior, la erosión que caracterizó el Eoceno

Superior, continúa sobre grandes extensiones en la parte norte-noreste del lago y

comienza la sedimentación no marina hacia el oeste-suroeste, la cual se preserva sólo

en los sinclinales y es conocida como Formación Icotea, que se encuentra en forma

esporádica rellenando depresiones de la superficie eocena erosionada, figura 29.

Figura 29. Mapa Paleogeográfico del Mioceno Medio-Tardío en Venezuela Occidental.


El comienzo de la sedimentación del Mioceno en el Lago de Maracaibo, se

caracteriza por una transgresión marina de considerable extensión territorial dentro de

los límites del Lago de Maracaibo, pero de duración relativamente corta, representada

por la Formación La Rosa.

Esta transgresión penetró profundamente hacia el sur, depositando las arenas

basales del Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa en la parte central de la

cuenca, sobre la superficie erosionada del Eoceno Medio. Sobre estas arenas basales,

se depositaron las lutitas marinas de La Rosa, y sobre ellas la Formación Lagunillas,

fluvio-deltáica, llegando a excavar fondos de canales fluviales en lutitas de La Rosa, y

produciendo excelentes yacimientos petrolíferos en la Costa Bolívar.

82

La sedimentación marina del Mioceno, constituyo la cobertura impermeable

necesaria para preservar los hidrocarburos en las arenas truncadas del Eoceno. La

sedimentación de este período engrosa rápidamente hacia el sur demostrando

progresiva flexura de la corteza como consecuencia del levantamiento andino

predominantemente vertical. Durante este perÍodo, se deposita la Formación Isnotú,

figura 30.

Figura 30. Mapa Paleogeográfico del Plioceno en Venezuela Occidental. Tomado de

Schlumberger 1980

En el Plioceno, las cuencas de Maracaibo y Falcón, se van rellenando con

sedimentos de mayor influencia continental de la Formación Onia; los cuales se

encuentran bajo un régimen compresivo este-oeste, creando la estructuración más

reciente de las fallas de dirección norte-sur; dando lugar a un levantamiento importante

de las cordilleras de Los Andes, del Caribe y de la Sierra de Perijá. Esta compresión

es atribuida a la colisión final del Arco de Panamá.

Durante el Pleistoceno, el Lago de Maracaibo probablemente estuvo sometido a

oscilaciones en su nivel de agua, como consecuencia de las glaciaciones que

influenciaron las condiciones climáticas; hay una retirada de los mares y la

sedimentación en su mayoría continental, queda expuesta a la meteorización,

representada por los depósitos de la Formación El Milagro.

83

En la actualidad la Cuenca de Maracaibo, está enmarcada por tres alineamientos

orogénicos mayores: La Sierra de Perijá al oeste, Los Andes de Mérida al sureste y la

Serranía de Trujillo al este, figura 31. Estos elementos tectónicos fueron clasificados

por Miller et al. (1958) como cinturones móviles, dentro de los cuales se desarrolla un

amplio sinclinorio que integra estructuralmente a la Cuenca Petrolífera del Lago de

Maracaibo. Además de estos elementos, dicha cuenca se encuentra limitada por tres

sistemas de fallas que se ubican de manera aproximadamente triangular, integrada por

el sistema de la Falla de Boconó al este y sureste, el sistema de la Falla de Santa

Marta al oeste y suroeste y el sistema de la Falla de Oca hacia el norte. Otros

elementos de importancia son los anticlinorios de Falcón hacia el noreste, la Falla de

Valera al este, la Falla del Tigre al noroeste y las Fallas que se ubican dentro de la

cuenca del lago, siendo las más importantes la Falla Lama-Icotea, Las Fallas de

Urdaneta, Pueblo Viejo y VLE-400. Figura 32.

Figura 31. Elementos Estructurales de Carácter Regional

Figura 32. Elementos Estructurales de la Cuenca de Maracaibo

84

4.2 Geología regional

4.2.1 Geología estructural regional

Desde el punto de vista estructural, existen fallas normales antiguas con rumbo N –

S, las cuales han sido sometidas a una serie de movimientos tectónicos que han

venido sucediendo en la zona desde el Jurásico hasta el Reciente, caracterizados por

diferentes periodos de calma y reactivación, que permitieron controlar la sedimentación

ocurrida durante el Mioceno y Plioceno. Dentro de los “Cinturones Móviles”

mencionados anteriormente se desarrolló un amplio sinclinorio que integra

estructuralmente la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo, donde se formaron

cinco alineamientos tectónicos, en dirección aproximada Sur-Norte, que se destacan

entre todas las demás por su elevado relieve estructural, estos son:

Alineamiento de la Paz – Mara –el Moján: Este levantamiento se encuentra en la

Sierra de Perijá, consta de dos domos alargados (La Paz y Mara) y un declive menor

hacia el Norte, separado del domo de Mara por fallas transversales; ambos domos son

asimétricos, con el flanco Oeste más inclinado que el Oriental. Este alto se

encuentra fallado en la parte crestal y las fallas tienen la misma dirección del

alineamiento, (SO-NE), con una longitud total de 110 Km. Figura 33.

Alineamiento de La falla de Icotea: El alto de Icotea es un elemento principal, por su

longitud conocida (no menor de 150 Km) y su pronunciado relieve; los elementos

anticlinales, todavía son visibles, en especial el flanco Oeste a pesar de su

deformación por las fallas Norte-Noreste.

Consiste en un sistema complejo de fracturas, que forman un alineamiento entre el

Campo de Ambrosio, al Noroeste de Punta Icotea, hasta la boca del Río Catatumbo.

En la zona crestal del sistema de falla se encuentra una cuña deprimida, en forma de

graben, en la cual se encuentran sedimentos afectados por el sistema de fallas.

Por otra parte, se presentan una serie de fracturas subparalelas al alineamiento

principal y un sistema de fallas transversales, típicas de la parte central del Lago.

85

Estas fallas no cortan a la cuña central o graben, sin embargo, en ambos flancos de

las estructuras se encuentran en gran cantidad, sobre todo a nivel de las formaciones

Eocenas. Figura 33.

Alineamiento de Pueblo Viejo – Ceuta: El levantamiento de Pueblo Viejo – Ceuta

limita por el Oeste al sinclinorio central del Lago. Tiene una dirección casi Norte-Sur y

su longitud es aproximadamente 45 Km. Hacia el Norte se arquea al Noreste y entra a

formar parte integrante del Cinturón Móvil de la Serranía de Trujillo; hacia el Sur está

mal conocido. Cerca de la costa del Lago de Maracaibo comienza con un declive o

nariz anticlinal hacia el Sur de inclinación relativamente fuerte, en la superficie de la

discordancia entre el Eoceno y el Mioceno. El declive se encuentra cortado por cuatro

fallas importantes, subparalelas al sistema Norte-Sur, unas veces escalonadas y otras

formando un estrecho “horst” cercano a la cresta. Figura 33.

Estructura de Misoa – Mene Grande: Está situada en el declive meridional del

anticlinal de Misoa, uno de los varios pliegues que forman la Serranía de Trujillo. En el

área de Mene Grande el declive está cubierto por una secuencia miocena que afecta

la forma de una nariz anticlinal con pendientes hacia el Sur; el flanco Oeste está

cortado por una gran falla, con rumbo aproximado Norte-Noroeste, la cual determina

un flanco occidental de fuertes buzamientos subparalelos a la falla. Esta falla se

continúa hacia el Sureste hasta la estructura del Campo de Motatán. El marco

estructural se completa con fallas ramificadas del sistema de fallas de Mene Grande o

subparalela a ella. Figura 33.

El Anticlinorio de Tarra: Es la estructura más grande de esta región y al mismo

tiempo una de las pocas fallas de corrimiento que se presenta en la Cuenca de

Maracaibo, penetra en Venezuela con rumbo Norte-Noreste, unos 5 km. a partir de la

frontera con Colombia, cambiando su rumbo a casi Sur-Norte en este punto. A su vez,

presenta un declive general hacia el Norte a partir de la frontera colombiana, pero este

declive general presenta dos inversiones que dan lugar a dos levantamientos dómicos

conocidos como las Cruces y las Manuelas. Figura 33.

86

Figura 33. Patrones estructurales que conforman la Cuenca de Maracaibo. Modificado

de Márquez (2000).

4.3 Estratigrafía regional

4.3.1 Formación Mucuchachí (Paleozoico Tardío)

Localidad tipo: Camino de Santa Bárbara de Barinas a Mucuchachí en los

alrededores del pueblo de Mucuchachí, estado Mérida.

Litología: Filitas sericíticas-biotíticas y esquistos cuarzo-micáceos, con

intercalaciones de areniscas de grano fino impuras y calizas. Pizarras sericíticas y

fosilíferas, bandas de metareniscas finas, impuras, con y sin estructura interna.

Shagam (1969) distingue facies con cuarcitas, conglomerados y calizas. En la región

de Bailadores, estado Mérida se ha identificado material volcánico ácido.

1-) Alineamiento de la Paz – Mara – El Moján.

2-) Alineamiento de la Falla Icotea.

3-) Alineamiento de Pueblo Viejo – El Ceuta.

4-) La Estructura Misoa – Mene Grande.

5-) El Anticlinorio de Tarra.

1-) Alineamiento de la Paz – Mara – El Moján.

2-) Alineamiento de la Falla Icotea.

3-) Alineamiento de Pueblo Viejo – El Ceuta.

4-) La Estructura Misoa – Mene Grande.

5-) El Anticlinorio de Tarra.

87

Paleoambientes: Shagam (1968) atribuye ésta formación a una serie de depósitos

tipo “flysch”, ya sea de cuencas aisladas restringidas o en aguas muy profundas sin

corrientes de fondo. Sin embargo, las plantas fósiles de la región de Mijará, indican

ambientes de pantano y marismas.

Paleontología: El material fosilífero recolectado en la región de Guaraque, estado

Mérida, incluye un alto porcentaje de braquiópodos, entre otros de determinación

dudosa. Además, se menciona una especie de coral y restos de crinoides. El cuadro

paleontológico se completó con el hallazgo de plantas en la parte de Mijará-Mucutuy

del estado Mérida.

Contactos: La unidad suprayace discordantemente el basamento. El contacto

superior es de falla o discordante con otras unidades de Paleozoico Superior y

Mesozoico (Formaciones La Quinta y Río negro).

4.3.2 Formación La Quinta (Jurásico)

Localidad tipo: Al sur del caserío La Quinta, en la carretera Seboruco-La Grita,

estado Táchira.

Litología: Se reconocen tres intervalos en la sección tipo: el inferior, conglomerados

de color rojo, a veces con material tobáceo, interestratificado con areniscas arcillosas.

La parte media, secuencia interestratificada de toba, arenisca gruesa y

conglomerática, limolita y algunas capas delgadas de caliza.

El intervalo superior, formado por limolita y arenisca, intercaladas con algo de

material tobáceo. En la Sierra de Perijá, Maze (1984) dividió la formación La Quinta en

tres miembros: una inferior consistente de arcosa marrón a roja oscura, fina a

mediana, con pocas intercalaciones volcánicas; una zona de transición, compuesta de

capas de basalto-andesita, conglomerado tobáceo, arcosa mediana a gruesa y lutita

roja a negra, fosilífera; un intervalo superior, consistente principalmente de arcosa roja

oscura a marrón oscura, de grano grueso y capas finas de ceniza félsica roja a rosada.

88

Paleoambientes: Se postula que la secuencia de limolitas de la Formación La

Quinta, se originó en una planicie aluvial. En la región de Mérida, Odreman y Ghosh

(1980), asignan la secuencia no roja a un evento de progradación sedimentaria, con

depósitos de laguna dulce en su parte inferior.

Paleontología: Benedetto y Odreman (1977), reportaron la asociación

paleobotánica Ptilophyllm- Otozamites, junto con los géneros Dictyozamites sp y

Williamsonella sp, todos indicativos de Jurásico.

Contactos: En la sección tipo, la Formación La Quinta cubre discordantemente la

Formación Mucuchachí y el contacto con la Formación Río Negro es una discordancia

paralela o transicional (Schubert et al; 1979). Con frecuencia se encuentra en contacto

la falla con unidades paleozoicas y mesozoicas. En la Sierra de Perijá, el contacto

inferior de la Formación La Quinta es transicional con la Formación Macoíta. El

superior es discordante con el conglomerado de Seco (González de Juana, et al;

1980).

4.3.3 Formación Río Negro (Cretácico Pre-Aptiense)

Localidad tipo: Hedberg y Sass (1973), definen la localidad tipo en las gargantas del

Río Negro, hacia el Suroeste de Machiques, Distrito Perijá del Estado Zulia.

Litología: Areniscas blancas, generalmente de grano grueso, desde muy cuarzosas

a muy feldespáticas (Van Andel, 1958), conglomerados heterogéneos; arcillas y lutitas

variables, típicamente en tonos brillantes de amarillo, rojo y morado.

Paleoambientes: La secuencia calcárea-lutítica y yesífera, corresponde a un

ambiente de llanuras costeras, llanuras de marea o marisma, con salinidad anormal

(Hipersalina), poca circulación y baja oxigenación; la secuencia de areniscas se

depositó en un ambiente deltáico a marino-costero; y la secuencia de conglomerados y

areniscas conglomératicas, en un ambiente deltáico.

89

Contactos: El contacto basal es discordante sobre rocas precámbricas y

paleozoicas (Concesión Barco en Colombia, subsuelo del Lago de Maracaibo). El

contacto con la Formación La Quinta, aunque difícil de establecer, es una discordancia

angular (en el mejor de los casos). El contacto superior con la Formación Apón es

generalmente abrupto, aunque aparentemente concordante y ligeramente diacrónico.

4.3.4 Formación Apón (Cretácico Aptiense-Albiense)

Localidad tipo: El holoestratotípo fue definido en el río Apón, 10 Km al oeste de

Machiques, (Sierra de Perijá), Rod y Maync (1954), establecieron un estratotipo en la

quebrada de Santa Rosita, por considerar incompleta la sección tipo.

Litología: Se compone de calizas grises y azuladas, duras, densas, en capas

gruesas, generalmente fosilíferas, con intervalos menores de lutitas que varían de

calcáreas a arenosas. Renz (1959), reconoce tres miembros concordantes entre sí en

la Sierra de Perijá, de inferior a superior: Tibú (sección tipo en las cabeceras del río

Tibú, Concesión Barco de Colombia) consta de calizas arenosas, areniscas calcáreas

y lutitas arenosas glauconíticas; le sigue una secuencia de calizas grises

coquinoideas, biomicritas y calizas microcristalinas con bioclastos dispersos, micritas

fosilíferas, intercaladas con calizas margas y calizas negras laminadas fétidas. El

miembro Machiques está compuesto de calizas nodulares, a veces muy bituminosas,

de color oscuro y lutitas ricas en foraminíferos pelágicos, y el miembro Piché con gran

proporción de calizas fosilíferas con abundantes restos de moluscos muy

recristalizados.

Paleoambientes: Sedimentación de plataforma costera externa, con profundidades

variables cerca de la costa, hasta zonas cerca del margen de la plataforma para el

área de Campo Urdaneta (León, 1975). Bartok et al. 1981, para la Formación Apón,

señalan un ambiente protegido, restringido, de aguas marinas llanas de baja energía,

con desarrollo de algunas barras costeras.

90

Paleontología: La fauna típica descrita por Renz (1977), consiste en varios géneros

de bivalvos. El foraminífero más común es la choffatella decipiens que se encuentra en

las intercalaciones margosas, y según Ford y Houbolt (1963), es característico de la

caliza de Tibú. En el miembro Machiques de Perijá, Renz (1977), reporta restos de

peces y una lista de amonites (también Rod y Maync, 1954). Maync (1956), mencionó

calizas con Miliolidae y Orbitolina texana, y Renz (1977), Trigonia y Exogira para el

miembro superior Piché.

Contacto: Contacto basal transicional y diacrónico con la Formación Río Negro y

pasa transicionalmente a la Formación Aguardiente en los Andes de Mérida. En la

subcuenca de Machiques y en la plataforma de Maracaibo, infrayace a la Formación

Lisura.

4.3.5 Formación Lisure (Cretácico Albiense)

Localidad tipo: Rod y Maync (op. cit.) designaron como sección de referencia al

Caño Lisure, tributario del río Chaparro y como sección alterna la del Caño Lisure,

tributario del río Maraca, ambas al suroeste de Machiques, distrito Perijá, Estado Zulia.

Litología: Consiste en areniscas glauconíticas de grano medio a fino, de gris

azulado a gris verdoso, calizas arenosas glauconíticas laminadas, areniscas micáceas

que alternan con lutitas areno-arcillosas gris azulado, calizas glauconíticas y algunas

calizas lutíticas.

Paleoambientes: Según León (op. cit.), representa facies de aguas marinas de

plataforma costera con profundidades variables. Bartok at al. (op. cit.), interpretan un

ambiente marino somero a intermareal, con poca producción carbonática, con algún

influjo de aguas dulces, sedimentos lagunares y de alta energía hacia el tope.

Paleontología: Entre los fósiles se encuentran foraminíferos, amonites y restos de

equinoides. Ford y Houbolt (1963), mencionan en el tercio inferior de Lisure, en el

Campo La Paz, una zona rica en Orbitolina sp.

91

Contactos: Es concordante en su base con la Formación Apón. En el tope, es

transicional con la Formación Maraca.

4.3.6 Formación Maraca (Cretácico Albiense Tardío-Cenomaniense)

Localidad tipo: Rod y Maync (op.cit.), dan como sección tipo el Caño Maraca, un

tributario del río Yasa, al suroeste de Machiques, distrito Perijá, estado Zulia.

Litología: Pocas areniscas glauconíticas y calcáreas hacia la base y su carácter

más distintivo lo constituye las calizas bioclásticas coquinoides macizas, con algunas

intercalaciones de capas delgadas de margas y lutitas de color gris y ocre claro.

Paleoambientes: León (1975) considera que la formación representa una facies de

aguas llanas, cercana a la costa, Bartok et al. (op.cit.) interpretan ambientes lagunares

a intramareal en la base, que pasa a marino llano hacia el tope. Ford y Houbolt (1963)

indican que las calizas inferiores son características de aguas agitadas a playeras.

Paleontología: En Perijá, la Formación Maraca, presenta abundancia de Ostrea

scyphax. (Coquand, en González de Juana) y Exogira sp.

Contactos: La base es tradicional con la Formación Lisure. El contacto superior es

una abrupta transición hacia la Formación La Luna.

4.3.7 Formación La Luna (Cretácico Cenomaniense-Campaniense)

Localidad tipo: Quebrada La Luna, 200 m al oeste de la Hacienda La Luna, 16 Km

al oeste de Villa Rosario, distrito Machiques, estado Zulia, Sierra de Perijá.

Litología: Está constituida por calizas fétidas laminadas, densas, gris oscura negras

(algunas carbonáceas, otras bituminosas), intercaladas con lutitas marinas y arcillas

negras calcáreas o no. La Formación presenta como carácter distintivo, concreciones

92

eliposoidales y discoidales de caliza negra dura, siendo común encontrar ftanita negra

en forma de vetas, nódulos (10-80 cm de diámetro) y capas delgadas.

En el estado Táchira, Surco de Uribante y flanco del Arco de Mérida, la Formación

La Luna puede dividirse en dos intervalos litológicos distintivos: el inferior presenta la

litología típica de La Formación La Luna; el superior con predominio ftanita del Táchira

de 80-100 m de espesor, con intercalaciones menores de lutitas silíceas y calizas

negras intercaladas. En la región de Trujillo-Lara, Renz (1959), subdividió la unidad en

tres miembros denominados La Aguada, Chejendé y Timbetes, en orden ascendente,

que constituyen el equivalente lateral de las formaciones Capacho y La Luna de la

Depresión del Táchira.

Paleoambientes: Aparentemente se depositó en un ambiente euxínico de aguas

cuya profundidad ha sido objeto de mucha controversia. Boesi et al; 1988, indica

profundidades que van de 100-800 m. Romero y Galea (1995) mencionan ambientes

disaeróbicos para el Miembro Tres Esquinas.

Paleontología: Contiene pocos fósiles bentónicos, abundan los foraminíferos

planctónicos, bivalvos y los restos de peces. Localmente son comunes los amonites.

Hacia el tope, abundantes bioturbaciones producidas por Planulites y Thalassinoides.

Contactos: En la región del Lago de Maracaibo, la Formación La Luna, en general,

suprayace concordantemente a la Formación Maraca e infrayace, también

concordantemente a la Formación Colón. Sin embargo, hacia el sur la unidad grada

lateralmente a la Formación Capacho y su contacto inferior es transicional.

4.3.8 Formación Colón (Cretácico Maestrichtiense)

Localidad tipo: Se deriva de dos nombres geográficos: el distrito Colón, estado Zulia

(Liddle, 1928) de donde fue tomado originalmente el nombre y la ciudad de Colón,

estado Táchira, designada por Hedberg y Sass (1937) como referencia en el río

Lobaterita al norte de dicha ciudad.

93

Localidad: Se caracteriza por lutitas microfosilíferas gris oscuro a negras, macizas

piríticas y ocasionalmente macáceas o glauconíticas, con margas y capas de caliza

subordinadas. Las calizas son más arenosas hacia la base y hacia la parte superior.

Renz (1959) describe un miembro arenáceo de Colón (Miembro Cujisal), expuesto en

el sinclinirio de Barbacoas. Pierce (1960) reconoce la Formación Colón en el noreste

de la Cuenca Barinas-Apure, con litología similar a la presente en la Cuenca del Lago

de Maracaibo. Sin embargo, en la sección del río Santo Domingo describe areniscas

que rellenan cavidades o fracturas de deslizamientos. Schubert (1968), también

menciona estos diques de areniscas.

Paleoambientes: Se considera como marino abierto con buena circulación de

masas de agua y desarrollo favorables de microfaunas bentónicas y planctónicas.

El predominio de Lagenidae indica un ambiente depositacional de aguas

moderadamente profundas, menor de 500 m para el Miembro Socuy, ambiente que se

va haciendo relativamente profundo con el principio de la depositación de las lutitas de

la Formación Colón.

Paleontología: Abundan los foraminíferos bentónicos y planctónicos y en algunos

horizontes se encuentran restos fósiles de moluscos. Renz (1959) menciona amonites.

Contactos: El contacto inferior con la Formación la Luna es aparentemente

concordante. El contacto superior con la Formación Mito Juan es concordante y

transicional. En la parte nororiental de la Cuenca de Maracaibo la Formación Colón

infrayace concordantemente a las formaciones Guasare, Trujillo, Ranchería o Valle

Hondo, según la localidad (CVET, 1970). En la región de Barinas es discordante

debajo de sedimentos eocenos, Pierce (op. cit.)

4.3.9 Formación Mito Juan (Cretácico Maestrichtiense Tardío)

Localidad tipo: Quebrada Mito Juan, tributario del río Sardinata, flanco oriental del

anticlinal de petrólea, en la Concesión Barco, Colombia.

94

Litología: Se caracteriza por la presencia de arcillas grises, gris verdosa y negras,

localmente arenosas, en las cuales el contenido de limo y arena aumenta en sentido

ascendente, y en cuya parte superior se encuentran ocasionalmente capas delgadas

de calizas y areniscas. En la parte inferior de la formación existen algunas arcillas

laminares grises. Son comunes las concreciones discoidales de arcillas ferruginosas

formando capas delgadas. En la parte superior se presenta localmente un intervalo de

calizas conocido como Miembro Río de Oro.

Paleoambientes: La microfauna indica ambientes de aguas salobres, poco

profundas, marcado cambio de fauna, evidenciando de ésta forma el relleno de la

Cuenca (Sutton, 1946).

Paleontología: Hedberg y Sass identificaron foraminíferos, espinas de

equinodermos y ostrácodos Sutton (op. cit.) en el río lobaterita, al oeste de Táchira,

menciona amonites en el tope de la formación. En el río Escalante se encuentran

foraminíferos, microgasterópodos y ostrácodos.

Contactos: El contacto es transicional con las formaciones Colón y Guasare.

4.3.10 Formación Guasare (Teciario Paleoceno)

Localidad tipo: Toma su nombre del río Guasare, a unos 4 Km aguas arriba de El

Carbón y 300 m bajo la desembocadura del Caño Colorado, en el límite norte del

distrito Mara, estado Zulia.

Litología: Se caracteriza por algunas capas de calizas fosilíferas intercaladas entre

areniscas y lutitas localmente glauconíticas o carbonáceas. Las calizas de la

Formación Guasare, son muy fosilíferas; en ellas se reconocen lamelibranquios,

gasterópodos y abundantes foraminíferos que se identifican con formas paleocenas.

Paleoambientes: Representa una sedimentación de plataforma. Su litología y

contenido fosilífero, corresponden a un ambiente marino nerítico, el cual estuvo sujeto

95

a influencias de tipo deltaico, especialmente hacia el suroeste, donde se observa la

interdigitación de la litología típica de Guasare con los sedimentos del Grupo Orocué.

Paleontología: Sutton (Op. cit.) menciona gran variedad de moluscos en el área de

la sección tipo. En la Isla de Toas, el mismo autor cita una fauna de foraminíferos y

macrofósiles. En el subsuelo de Alturias, Key (op. cit.) menciona una microfauna

escasa y material palinológico.

Contactos: La Formación Guasare, es concordante y transicional sobre lutitas y

limolítas de la Formación Mito Juan.

4.3.11 Formación Marcelina (Terciario Paleoceno)

Localidad tipo: Sutton (op. cit.) estableció la localidad tipo en el río Guasare

Litología: Sutton (op. cit.) describe intercalaciones de areniscas, lutitas, lutitas

arenosas y capas de carbón. En la base de la formación, las areniscas son macizas,

gruesas, de color gris claro y localmente calcáreas. Más arriba se hacen más delgadas

y están intercaladas con lutitas color gris y presentan planos de estratificación con

mica y carbón. Las lutitas son de color gris oscuro a negro, con fractura concoidal o de

lápices. Tanto en las areniscas como en las lutitas, se encuentran nódulos de arenisca

y caliza arenosa de color gris azulado, de forma alargada de 1.2 a 2.4 m de diámetro.

El carbón es sub-bituminoso a bituminoso, y se presenta principalmente hacia la base

de la formación, en capas de 2 a 10 m de espesor.

Paleoambientes: Ambiente sedimentario de tipo paludal.

Paleontología: Muy pobre. Key (op. cit.) menciona escasos ejemplares de

foraminíferos. Mederos y Castro (1983) citan varias especies de polen en una muestra

de lutita carbonosa de la mina Paso Diablo, cerca del área tipo. Ruíz (op. cit) cita

algunos gasterópodos.

Contactos: Suprayace concordante y transicionalmente a la Formación Guasare.

96

4.3.12 Formación Misoa (Eoceno)

Localidad tipo: La localidad tipo de la sierra Misoa, designada por Garner (op. cit),

fue extendida por Sutton (op. cit) hacia el este, a lo largo del río Misoa, hasta el flanco

de la Serranía de Trujillo. Brondijk (op. cit) mostró columnas estratigráficas medidas

en tres secciones de referencia en los ríos San Pedro, San Juan y Quebrada Grande,

al sur del río Misoa, distrito Baralt del estado Zulia.

Litología: Se define como una sección de areniscas, limolitas y lutitas intercaladas

en distintas cantidades (con algunas capas de caliza en la parte inferior). Las

areniscas presentan granulometría variada, pero, en general, son de grano fino y

gradan a limolitas y luego a lutitas. Son generalmente micáceas, frecuentemente

carbonáceas y de bien estratificadas a macizas. Ghost et al. (1989) identificaron los

tipos de arcosa-subarcosa y sublitarenita-subarcosa, en las áreas de Urdaneta-

Lagunillas y cuarzo-arenitas en la Barúa-Motatán. Las lutitas presentan composición

variable, casi siempre micáceas, arenosas a limolíticas, con abundantes estratos

delgados, estrías y películas de arena, limo y material carbonáceo (incluyendo restos

de hojas), que les da un aspecto laminado con estructura “flaser”.

Paleoambientes: La Formación Misoa representa la alternancia de ambientes de

llanura deltáica alta con llanuras deltáicas bajas y condiciones de aguas llanas

marginales. Van Veen (op. cit.) al estudiar núcleos del centro del Lago y material de

los afloramientos en el área tipo, encontró tres tipos de acumulaciones de arena: 1-

barras de meandros (espolones aluviales), 2- rellenos de canales distributarios y 3-

barras de desembocadura y/o barras litorales. Según éste autor, la Formación Misoa y

su equivalente hacia el suroeste, la Formación Mirador, fueron depositadas por un

enorme complejo-fluvio-deltáico, por ríos provenientes del sur y suroeste (proto-

Magdalena).

Paleontología: En general las lutitas y las areniscas carecen de fósiles, con

excepción de escasos foraminíferos de poco interés estratigráfico. Sutton (op. cit.)

Mencionó algunos moluscos y otros elementos determinados sólo genéricamente.

97

Miller y Collinson (1951), en afloramientos de la Formación Misoa (Las Flores) cerca

de Maracaibo, mencionaron una fauna asociada de abundantes moluscos,

equinoideos, crustáceos, decápodos, otros.

Contactos: En su tope la Formación Misoa está en contacto concordante con la

formación Paují (contacto abrupto o transicional). Hacia el este se presenta, en

algunas ocasiones, un intervalo glauconítico (Formación o Miembro Cáus) en el límite

formacional. En la región tipo, la base de la formación se define como un cambio, en

forma descendente, a las lutitas de la Formacion Trujillo; el contacto no se ha

delimitado en detalle, debido a la frecuente presencia de areniscas de gran espesor en

la Formacion Trujillo. En el subsuelo del Lago de Maracaibo, la unidad suprayace

discordantemente a las formaciones Guasare o Marcelina. Al norte del Campo

Urdaneta, el contacto es con la Formacion Trujillo. El contacto con el Paleoceno

(Formacion Guasare) es discordante.

4.3.13 Formación Paují (Terciario Eoceno)

Localidad tipo: Río Paují, unos 20 Km al sureste de Mene Grande en el Distrito

Baralt, estado Zulia.

Litología: Gruesa sección de lutitas macizas a físiles de color gris claro a gris

oscuro; las lutitas no son arenosas. Localmente, contienen concreciones ferruginosas,

algunas veces calcáreas y otras silíceas, redondeadas a elipsoidales: El centro de las

concreciones son comúnmente pirita y calcita.

Paleoambientes: La rica y variada fauna de foraminíferos indica que la formación

fue depositada en aguas limpias y profundas, de talud superior y medio (Graves,

1988). La sedimentación de Paují, constituye una transgresión marina desde el este-

noreste, solapando sobre la Formación Misoa.

Contactos: El contacto inferior es generalmente transicional y concordante con las

capas de la Formacion Misoa. El contacto superior es generalmente discordante y

98

angular, con capas más jóvenes y sólo en el área del campo Mene Grande, se

reconoce el contacto concordante y transicional con la Formacion Mene Grande.

4.3.14 Formación La Rosa (Terciario Mioceno)

Localidad tipo: Campo La Rosa, en la costa este del Lago de Maracaibo, al sur de

Cabimas, distrito Bolívar del estado Zulia.

Litología: Miembro Santa Bárbara: Formado por areniscas arcillosas poco

consolidadas, grises a marrones, que localmente pueden alcanzar espesores bastante

grandes, lutitas gris verdoso interlaminadas con areniscas. También se encuentran

lignitos y nódulos de siderita. Sutton (op. cit.) menciona capas delgadas de caliza dura

en la parte sur del campo costero Bolívar.

Lutita La Rosa: Lutitas gris verdoso a verde claro, fósiles con laminaciones,

intercalaciones de areniscas delgadas fosilíferas.

Arena Intermedia: Arenas arcillosas en capas delgadas con lutitas verdosas fosilíferas

y arcilitas arenosas.

Arena La Rosa: Areniscas friables, macizas de grano fino, gris a marrón; y lutitas

gris verdoso con moluscos y foraminíferos.

Paleoambientes: Los sedimentos y la escasa fauna de moluscos, son indicativos de

aguas poco profundas. La lutita de la Rosa, suprayacente, corresponde a una

superficie de máxima inundación de un mar poco profundo. La Arena Intermedia y la

Arena La Rosa, representan el proceso regresivo siguiente, y se caracterizan por

depósitos de barras de desembocadura y barras de playa.

Paleontología: Contiene una prolífica fauna de moluscos y foraminíferos, que

permitieron a Hoffmeister (1938) subdividir la formación en las zonas Cadulus

(Miembro Santa Bárbara) y Micodrillia (resto de la formación), ésta última subdividida

en dos zonas: 1- Bolivina sp. (Miembro Lutita La Rosa) y 2- Cibiades sp (Arena

Intermedia y Arena La Rosa).

99

Contactos: Yace en fuerte discordancia angular sobre la Formación Misoa. Sobre

las formaciones Icotea y Paují, el contacto es paraconcordante. Hacia arriba, pasa

transicionalmente a la Formación Lagunillas. Al oeste del Lago de Maracaibo, pasa

lateralmente a la Formación Macoa (Young, 1956).

4.3.15 Formación Lagunillas (Terciario Mioceno)

Localidad tipo: Pueblo y campo petrolífero de Lagunillas, distrito Lagunillas, del

estado Zulia, costa oriental del Lago de Maracaibo. Szenk (1959) designó el pozo 3-Y-

2X como sección tipo para el área del Lago central.

Litología: En términos generales, la formación consiste en areniscas poco

consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos, y se divide en los siguientes miembros:

Miembro Lagunillas Inferior: Areniscas friables, de grano fino, de color marrón a gris

claro y blanco, intercaladas con lutitas gris claro, gris verdoso o gris oscuro.

Localmente se encuentran lignitos.

Miembro Ojeda: En la costa oriental del Lago, consiste de arcillas moteadas,

areniscas color gris, localmente glauconíticas y lutitas grises. En el área central del

Lago se encuentran lutitas color gris a gris verdoso u oscuro, areniscas color blanco,

gris o marrón y lignitos. (Szenk, op. cit.)

Miembro MarLago: En el área central del Lago, consiste en areniscas blancas,

grises o de color marrón, con lutitas gris oscuro a verdoso y lignito. (Szenk, op. cit.)

Miembro Laguna: Consiste principalmente de lutitas grises fosilíferas, además

areniscas color gris o marrón, localmente glauconíticas, y arcillas verdosas moteadas.

Miembro Urdaneta: Compuesto principalmente por arcillas de color gris verdoso

claro, verde, rojo oscuro, marrón y marrón rojizo, con capas delgadas de arena

arcillosa (Szenk, op. cit.). Restringido al área central del Lago.

100

Miembro Bachaquero: Está formado por areniscas arcillosas potentes, de color gris

a marrón, con arcillas grises, marrón o moteadas, lutitas gris a gris azulado, lignitos.

Paleoambientes: La parte basal de la formación (Miembro Lagunillas Inferior),

representa un complejo deltaico progradante sobre la Formación La Rosa. El Miembro

Laguna corresponde a un aumento temporal de las condiciones marinas, con

predominio de barras litorales. La porción superior (Miembro Bachaquero) representa

un predominio de ambientes deltaicos y fluviales.

Paleontología: Abundancia de fósiles en los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior.

Hoffmeister (op. cit.) describió un conjunto de gasterópodos y pelecípodos del Miembro

Laguna. Sutton (op. cit.) menciona varios géneros de foraminíferos. Para la misma

zona, Szenk estableció la Zónula de Miliammina fusca, que abarca la base de la zona

y parte superior de Ojeda, la Zónula de Gasterópodos (base de Ojeda) y la Zónula de

Ammobaculites sp. para Lagunillas Inferior.

Contacto: En la localidad tipo y en la mayor parte de la Cuenca de Maracaibo, la

Formación Lagunillas suprayace concordantemente a la Formación La Rosa, excepto

en aquellas áreas donde ésta no se depositó, como los Altos de Pueblo Viejo y Ceuta

(Gutiérrez, op cit.); Chacartegui (op. Cit.) En dichas áreas, la formación yace

directamente sobre la discordancia del Eoceno. Hacia arriba, la formación pasa

transicionalmente a la Formación Isnotú. Hacia el oeste, la formación pasa al Fm. Los

Ranchos.

4.3.16 Formación La Puerta (Terciario Neógeno Medio)

Localidad tipo: Fue descrita por Garner (1926), en el sinclinal de La Puerta, al

suroeste de Dabajuro, estado Falcón; tal como se emplea en Zulia, no se ha

designado sección tipo. Sin embargo, el pozo 75-Z-1X (Ceuta-1) sirve como sección

de referencia.

101

Litología: Se caracteriza por arcilitas abigarradas en colores azul, amarillo, verde y

rojo; limolitas pardas y areniscas macizas, friables, de colores gris y verde claro. La

unidad contiene intercalaciones marinas de menor espesor. Según Young (1960) la

subdividió en tres miembros:

Miembro Timoteo: Se caracteriza por arcillas de distintas tonalidades y colores con

algunos granos de cuarzo, redondeados, areniscas gris claro, de grano fino y

arcillosas.

Miembro Playa: Areniscas friables, de grano fino a grueso; en menor proporción

conglomeráticas, limolitas y arcillas de varios colores.

Miembro Poro: Constituída por arcillas gris claro moteadas en rojo y negro y

areniscas de grano fino a grueso; la parte inferior se caracteriza por arcillas moteadas

con manchas de color ocre, areniscas de color gris claro a gris verdoso, limosas y

arcillosas. Hacia el centro del Lago el Miembro Poro aumenta el contenido arenoso

hasta un desarrollo macizo, denominado Miembro Lama.

Paleontología: Contiene algunos foraminíferos redepositados y algunos

macrofósiles de aguas salobres. Young mencionó Bathiysiphon sp., Cyclammina sp.,

pelecípodos y un horizonte con restos de peces en el Miembro Timoteo.

4.3.17 Formación Onia (Terciario-Cuaternario Plioceno-Pleistoceno)

Localidad tipo: Hedberg y Sass (op. cit.), nombraron a la formación según unos

afloramientos en el río Onia, un tributario del río Escalante, en el estado Mérida. Sin

embargo, no publicaron la descripción. Manger (1938) describió una sección

supuestamente equivalente, en el pozo La Rita. 2 Km al este del pueblo de La Rita.

Distrito Bolívar, estado Zulia. Young (1956) posteriormente recomendó ésta sección

como tipo.

102

Litología: En la sección del pozo La Rita (González de Juana, 1980) ésta formación

consiste, de base a tope, en areniscas y limolitas abigarradas, gris verdoso de grano

grueso a fino, arcillosas micáceas, friables, localmente con capas calcáreas delgadas y

amarillas.

Paleoambientes: Sólo se tiene conocimiento de que es una formación continental.

Paleontología: En el sector de Ceuta y parte central del Lago de Maracaibo, Young

(1960) halló restos de peces y escasos gasterópodos, en la parte superior de la

Formación La Puerta (Miembro Timoteo) y la Formación Onia suprayacente.

Contactos: En la sección del pozo La Rita, ésta formación se encuentra discordante

sobre la Formación La Puerta. En la parte occidental de la Cuenca del Lago de

Maracaibo, es concordante y transicional con la Formación La Villa. El contacto

superior es transicional con la Formación El Milagro.

4.3.18 Formación El Milagro (Terciario-Cuaternario Plioceno-Pleistoceno)

Localidad tipo: La localidad tipo está en el barrio El Milagro de la ciudad de

Maracaibo, estado Zulia y en los acantilados occidentales de la avenida de su nombre,

a lo largo de la costa del Lago.

Litología: Sobre el Arco de Maracaibo, la formación consiste de arenas friables,

finas a gruesas muy micáceas, de color crema a pardo rojizo, limos micáceos de color

gris claro, interestratificados con arcillas arenosas, rojas y pardo-amarillentas y lentes

lateríticos bien cementados. Existen dos capas de arcillas arenosas y limosas con

abundantes fragmentos y troncos de madera silicificada.

Estas capas cubren horizontes caracterizados por abundantes nódulos de hierro y

formación laterítica, que fueron interpretados como paleosuelos, según Graf (1969). El

peleosuelo superior separa la gruesa unidad inferior de la sección arenosa,

característica de la Formación El Milagro. El paleosuelo inferior está desarrollado

103

sobre el centro del arco, y separa la Formación El Milagro de una unidad verdosa,

posible equivalente de la Fm. Onia (Graf, 1969).

Paleoambientes: Según Sutton (1946), estos sedimentos son de aguas dulces y

llanas. Kerez y San Juan (1964) consideran que el ambiente de sedimentación de la

Formación El Milagro es Fluvio-Deltaico y lacustrino marginal. Según Graf (1969)

postula una gradación lateral y descendente de ésta formación a la Formación Onia.

Paleontología: No se mencionan fósiles en la formación, excepto fragmentos de

madera silicificada, abundantes en la base que incluyen troncos enteros de árboles.

Contactos: En la provincia del Arco de Maracaibo, la Fm. El Milagro cubre estratos

terciarios con discordancia angular y a su vez infrayace sedimentos cuaternarios más

jóvenes en forma discordante, también Graf (1969) postula una gradación lateral y

descendente de esta formación a la Formación Onia.

La figura 34, presenta la columna estratigráfica de la Cuenca de Maracaibo,

integrada desde el Basamento Pérmico ígneo-metamórfico hasta la Formación El

Milagro.

104

Figura 34. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo (Archivo de

imágenes de PDVSA 2002)

4.4 Geología local

4.4.1 Generalidades del Bloque I de la Unidad de Explotación Lagomar.

El Bloque I está geológicamente ubicado sobre el margen oriental de la gran cuenca

jurásica infrayacente, la cual presenta una orientación de fallamiento norte-sur. El

sistema de Fallas de Icotea, de rumbo noreste, es una zona compleja con una larga

historia de deformación, que presenta movimientos verticales, laterales sinestrales y

evidencias de transgresión (Link et al., 1994); según Lugo (1992), se produjo una

inversión local a lo largo de esta y demás fallas relacionadas, con una rotación de 15°

en sentido de las agujas del reloj, debido a esfuerzos de compresión del Mioceno. Su

traza principal es lineal y angosta (1 a 0.5 Km. de ancho y algo más de 100 Km. de

105

longitud), y constituye la estructura principal que divide al Bloque I estructuralmente en

dos partes: una fosa tectónica (“graben”) al oeste y un pilar tectónico (“Horst”) al este.

Figura. 35.

Figura 35. Sección Esquemática (Oeste-Este) del Sur del Bloque I de la Cuenca del

Lago de Maracaibo. (Tomado y Modificado de Link et. al., 1994).

Fase tensional del rifting: La estructura del Alto surgió en el Triásico-Jurásico,

durante la separación de los continentes de Norte y Suramérica (Pindell y Barrett,

1985), formándose un graben situado en los alineamientos de Urdaneta, Lama-Icotea y

Lama-Este, denominado Graben Central, donde se depositó el sistema volcano-

sedimentario de la Formación La Quinta.

Margen pasivo: Sobre una superficie peneplanizada (Cretácico temprano) (Pindell y

Barrett, 1985), se desarrolló una sedimentación con predominio de carbonatos, donde

después de una arena basal (Formación Río Negro) se depositaron las calizas del

Grupo Cogollo generando una plataforma extendida con una relativa calma tectónica.

Luego, durante el Cretácico tardío en una cuenca de retroarco se depositó la Formación

La Luna, principal roca madre de hidrocarburos de la Cuenca del Lago de Maracaibo

(Bueno y Pinto, 1996).

Margen activo: El ciclo cretácico culminó con las lutitas de la Formación Colón,

espeso sello de los hidrocarburos, durante cuya depositación tuvo lugar una fase

tensional, provocando la formación de un graben en la zona situada entre los

106

alineamientos de Lama-Icotea y Lama-Este. La carga de las Napas de Lara que

arrastraba la placa, permitió la estructuración de una antefosa, y de esta manera una

cuenca flexural donde se depositaron las formaciones Mito Juan y Guasare, siendo la

última truncada por el evento erosivo del Paleoceno.

Eventos estructurales duales en el eoceno: Fase Tensional y Rotación de Bloques.

En el Eoceno temprano, durante la depositación de la Formación Misoa, La Placa del

Caribe migró gradualmente hacia el sureste y con ella la antefosa (Lugo y Mann, 1993),

la cual constituía el depocentro de la cuenca flexural. En consecuencia, la antigua

plataforma cretácica tuvo que combarse, apareciendo una serie de fallas normales

escalonadas que descienden hacia dicha antefosa.

La flexura cortical trajo consigo la creación de un posible alto periférico (Pestmann et

al., 1996) de rumbo noroeste-sureste que atraviesa la parte central del Bloque I. A su

vez, el empuje ejercido por la Placa del Caribe causó en la cuenca una rotación horaria

reactivando las antiguas estructuras jurásicas con movimientos transcurrentes

sinestrales, facilitando la rotación de los bloques mediante el mecanismo “Bookshelf” o

efecto de estantería de libros. Figura 36.

Estas fallas, principalmente las fallas de Lama-Icotea y Lama-Este de rumbo nor-

noreste, eran más bien transcurrentes oblicuas o transpresivas (oblique slip) ya que

evidenciaban, además, una componente vertical inversa que corta rocas competentes

del pre-Cretácico y Cretácico, pero al llegar a los sedimentos del Eoceno se convirtió en

sistemas de Riedels sintéticos y antitéticos. Por consiguiente, durante el Eoceno la

deformación ocurrida se caracterizó por una dualidad estructural causada por una fase

tensional y otra transpresional aproximadamente contemporáneas.

107

Figura 36. Esquema del comportamiento de los bloques antes y después de la colisión

y rotación. (Tomado y modificado de Bueno y Pinto, 1996).

Fase compresiva e inversión estructural: La inversión estructural desplazó hacia el

este al bloque situado en el Flanco Oeste del alineamiento Lama-Icotea. Originalmente

esto se llevó a cabo a lo largo de la Falla Lama-Icotea, pero luego, el despegue

prosiguió a lo largo de la Falla del Ático, de carácter sintético, culminando así el

movimiento de la Falla de Lama-Icotea.

Durante el Eoceno medio y tardío, tienen lugar los primeros pulsos del levantamiento

de Los Andes, causando en la cuenca una deformación compresional intermitente, ya

que luego de cada pulso episódico reinaba el ambiente tensional.

Post-Eoceno: Al inicio de un nuevo ciclo transgresivo, se depositó la Formación La

Rosa (Oligoceno-Mioceno Temprano) de ambiente marino, comenzando por la arena

basal o Miembro Santa Bárbara. Luego vinieron las formaciones Lagunillas (Mioceno) y

La Puerta (Mioceno Tardío-Plioceno) de ambiente continental. Además, el depocentro

de la cuenca migró hacia el sur, específicamente hacia el flanco oriental de Perijá, y

luego al flanco occidental de Los Andes de Mérida durante el Mioceno. De esta manera,

la cuenca experimentó un basculamiento hacia el Sur.

De acuerdo con Bueno y Pinto, (1996) Figura 37, a lo largo de esta fase tensional

continuó la intercalación de pulsos episódicos compresivos, debido al levantamiento de

108

Los Andes, y ahora con un eje de compresión de orientación este-oeste, generándose

cizallamientos conjugados de rumbo noreste-suroeste y noroeste-sureste, desplazando

lateralmente el alineamiento de Lama-Icotea, y observándose en el bloque situado entre

las fallas Lama-Icotea y Ático.

Figura 37. Evolución del Graben Centro-Occidental del Lago de Maracaibo. (Tomado y

Modificado de Bueno y Pinto, 1996).

4.4.2 Evolución del sistema petrolífero de la cuenca del Lago de Maracaibo.

Los principales campos petroleros dentro de la cuenca, se encuentran en la costa

oriental del Lago de Maracaibo, los que producen principalmente de yacimientos

terciarios, como, por ejemplo: Cabimas, Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, Mene

Grande y Motatán. En la costa Oeste se encuentran campos con producción importante

en el Cretácico, además del Terciario; entre los que se encuentran el campo de

Urdaneta (Lago de Maracaibo) y los del Flanco Perijanero, que son, de Norte a Sur: La

Concepción, Mara, La Paz, Boscán y Alturitas.

En el centro, los campos se ubican a lo largo de la estructura del sistema de fallas de

Lama-Icotea; entre ellos se cuentan: Lago, Centro, Lama y Lamar. El petróleo fue

generado, migrado y acumulado en diversos pulsos, siendo el más importante el

ocurrido durante el levantamiento andino. Dentro de esta Cuenca, se definen 3

sistemas petrolíferos generados a partir de la Formación La Luna y el Grupo Orocué.

109

En la Figura 38, se observa el primer sistema petrolífero generado a partir de la

Formación La Luna, la generación ocurre al Noreste de la cuenca; con migración y

acumulación durante el Eoceno Tardío, hacia el Suroeste; entrampándose en

yacimientos Cretácicos y Eocenos, especialmente hacia el alto de Icotea.

Figura 38. Sistema petrolífero de la fase 1, Cuenca de Maracaibo. (Tomado de Yoris y

Ostos en WEC, 1997).

En un segundo sistema constituido por la roca madre cretácica (principalmente la

Formación La Luna), la generación, migración y la acumulación ocurren en pleno

levantamiento andino, llenando yacimientos prácticamente a lo largo de la columna

estratigráfica. Este constituye el evento más importante de acumulación de

hidrocarburos para los yacimientos terciarios, particularmente en las estructuras de los

campos de la región occidental del Lago de Maracaibo, campos de Urdaneta, Lama-

Icotea y los de la costa oriental del Lago de Maracaibo.Figura 39

.



110

El tercer sistema lo constituye el Grupo Orocué, al Suroeste del Lago de Maracaibo,

figura 40. Aparentemente esta generación es responsable de los campos al Noreste del

Macizo de Santander; en la frontera Colombo-Venezolana. La principal roca yacimiento

es la secuencia clástica Paleógena que presenta un momento crítico actual.



La unidad de explotación Lagomar está dividida en los 3 Bloques: I; II y XII. El

Bloque I, a su vez se divide en flanco Oeste y Flanco Este. Las áreas VLA-0016/0033

se encuentran geográficamente ubicadas al norte de flanco Oeste del Bloque I, en el

Lago. Las mismas están atravesadas por tres fallas principales sub-paralelas a Icotea

de carácter inverso, la primera con un salto promedio de 500 pies, la segunda con un

salto aproximado de 100 pies y la tercera con un promedio de 50 pies, producto de

esfuerzos compresionales en dirección Noroeste- Sureste, notando que las fallas se

encuentran truncadas por la discordancia del Eoceno. Además, el movimiento

tangencial de la Placa del Caribe contra la Placa Suramericana ha ocasionado que,

para el área de estudio, la estructura haya sido levantada plegándola contra la

estructura mayor conocida como la falla Lama-Icotea.

Límites del área: Las áreas VLA-0016/0033 limitan por el norte: con la Unidad de

Explotación Rosa Mediano, al sur con el área VLA0062, al este con la Falla Lama

Icotea, al oeste por un límite arbitrario.

111

4.4.3 Análisis sísmico-estructural

De acuerdo al estudio realizado anteriormente por Jairo Lugo: Historia Tectónica a

lo largo de los sistemas de fallas de Icotea y Pueblo Viejo, Cuenca de Maracaibo, se

menciona que ¨… desde el Eoceno superior al Mioceno, el comportamiento de las

fallas es transpresivo sinestral, con un período pasivo intermedio. Las evidencias son

las siguientes: a) fallamiento normal en echelon NO-SE que afecta sólo los niveles pre-

discordancia, b) en mapas, las trazas de las fallas son rectilíneas y continuas en toda

su extensión, c) estructuras en flor positiva definidas en las líneas sísmicas, d)

restraining bends y pull- aparts en cambios de rumbos destrales y sinestrales

respectivamente y e) desplazamiento vertical tipo tijera…

El área de estudio se encuentra en un sector afectado por esfuerzos transpresivos

donde la estructura se asocia a un anticlinal (estructura en flor positiva), figura 41. Es

producto del movimiento transcurre sinestral del sistema de fallas Lama Icotea ocurrido

durante el Eoceno Tardío y afectado posteriormente por un evento compresivo durante

el Plioceno-Pleistoceno. La resolución sísmica vertical para el yacimiento B inferior es

de 110´a 150´ pies aproximadamente.

Figura 41. Interpretación Estructural en Secciones Sísmicas. (Tomado de Tahio

Arenas, 2000).

112

En la interpretación estructural del área se reconocieron principalmente las siguientes

fallas:

Lama Icotea (Azul oscuro)

Representa el sistema de fallas principal, de tipo transcurrente sinestral, con rumbo

NNE-SSO y con una inclinación del plano de falla hacia el NO. La expresión de la falla

es inversa, y por el gran salto (1000´a 1500´) que presenta, es considerada como una

falla sellante.

Antitética 1 (verde oliva)

Corresponde a una falla de expresión inversa, producto del movimiento de Lama

Icotea, de rumbo NN-SO y buzamiento hacia el SE. Por el gran salto que presenta, es

considerada como una falla sellante y limita estructuralmente el yacimiento hacia el

oeste.

Ajuste (verde claro)

Falla de expresión inversa, de rumbo NNE-SO y buzamiento hacia el SE. No

presenta un salto considerable, sin embargo, para determinar el carácter sellante son

necesarios estudios petrofísicos y de yacimiento.

Ajuste 3 (amarillo)

De expresión inversa, nace de la falla Lama Icotea y representa, al igual que la

mayoría, una falla de ajuste. De rumbo NNE-SO y buzamiento hacia el SE, se puede

inferir que es una falla sellante por el gran salto que la caracteriza.

113

Antitética 3 (gris)

De expresión inversa, rumbo NNE-SO y buzamiento hacia el SE, nace también de

los movimientos de Lama Icotea. No se puede inferir si se trata de una falla de carácter

sellante, porque no muestra aparentemente un salto importante.

Ajuste-1 (azul celeste)

Es una falla inversa que va paralela a Lama Icotea. De rumbo NNE-SO y

buzamiento hacia el NO, representa una falla sellante, según la interpretación por el

gran salto que muestra.

Ajuste 5 (rosado)

Nace de la falla descrita anteriormente y presenta un rumbo aproximado NNE-SO y

buzamiento hacia el SE. De expresión inversa, también se caracteriza por mostrar un

gran salto, pudiendo considerarse como una falla sellante.

Ajuste 6 (lila)

Falla de expresión inversa, que nace de la falla de ajuste 3, de rumbo N-S,

buzamiento hacia el E, de poca longitud y salto.

4.4.4 Estructura del área VLA-0016

Yacimiento B5 VLA 0016: Los límites de yacimiento B-5 VLA-16 son: Por el norte la

falla que lo separa del yacimiento B-5x-48 de la Unidad de Producción La Salina, hacia

el este por la falla LL-1027 y hacia el sur-oeste por el truncamiento de la arena en los

límites de la erosión.

Yacimiento B6 VLA 0016: Este yacimiento está limitado al norte por el yacimiento

B-6x-71 de la Unidad de Producción La Salina, al este por la falla LL-1027 Y VLA-36,

114

al oeste por él límite de erosión y por las fallas VLA-0266 y VLA-0368 respectivamente.

Yacimiento B7 VLA0016: Esta limitado al norte por el yacimiento B-7x-38 de la

Unidad de Producción La Salina y un contacto agua-petróleo estimado a una

profundidad de 4700’, al Este por la falla VLA-0582 y límite de erosión y al sur-oeste

por el límite de erosión.

Yacimiento B8 VLA0016: El yacimiento B-8 fue dividido en cuatro (4) áreas, con

base al análisis de presiones y de geología. El área donde se ubica el pozo VLA-0275,

está limitada al sur por las fallas VLA-0266 y VLA-036, al este por las fallas LL-1027 y

VLA-0368 hacia el oeste por la falla VLA-0467 y el contacto agua-petróleo original,

estimado a una profundidad de 4750’. Por el norte, el límite lo constituye el yacimiento

B-8x-15 de (U.P. La Salina).

4.4.5 Estructura del área VLA-0033

El área VLA-0033, colindante con los yacimientos del Eoceno Oeste de la U.P.

Rosa Mediano, se encuentra ubicada en el extremo Nor-Oeste del Bloque I, al Sur

Oeste de La Salina y al Este del área Urdaneta en la parcela LAC-03 muy cerca de las

aguas A-148, A-102, A-219 y A-183.

Yacimiento B-8 VLA0033: Está situado en la parte del Flanco Oeste Bloque I,

estructuralmente el yacimiento es interpretado como un anticlinal con rumbo Nor-Este

(aproximado), con buzamiento entre 6 y 12 en el anticlinal, cortado por dos sistemas

de fallas, un sistema con sentido NE-SO y otro sentido NO-SE.

El yacimiento está limitado por Nor - Este por la falla VLA-0266 que separa el área

VLA-0033 de la VLA-0016, por el sur por la falla VLA-0467 y por el Oeste un sistema

de fallas y la superficie erosionada o zona de erosión. Estratigráficamente el

yacimiento costa principalmente por dos arenas masivas con porosidades que oscilan

entre 23 y 26%.

Nota: Las áreas en estudio VLA-0016/0033 son iguales en cuanto a depositación de

115

sedimentos, la diferencia entre ellas son las fallas que presentan cada yacimiento.

4.4.6 Estratigrafía de las áreas VLA-16/33

El proceso de sedimentación que dio lugar a la deposición de los sedimentos Mioceno

en las áreas de estudio, fue debido a la acción de una transgresión marina, cuya

duración fue relativamente corta, lo cual es evidenciado con la formación La Rosa. Las

áreas en estudio presentan una superficie irregular, causada principalmente por la

inversión de las fallas Lama-Icotea. Debido a ello encontramos que las arenas del

miembro Santa Bárbara, se encuentran depositadas sobre la discordancia del Eoceno

y suprayasen con las arenas B-6/B-9 y en casos aislados con C-1.

Formación Lagunillas. Mioceno Medio

Es una Unidad del subsuelo del Lago de Maracaibo cuya área tipo es el campo

petrolífero de Lagunillas en el Distrito Bolívar del Estado Zulia, sin que se haya

designado una localidad tipo concreta. Se extiende en el subsuelo del Lago y aflora

parcialmente al este del mismo. Según Sutton la formación es resultado de

sedimentación en ambiente con cambios rápidos de aguas salobres a no marinas y de

nuevo aguas dulces. Las formaciones se componen principalmente de una

intercalación de lutitas, arcillas, arenas, areniscas consolidadas y algunos lignitos.

Hacia el tope se observan arcillas, arenas y lignitos. El tope se coloca en la base de

las lutitas fosilíferas del Miembro Laguna.

Esta se divide a su vez en los siguientes miembros:

Miembro Bachaquero: Está formado por arenisca arcillosa potentes, de colores gris

o marrón con arcillas gris, marrón o moteadas, lutitas gris azulado y lignitos.

Miembro Laguna: Consiste principalmente en lutitas grises provenientes de fósiles

(zona Litophaga, Hoffmeister, (op. Cit); Sutton, (op. Cit); Además, areniscas color gris

o marrón localmente glauconiticas, y arcillas arenosas moteadas.

116

Miembro Ojeda: En la costa oriental del lago; consiste en arcillas moteadas,

arenisca color gris, localmente glauconiticas y lutitas grises. En el área lago central, se

encuentran lutitas color gris a gris verdoso y gris oscuro, arenisca de color blanco, gris

o marrón y lignitos. (Sznek, op. cit)

Miembro Lagunillas inferior: Está compuesto por areniscas friables, de grano fino,

de color variable de marrón a gris claro y a blanco, intercaladas con lutitas gris claro,

gris verdoso o gris oscuro. Localmente se encuentran lignitos. La inferior denominada

“Arena Inferior de Lagunillas” contiene arenas petrolíferas importantes, intercaladas

con arcillas y lutitas carbonosas abigarradas, cuya base se coloca donde aparecen las

primeras faunas marinas de la Formación La Rosa.

Formación la Rosa: Presenta hacia su base un cuerpo de arena que se ha definido

estratigráficamente como Miembro Santa Bárbara. En la parte media de esta

formación se desarrollan delgados cuerpos de arenas cuya extensión no se da en

forma regional, y se reconocen como las Arenas Intermedias de La Rosa las cuales

fueron depositadas entre una importante unidad lutítica que ha servido como excelente

roca sello y buen marcador geológico en el Mioceno del Occidente de Venezuela.

Miembro Santa Bárbara: Representa la primera etapa de la invasión marina, sobre

la superficie erosionada del Eoceno y de la Formación Icotea mientras que las lutitas

de La Rosa, suprayasen, corresponden a la máxima extensión de la transgresión de

un mar poco profundo, que cubrió la mayor parte de la cuenca del Lago de Maracaibo.

Las arenas intermedias representan el proceso de pulsos regresivos siguientes, y se

caracteriza por depósitos de barras de desembocadura y barras de playa. hacia el

tope, los depósitos presentan mayor influencia deltaica, haciéndose similares a los

Miembros Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas.

4.4.7 Sedimentología del Eoceno

La Formación Misoa representa un proceso sedimentario que varía desde deltáico

alto, al Suroeste y Sur, a deltáico bajo y marino somero al Norte y Noreste. En los

117

núcleos estudiados del Centro del Lago y material de los afloramientos en el área tipo;

se han identificado tres tipos de acumulaciones de arena:

Barras de meandro (Espolones aluviales).

Rellenos de canales de distributarios.

Barras de desembocadura y/o Barras litorales.

Miembro B-5

Litológicamente esta unidad está conformada por intercalaciones de areniscas y

lutitas, con una tendencia granocreciente hacia el tope característico de depósitos de

barras.

La Formación Misoa representa un proceso sedimentario que varía desde el

deltáico alto, al Suroeste y Sur, a deltáico bajo y marino somero al Norte y Noroeste.

En los núcleos estudiados del Centro del Lago y material de los afloramientos en el

área tipo; se han identificado tres tipos de acumulaciones de arena:

Barras de meandro (Espolones aluviales)

Rellenos de canales de distributarios.

Barras de desembocadura y barras litorales.

Las dos primeras corresponden al ambiente sedimentario de alto delta, mientras

que la tercera, estaría en el bajo delta y zona litoral adyacente. Oficialmente se ha

subdividido en unidades informales superiores (C-1 a C-3) e inferiores (C-4 a C-7)

Miembro B-6

Corresponde litológicamente con una sección arenosa bastante limpia, de un

espesor promedio de 190’, mostrando una excelente continuidad lateral limitada por

fallas en el yacimiento, el amplio desarrollo de arenas se asocia con un apilamiento de

canales durante el proceso de sedimentación.

118

Miembro B-7

Representa una secuencia de canales apilados, mostrando arenas limpias, con

muy buena continuidad lateral en toda el área del yacimiento.

Área VLA-0016

El área VLA-0016 se encuentra en el frente Deltáico; esta es la zona de plataforma

que representa los depósitos de barras de desembocadura deltáica, están formadas

por sedimentos de arenas finas progradante, típicamente una columna grano creciente

(coorsenig up). La geometría de estos cuerpos está en función de energía presente en

este ambiente también pueden desarrollarse lomas playeras e islas marginales.

Las primeras se forman en deltas activos cuando las arenas en la desembocadura

de los ríos son transportadas literalmente por corrientes litorales para formar playas.

Las islas marinas por su parte son depositadas alineados paralelamente a la costa que

se originan cuando el suministro de sedimentos disminuye o cesan por abandono de

un sector del delta en este caso las corrientes litorales redistribuyen las arenas a lo

largo del margen del delta formando las islas marginales donde descarga el río sus

sedimentos.

119

CAPITULO V

RESULTADOS

5.1 Modelo Estratigráfico

5.1.1 Secciones Estratigráfica

Se realizaron doce secciones estructurales, la disposición de estas puede

observarse en la figura 42, donde se realiza un mallado de secciones en el cual se

definen un total de seis en dirección oeste-este y seis en dirección suroeste-noreste,

cada una de las secciones se observan en las figuras 43, 44, 45, 46 , 47 , 48 , 49, 50,

51, 52, 53 y 54. Con el propósito de realizar las correlaciones estructurales se

tomaron los seis topes correspondientes a los yacimientos:

Área VLA 0016: B5 VLA 0016, B6 VLA 0016, B7 VLA 0016, B8 VLA 0016.

Área VLA 0033: B5 VLA 0771, B6 VLA 0771, B8 VLA 0033. Que del más antiguo a

más joven fueron denominados: B-9, B-8, B-7, B-6, B-5, ER-EO (Discordancia del

Eoceno). Tomando como base una sección tipo en dirección suroeste - noreste que

atraviesa toda el área y está ajustada a la dirección de sedimentación del área.

Figura 42. Mallado de secciones estructurales.


VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12


VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12


VLA_6_6

VLA_7_7

VLA_8_8

VLA_9_9

VLA_10_10

VLA_11_11

VLA_12_12

120

Sección Estratigráfica N° 1 Suroeste - Noreste (VLA 1538 – 0771 – 0808 - 0002)

La sección VLA_1_1, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos:

VLA 1538, VLA0771, VLA 0808, VLA 0002, La unidad de B5 se encuentra

parcialmente erosionada en todos los pozos de la sección se visualizan intercalaciones

aleatorias de canales y barras delgadas. Además, los espesores se mantienen

constantes excepto en los pozos VLA 1538 y VLA 0002, los cuales disminuyen su

espesor.

Al nivel de la Unidad B6, se observa continuidad de los cuerpos arenosos que se

disponen a lo largo de la sección con espesores promedios a 215 pies. En relación con

la Unidad de B7 se encuentra el hecho de que los pozos VLA 1538 y VLA 0771 la

penetraron parcialmente lo que dificulta la descripción con certeza de la continuidad de

la misma, aunque en los pozos VLA 0808 y VLA 0002 demuestran espesores

promedios de 100 pies.

El tope de la Unidad B7, está representada por la presencia de un intervalo lutítico

que se extiende a lo largo de la sección, sin embargo, se observa en el Pozo VLA

0002 el desarrollo de un cuerpo de arena. Para las Unidades B8 y B9 los pozos VLA

0808 y VLA 0002 tienen cuerpos de arenas con espesores promedios de 300 Y 600

pies, con intercalaciones aleatorias de canales y barras.

Figura 43. Sección Estratigráfica N° 1 Suroeste - Noreste (VLA 1538 – 0771 – 0808 -

0002)

121

Sección Estratigráfica N° 2 Suroeste - Noreste (VLA 0033 – 0528 – 0071 - 0679)

La sección VLA_2_2 , se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos:

VLA 0033, VLA0528, VLA 0071, VLA 0679, Las unidades de B5, B6, B7, no se

observan en esta sección, la unidad B8 se encuentra parcialmente erosionada con

espesores promedios de 320 pies, en dirección suroeste-noreste va disminuyendo la

presencia de barras de desembocadura y canales distributarios, haciéndose más

notorio este efecto en el pozo VLA 0033. La unidad B9 presenta espesores promedios

de 600 pies y se observan barras de desembocadura hacia el tope con intercalaciones

de lutitas, en el pozo VLA 0679 no se observó la unidad de B9; ya que, penetro

parcialmente lo que dificulta la descripción con certeza de la continuidad de la misma.

Figura 44. Sección Estratigráfica N° 2 Suroeste - Noreste (VLA 0033 – 0528 – 0071 -

0679)

Sección Estratigráfica N° 3 Suroeste - Noreste (VLA 0182 – 0205 – 0266 – 0520 –

0660 – 0467– 0175)


VLA 0182, VLA0205, VLA 0266, VLA 0520, VLA0660, VLA 0467, VLA 0175. La unidad

122

de B5 se encuentra parcialmente erosionada en el pozo VLA 0182, con una

distribución aleatoria de barras de desembocadura con un espesor aproximado de 280

pies. La unidad B6 se observan en el pozo VLA 0182 con un espesor de 220 pies y la

unidad B7 penetro parcialmente este por lo que no es posible evaluar.

La unidad B8 se encuentra parcialmente erosionada en los pozos: VLA0205, VLA

0266, VLA 0520, VLA0660, VLA 0467 y se evidencia una disminución de la arena en

sentido Noreste- Suroeste, se muestran canales en el medio de la sección

específicamente en los pozos: VLA 0266, VLA 0520.

La unidad B9 es observada por los pozos: VLA 0467 y VLA 0175 parcialmente

erosionada en este último y en los pozos VLA 0266, VLA 0520, VLA0660 penetro

parcialmente lo que dificulta la descripción con certeza de la continuidad de la arena.

123

Figura 45. Sección Estratigráfica N° 3 Suroeste - Noreste (VLA 0182 – 0205 – 0266 –

0520 – 0660 – 0467– 0175)


0079 – 0757– 0233– 0121)

La sección VLA_4_4 , se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos:

VLA 0063, VLA 0055, VLA 0259, VLA 0108, VLA0079, VLA 0757, VLA 0233, VLA

0121. La unidad de B5 está parcialmente erosionada en los pozos: VLA 0063,

VLA0055, VLA 0259 con espesores promedios de 80 pies mostrando continuidad de

los estratos de arena en estos pozos excepto en el pozo VLA 0259 presentando en la

base un cuerpo lutítico. En B6 se observan continuidad de espesores promedios de

230 pies y se encuentra parcialmente erosionado en los pozos VLA 0108, VLA0079,

se observa un canal a lo largo de la sección.

En B7 los espesores van disminuyendo en sentido Noreste – Suroeste. La unidad

B8 erosionada parcialmente en los pozos VLA 0757, VLA 0233, VLA 0121 donde se

observa un aumento de la arena en sentido Suroeste – Noreste evidenciandose un

comportamiento constante debido a la cercanía de los pozos. La unidad B9 es

124

observada en los pozos VLA 0233, VLA 0121 con poca presencia de arenas

representativas.


0108 – 0079 – 0757– 0233– 0121)

125


0321 – 1249– 0325– 0366– 0368– 0615– 0915)


VLA 1257, VLA 0320, VLA 1197, VLA 0275, VLA0321, VLA 1249, VLA 0325, VLA

0366, VLA 0368, VLA 0615, VLA 0915. La unidad de B5 no se observa en esta

sección, la unidad B6 se encuentra parcialmente erosionada en todos los pozos

excepto en los pozos VLA 0615 y VLA 0915, en el centro de la sección se ven

espesores promedio de 200 pies y se observan canales distributarios que van

disminuyendo hasta desaparecer hacia el suroeste. La unidad B7 presenta

disminución de espesor hacia el suroeste con espesores promedios de arena de 215

pies y en la base con un intervalo lutítico constante a lo largo de la sección.

La unidad B8 se encuentra parcialmente erosionada en los pozos VLA 0615, VLA

0915, los demás pozos penetraron parcialmente por lo que se hace difícil evaluar, en

los pozos presente no se observa continuidad en los cuerpos de arena que la

conforman, existen variaciones graduales de geometría de los cuerpos entre los pozos

vecinos. La unidad B9 se observó en los pozos VLA 0368, VLA 0915 mostrándose

pequeños cuerpos de barras de desembocadura y en el pozo VLA 0915 se observan

buenos espesores de canales hacia la base.

126


0275 – 0321 – 1249– 0325– 0366– 0368– 0615– 0915)

127


1240 – 0944– 0503– 1171– 1246– 0016– 0416)


VLA 0048, VLA 0044, VLA 1231, VLA 0067, VLA 1240, VLA 0944, VLA 0503, VLA

1171, VLA 1246, VLA 0016, VLA 0416. La unidad de B5 se encuentra totalmente

erosionada en esta sección. La unidad B6 se encuentra parcialmente erosionada en el

pozo VLA 0044 con un espesor de 217 pies, el pozo VLA 0048 penetro parcialmente

por lo que no es posible evaluar la continuidad de la misma.

La unidad B7 parcialmente erosionada en los pozos VLA 0044, VLA 1231, VLA

0067 con espesores de 35 pies excepto el pozo VLA 0044 que presenta un espesor de

200 pies y se muestra totalmente erosionada en dirección Sureste. La unidad B8

erosionada parcialmente en los pozos VLA 1240, VLA 0944, VLA 0503, VLA 1171,

VLA 0016, VLA 0416 mostrando espesores promedio de 130 pies excepto los pozos

que penetraron parcialmente lo que dificulta la descripción con certeza de la

continuidad de la misma. La unidad B9 parcialmente erosionada en los pozos VLA

1246, VLA 0416, los espesores de arena van en aumento en dirección hacia el sur,

pero no se observa continuidad de los cuerpos de arena que la conforman.

128


0067 – 1240 – 0944– 0503– 1171– 1246– 0016– 0416)

Sección Estratigráfica N° 7 Oeste - Este (VLA 0915 – 1246 – 1171 – 0477)

La sección VLA_7_7, se toma en dirección Oeste - Este, contiene los pozos: VLA

0915, VLA 1246, VLA 1171, VLA 0477. No se observan las unidades B5, B6, B7. La

unidad B8 se encuentran parcialmente erosionado a lo largo de la sección se observan

espesores promedio de 100 pies, los pozos VLA 1246, VLA 1171 fueron penetrados

parcialmente por lo que se dificulta la descripción con certeza de la misma, se observa

un ligero aumento del cuerpo de arena hacia el pozo VLA 0477.

La unidad B9 observa un ligero aumento de sus espesores en dirección Oeste –

Este. De igual manera no fue posible evaluar las arenas de B9 en los pozos que fueron

penetrados parcialmente.

129

Figura 49. Sección Estratigráfica N° 7 Oeste - Este (VLA 0915 – 1246 – 1171 – 0477)

Sección Estratigráfica N° 8 Oeste - Este (VLA 0679 – 0467 – 0233 – 0615– 0016 –

0503 – 0944 – 0477)


0679, VLA 0467, VLA 0233, VLA 0615, VLA 0016, VLA 0503, VLA 0944, VLA 0477.

No se observan las unidades B5, B6, B7. La unidad B8 se encuentra parcialmente

erosionada a lo largo de la sección, no se observa continuidad de los cuerpos de

arena que la conforman, existen variaciones graduales en la geometría de los cuerpos

entre pozos vecinos. La unidad B9 muestra un aumento constante de los espesores

de canales distributarios en dirección Oeste – Este. Comportamiento que no es

observable en los pozos VLA 0679, VLA 0615; ya que, penetraron parcialmente.

130

Figura 50. Sección Estratigráfica N° 8 Oeste - Este (VLA 0679 – 0467 – 0233 – 0615–

0016 – 0503 – 0944 – 0477)


1240)


0002, VLA 0660, VLA 0757, VLA 0368, VLA 1173, VLA 1240. La unidad B5 se

131

encuentra totalmente erosionada excepto en el pozo VLA 0002 donde se observa un

espesor de 137 pies. La unidad B6 se observa en el pozo VLA 0002 con un espesor de

218 pies y en el pozo VLA 0368 con 148 pies observándose arenas limpias y masivas,

en los demás pozos de la sección no se evidencia esta unidad. La unidad B7 se

observa en los pozos VLA 0002 con un espesor de 95 pies evidenciándose canales

distributarios y en el pozo VLA 0368 tiene un espesor 169 pies observando delgados

cuerpos de barras de desembocadura, también se puede observar un aumento en

dirección Oeste – Este.

La unidad B8 está parcialmente erosionada en los pozos VLA 0660, VLA 0757 VLA

1173, VLA 1240 en este último no es posible evaluarla; ya que, el pozo penetro

parcialmente, no se observa continuidad de los cuerpos de arena que la conforman,

existen variaciones graduales en la geometría de los cuerpos entre pozos vecinos. La

unidad B9 se observa en los pozos VLA 0002, VLA 0757, VLA 0368, tienden a

disminuir los espesores de canales distributarios gradualmente en dirección Oeste –

Este.


1173 – 1240)

132


0325– 1231– 0067 – 0188)

La sección VLA_10_10, se toma en dirección Oeste - Este, contiene los pozos:


0067, VLA 0188. La unidad B5 está totalmente erosionada en esta sección. La unidad

de B6 se observa erosionada en los pozos VLA 0071, VLA 0520, VLA 1231, VLA

0067, VLA 0188, en los demás pozos se muestra con espesores constantes de 240 en

la parte media de la sección se tiene un cuerpo de arena bastante limpio y masivo. En

la unidad B7 se presenta parcialmente erosionada VLA 0071, VLA 0520, VLA 0188 a

lo largo de la sección no se observa continuidad en los cuerpos de arena que lo

conforman y existen variaciones graduales en la geometría de los cuerpos de arena.

La unidad B8 se observa en los pozos VLA 0067, VLA 0071 VLA 0188 VLA 0520

con espesores constantes presentando disminución en dirección Oeste – Este, en los

pozos VLA 0079, VLA 0108, VLA 0366, VLA 0325, VLA 1231 no pueden ser

evaluados; ya que, penetraron parcialmente. La unidad B9 se observa en el pozo VLA

0071 los demás pozos de la sección no penetraron la misma.

133


0366 – 0325– 1231– 0067 – 0188)


0321– 0275– 1197)


0771, VLA 0528, VLA 0266, VLA 0259, VLA 1249, VLA 0321, VLA 0275, VLA 1197. La

unidad B5 se observa totalmente erosionada excepto en los pozos VLA 0771, VLA

0259 que presentan espesores de 210 y 52 pies con tendencia a disminuir en dirección

Oeste – Este. La unidad B6 muestra espesores más o menos constantes en los pozos

VLA 0771, VLA 0259, VLA 0266, VLA 0321, VLA 0275 con espesores promedios de

225 pies de cuerpos de canales distributarios.

La unidad B7 está totalmente erosionada en los pozos VLA 0528, VLA 0266, los

espesores de arena se mantienen constantes en dirección hacia el Este con 215 pies

de espesor observándose canales distributarios, no es posible evaluar la arena en los

pozos VLA 0771, VLA 1249; ya que, penetraron parcialmente. La unidad B8

parcialmente erosionada en los pozos VLA 0528, VLA 0266 y con espesores más o

menos contantes de 290 pies, penetraron parcialmente en los pozos VLA 0771, VLA

134

0259, VLA 1249, VLA 0321, VLA 0275, VLA 1197. La unidad B9 se observa en el pozo

VLA 0528.

Figura 53. Sección Estratigráfica N° 11 Oeste - Este (VLA 0771 – 0528 – 0266 –

0259– 1249 – 0321– 0275– 1197)

135


0063– 0789– 0320– 0044)

La sección VLA_12_12, se toma en dirección Oeste - Este, contiene los pozos:


0320, VLA 0044. La unidad B5 se observa parcialmente erosionada en los pozos VLA

1538, VLA 0182, VLA 0055, VLA 0063 con espesores más o menos contantes de

arena.

En los demás pozos de la sección se encuentra totalmente erosionada. La unidad

B6 se observa en los pozos VLA 1538, VLA 0182, VLA 0055, VLA 0063, VLA 0789,

VLA 0320, VLA 0044 con espesores más o menos constantes donde se evidencian

canales distributarios.

La unidad B7 erosionada totalmente en los pozos VLA 0033, VLA 0205 y en los

pozos VLA 0055, VLA 0320, VLA 0044 se evidencia espesores promedio de 200 pies.

La unidad B8 y B9 se observa únicamente en el pozo VLA 0033 con un espesor de

315 pies y 665 pies , los demás pozos no fue posible evaluar; ya que, no penetraron

por lo que dificulta la descripción con certeza de la continuidad de la misma.

136

Figura 54. Sección Estratigráfica N° 12 Oeste - Este (VLA 1538 – 0033 – 0205 –

0182– 0055 – 0063– 0789– 0320– 0044)

5.1.2 Mapas de Espesores

Una vez realizadas las secciones estratigráficas y luego de haber identificado

cada una de las arenas B-inf. B5, B6, B7, B8, B9, en cada uno de los pozos de las

áreas VLA 16-33, se realizaron los mapas de espesores promedio para cada Unidad.

Mapa isopaco tope B-5

Al nivel de la Unidad B-5, se tienen espesores promedios de 160 pies, sin embargo,

se tienen espesores mayores a 250 pies y espesores menores como el pozo VLA 259

que muestra un espesor de 50 pies, figura 55.


Al nivel de la Unidad B-6, se tienen espesores promedios de 215 pies, sin embargo,

se tienen espesores mayores a 250 pies y espesores menores a 100 pies como lo es

el caso del pozo VLA 1257 con un espesor de 78 pies; aunque, cabe destacar que en

137

la Unidad B-6 el 90% de los pozos del área presentan espesores de entre 200 y 250

pies, figura 56.

Figura 55. Mapa Isopaco Tope B-5


138


Al nivel de la Unidad B-7, se observan espesores que varían en un rango de 30 a

220 pies, se observan los mejores espesores en el área VLA 16 con espesores

promedios de 180 pies, figura 57.



Al nivel de la Unidad B-8, el espesor promedio de la unidad es de 250 pies; sin

embargo, en el mapa de espesores de esta unidad, se tienen espesores mayores de

300 pies, figura 58.

139



Al nivel de la Unidad B-9, se tienen espesores promedios de 670 pies, sin

embargo, se tienen espesores mayores a 750 pies, figura 59.


140

5.2 Modelo estructural

5.2.1 Análisis tectónico y sísmico del área Vla-033 (Bloque I)

Para el estudio e interpretación de esta área se utilizó sísmica 3D de alta

resolución que abarca un rango de unos 60´ de resolución vertical, la cual fue

enfocada para la interpretación de las Arenas B del Área VLA-33 y VLA-016, ubicadas

al Norte del BLOQUE I (limitando con Tía Juana). Las frecuencias dominantes de la

sísmica utilizada luego del reprocesado de baja frecuencia a HFI (alta frecuencia)

oscilan entre 10-50 Hz, lo que significa que arenas por debajo de la resolución antes

mencionada no podrían ser vistas con facilidad. La Figura 60, muestra la ubicación de

las líneas sísmicas interpretadas junto a sus direcciones respectivas.

Figura 60. Mapa Base con la ubicación de algunos pozos del Área VLA-033 y sus

líneas sísmicas. (Tomada de PDVSA 2010)

El área de estudio está gobernada por una alta influencia tectónica y que a grandes

rasgos lo representa la Falla Lama Icotea que separa estructuralmente el área en

Flanco Este y Oeste. El área VLA-033 se encuentra ubicada (Flanco Oeste) en un

Tía JuanaTía Juana

BLOQUE IBLOQUE I

LEYENDA

N

Línea Arbitraria 1Línea Arbitraria 1

Limite BLOQUE ILimite BLOQUE I

Línea 993Línea 993


Traza 395Traza 395

Interpretación Sísmica Elaborada por: Giuseppe Mammana. Geofísico Estudios Integrados Lago-Norte. PDVSA E y P Occidente. Julio-2010.

Tía JuanaTía Juana

BLOQUE IBLOQUE I

LEYENDA

N

Línea Arbitraria 1Línea Arbitraria 1

Limite BLOQUE ILimite BLOQUE I



Traza 395Traza 395

Interpretación Sísmica Elaborada por: Giuseppe Mammana. Geofísico Estudios Integrados Lago-Norte. PDVSA E y P Occidente. Julio-2010.

141

anticlinal de bajo buzamiento al SE (2° a 5°) y de moderada compresibilidad, por tal

motivo vemos ciertas discontinuidades en los reflectores sísmicos luego que

atravesamos la discordancia del Eoceno (ER-EO).

La Figura 61, muestra la línea sísmica 993 W-E semi-ortogonal al tren de fallas

más importantes (ver línea amarilla en la Fig. 60), donde se observa con claridad el

bloque levantado presumiblemente influenciado por esfuerzos compresivos.

Este bloque podría haber sido objeto de un intenso movimiento compresional

debido a la interacción de las fallas antitéticas a la Falla Lama Icotea (fallas verde y

amarilla). La Figura 61, muestra una reconstrucción aproximada de la tectónica de la

línea sísmica 993 de la Figura 60, según la información recopilada de los pozos

vecinos del área.

Figura 61. Línea Sísmica 993 en dirección E-W. (Tomada de PDVSA 2010)

Como podemos apreciar en la Figura 62, el comportamiento estructural del área se

encuentra controlado básicamente por dos fallas importantes, una falla inversa (color

verde) con rumbo NW-SE de aproximadamente 700´ de salto con respecto a la ER-

EO y el bloque deprimido al oste, y 1200´ con respecto a B-8. Existe además una falla

normal con rumbo NW-SE con apenas unos 70´ de salto en la ER-EO y 650´ con

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

AAH-1AAH-1 VLA-182VLA-182 VLA-063VLA-063 VLA-320VLA-320 VLA-048VLA-048

BLOQUE IBLOQUE I

N

W E

LINEA 993600 m600 m

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

AAH-1AAH-1 VLA-182VLA-182 VLA-063VLA-063 VLA-320VLA-320 VLA-048VLA-048

BLOQUE IBLOQUE I

N

BLOQUE IBLOQUE I

N

BLOQUE IBLOQUE I

N

WW EE

LINEA 993600 m600 m

142

respecto a B-8. Este enfoque fue realizado tomando en cuenta la data geológica de

los pozos vecinos: VLA-808, VLA-0033, VLA-0182, VLA-0063, VLA-320 y VLA-0048,

donde sus registros y topes estructurales corroboran el modelo tectónico.

Figura 62. Línea Sísmica 993 en dirección E-W. Reconstrucción Tectónica. (Tomada

de PDVSA 2010)

La falla hacia el oeste (verde) esta datada de eventos Post-Eoceno, lo cual pudo

influenciar el levantamiento brusco de este Flanco, dando tiempo a la ER-EO de

eliminar los sedimentos B-5, B-6 y B-7; sin embargo, este efecto fue contrario en el

bloque deprimido de la falla normal (amarilla) donde se pueden apreciar estas

unidades geológicas, las cuales fueron erosionadas y posiblemente afectada por

regímenes distensivos asociadas con el fallamiento de estos bloques estructurales

(ver Figura 62).

La línea sísmica 976 de la Figura 63, muestra también un patrón estructural similar

al de la línea sísmica 993, donde se evidencia también el tectonismo de la zona y los

grandes saltos de las fallas más importantes y que controlan eventualmente la región.

También utilizamos en esta sección la data geológica de los pozos: VLA-808, VLA-

0528, VLA-0266, VLA-0258 y VLA-321. La Figura 64 representa la reconstrucción

tectónica de la línea sísmica 976.

143

Figura 63. Línea Sísmica 976 en dirección E-W. (Tomada de PDVSA 2010)

Figura 64. Línea Sísmica 976 en dirección E-W. Reconstrucción Tectónica. (Tomada

de PDVSA 2010)

El buzamiento de las capas que muestra el anticlinal de la línea sísmica 976 podría

ubicarse entre unos 25°-30° aproximadamente en dirección este (hacia el pozo VLA-

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

Salto Aprox 700´Salto Aprox 700´

en la ER-EOen la ER-EO

VLA-266VLA-266 VLA-258VLA-258 VLA-321VLA-321VLA-808VLA-808 VLA-528VLA-528

BLOQUE IBLOQUE I

N

W E

400 m400 m

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

Salto Aprox 700´Salto Aprox 700´

en la ER-EOen la ER-EO

VLA-266VLA-266 VLA-258VLA-258 VLA-321VLA-321VLA-808VLA-808 VLA-528VLA-528

BLOQUE IBLOQUE I

N

W E

400 m400 m

144

266). En el caso de la línea sísmica 993 de la Figura 61, se puede visualizar mejor la

tendencia del buzamiento ya que va en línea con el corte vertical de la línea sísmica.

La línea sísmica arbitraria de la Figura 65 está orientada en dirección NE-SW y

linealmente sobre los pozos: VLA-071, VLA-528, Loc AAH-4 y VLA-033.

Figura 65. Línea Sísmica Arbitraria en dirección de los pozos VLA-071, VLA-528, AAH-

4 y VLA-033. (Tomada de PDVSA 2010)

Las fallas observadas en esta línea sísmica de la Figura 65 son fallas normales

producto también de los esfuerzos distensivos y que dan lugar a estos

compartimiento, dichas fallas presentan un bajo salto sobre todo a nivel de la ER-EO

que se encuentra también en este bloque estructural a nivel del tope de B-8

particularmente. La Figura 66, muestra la Traza Sísmica 395 donde podemos apreciar

algunas estructuras que se encuentran en el área de estudio, y que además se

visualiza la intensa deformación compresiva dentro del bloque estructural donde se

encuentra el pozo VLA-033. Se observan algunas fallas inversas componentes de las

fallas principales dentro de este bloque en particular, y en dirección de la traza sísmica

NS, que pueden ser producto también de los esfuerzos compresionales. Algunas de

estas estructuras continúan a lo largo de los límites con Tía Juana.

ER-EO

ER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

VLA-071VLA-071 VLA-528VLA-528 AAH-1AAH-1

BLOQUE IBLOQUE I

N

400 m400 m

NE SE

ER-EO

ER-EO

ER-EOER-EO

ER-EOER-EO

VLA-071VLA-071 VLA-528VLA-528 AAH-1AAH-1

BLOQUE IBLOQUE I

N

400 m400 m

NE SE

145

Figura 66. Traza Sísmica 395 en dirección NS. (Tomada de PDVSA 2010)

5.2.2 Mapas estructurales

Usando como base el mapa estructural oficial a nivel de las Unidades B-5, B-6, B-

7, B-8, B-9 de la Unidad de Producción Lagomar y uniendo toda la información

obtenida de las secciones estructurales elaboradas y la revisión sísmica realizada, se

generaron los mapas estructurales actualizando de esta manera la información

existente para el área VLA 16-33. A continuación se presentan los mapas

estructurales al tope de cada una de las Unidades B-5, B-6, B-7, B-8, B-9

respectivamente. (Figs. 67, 68, 69, 70 y 71)

Mapa estructural tope B-5

El mapa estructural del tope B-5, realizado a escala 1:20000 e intervalos de

contornos cada 100 pies. Se encuentra entre -4100 y -5600 pies de profundidad. En

este se observa una estructura anticlinal de bajo buzamiento al SE (2° a 5°) y de

moderada compresibilidad, figura 67.

146

Figura 67. Mapa Estructural Tope B-5


El mapa estructural del tope B-6, realizado a escala 1:20000 e intervalos de

contornos cada 100 pies. Se encuentra entre -3800 y -5600 pies de profundidad.

Presentando un marco estructural semejante, manteniendo la estructura anticlinal,

figura 68.

147



El mapa estructural del tope B-7 es realizado con las mismas características de

escala e intervalos de contornos que los mapas anteriores. Este se encuentra entre -

4000 y -6000 pies. Se mantiene el marco estructural, figura 69.


148


El mapa estructural del tope B-8 es realizado con las mismas características de los

mapas anteriores. Se halla a una profundidad variable de -3800 y -6100 pies. Se

mantiene el marco estructural, figura 70.



El mapa estructural del tope B-9 es realizado con las mismas características de los

anteriores. Se encuentra a una profundidad de -6300 y -4000 pies. Se mantiene el

marco estructural. El área se interpreta como un anticlinal de bajo buzamiento al SE

(2° a 5°). Las Fallas cartografiadas fueron obtenidas del mapa base antes

mencionado, visualizadas en la sísmica e interpretación de estudios previos. Los

contornos estructurales fueron elaborados a partir de los topes estratigráficos para

cada una de las unidades de los pozos del área, figura 71.

BLOQUE I HORIZONTE B – 8

MAPA ESTRUCTURAL

149


5.3 Modelo Sedimentológico

5.3.1 Descripción Sedimentológica Del Núcleo VLA-0002

Los núcleos son una parte importante y representativa de la secuencia litológica

del subsuelo. Son indispensables para determinar la geometría, extensión, distribución

y orientación de los cuerpos sedimentarios que conforman los yacimientos, además

de predecir, en conjunto con otros parámetros, las propiedades y el comportamiento

de los fluidos.

La importancia del análisis de núcleos de pozos petroleros radica en buscar la

manera más económica y racional de explorar un yacimiento o el conjunto de

yacimientos, optimizando dicha explotación con la creación de un modelo geológico

consistente, definiendo unidades sedimentarías que, junto con la información

BLOQUE I HORIZONTE B – 9

MAPA ESTRUCTURAL

150

geofísica, petrofísica y de yacimientos obtenida del área, permitan la ubicación más

acertada y productiva de nuevas localizaciones. Por esta razón, es importante

disponer de cierta cantidad de núcleos en el área de estudio para los diversos

yacimientos. Para éste proyecto sólo se cuenta con el núcleo del pozo VLA-002 y se

encuentra muy al margen del mismo, razón por la cual la interpretación de los

ambientes sedimentarios fue extrapolada y puede ser corroborada en la medida en

que se tomen más núcleos en el área.

Recopilación de información

El núcleo descrito en este proyecto corresponde al pozo VLA-0002. El mismo

consta de 126’ 1’’ y comprende las unidades B-6, B-7 y B-8. No obstante, se

describieron sólo las unidades B-6 y B-7. Antes de comenzar la descripción

sedimentológica de núcleos, se debe contar con un mínimo de información adicional,

que incluye:

Registro de Rayos Gamma del pozo, abarcando las profundidades donde se tomó

el núcleo. La idea de usar éste registro es la de correlacionar la profundidad

‘’oficial’’ del registro con la profundidad del núcleo. Igualmente permitirá establecer

continuidad en aquellas zonas donde no se recobró núcleo.

Registro de Rayos Gamma de Superficie (“Core-Gamma” o “Spectral Core

Gamma”), a la misma escala, 1:500 preferiblemente. Se hace un análisis

comparativo por electrofacies con el registro de Rayos Gamma del pozo.

Manual o tabla de Litofacies.

Resultado de los análisis petrofísicos convencionales realizados en el núcleo antes

de la descripción sedimentológica. Las informaciones referentes a saturación de

fluidos, porosidad y permeabilidad son de extremo interés para asociar estas

variables petrofísicas a características litológicas, sedimentológicas o diagenéticas.

Fotografías del núcleo a color (en luz normal y muy especialmente con luz

ultravioleta). Esto es indispensable para observar características sedimentológicas

cuando el núcleo está completamente saturado de petróleo y para evaluar la

saturación visual y la calidad del petróleo presente en el núcleo.

151

Hoja sedimentológica del núcleo del VLA-0002, bajo programa Autocad.

Esta hoja contiene la descripción detallada del núcleo y comprende información de

litología, facies sedimentarias y el tipo de contacto entre las mismas estructuras

sedimentarias, impregnación de hidrocarburos, análisis petrofisicos de tapones

(porosidad y permeabilidad) y todas aquellas propiedades y/o características que

pudieron ser observadas o medidas en el núcleo. Así mismo, se incluyen los perfiles

de pozos, calibrados con el núcleo, los límites de las unidades sedimentarias y su

interpretación ambiental.

5.3.2 Análisis Sedimentológico

El núcleo del pozo VLA-0002, se encuentra ubicado al oeste del área en estudio y

es el único existente en la misma. La descripción de este núcleo se llevó a cabo en

OMNI Laboratories con la asesoría de la Geol. Izaskun Azpiritxaga, miembro de la

Comunidad del Conocimiento de Caracterización de Yacimiento.

En primera instancia, se identificaron las subdivisiones realizadas a través de las

correlaciones y el tope del yacimiento B-7, corroborando de esta manera las

superficies divisorias.

De base a tope se tiene el tope del yacimiento B-7, representado por una

secuencia agradacional, caracterizada por areniscas de color blanco, grano fino,

figura. 72, localmente masiva, con intercalación frecuente de laminaciones de color

rojizo, típico de oxidación de hierro, arcilla y limo. Se observan pequeñas

concentraciones esporádicas de carbón, laminaciones inclinadas y onduladas que

pueden ser discontinuas, y deformación plástica sinsedimentaria. Se reconoció la

facies S1 y como ambiente depositacional se sugiere Duna. No presenta

impregnación excepto en el intervalo más cercano al tope de la unidad. El tope de

este yacimiento está representado por la facies L. Figura. 73, donde se encuentran

lutitas muy friables de color gris a rojizo oxidadas, con laminaciones lenticulares de

arena de grano fino.

152

Se tomaron y describieron dos secciones finas en este intervalo: una hacia la base

(5990’10’’) y otra hacia el tope (5851’ 2’’). Del análisis petrográfico de la sección fina

ubicada hacia la base, se desprende que la coalinita es el principal mineral de arcilla

presente y se encuentra formando una matriz, posible causa del color de la arena. Sin

embargo, a pesar de mostrar buenos valores de porosidad y permeabilidad en los

análisis convencionales, no se observa impregnación.

El yacimiento B-6 comienza de base a tope con la subunidad B-6-1, caracterizada

por dos secuencias agradacionales y dos secuencias grano decrecientes hacia el

tope, con arenas de grano medio a fino, laminaciones inclinadas y deformación

plástica sinsedimentaria, masiva hacia el tope. Se reconocieron las facies S3, figura.

5-33 y S11 las cuales se interpretaron como ambientes de apilamiento de canales y

barras de desembocadura, respectivamente. Hacia el tope de B-6-1 se observa un

contacto entre arenas de grano medio con alta impregnación de hidrocarburo con

arenas de grano fino de impregnación moderada. Figura. 74.

Se tomaron y describieron dos secciones finas: una a 5828’ 4’’ y otra a 5810’ 1’’, el

contacto mencionado anteriormente se observa muy bien en la sección fina 5810’ 1’’.

Para la subunidad B-6-2 se cuenta con núcleo solo en la base; ya que, hacia el

tope esta disgregado, imposibilitando su descripción. Está caracterizado por dos

secuencias agradacionales de grano medio, generalmente masivas, aunque presenta

laminaciones onduladas localmente. Se reconoció la facies S11, figura. 75 y como

ambiente depositacional se sugiere canales distributarios. La impregnación de

hidrocarburo es muy alta, aunque en la base es moderada y diferencial.

Se tomaron tres secciones finas: 5799’ 3’’, 5781’ 10’’ y 5774’ 1’’, que en general

muestran alta porosidad asociada con porosidad intergranular y móldica, y un efecto

suave de los procesos diagenéticos.

La subunidad B-6-3 cuenta con un intervalo de 7’ de núcleo y se caracteriza por

una secuencia granocreciente, de arenas de grano medio a grueso, masivas de

impregnación alta; y una secuencia heterolítica con mayor porcentaje de lutitas hacia

la base. Las facies asociadas a este intervalo son L Y S3. Figura. 76. Se tomó una

153

sección fina de 5698’ 5’’, donde se observa abundantes poros ampliados,

intergranulares y móldicos, caolinita bien desarrollada que incide en el aporte de

microporosidad (de aproximadamente de 0.5 micrones).

De estudios anteriores se ha caracterizado el ambiente sedimentario de esta región

de la Cuenca de Maracaibo, como un Delta dominado por Marea. De la descripción

del núcleo del VLA-0002 se puede inferir un ambiente deltaico. Sin embargo, no se

tienen evidencias claras de que sea un ambiente dominado por mareas, el cual se

caracteriza comúnmente por estratificación bidireccional o “espina de pescado” y

estructura Flaser. Estas estructuras no fueron observadas en este núcleo, por lo tanto,

el ambiente podría ser más proximal al continente. Debido a la escasez de

información y a la ubicación del pozo (oeste del área VLA-16/33), es inadecuado

generalizar acerca del ambiente sedimentario.

Figura 72. Pozo VLA-0002. Facies S1, Unidad B-7

S1S1

154

Figura 73. Pozo VLA-0002. Tope Unidad B-7

Figura 74. Pozo VLA-0002. Facies S3. Subunidad B-6-1

LL

S3S3

155

Figura 75. Pozo VLA-0002. Contacto. Subunidad B-6-1

Figura 76. Pozo VLA-0002. Facies S11. Subunidad B-6-2

S11S11

S11S11

156

Figura 77. Pozo VLA-0002. Facies L y S3. Subunidad B-6-3

5.3.3 Análisis Petrográfico VLA-0002

Son numerosos los minerales que pueden ser estudiados ventajosamente en

secciones finas, examinándolos con luz transmitida en el microscopio polarizante.

Probablemente la aplicación más ampliamente utilizada es el examen de rocas

ígneas, metamórficas y sedimentarias. Sin embargo, la técnica es apta para una

utilización más amplia: con las impregnaciones convenientes, pueden ser preparadas

para ésta forma de estudio tierras, arcillas y muchas clases de materiales poco

consolidados.

El estudio petrográfico de cualquier sedimento incluye la descripción de tres

propiedades básicas: composición mineral, textura y estructura. Durante la diagénesis,

cada una de éstas propiedades puede ser modificada. La importancia de éstos

análisis radica en la reconstrucción de las condiciones originales de depositación, a

S3

L

S3

L

157

partir de las propiedades observadas, pudiendo predecir los eventos diagenéticos que

una arena de composición y textura particular, ha experimentado y explicar cómo

éstos eventos influenciarían la calidad del yacimiento. Entre las características

texturales que pueden ser modificadas durante la diagénesis se encuentran: tamaño

de la partícula, forma, textura superficial y la orientación de los granos.

Recopilación de información

Fueron descritas nueve (9) secciones finas, pertenecientes al núcleo del pozo VLA-

0002. Estas secciones fueron preparadas por OMNI Laboratories de Venezuela,

siendo clasificadas y seleccionadas de acuerdo a los criterios de evaluación

petrofísica más importantes para éste estudio, haciendo detalle en los eventos más

significativos, con el propósito de interpretar y jerarquizar las características más

resaltantes, asociarlas a un ambiente sedimentario en particular y determinar el tipo

de diagénesis experimentada.

Análisis petrográfico

El análisis petrográfico de secciones finas fue realizado en nueve (9) muestras que

varían en profundidad desde 5600 a 6000 pies y corresponden a las arenas B-6 y B-7

de la Formación Misoa, de edad Eoceno. Estas muestras fueron extraídas del núcleo

del pozo VLA-0002, por lo tanto, las profundidades están referidas al mismo. La

descripción petrográfica de las secciones finas incluye aspectos

texturales/mineralógicos de los granos, matriz, cemento, minerales autigénicos, tipos

de porosidad presentes y fotomicrografias, entre otros.

De acuerdo a su composición, la mayoría de las areniscas de este yacimiento

pertenecen a la clasificación de subarcosas y sublitarenitas (Según Folk, 1980). La

angularidad de los granos constituyentes de estas areniscas generalmente varían de

subangulares a subredondeados. Es importante mencionar que la adición del cemento

tipo sobrecrecimiento de cuarzo ha enmascarado localmente la angularidad y arreglos

del empaquetamiento original de los granos. El escogimiento varía de moderado a

158

bueno, excepto dos muestras (a 5717’ y 5781’ 10’’) que presentan escogimiento de

moderado a pobre. El tamaño de grano promedio es 0.33 mm que corresponde a

arena media; sólo tres muestras a 5799’ 3’’, parte B de 5810’ 1’’ y 5990’ 10’’ son

areniscas de grano fino. La orientación de los granos es mayormente al azar. La

mayoría de las muestras reportan una apariencia masiva, excepto en cuatro secciones

(5799’ 3’’, 5828’ 4’’, 5851’ 2’’ y 5990’ 10’’) donde se observan láminas muy finas y

discontinuas asociadas a materia orgánica, hidrocarburo, arcilla y óxidos de hierro.

Los contactos longitudinales y cóncavos-convexos son usualmente dominantes

sobre los contactos tangenciales y saturados. La madurez textural de estas areniscas

varía de submadura a madura, a excepción de una muestra (5799’ 3’’) que

corresponde a una arenisca supermadura, presentando escogimiento nuevo.

El esqueleto de granos dominante de la mayoría de las areniscas es cuarzo

monocristalino. El cuarzo policristalino está presente, pero en menor grado. El

contenido de feldespato varía de 1% a 5%, principalmente feldespato potásico.

Usualmente están parcialmente alterados o disueltos, dando como resultado

porosidad por disolución de granos. Posiblemente la completa disolución y/o

alteración de estos granos a arcillas autigénicas han reducido su abundancia en estas

areniscas, comparada con la abundancia existente al momento de su depositación.

Los fragmentos de roca son constituyentes esenciales de estas rocas y están en

una proporción de 1% a 25% aproximadamente, de tipo líticos, predominantemente de

origen sedimentario, tales como el chert y los fragmentos argiláceos. Generalmente se

muestran deformados y parcialmente disueltos.

Los minerales accesorios, no incluidos en el esquema de clasificación de areniscas

de Folk (1980), están conformados por minerales opacos (pirita, siderita), mica de tipo

muscovita epidoto y materia orgánica, principalmente. Las micas se encuentran poco

deformadas. El epidoto aparece como grano redondeado formando parte de una

fracción mínima de los granos detríticos. Todos estos minerales se encuentran en la

misma proporción.

159

En algunas areniscas, arcillas detríticas se presentan recubriendo los granos,

posiblemente adheridas a los mismos durante su transporte antes de la depositación,

o en forma dispersa como pequeños parches distribuidos heterogéneamente dentro

de la muestra. Estas arcillas ocupan parcial o completamente los espacios

intergranulares, evitando el desarrollo de un sistema de poros intergranulares efectivo.

Pirita y siderita se presentan diseminadas localmente en esta matriz arcillosa. La

arcilla detrítica se encuentra también asociada con pequeñas cantidades de

fragmentos argiláceos, algunos deformados en pseudomatriz.

Se estima que las muestras analizadas representan una diagénesis intermedia.

Las fases diagenéticas incluyen sobrecrecimientos de cuarzo, caolinita, autigénica,

hidrocarburos residuales, siderita, pirita y óxidos de hierro, principalmente. Los

sobrecrecimientos de cuarzo son los principales agentes cementantes en estas

areniscas y ocurren principalmente como cristales euhedrales finamente desarrollados

sobre la superficie de los de los granos de cuarzo.

La caolinita es la arcilla autigénica más abundante en estas muestras y

comúnmente está asociada con alteración parcial y/o reemplazamiento de granos. Se

presenta como pequeños agregados de cristales finos. La delicada morfología de

estos cristales de caolinita representa un potencial para problemas de migración de

fluidos.

La siderita autigénica es un mineral diagenético poco común y se presenta

diseminada como cristales muy finos sobre la matriz arcillosa dispersa y

reemplazando granos alterados o disueltos. La pirita autigénica finamente cristalina se

encuentra diseminada sobre arcilla detrítica o reemplazando granos. La porosidad

varía entre intergranular, móldica y ampliada, siendo más frecuentes las dos (2)

primeras. Los sobrecrecimientos de cuarzo y los agregados de caolinita autigénica

son los principales agentes diagenéticos reductores del tamaño e interconexión de

estos tipos de poros. Además de disminuir la porosidad, los cementos (minerales

diagenéticos) disminuyen la interconexión entre los poros y consecuentemente la

permeabilidad. La porosidad secundaria por disolución de granos es común en estas

160

muestras. Generalmente la disolución parcial o completa de feldespato potásico y

fragmentos de roca generan este tipo de porosidad representada por poros móldicos,

ampliados e intergranulares. Los poros ampliados son aquellos con un tamaño mayor

a los poros primarios y normalmente no muestran una forma definida.

5.4 Mapas

5.4.1 Mapas de Facies

En el área se interpretan facies de canal distributario y barras de desembocaduras

con intercalaciones de luititas en la mayoría de los pozos. Desarrolladas en un

ambiente sedimentario Deltaico con predominio fluvial

Mapa de facies tope B-5

Al nivel de la unidad B-5 se observa la poca presencia de buenos cuerpos de barras o

canales, figura. 78.

Figura 78. Mapa de Facies Tope B-5

161


Al nivel de la unidad B-6 se observa el predominio de buenos espesores de

canales distributarios con una leve presencia de intervalos lutíticos, lo que, evidencia

el potencial productivo de esta unidad, figura. 79.



Al nivel de la unidad B-7 se observa buenos espesores de canales distributarios

con algunas intercalaciones de lutitas en el área VLA-16 y una pobre presencia de

cuerpos de arena en el área VLA-33, figura. 80.

162

Figura 80. Mapa de Facies tope B-7


Al nivel de la unidad B-8 se observa el predominio de espesores de lutitas con

algunas presencias de delgados cuerpos de canales distributarios y barras de

desembocadura, figura. 81.


163


Al nivel de la unidad B-9 se observa en mayor proporción con respecto a la Unidad

B-8, el predominio de espesores de lutitas con algunas presencias de delgados

cuerpos de canales distributarios y barras de desembocadura, figura. 82.


5.4.2 Mapas de arena neta total

El primer mapa elaborado fue el de Arena Neta Total (ANT), donde se representó

gráficamente los valores del espesor total derivados de los parámetros de corte del

volumen de arcilla (Vsh).

Mapa arena neta total tope B-5

Al nivel de la unidad B-5, no se observan buenos espesores de ANT. Se tienen

espesores que varían entre 10 y 50 pies los mejores espesores de arena neta total se

encuentran en las cercanías de los Pozos VLA-0002, VLA-0055 y VLA-0182 con

valores entre 35 y 50 pies, figura. 83.

164

Figura 83. Mapa Arena Neta Total Tope B-5


Al nivel de la unidad B-6, Se tienen espesores que varían entre 40 y 200 pies los

mejores espesores de arena neta total se encuentran en el área VLA-33 y en la zona

media del área VLA-16, en las cercanías de los Pozos VLA-0002, VLA-0366, VLA-

0808 y VLA-1538, con valores entre 150 y 200 pies, figura. 84.


165


Al nivel de la unidad B-7, se muestran espesores con rangos variables de 40 a 110

pies. En la parte media del área VLA-16 se evidencian los mejores espesores entre 80

y 110 pies, en las adyacencias de los Pozos VLA-0366, VLA-0321 y VLA-1197.

Figura. 85.



En relación con la unidad B-8, se muestran espesores con rangos variables de 15

a 165 pies. Los mejores espesores de arena neta total se encuentran en la parte

media de las áreas VLA 16-33, hacia las cercanías de los Pozos VLA-0071, VLA-0266

y VLA-0679, con rangos entre 100 y 150 pies de espesor, figura, 86.

166


Al nivel de la unidad B-9, se muestran espesores con rangos variables de 15 a 165

pies. En la parte media del área VLA-16-33 se evidencian los mejores espesores entre

100 y 120 pies, en las adyacencias de los Pozos VLA-0002 y VLA-0071. Figura. 87.


167


5.4.3 Mapas de arena neta petrolífera

Mapa arena neta petrolífera tope B-5

Al nivel de la unidad B-5, el espesor de arena neta petrolífera se desarrolla un poco

en el área VLA-16 en las proximidades de los Pozos VLA-0055 y VLA-0182 con

espesores de 4 y 6 pies aproximadamente. En el área VLA -33 la presencia de ANP

es nula, figura. 88.

168

Figura 88. Mapa Arena Neta Petrolífera Tope B-5


Al nivel de la unidad B-6, el espesor de arena neta petrolífera se desarrolla un poco

en el área VLA-33 hacia el norte en las proximidades del Pozo VLA-1538 con un

espesor de 115 pies. En el área VLA-16 los espesores de Arena Neta Petrolífera

oscilan entre 40 y 180 pies. Siendo una arena con buena prospectividad, mostrándose

menos atractiva hacia el Noreste del área, figura. 89.

169



Al nivel de la unidad B-7, no se desarrolla espesor de arena neta petrolífera en el

área VLA-33, en el área VLA-16 se evidenciaron espesores de arena neta petrolífera

con valores que oscilan entre 90 y 110 pies aproximadamente en las aproximaciones

de los Pozos VLA-0044, VLA-0048, VLA-0295, VLA-0055, VLA-0325 y VLA-0366,

figura. 90.

170



Al nivel de la unidad B-8, Se evidenciaron espesores de arena neta petrolífera, con

valores que oscilan entre 60 y 100 pies aproximadamente al en las aproximaciones de

los Pozos VLA-0259, VLA-0321, VLA-0182 y VLA-0679, figura. 91.


171


Al nivel de la unidad B-9, no se observa arena neta petrolífera en ningún pozo de

las áreas VLA 16-33, figura. 92.


5.4.4 Mapas de Saturación de Agua (SW).

Mapa saturación de agua tope B-5

Al nivel de la unidad B-5, la saturación de agua, en el área VLA-16 muestra valores

en general mayores a 50% en los pozos VLA-0055, VLA-0063 y VLA-0182 y en el

área VLA-33 muestra una saturación de agua del 100 % representándose en el mapa

sin sombreado, figura. 93.

172

Figura 93. Mapa Saturación de Agua Tope B-5


Al nivel de la unidad B-6, la saturación de agua, en el área VLA-16 muestra valores

que oscilan entre 10 y 50% en las aproximaciones de los pozos VLA-0108, VLA-0063,

VLA-0055, VLA-0048 y VLA-0044. Lo que implica que se tengan saturaciones de

hidrocarburos en esta área alrededor del 70%; esto asociado a las demás

características petrofísicas hacen ver esta arena con buena prospectividad para

aplicación de nuevas tecnológicas y continuar explotando el área comercialmente. En

el área VLA-33 muestra una saturación de agua del 100 % y de un 50% hacia la parte

norte cerca del pozo VLA-1538, figura. 94.

173



Al nivel de la unidad B-7, se muestran valores de saturación de agua en general

mayores a 90% en el área VLA-33. En el área VLA-16 se evidencias valores que

oscilan entre 20 y 60 % donde las menores saturaciones se observan en las

aproximaciones de los pozos VLA-0205, VLA-0055 y VLA-1231, figura. 95.

174



Al nivel de la unidad B-8, se muestran valores de saturación de agua entre 70 y

100% en el área VLA-33. En el área VLA-16 se evidencias valores que oscilan entre

40 y 80 % donde las menores saturaciones se observan en las en dirección noreste

del área VLA-16, figura. 96.


175


Al nivel de la unidad B-9, se observa que los valores de saturación de agua son

del 100% en todos los pozos de las áreas VLA 16-33, figura. 97.


176

CONCLUSIONES

Una primera conclusión a la cual se ha llegado en este trabajo es que, desde el

punto de vista estratigráfico, el área no presenta grandes variaciones en cuanto a la

continuidad y espesor de los estratos productores.

Desde el punto de vista estructural el evento más importante que influencia el

comportamiento y productividad de las trampas, lo constituye la falla Lama Icotea con

dirección SO-NE y con 2000 pies de salto aproximadamente.

El Modelo Sedimentológico existente del área realizado por la Ing. Thaio Arenas

en el año 2000 y soportado por la revisión efectuada, arroja unos resultados acordes a

la integración llevada a cabo para realizar los mapas estructurales, isopacos, de

facies, de A.N.T., de A.N.P. y de saturación de agua.

Se ha podido demostrar que yacimientos productores como las “Arenas 16-33”,

actualmente consideradas marginales, debido a sus grandes acumulados de

producción y bajas presiones, revelan un subestimado de la reserva calculada

inicialmente al momento de su descubrimiento.

Por esta razón, se abren nuevas oportunidades como la prospectividad de las

areniscas de la “Arena B6” para reconocer horizontes y áreas no drenadas las cuales

actualmente pueden ponerse en producción con la aplicación de nuevas tecnologías

de perforación y completación.

177

RECOMENDACIONES

Una primera recomendación es la perforación de pozos horizontales y pozos

interespaciados en el mallado existente, debido a la baja permeabilidad (100-380 md)

que revelan las areniscas de la “Arena B6”.

Una segunda recomendación sería que la ubicación de los pozos a perforar

debería seleccionarse en las áreas donde las areniscas B6 revelen la menor

saturación de agua como se indica en el mapa de saturación de Sw de este trabajo.

De ser posible realizar la toma de un núcleo en las nuevas áreas identificadas

para corroborar e integrar con mayores detalles los parámetros petrofísicos,

sedimentológicos y estratigráficos hasta el momento existentes y validados.

Por lo tanto, se recomienda la puesta en marcha de un proyecto piloto que permita

realizar un diagnóstico del punto de vista operacionales para la perforación de pozos

horizontales, geológicamente optimizando en el yacimiento B6.

178

REVISION BIBLIOGRÁFICA

Archivo Central y Registros de Pozos, PDVSA (2008). COMISIÓN VENEZOLANA DE ESTRATIGRAFÍA Y TERMINOLOGÍA (1970) Léxico

Estratigráfico de Venezuela. Bol. Geol. GONZÁLEZ DE JUANA, C.; ITURRALDE, J. y PICARD, X. (1980) Geología de

Venezuela y de sus Cuencas Petrolíferas. Ediciones Foninves, Caracas. HEDBERG, H. D. y SASS, L. C. (1937). Sinopsis de las Formaciones Geológicas de la

parte Occidental de la cuenca de Maracaibo, Venezuela. Bol. Geol. y Min. Estudio Geológico Arenas B-Inferior, Área VLA 16/33, Bloque I, Lago de Maracaibo.

Tahio L. Arenas O, Junio 2000. TRABAJO ESPECIAL DE GRADO. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES MERIDA VENEZUELA

Análisis técnico-económico para la recuperación de Reservas Remanentes mediante

perforación de pozos direccionales área VLA 16/33. Ardila Dayana y Ramos Maria, (2007). TRABAJO ESPECIAL DE GRADO UNIVERSIDAD DEL ZULIA MARACAIBO VENEZUELA

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septiembre 1996. “Análisis de Oportunidades estratégicas en la formación La Rosa, área norte del Bloque I, Segregación Lagomar”.

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