Cuenca Maracaibo
72
MINISTERIO DE EDUCACIÓN LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA NÚCLEO DE INGENIERIA SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO CABIMAS - ZULIA U N IV E R SI D A D Z U L I A D E L 11 de SEP de 1891 1 OCT U BR E o 1946 POST NUBILA PHOEBUS CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO GEOLOGÍA II INTEGRANTES RENNY CALLEJA CABIMAS 19 DE FEBRERO DE 1998
Transcript of Cuenca Maracaibo
MINISTERIO DE EDUCACIÓN LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO DE INGENIERIA SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO
CABIMAS - ZULIA
UN IVERSI D AD Z U LI A
D E L
11de
SE
Pde
1891
1O
CTU
BR
E
o
1946
POSTNUBILA
PHOEBUS
CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
GEOLOGÍA II
INTEGRANTES
RENNY CALLEJA
CABIMAS 19 DE FEBRERO DE 1998
ESQUEMA
INTRODUCCIÓN
I. CUENCAS PETROLIFERAS DE MARACAIBO
II. EVOLUCIÓN
III. ESTRUCTURA
IV. ANTICLINALES Y FALLAS EN LAS CUENCAS
• EL ALTO TEOTEA Y EL LEVANTAMIENTO DE PUEBLO VIEJO-
CEUTA
• EL SINCLINARIO CENTRAL DEL LAGO
• LA FALLA DE OCA
• EFECTOS DE TRANSCURRENCIA
V. AREAS Y CAMPOS PRODUCTORES
• CAMPO COSTANERO DE BOLIVAR
• SINCLINARIO CENTRAL DEL LAGO
• AREA NOROESTE DENTRO DEL LAGO
• REGIÓN MERIDIONAL DEL LAGO DE MARACAIBO
• AREA NORESTE DE LA CUENCA
• AREA SUROESTE DE LA CUENCA
• AREA SURESTE DE LA CUENCA
VI. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTARIAS DE LOS INTERVALOS
PRODUCTORES.
• EL SUBSTRATUS
• LAS CALIZAS CRETACICAS
• EL PALEOCENO
• EOCENO INFERIOR Y MEDIO
VII. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LOS INTERVALOS
PRODUCTORES
• POROSIDAD
• PERMEABILIDAD
• ESPESOR DE LAS COLUMNAS PETROLIFERAS Y DE LOS
INTERVALOS PRODUCTORES
• AREA PRODUCTORA DE LOS YACIMIENTOS
VIII. PROBLEMAS DE GENESIS, EMIGRACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE
PETRÓLEO.
• ROCAS MADRES
• MADURACIÓN DE LOS PETROLEOS
• EMIGRACIÓN DE PETROLEO
• ENTRAMPAMIENTO DE PETROLEO
IX. IMPACTO AMBIENTAL
CONCLUSIONES
INTRODUCCION La Cuenca del Lago de Maracaibo es una de las mas
importantes en Venezuela como a nivel mundial, a continuacion
presentaremos las caracteristicas que hicieron destacar esta cuenca,
su ubicación, evolución, estructuras que la conforman actualmente,
los campos y áreas productoras que posee y las caracteristicas
petrofisicas y sedimentarias que contribuyeron a la formación o
génesis y migración del petróleo en esta cuenca petrolifera.
I. CUENCA PETROLIFERA DEL LAGO DE MARACAIBO La Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está ubicada al
noroeste de Venezuela. En sentido estricto y restringida a territorio
venezolano, se extiende sobre toda el área ocupada por las aguas del lago
y los terrenos planos o suavemente ondulados que la circundan y que de
modo general, pueden delimitarse como sigue : al oeste-noreste por el
piedemonte de la Sierra de Perijá, al oeste-suroeste por la frontera
colombiana hasta un punto sobre el río Guarumito, 12,5 Km. Al oeste de la
población de La Fría ; al sureste por el piedemonte andino desde el punto
mencionado hacia el río Motatán, ligeramente al este del cruce de Agua
Viva ; al estenoreste por la zona de piedemonte occidental de la Serranía
de Trujillo y una línea imaginaria dirigida al norte hasta encontrar la frontera
de los estados Zulia y Falcón, donde puede observarse un pequeño
saliente hacia el este en la región de Quiros y en su parte norte, por la línea
geológica de la falla de Oca. La extensión de este trapezoide, de
aproximadamente 50.000 Km2, corresponde políticamente en su mayor
parte al Estado Zulia y extensiones menores a los estados Táchira, Mérida
y Trujillo. Las líneas mencionadas anteriormente son bastante arbitrarias
en sentido fisiográfico y geológico, pero corresponden en realidad al
carácter geo-económico de la cuenca petrolífera como tal.
Geográficamente la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está
totalmente incluida dentro de la hoya hidrográfica del Lago de Maracaibo,
mucho más extensa.
CUENCA DE MARACAIBO Historia Geológica del Proceso Sedimentario
Los procesos de levantamiento y erosión mencionados en párrafos
anteriores fueron especialmente severos y son perfectamente conocidos,
especialmente en las regiones centrales de la Cuenca del lago de
Maracaibo en cuyo subsuelo se desconocen sedimientos del Eoceno
superior, comprobándose por el contrario, que la erosión avanzó
considerablemente hasta remover la sedimentación del Ciclo inferior en
forma parcial o total y alcanzar en algunos lugares la parte superior del
Cretácico.
Únicamente en zonas marginales como el sector suroccidental, las
contrafuertes de la Sierra de Perijá, la región de Tarra-Táchira y el Distrito
Miranda, situado en la zona nororiental de la cuenca, podría existir alguna
duda sobre la existencia de rocas del Eoceno superior, representadas por
las formaciones Carbonas y La Victoria.
De estas premisas pudiera dedicarse un modelo sedimentario
consistente en un conjunto de elevaciones en las cuales se produjo fuerte
denundación y erosión diferencial durante el Eoceno superior, ubicadas en
la región norte del Distrito Perijá, sur del lago de Maracaibo y área del
Macizo de Avispa. En la parte central de dichas regiones se encontraba un
conjunto de zonas bajas, no necesariamente subsidentes, donde se
desarrolló simultáneamente un complejo de planicies salobres, paudales y
fluviales, que durante el Eoceno superior y Oligoceno se extendieron hasta
la región de Táchira-Tarra.
II. EVOLUCIÓN DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO La evolución de la Cuenca del Lago de Maracaibo ha sido bastante
compleja a lo largo del tiempo geológico debido a una serie de invasiones y
regresiones marinas que fueron determinantes para la sedimentación, tanto
de rocas madres generadoras de hidrocarburos como de recipientes
adecuados para almacenarlos, y como resultado de varios períodos de
orogénesis y epirogénesis que produjeron las trampas adecuadas para
retenerlos hasta los momentos actuales. En realidad la Cuenca del Lago de
Maracaibo no llegó a presentar una configuración semejante a la actual
hasta el Mioceno medio (± 15 millones de años) mientras que su
prehistoria se debe situar en el Permo-Triásico (± 230 millones de años).
Presentamos aquí un resumen esquemático de este proceso evolutivo,
enfatizando los fenómenos que afectan más o menos directamente los
procesos de génesis y almacenamiento de petróleo.
RESUMEN ESQUEMÁTICO DEL PROCESO EVOLUIVO DE LA CUENCA PETROLÍFERA DEL LAGO DE MARACAIBO
225 m.a OROGÉNESIS HERCINIANA O EVENTO TECTO-TERMAL
PERMO-TRIASICO.--- Metamorfismo y plegamiento andino,
intrusiones ígneas, formación del Arco de Mérida, levantamiento
de la región central del Lago de Maracaibo precursora de la
subsiguiente Plataforma de Maracaibo. El borde continental se
levanta produciendo retirada general de los mares de
Venezuela Occidental. Fijación de los caracteres petrológicos
del mayor porcentaje de rocas que se encuentran actualmente
en el substratum de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
220 m.a. TRIASICO -JURASICO.--- Sedimentación continental
concentrada al noreste y al sureste del Arco de Mérida y en la
Sierra de Perijá. Vulcanismo. Actualmente forma parte del
substratum de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
120 m.a. BARREMIENSE. --- Comienzo de la transgresión cretácica
según tres surcos marginales al levantamiento de la Región
Central del Lago. Surco de Machiques. Surco del uribante y
Surco de Barquisimeto. Sedimentación gruesa clástico-
feldespática en los surcos, que se extiende en forma diacrónica
y con pequeño espesor sobre las plataformas : Formación Río
Negro.
115 m.a. APTIENSE ALBIENSE.--- Continuación de la transgresión
cretácica. Cobertura marina de la Plataforma de Maracaibo ya
bien delimitada y sedimentación de calizas bioclásicas
espesas sobre la mayor parte de la cuenca. Nueva
subsidencia del Surco de Machiques y sedimentación
glauconítica y lutítica local, con mayor desarrollo de calizas
sobre la plataforma : Formación Lisure.
Transgresión sobre el núcleo andino, rebasado al final del
Albiense ; invasión de la Cuenca de Barinas, mayor aporte de
arenas procedentes del sur a partir del Albiense, que se
intercalan con calizar y lutitas en el Flanco Nor-andino y
Depresión del Catatumbo : Formación Aguardiente. Cobertura
extensa de caliza cabulas, delgada, bioclásica : Formación
Maraca.
Varias del Aptiense Albiense forman recipientes importantes
de petróleo en campos situados en la mirad septentrional de la
Plataforma de Maracaibo. Su valor petrolífero es menor al
suroeste de la cuenca.
110 m.a. CENOMANIENSE-SANTONIENSE.--- Máxima cobertura
marina, formación de ambientes euxinicos : Formación La
Luna y de ambiente más oxigenados. Formación Capacho,
invasión total de la Cuenca de Barinas y desarrollo de
ambientes nerítico-costaneros en la misma. La Formación La
Luna presenta excelentes características de roca madre en la
Cuenca de Lago de Maracaibo. Esta misma roca fracturada
constituye muy buenos recipientes en algunos campos
productores.
80 m.a. CAMPANIENSE-MAESTRICHTIENSE.--- Sedimentación más
local de algunas calizas de litología similar a La Luna. Miembro
Socuy de la Formación Colón. Relleno gradual de la cuenca,
ambientes marinos normales. Formación Colón, ambientes
con mayor producción de arenas : Formación Mito Juan.
Columna impermeable protectora de los hidrocarburos
encontrados en las formaciones cretácicas.
65 m.a. OROGÉNESIS DE FINES DEL CRETACICO.--- Se manifiesta
en forma más violenta en los cinturones móviles hacia el norte,
donde produce metamorfismo y con menor intensidad en la
Cuenca del Lago de Maracaibo, donde no se conocen efecto
termales. Produce levantamiento en el borde septentrional del
Cratón de Guayana y los mares se retiran hacia el norte de la
Cuenca de Barinas. Partes de las regiones andina y perijana
se convierten en áreas positivas. Probable inicio de fallamiento
gravitacional en los alineamientos sur-norte de la parte central
de la cuenca. Cambio en el patrón de isofacies entre la
sedimentación cretácia y la sedimentación paleocena que se
desarrolla en tres provincias distintas : Provincia Parálica en el
ángulo suroeste de la confluencia de alineamientos, entre las
cadenas andina y perijana y una línea imaginaria entre el
Macizo de Avispa en la Cadena Andina y el Alto de el Tocumo
en las estribaciones de la Sierra de Perijá, Provincia de
plataforma marina somera paralela a esta última, ocupando
prácticamente toda la extensión del lago actual y limitada al
este-noreste por una faja o línea de bisagra. Provincia
geosinclinal situada al este-noreste de esta línea de bisagra.
Las formaciones paleocenas produjeron petróleo en los
campos de la Paz y Tarra.
54 m.a. EOCENO INFERIOR Y MEDIO.--- Ligero levantamiento
equirogénico al final del Paleoceno y probable crecimiento de
las fallas del final del Cretácico, con formación de altos
emergentes al comienzo de la sedimentación eocena.
Formación de un extenso sistema deltaico, con vértice al
suroeste y extenso abanico hacia el noreste. Sedimentación
extremadamente compleja con sedimentación fluvial al
suroeste, fluviodeltaica sobre la plataforma y delta bajo hacia
la línea de bisagra : Formaciones Mirador y Misoa.
Transgresión del Eoceno medio superior sobre la Cuenca de
Barinas y regresión al final del mismo. Separación definitiva de
ambas cuencas al final de este evento.
La Formación Mirador produjo petróleo en los campos de
Tarra, la Formación Misoa comprende las grandes arenas
productivas del centro del lago. Posibles rocas madres al
noreste.
44 m.a. PULSACIÓN OROGENICA DEL EOCENO SUPERIOR.—
Levantamiento generalizado de la Cuenca del Lago de
Maracaibo, período de fallamiento importante , particularmente
en los alineamientos longitudinales del algo, con ejes de
plegamiento orientados de sur a norte ; no se conocen efecto
termales. Subsiguiente erosión profunda de las formaciones
del Eoceno medio que produce remoción casi total de Pauji
Mene Grande y remoción parcial de Misoa en alineamientos
occidentales del lago, erosión rocal de Misoa y localmente
Guasare en bloques del sur del lago.
Fracturamiento de la sección de calizas cretácias y emigración
del petróleo ya formado hacia los alineamientos levantados y
fallados. Aculumaciones en trampas cretácias adecuadas,
probable alimentación de petróleo cretácico a recipientes
eocenos a través de fallas abiertas y posible disipación de
petróleo de arenas eocenas truncadas erosionalmente, en
topes de zonas levantadas. Inversión del gradiente de la
cuenca eocena, de la dirección noreste que prevaleció en la
sedimentación antecedente a nueva dirección sur-suroeste,
caracterizada del post-Eoceno. Período de gran importancia
en la evolución de la cuenca petrolífera.
Durante el Oligoceno y Mioceno inferior continua el período
erosivo en la parte norte-noreste del lago y comienza la
sedimentación no marina hacia el oeste-suroeste.
20 m.a EVENTOS MIO-PLIOCENOS.--- Al comienzo del Brudigaliense
se inicia la transgresión marina de la Formación La Rosa, que
penetró profundamente hacia el sur depositando sus arenas
basales en la parte central de la cueca sobre la superficie
erosionada del Eoceno medio ; en los bordes de la
transgresión, Costa de Bolívar y área de Boscán Urdaneta,
ambientes costero-deltaicos depositaron excelentes
recipientes petrolíferos en horizontes más altos. Sobre La
Rosa se depositó la Formación Lagunillas, menos marina, que
llegó a excavar fondos de canales fluviales en lutitas de La
Rosa. Produjo en la zona de la Costa de Bolívar secuencias
arenosas, excelentes recipientes de petróleo. Otros
fenómenos importantes fueron la sedimentación del Mioceno,
que constituyó la cobertura impermeable necesaria para
preservar los hidrocarburos en las arenas truncadas del
Eoceno a que hemos hecho referencia anteriormente, las
arenas basales miocenas, como la arena de Santa Bárbara, en
contacto con arenas eocenas truncadas, fueron fácilmente
alimentadas con petróleo eoceno, el nuevo gradiente hacia el
suroeste del fondo de la cuenca miocena favoreció la
emigración longitudinal hacia arriba, en dirección norte-
noreste, tanto en las arenas basales como en el plano de
discordancia Eo-mioceno. Esta emigración fue detenida
principalmente por las barreras de permeabilidad formadas en
la sedimentación marginal de La Rosa y Lagunillas o por sellos
de asfalto bruzamiento arriba.
Al final del Mioceno se produjo el levantamiento definitivo de la
Cordillera de Los Andes en forma predominantemente
vertical ; en su norte se depositan gruesas formaciones
continentales características de la anterior antefosa andina
subsidente. No hay indicios de comprensión en el centro-norte
de la cuenca, como consecuencia de este levantamiento.
III. ESTRUCTURA Como quedó definido anteriormente, la Cuenca Petrolífera del Lago
de Maracaibo está enmarcada por tres alineamientos orogénicos mayores :
la Sierra de Perijá al oeste, Los Andes de Mérida al sureste y la Serrania
de Trujillo al este, el marco se completa con el sistema de la falla de Oca
en el norte que aparentemente separa la Cuenca Petrolífera del Lago de
Maracaibo propiamente dicha de la Cuenca del Golfo de Venezuela, aún
no completamente definida. Estos elementos rectónicos mayores fueron
calificados por MILLER et al (1958) como “cinturones móviles”.
Dentro de los “cinturones móviles” se desarrolla un amplio sinclinorio
que integra estructuralmente a la Cuenca Petrolífera del Lago de
Maracaibo, dentro del mismo se conocen diversos alineamientos
tectónicos, no pocos de los cuales tienen gran importancia para la
producción de petróleo. En realidad, el alineamiento estructural andino sólo
se refleja en pequeñas estructuras de Los Andes venezolanos. En
contraste, las directrices observadas dentro de la Cuenca del Lago de
Maracaibo, en la cual los ejes anticlinales y fallas más importantes tienen
una fuerte componente norte, y son definitivamente subparalelos al grano
de la Sierra de Perijá
Se conocen cinco alineamientos de dirección aproximada sur-norte
que se destacan entre todos los demás por su pronuncado relieve
estructural, enumerados de noroeste a sureste éstos son el alineamiento
de La Paz- Mara-El Moján, el alineamiento de la falla de Icotea, el
alineamiento de Pueblo Viejo-Ceuta, la estructura de Misoa-Mene Grande y
el anticlinorio de Tarra, situado en la parte suroccidental de la cuenca,
cerca de la frontera con Colombia. Una característica común a estos cinco
alineamiento es el severo fallamiento longitudinal sobre, o cerca de, las
zonas crestales.
Los alineamiento con menor relieve estructural son bastante
numerosos y se presentan entre las estructuras de mayor relieve, a pesar
de su menor relieve, en varios de ellos se ha encontrado un prolífica
producción de petróleo. A continuación se hace una enumeración sumaria
de estas estructuras.
Al este del alineamiento de La Paz-Mara. El Moján se encuentran las
estructuras de La Concepción y Siburaca, aunque parece plausible que la
deformación de La Concepción se conecte hacia el sur con la falla de
Boscán en el Distrito Urdaneta, esta conexión no está totalmente libre de
duda. Hacia el este de Boscán y muy cercano a la costa oriental del Lago
de Maracaibo, se encuentra el anticlinal de Ensenada. Más al este se
conoce algunas fallas subparaleleas de rumbo general norte-noreste,
deprimidas más frecuentemente hacia el este, aunque no faltan
desplazamientos contrarios, entre éstas se encuentra la generalmente
denominada falla de Urdaneta, parte de un “horst” que se alinea hacia el
Campo de Urdaneta.
El Distrito Perijá, aunque peor conocido todavía, parece
estructuralmente estable y apenas se mencionan la nariz de macoa carece
de importancia estructural y petrolífera y se menciona solamente por su
declive anómalo en dirección oeste-suroeste. Alturistas no ha
proporcionado producción comercial hasta la fecha. Esta ausencia de
relieve tectónico se hace notar al este de la costa occidental del lago y al
oeste de la falla de Icotea, donde contrasta con la deformación que
caracteriza el Campo de Lama y el sinclinorio central del lago, entre el Alto
de Icotea y el levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta. Es posible, sin
embargo, que esta conclusión se deba a que la información sísmica
disponible hasta la fecha ha sido escasa y obtenida por métodos antiguos.
En el sinclinorio central del lago se conocen dos alineamientos de
gran importancia desde el punto de vista de producción de petróleo que se
denominan Lamar y Centro de Oeste a este ; en ambos dominan las fallas.
Un tercer alineamiento de menor importancia se encuentra en el flanco
oeste del levantamiento de Pueblo Viejo, donde se han perforado los pozos
VLC.
DESARROLLO ESTRUCTURAL DE LA CUENCA Indudablemente el substratum metamórfico de la Cuenca del Lago de
Maracaibo debió sufrir los efectos de diversos períodos orogénicos
paleozoicos estudiados en la primera parte de esta obra. No obstante, tales
períodos no tuvieron mayor influencia sobre la configuración actual de la
cuenca ni sobre su arreglo estructural presente, si exceptuamos el evento
recto-termal, del Permo-Trifásico, que con la formación de Arco de Mérida
preparó el marco adecuado para la sedimentación plataformal del intervalo
de las calizas cretácias, gran productor de petróleo en la actualidad.
Los efectos de la orogénesis del final del Cretácico son más difíciles
de evaluar. Aparte de las deformaciones de orden regional como resultado
del tectonismo y metamorfismo de las masas de Perijá y La Goajira, y el
transporte tectónico del Surco de Barquisimeto y la elevación del borde
nor-andino y el flanco oriental de Perijá, en el lago mismo se conocen
fenómenos que deben ser tomados en cuenta.
Las numerosas perforaciones y extensos levantamientos sísmicos
efectuados en el Lago de Maracaibo permiten observar bastante
disarmonia entre el parrón estructural cretácico y el patrón eoceno, aunque
ciertamente se conservan las grandes directrices tectónicas del sistema
norte-sur.
Consecuentemente en esta obra se acepta como hipótesis de
trabajo, que la Orogénesis del final del Cretácico inició las principales
estructuras de la Cuenca del lago de Maracaibo, en forma de anticlinales
de suave relieve y fallas normales que pudieron crecer durante el
Paleoceno-Eoceno inferior.
El Ciclo Terceario Inferior fue una época de inestabilidad que en
ningún caso alcanzó proporcionales diastróficas. Para comprender esta
inestabilidad basta recordar la invasión de la Cuenca de Barinas, los
enormes volúmenes de sedimentos clásticos que fueron aportados al delta
de Misoa por las áreas marginales, cuyo levantamiento hubo de compensar
el efecto erosivo y el posterior hundimiento de gran parte de la cuenca en
tiempo de la Formación Paují, seguida por la sedimentación aún más
profunda, turbiditica, de la Formación Mene Grande.
La gran deformación, sin embargo, no ocurrió sino en el Eoceno
superior, contemporáneo con la extensa retirada de las aguas hacia el
norte. En esta violenta pulsación orogénica se reactivaron todos los
lineamientos estructurales iniciados en el Cretácico Superior, tomaron
forma definitiva los anticlinales y fallas características del sistema norte-sur
y se produjeron algunas fallas del sistema oeste-este. Una nueva
recurrencia del movimiento hacia finales del período orogénico causó
finalmente, o tal vez reactivó en gran parte, los movimientos transcurrentes
sinestrales que se observan en las grandes fallas norte-sur. Este
movimiento transcurrente ocasionó el desplazamiento de las fallas oeste-
este, tal como fue observado por BORGER y LENERT (1959).
El último levantamiento de Los Andes venezolanos tuvo lugar durante
el Mioceno superior Plioceno inferior. Este levantamiento fue estudiado en
la primera parte de esta obra (Capítulo VIII).
VI. ANTICLINALES Y FALLAS EN LA CUENCA La asociación de anticlinales de dirección general norte-sur con fallas
cretales, o próximas a la cresta, es una característica resaltante en toda la
cuenca del Lago de Maracaibo, el patrón estructural se complementa con
fallas de un sistema transversal, más frecuentemente ONO-ESE, en el cual
figuran también elementos francamente oeste-este y OSO-ENE. Los
plegamientos predominan sobre las fallas en algunas zonas mientras que
en otros el fallamiento es preponderante ; los levantamientos están mejor
definidos como bloques levantados, estructuras de “horst” o fallas
escalonadas donde el desplazamiento entre fallas soporta el
levantamiento.
En las zonas de mayor grado de fracturamiento, se producen
levantamientos dómicos o hemidómicos, aportados contra una falla o
situados entre dos fallas, pero de mayor importancia en la producción de
petróleo, sobre todo de petróleo almacenado en el cretácico.
En la parte occidental de la cuenca Distritos Mara, Maracaibo,
Urdaneta, Perijá y norte del Distrito Colón. Los anticlinales predominan
sobre las fallas ; las estructuras son generalmente domos alargados en
sentido norte-sur fallados en la cresta marcados al sur y al norte. El
alineamiento anticlinal de la Paz-Mara-El Moján es el primer levantamiento
importante que se encuentra al este de la cadena de Perijá
aproximadamente 30 km al este de los afloramientos graníticos cercanos al
viejo campo el El Totumo. Uno de los alineamientos de mayor relieve
estructural en la cuenca del Lago de Maracaibo, donde las calizas
cretácicas se preforan a solamente 4.180´(1.274 m) en la Paz y a
5.145´(1.568 m) en Mara.
El alineamiento consta de dos domos alargados, conocidos
respectivamente como la Paz y Mara y un declive menor hacia el norte,
separado del domo de Mara por fallas transversales, entre los dos domos
principales se encuentra la silla de Netick de poca importancia estructural,
su dirección varía ligeramente entre N 20ºE y N 40ºE y la relación entre
longitud y anchura en cada domo es de aproximadamente 2 a 1, ambos
domos son asimétricos con el flanco o este más inclinado que el oriental.
El desplazamiento en la cresta de la Paz alcanza casi 2.000´(609m) ;
en Mara el desplazamiento de las dos fallas principales sobrepasa los
5.000´(1.524 m). Las fallas transversales tienen menor magnitud, aunque
tienen importancia económico por controlar la recuperación de petróleo.
Hacia el sueste del alineamiento de la Paz-Mara se conocen dos
alineamientos conocidos como la concepción-San Ignacio y sibucara,
ambos de menor relieve estructural. La concepción fue conocido
primeramente por su estructura eocena muy compleja, descrita por STAFF
OF CARIBBEAN PETROLEUM CO. (1948), en ello se destacan los tres
anticlinales, principales de Romillete.
En la zona de la concepción se observa un sistema de fallas
transversales de rumbo casi oeste-este que se prolongan hacia el oeste
hasta el norte de Boscán y la Región de El Divide.
Este sistema de fallas transversales parece separar la zona
intensamente deformada de los Distritos Mara y Maracaibo de la región de
menor deformación de Urdaneta-Perijá, dentro de la parte occidental de la
cuenca del Lago de Maracaibo.
En la parte sur del Distrito Colón del estado Zulia, cerca de la frontera
con Colombia, se conocen tres levantamientos anticlinales de importancia
de oeste a este son, el anticlinal de Río de Oro, el domo de Tarra Oeste y
el anticlinario de Tarra.
El anticlinal de Río de Oro, en territorio venezolano, es el declive
norte de una estructura mejor desarrollada en Colombia. Presenta en su
cresta floramientos del grupo Orocué recubiertos por terciario más joven.
La parte más pronunciada de este anticlinal se encuentra en Colombia, en
Venezuela no se ha logrado producción comercial.
El anticlinorio de tarra es la estructura más notable de esta región
(STAFF OF CARIBEAN PETR CO., 1948) y al mismo tiempo una de las
pocas fallas de corrimiento que se presentan en la cuenca del Lago de
Maracaibo. A partir de la frontera colombiana penetran en Venezuela dos
anticlinales : el más oriental se conoce como anticlinal de redondo, con
rumbo franco sur-norte, el anticlinal de tarra, por unos 5 km a partir de la
frontera con rumbo norte-noreste.
Otra región donde se desarrollen bien los pliegues anticlinales es el
sector suroriental de la cuenca, en el alineamiento de Mene Grande-
Motatán.
La estructura de 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
pendiente aproximada de 75 m, por km hacia el sur, el flanco oeste de la
nariz está cortado por una gran falla denominada falla principal por STAFF
OF CARIBBEAN PETR CO. (1948) con rumbo aproximado norte-noreste,
la cual determina un flanco occidental de fuerte buzamiento subparalelo a
la falla.
La falla principal de Mene Grande continua hacia el sureste hasta las
estructuras del campo de Motatán, donde aparecen dos nuevos domos
almeados en el lado oriental de la falla (GIAENTZLIN y MORENO, 1975)
con características estructurales bastante similares a Mene Grande.
Los autores mencionados interpretan esta estructura “como una
estructura floral generada por el desplazamiento hacia arriba de los
sedimentos a lo largo del plano de la falla principal de Motatán”, mencionan
también el carácter transcurrente de la falla sin indicar la dirección del
movimiento.
Al oeste de la falla de Mene Grande se encuentra el levantamiento de
Barúa cortado al oeste por una falla de características similares a la de
Mene Grande, con rumbo ligeramente convergente con ella y separado del
área de El Veleto por un sinclinal menor.
El estudio de éstas estructuras confirmó el proceso de evolución
tectónica que comprende : reactivación durante el eoceno superior de uno
directriz tectónica anterior con formación de los domos de Mene Grande,
Barúa y Motatán, reactivación de una falla probablemente normal de
dirección norte-sur, la orogénesis del cretácico superior, la cual tuvo
períodos de crecimiento durante el Paleoceno y Eoceno inferior y vino a
establecerse como unas de las fallas mayores del sistema, hoy conocida
como falla de Mene Grande y formación de fallas transversales menores.
De estas observaciones se deduce que, todo el Mioceno fue un
período de crecimiento estructural, o bien las estructuras de Eoceno
superior al plioceno superior, contemporáneamente con el levantamiento
andino.
• EL ALTO DE ICOTEA Y EL LEVANTAMIENTO DE PUEBLO VIEJO-CEUTA
El alto de Icotea es el principal de todo el sistema estructural del Lago
de Maracaibo, tanto por su longitud conocida - no menos, de 150 km por su
pronunciado relieve. A pesar del grado de su deformación por las fallas del
sistema norte-noreste. Los anticlinales son todavía bien visibles, en
especial en el flanco oeste y en los declives norte y sur, tanto en la
formaciones cretácicas como en las arenas “c” del Eoceno.
En el sector suroccidental del flanco oeste al nivel de las arenas “c”
se encuentra como culminación anticlinal contra la falla, con una longitud
aproximada de 13 km. y un cierre estrucutal (de unos 300m) entre la
culminación de la estructura y el contacto petróleo-agua, esta culminación
termina al norte por una falla transversal.
La llamada falla de icotea es realmente un sistema complejo de
fracturas que forman un alineamiento rectilineo entre el antiguo campo de
Ambrosio, al noreste de Punta Icotea, este de las bocas del río Catatumbo,
sobre la costa occidental del mismo lago.
KRAUSE (1971) la define como una falla, transcurrente sinestral, de
plano muy inclinado, cuyo desplazamiento vertical varía entre unos
3.000´(914m) deprimido hacia el oeste en la zona norte, hasta unos
1.600´(487 m) deprimido hacia el este en la zona sur (pozos sus).
En la zona crestal del sistema de fallas suelen encontrarse una cuña
deprimida en forma de “graben” en la cual se encuentra sedimentos
extraordinarios afectados por el sistema de fallas. KRAUSE menciona que
tales sedimentos han sido considerados como “lonías tectónicas trituradas
durante el fallamiento”.
El sistema de fallas de icotea se completa con otras fracturas
longitudinales, subpararela al alineamiento principal. En el flanco oriental
se observa cierto grado de convergencia y algunas fracturas se arquean
contra el alineamiento principal, en la zona de convergencia disminuye la
magnitud del buzamiento, lo cual se considera como efecto de la
transcurrencia. KRAUSE menciona una serie de anticlinales “en echelon”
subparalelas a la dirección de la falla.
El sistema de Icotea se encuentra afectado por el sistema de fallas
transversales características de toda la parte central del lago. Muy pocas
de estas fallas aparecen en los mapas cortando la cuña crestal o “ graben”
de Icotea, mientras que en ambos flancos se encuentran en gran
abundancia, sobre todo a nivel de las formaciones eocenas.
El levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta limita por el oeste el
sinclinario central del Lago, tiene una alineamiento casi norte-sur con ligera
componenetes hacia el noroeste y se conoce dentro del lago por una
longitud de aproximadamente 45 km. hacia el norte se arquea al noreste y
forma parte del “cinturón móvil” de la serranía de Trujillo, hacia el sur esta
mal conocido, cerca de la costa del Lago de Maracaibo, comienza con un
declive a nariz anticlinal hacia el sur de inclinación fuerte. El declive se
encuentra cortado por tres y aún cuatro, fallas importantes.
El levantamiento está limitado al este y al oeste por fallas
longitudinales que lo separan del sinclinario central del lago y del sinclinario
de San Lorenzo, zona crestal aparece cortado por dos o tres fallas del
sistema norte-sur y toda la estructura está afectada por fallas del sistema
oeste-nor-oeste.
• EL SINCLINARIO CENTAL DEL LAGO
En esta subprovincia estructural las fallas predominan sobre las
estructuras plegadas, en parte porque el relieve ocasionado por el
plegamiento es muy relieve ocasionado por el plegamiento es muy tenue
en parte por la extraordinaria abundancia de fracturas de los dos sistemas
dominantes, norte-sur y oeste-noreste o este-oeste. El conocimiento del
subsuelo, derivado del mayor número de perforaciones efectuadas y una
red más cerrada de líneas sismográficas, ha permitido obtener mejor
detalle en la interpretación de la estructura, entre las dos grandes
estructuras que limitan el sinclinario, el alto de icotea al oeste y el
levantamiento de Pueblo Viejo al este.
Tres elementos principales destacan dentro del sinclinario tanto por
su relieve como por su importancia comercial : La zona de domar, el
alineamiento centro y el levantamiento del área donde se encuentran los
pozos VIC.
La zona de Lomar es un levantamiento mal definido, situado al
sureste de la zona de declive al sur del alto de Icotea. Estructuralmente
está formado por un conjunto complejo de bloques fallados ocasionados
por varias fallas longitudinales y transversales que forman un enrojado
apretado.
Unos 50 km. al norte de la culminación de lomar y siguiendo el
rumbo de las fallas longitudinales se encuentran algunos semidomos
productores.
En el tope de las calizas cretácicas los levantamientos sismográficos
muestran un patrón de fallamiento más simple, básicamente en un “horts”
formado por dos fallas transversales, en cuyo centro se levantó el domo
donde fue perforado el pozo VLE 400.
El alineamiento centro es el que mejor destaca en el centro del lago.
Presenta igualmente los dos sistemas de fallas repetidamente
mencionadas, pero no con tal frecuencia que lleguen a enmascarar el
levantamiento. La culminación meridional de campo centro tiene una
longitud aproximada de 22 km. y pasada una zona baja continua con otro
levantamiento de unos 15 km. de longitud, en el cual fue perforado el pozo
LL-1930 (BRISTOW, 1974).
• LA FALLA DE OCA
La falla de Oca constituye el límite septentrional de la cuenca del
Lago de Maracaibo, al menos en su acepción estructural. Varios autores,
mencionados anteriormente en esta obra, le han atribuido movimiento
transcurrente de magnitud variable, relacionando su movimiento con la falla
de San Sebastián, en la costa centro norte de Venezuela y la falla de El
Pilar, al sur de la Península de Paria.
FEO CODECIDO (1972) concluye que la falla de Oca se mantuvo
activa durante distintos períodos geológicas, particularmente al final del
Eoceno y antes de la sedimentación Post-Eocena, tuvo movimientos
“horizontales durante el Post-Eoceno (especialmente en el terciario
superior”. De esta forma coincide con los resultados obtenidos por los
suscritos el analizar los movimientos de la falla de Mene Grande - Motatán.
Datos recientes inclinan a los autores de esta obra a pensar que esta
fracturada podría trazarse hasta Falcón, pero que resulta difícil
correlacionar exactamente cual de las tres fallas principales que el
sismógrafo pone de manifiesto en la plataforma de Dabajuro es la falla de
Oca.
De cualquier forma, los efectos de la falla de Oca no afectaron en
forma apreciable la estructura de la Cuencas del Lago de Maracaibo como
se ha indicado, el alineamiento de la Paz-Mara-El Moján llega
prácticamente hasta la falla de Oca y el Pozo DMM-3 está muy cercano a
la línea de falla. El alineamiento mencionado se arquea hacia el este
contra la falla.
• EFECTOS DE TRANSCURRENCIA
En varios publicaciones se postulan fallas, no estrictamente dentro de
la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo, pero si relacionados con ella,
con movimientos transcurrentes sinestrales. Tales son la falla de El Tigre
en las estribaciones orientales de la Sierra de Perijá y la falla de Valera al
este de la cuenca del Lago (VASQUEZ y DICKEY, 1972). Anteriormente
transcurrente sinestral en tres fallas distintas dentro de la propia cuenca
del Lago de Maracaibo, que son las fallas de la concepción, la falla de
Icotea y la falla de Mene Grande-Motatán. En otros alineamientos no se
han encontrado indicios de transucrrencia, por no haberse estudiado con
suficiente detalle o no haberse interpretado bien ciertos fenómenos
asociados a las líneas de falla, particularmente las fallas del sistema norte-
sur.
Las fallas del sistema este-oeste se consideran normales, no
transcurrentes y ocasionados por la subsidencia del Eoceno hacia el
noreste.
V. AREAS Y CAMPOS PRODUCTORES Las principales áreas productoras de petróleo en la Cuenca del Lago
de Maracaibo se encuentran al norte del paralelo 9º 30 N. La única
excepción conocida hasta la fecha es una serie de campos situados en la
región del suroeste, en el Distrito Colón del Estado Zulia, cerca de la
frontera colombiana. Esta concentración de campos se debe en parte a
razones de índole sedimentología como resultado de la compleja
distribución de arenas en el delta eoceno de Misoa y en la zona costera de
los mares de La Rosa-Lagunillas, o de la severa erosión post-orogénica de
la sedimentación del Eoceno. Otras causas son de índole estructural, como
las notables deformaciones y sistemas de fallas producidas durante la
pulsación orogénica del Eoceno superior, y finalmente, la inversión del
gradiente de la cuenca hacia el sur noreste, que ocasionó extensa
emigración de hidrocarburos hacia el norte-noreste.
• CAMPO COSTANERO DE BOLÍVAR La mayor extensión productora de toda la cuenca, considerada como
una sola unidad, se denomina Campo Costanero de Bolívar. Se extiende
paralelamente a la costa oriental del lago, parcialmente en tierra y
parcialmente en el agua, por una longitud de 95 km entre el extremo de
Campo Ceuta, hasta la desembocadura del río El Mene situada 7 km. al
norte-noreste de Punta Icotea. Su límite occidental, a partir del vértice de
Punta Icotea, sigue una dirección sur-suroeste, sub-paralela al
alineamiento fallado de Icotea, por aproximadamente 80 km. hasta la
terminación del Campo Lama.
La extensión total del área productora de este Campo Costanero de
Bolívar sobrepasa las 120.000 hectáreas.
SUBZONA DE PUEBLO VIEJO-CEUTA. BACHAQUERO. El
levantamiento anticlinal de Pueblo Viejo delimita dos áreas bajas naturales,
que pueden definirse como el sinclinorio de Bachaquero al oeste y el
sinclinorio de Lagunillas al noroeste, separadas por un anticlinal fallado de
dirección norte-sur y declive hacia el sur. La subzona que estamos
definiendo se refiere a las áreas productoras de la zona crestal del
levantamiento, áreas de Pueblo Viejo y Ceuta y el sinclinorio o plataforma
de Bachaquero.
El anticlinal de Pueblo Viejo muestra declive general hacia el sur,
pero dentro de este declive se presenta una inversión determinada por una
silla rectónica fallada, por separa la estructura compleja de Ceuta de la
parte norte o Pueblo Viejo propiamente dicho. Gran parte de ese
levantamiento constituyó un área positiva al comienzo de la sedimentación
post-orogénica y como consecuencia, en el área costanera de Pueblo Viejo
las formaciones la Rosa y Lagunillas se acuñan en ambos flancos del
levantamiento mientras que hacia el sur, en el área de Ceuta, el Miembro
Bachaquero de la Formación Lagunillas recubre la zona cresta con un
espesor reducido de 200´- 300´(70-91m) que aumenta hacia el sureste a
unos 1.000´(305m). Sobre la mayor parte de la plataforma de Bachaquero
tampoco fue sedimentada la Formación La Rosa ni la parte inferior de
Lagunillas. Por debajo de la discordancia basal del Mioceno se encuentran
presenvadas las arenas B superiores de la Formación Misoa tanto en
Ceuta como en Bachaquero.
En la parte norte del Pueblo Viejo fueron perforados algunos pozos
en las arenas eocenas, que obtuvieron producción limitada no comercial, la
producción de petróleo de éste sector se obtiene del Miembro Bachaquero
de la formación Lagunillas en los flancos de la estructura.
La producción del área de Ceuta, se obtiene en el Eoceno de las
arenas B-1 a B-6 de la formación Misoa, en el Mioceno de la parte alta de
Lagunillas, y, localmente en el flanco oeste, de la Arena de Santa Bárbara
de la Formación de La Rosa.
La plataforma de Bachaquero se extiende al sureste del
levantamiento de Pueblo Viejo. En realidad este levantamiento separa dos
plataformas la ya mencionada de Bachaquero y la plataforma de Lagunillas
al noreste. Aunque la historia de ambas es bastante similar, es conveniente
mencionar que la plataforma de Bachaquero se mantuvo durante parte del
mioceno a niveles más altos que Lagunillas. Por esta razón, mientras en
Lagunillas se sedimentó la secuencia miocena normal, en Bachaquero se
registra un hiacus equivalente a la parte superior del miembro Lagunillas
inferior, al miembro Ojeda y a la parte inferior del miembro Bachaquero.
Sobre la discordancia del Eoceno la columna remanente sobre la
plataforma de Bachaquero comprende la Formación La Rosa, en facies
playeras y Lagunillas inferior en facies del Taica incipiente.
Pasado el hiatus mencionado se deposita la parte inferior del
miembro Bachaquero, en facies del Taica, con excelente desarrollo de
arenas.
El hiatus, bien demostrado en aguas del lago y en zonas terrestres,
separa dos zonas productoras de petróleo, de diferente gravedad
extendidas por todo el campo de Bachaquero : La zona por debajo del
hiatus, denominada originalmente zona de petróleo liviano (LIGHT OIL
ZONE) con crudos de gravedad entre 14º y 18º API y la zona de petróleo
pesado entre 11,5º y 13,7º API.
La acumulación de petróleo en la estructura de Ceuta, está limitada al
este y al oeste por fallas y localmente por pérdida de porosidad de las
arenas y al sur por la presencia de agua salada, y en Bachaquero por
acuñamiento de la formación productora hacia al este y por aguas al
suroeste.
SUBZONA DE LAGUNILLAS-CABIMAS. Esta subzona está
caracterizada por un amplio sinclinirio desarrollado entre el levantamiento
de Pueblo Viejo al este y el Alto fallado de Icotea al oeste, a poca
distancia al norte de Punta Icotea el Eoceno aflora en la costa del lago.
Realmente no existe ninguna razón de peso, fuera de las puramente
operacionales, para conservar en esta subzona los nombres clásicos de los
campos de petróleo, porque dicho sinclinorio define la estructura regional
de la subzona para el período post-orogénico.
En Lagunillas “sensu stricto”, el sinclinorio es tan suave que pudiera
calificarse de monoclinal con inclinación hacia el sur-suroeste de 50-52 m
por km. A la altura de Tía Juana se encuentra cortado por fallas que
modifican poco la estructura, pero al llegar a la falla límite de Cabimas se
aceptua el buzamiento de sinclinorio y aparecen algunas otras fallas y
pliegues menores como son : el anticlinal de La Rosa, y los sinclinales de
Cabimas, al sur y Ambrosio al norte, que se manifiestan mejor en tierra y
cerca de la costa y se atenúan hacia el centro del lago. El mayor interés de
estas pequeñas estructuras está en el mejor desarrollo de la formación
Icotea, que produjo algunas cantidades de petróleo.
Por debajo de la sedimentación del mioceno se encuentran la
superficie peneplana del Eoceno, representada casi exclusivamente por la
formación misoa de edad eoceno medio. La estructura de eoceno es
bastante compleja y está dominada por dos sistemas de fallas : Un sistema
longitudinal de dirección preferentemente norte-noreste con buzamiento
alto unas veces al este y otras al oeste, y un segundo sistema transversal
de dirección este-noroeste, más frecuentemente con buzamiento
escalonado hacia el noreste. Ambos sistemas dividen el área productora en
numerosos segmentos que inciden sobre la extensión de las áreas
productoras de petróleo.
La producción de esta subzona se obtiene principalmente de arenas
miocenas de las formaciones Icotea, la Rosa y Lagunillas, todas las cuales
tiene en ella su área tipo, y del intervalo de áreas “B” de la formación
Misoa, especialmente las prolíficas arenas B-6 y B-7. Esta producción de
petróleo está limitada al sur por contactos con aguas saladas en ambos
casos y al noreste por acuñamiento de las arenas del mioceno y por fallas
del sistema transversal en el eoceno.
SUBZONA DEL ALTO DE ICOTEA. Nuevamente un levantamiento
fallado de dirección norte noreste viene a definir una subzona petrolífera
dentro del campo costanero de Bolívar.
La falla de Icotea es realmente un sistema mayor de fallas que
atraviesa el Lago de Maracaibo con dirección norte-.noreste desde las
bocas del río Catatumbo al sur, hasta Punta Icotea al norte, con una
longitud de 120 kilómetros. Las fracturas individuales son subpararelas, a
veces convergentes entre si y todas ellas presentan buzamientos altos. El
relieve estructural del Alto de Icotea es grande cuando se compara con las
zonas inmediatamente adyacentes del oeste y el este y tanto el
levantamiento anticlinal como la zona de falla del icotea son elementos
fundamentales que controlan la acumulación del petróleo. Frecuentemente
presenta en su cresta una cuña fallada que aparece como una estructura
de “graben”. En los flancos se observan fallas longitudinales subparaleleas
al alineamiento y fallas transversales del sistema oeste-noreste que
modifican notablemente la extensión y forma de las acumulaciones,
especialmente en el flanco este.
La producción de petróleo se obtiene parcialmente de la Arena de
Santa Bárbara en la cual la arena neta petrolífera no suele sobrepasar
80´90´(24-27 m) y en mayor escala de la Formación Misoa, en la cual los
grandes recipientes C-6 y C-7 se presentan masificados, especialmente en
la parte norte del campo y en el lado oeste de la falla, en los lugares donde
la erosión fue menos severa las arenas “c”, superiores son productoras. En
la parte meridional del flanco este se obtiene producción de las arenas “B”
principalmente en estructuras de “semi-graben” donde la prolífica B-6 fue
preservada, el intervalo B-6 a B-9 también aparece masificado en esta
zona. Las columnas petrolíferas del Eoceno alcanzan máximos de
1.500´(457m) isocores, con máximos de alrededor de 1.000´(305) en las
arenas “B” o “C” consideradas individualmente.
En esta subzona se obtiene producción también del intervalo de
calizas cretácias, particularmente en la cresta del Alto de Icotea, donde los
pozos que alcanzaron estos horizontes se alinean en forma notable. El
movimiento transcurrente de la falla de Icotea y la formación de semidomos
y otras estructuras de arrastre parece ser fundamental para la producción
cretácica.
• SINCLINORIO CENTRAL DEL LAGO
Entre los levantamientos fallados de Icotea al oeste y Pueblo Viejo al
este, se extiende en el centro del algo un amplio sinclinorio que constituye
la prolongación hacia el sur de lo que se ha descrito en páginas anteriores
como sinclinorio de Lagunillas-Cabimas.
Dentro de esta zona los sedimentos miocenos conservan su
tendencia monoclinal con buzamiento promedio de 3º al sur, pero a nivel
de las formaciones eocenas y cretácicas la estructura se hace mucho más
compleja, no tanto en razón del plegamiento como por los dos sistemas de
fallas ya señalados, que producen fragmentación en bloques
individualizados con arqueamientos moderados, semidomos y aún
anticlinales de menor longitud limitados por fallas.
En la parte occidental del sinclinorio se conocen dos alineamientos
fallados de dirección norte.noreste donde se ha obtenido considerable
producción de petróleo, conocidos como Lamar y Campo Centro. Fuera de
estos dos alineamientos se ha obtenido solamente producción menor o
esporádica de petróleo.
El campo produce de las arenas “c”, aunque las acumulaciones en
las arenas “B” son a veces un importante objetivo secundario. El carácter
predominante de las arenas productoras es de canales distributarios. La
porosidad original de las arenas fue destruida en gran parte por procesos
diagenéticos que no llegaron a afectar la parte basal de las secuencias
arenosas de los canales y constituyen los mejores intervalos productores.
1. AREA O CAMPO DE LAMAR : Esta zona productora está situada
al sur de Lama, sobre un alineamiento propio de menor relieve y
longitud que el Alto de Icotea. Sin embargo, constituye una
importante zona productora principalmente por la elevada
productividad de muchos de sus pozos.
A nivel del Eoceno ha sido definida como un domo alargado en
dirección norte-sur. Sin embargo, su mejor definición estructural es la de un
“horst” de poca anchura que la cruza de sur a norte y constituye la mejor
zona productora del área. La estructura de “horst” se asocia a otras fallas
longitudinales del sistema norte-noreste y a numerosas fallas transversales
del sistema este-oeste o noreste que contemplan la segmentación en
bloques característica del sinclinorio central del lago.
La producción se obtiene en menor escala de la Arena de Santa
Bárbara y en mayor cantidad de las arenas B-6 a B-9 masificadas y de las
arenas C-2 a C-7, todas pertenecientes a la Formación Micoa. En las
arenas “C” superiores se observa cierta lenticularidad que no llega a
interrumpir la buena comunicación lateral entre recipientes, y las arenas “C”
inferiores (C-6 y C-7) están masificadas. La columna petrolífera máxima
perforada en las formaciones del Eoceno en la parte central del “horst”
alcanza 1.200´(366m) con un promedio de 315´(96m). En el área de Lamar
también se obtiene producción del intervalo de calizas cretácicas.
El área probada para este campo es de unas 7.500 hectáreas.
2. ALINEAMIENTO DE CAMPO CENTRO : En su área tipo este
alineamiento puede definirse como una serie de domos alineados
norte-sur, sobre el labio levantado de la falla de CL-20. A nivel del
tope de las calizas cretácicas el alineamiento muestra dos fallas
longitudinales principales, ambas con desplazamiento hacia el
oeste, que se escalonan hacia la culminación de la estructura cuyo
tope está situada entre ambas fallas. La zona crestal está formada
por una serie de domos suaves, alineados paralelamente a las
fallas principales y separados por las fallas transversales.
La producción de Campo Centro se obtiene principalmente de la
Formación Misoa, en la cual de perfora un promedio de 11.000´(3.353 m),
de donde producen las arenas “C”, C-2 a C-6 en la parte central y C-2 a C-
5 en la parte norte ; la arena basal C-7 no suele contener petróleo. La
arena neta petrolífera alcanza máximos de 300´(91m) con promedio de
190´(58m) y los contactos agua-petróleo limitan la producción
conjuntamente con algunas fallas. Hacia el norte (pozos VLB) producen
las arenas “B” de una estructura básicamente monoclinal cortada por fallas
del sistema oeste-noroeste, las acumulaciones se producen en el lado
levantado de las fallas y están limitadas por contactos petróleo-agua.
En este campo produce igualmente el intervalo de calizas cretácicas.
El área probada de Campo Centro es de alrededor de 11.550 Ha.
• AREA NOROESTE DENTRO DEL LAGO
En esta región, situada no lejos de la costa del Distrito Urdaneta, se
conocen dos áreas o alineamientos distintos denominados en esta obra
Urdaneta Oeste y Urdaneta Este. Urdaneta oeste fue descubierto en 1955
como productor de petróleo pesado en las arenas basales de la Formación
Icotea y arenas “B” superiores a la Formación Misoa, una situación muy
similar al campo de Boscán. Subsecuentemente fue mantenido inastivo
hasta el año de 1970 cuando fue descubierto petróleo cretácico. Según
LEÖN el Campo de Urdaneta Este “cubre gran parte del alto estructural
cretácico conocido con el nombre de Alto de Icotea”.En nuestra opinión
este nuevo alto no está bien alineado con el Alto, ni con la falla de Icotea,
sino que constituye otra estructura alineada más al oeste.
Urdaneta Oeste, a nivel del contacto Eoceno-Mioceno muestra dos
levantamientos anticlinales muy suaves, fallados por el sistema norte-
noreste y también por fallas transversales, que parecen constituir barreras
a la emigración, lo cual determina distribución irregular del petróleo. El
crudo obtenido en estos horizontes es muy pesado y el factor de
recuperación del campo se estima muy bajo, no solo por la gravedad del
petróleo sino también por falta de gas. Urdaneta oeste produce también
por falta del cretácico y su principal pozo productor hasta la fecha es el UD-
102.
LEÓN muestra la estructura del Campo Urdaneta. Este como un
anticlinal desarrollado al este de una falla de rumbo noreste y
desplazamiento al noreste. La estructura se completa con fallas
convergentes con la fallas convergentes con la falla principal, que forman
un “horst” en la zona donde están perforados los pozos UD-101 y LR-239.
La principal producción de esta zona fue encontrada en el intervalo
de calizas cretácida.
• REGIÓN MERIDIONAL DEL LAGO DE MARACAIBO
Es todavía aventurado vaticinar el futuro de la extensa zona
meridional del Lago. Sin embargo, los estudios geofísicos y perforaciones
llevadas a cabo en los llamados Bloques del Sur del Lago han
proporcionado datos y originado hipótesis que no deben ser ignoradas.
1º) El levantamiento sismógrafico ha puesto de manifiesto que el
patrón estructural en el tope de las calizas cretácicas en el sur del lago se
conforma a lo conocido en el centro del mismo. La falla de Icotea se
proyecta hacia el deprimido hacia el este y desplazamientos de un orden
de magnitud de 1.500´(457m). Otras fallas del sistema norte-noreste
muestran desplazamientos hacia el este y el oeste con formación de
“horst”, “grabens” y escalones. Fallas transversales completan la
subdivisión en bloques independientes y entre las fallas o contra las
mismas se producen arqueamientos dómicos o pliegues de arrastre
capaces de constituir trampas favorables para la acumulación.
2º) La perforación dirigida al Eoceno puso de manifiesto la
disminución de espesor y finalmente la erosión total de la Formación Misoa
hacia el sur. Este fenómeno fue tratado con suficiente amplitud en páginas
anteriores y no hay duda de que bajo el punto de vista de producción de
petróleo, incide desfavorablemente sobre el territorio meridional.
3º) La perforación dentro de la secuencia sedimentaria porst-
tectónica descubrió en el pozo SLE-4- X un nueva arena basal oligo ?
miocena productora de petróleo. Los autores consideran favorable el
descubrimiento de esta arena petrolífera, cuya extensión se desconoce y
que puede marcar una redencia de línea de playa con desarrollo de arenas
acuñadas de sur a norte.
• AREA NORESTE DE LA CUENA - DISTRITOS MARA-MARACAIBO-URDANETE
En esta región geográfica se conocen varios campos de producción
de petróleo al lado de otros de menor importancia. El alineamiento de
mayor significación es el de La Paz-Mara-El Moján que se prolonga hacia
el norte-noreste hasta muy cerca de la falla de Oca y pierde rápidamente
su expresión estructural hacia el sur en la parte occidental del Distrito
Urdaneta. Alinamientos paralelos de menor relieve estructural y peor
definidos se encuentran hacia el este en la Concepción, Sibucara y la
propia ciudad de Maracaibo, en la cual se encuentran también
afloramientos eocenos.
1. ALINEAMIENTO LA PAZ-MARA : Este alineamiento comprende
los dos grandes campos de La Paz y Mara y el campo menor de El
Moján (DMM) con una longitud aproximada de 60 km, dentro de la
cual se encuentran dos culminaciones dómicas bien diferenciadas.
Aunque La Paz y mara son dos campos sobre el mismo
alineamiento anticlinal, apenas separados por una silla rectónicas
de unos 10 km de anchura donde no se ha encontrado petróleo,
presentan gran similitud geológica tanto en estratigrafía y
estructura como en el tipo de acumulación de petróleo. Ambas
estructuras presentan igualmente afloramientos eocenos en su
zona crestan y están cortadas por el mismo sistema de fallas de
dirección norte-noreste y fuerte buzamiento al oeste, paralelo a la
estructuras de la Sierra de Perijá. Por otra parte, el petróleo de La
Paz es más liviano (34º API) que el de Mara (30º API) y la
estructura de La Paz se encuentra más severamente fallada que
Mara, lo cual incide sobre la producción de petróleo en dos formas
distintas : el flanco oriental de Mara está mucho más tendido que el
correspondiente flanco de La Paz, lo que ha permitido la
perforación de mayor número de pozos, mientras que el grado de
fracturación de las calizas cretácicas en La Paz ha determinado un
sistema de fisuras mejor interconectado y mejor adaptado al
mecanismo de producción, que como veremos más adelante,
depende de pocos intervalos de entrada en cada pozo.
El área de la Paz estuvo entre las primeras que llamó la atención de
los geólogos en Venezuela, principalmente por sus manifestaciones
superficiales de petróleo que en la cresta de la estructura alcanzaba una
extensión de 6 hectáreas.
Los horizontes productores más jóvenes del Campo de La Paz
pertenecen a la Formación Misoa del Eoceno medio y a la Formación
Guasare del Paleoceno y están formados por areniscas limpias en Misoa y
arenistas, arenas calcáreas y cantidades menores de calizas fosilíferas en
Guasare.
El Campo de La Paz, tiene un área total productiva de 12.400
hectáreas y Mara una 6.300 hectáreas, sumadas en el primer caso las tres
unidades productoras, basamento cretácico y Paleo-Eoceno y en el
segundo las dos unidades inferiores.
EL CAMPO DE EL MOJAN. Este pequeño campo es una nariz
anticlinal de declive noreste cortada por fallas del sistema norte-noreste,
realmente es una prolongación del declive noreste de Mara, del cual está
separado por fallas transversales. Produce de las calizas cretácicas y su
área total productiva es de 485 Ha.
2. ALINEAMIENTO DE LA CONCEPCIÓN SAN IGNACIO : Este
alineamiento se encuentra unos 18 km. al este-sureste, con rumbo
sub-paralelo al alineamiento de La Paz-Mara. Las estructuras
están marcadas por afloramientos de rocas eocenas y se extienden
de modo esporádico hacia el norte-noreste hasta la región de Los
Cañadones que parece indicar la continuación del alineamiento.
Sin embargo, el relieve estructural de La Concepción es mucho
menor que el de La Paz. Sobre el tope de Guasare la diferencia de
relieve alcanza más de 5.000´ y el tope del intervalo de calizas
cretáticas se encuentra unos 6.000´(1.8269 m) más bajo en La
Concepción que en La Paz.
La producción inicial del Campo de la Concepción se obtuvo de
arenas del Paleoceno-Eoceno y posteriormente de las calizas cretácicas.
El área petrolífera total de este campo asciende a unas 2.400 Ha.
3. ALINEAMIENTOS DE SIBUCARA : Este alineamiento, todavía mal
definido, se presenta subparalelo a La Concepción, marcado en la
superficie por una serie de afloramientos del Eoceno cuyo límite
oriental se observa en la ciudad de Maracaibo. La interpretación
geofísica parece indicar un alto estructural contra una falla de
rumbo noreste con buzamiento fuerte al suroeste, modificada por
fallas transversales. A pesar de esta indefinición el campo ha
producido más de 40 millones de barriles de solamente 4 pozos y
solo el pozo S-5 ha sobrepasado los 26 millones de barriles en las
calizas cretácias. La producción de gas es considerable.
4. CAMPO DE BOSCÁN : Comprendida en su mayor parte dentro del
Distrito Urdaneta se, encuentra el área productora de Boscán, de
características disímiles a las estudiadas en los campos de los
Distrito Mara y Maracaibo.
La estructura de Boscán es un homoclinal que buza 3º y 8º al
suroeste, con estructuras menores como arrugas, fallas menores, etc. Su
límite oriental es la falla de Boscán del sistema norte-noreste, que en la
parte sur del campo cambia a una dirección sur-sureste, cuyo
desplazamiento es mayor de 1.000´(305 m) en la parte norte y centro del
capo, disminuyendo hasta 250´(76m) en el extremo sureste.
La producción de petróleo se obtiene de la arena basal de la
Formación Icotea y de arenas de la Formación Misoa, no bien ubicadas
dentro de la nomenclatura informal “B” y “C”. Las arenas de Icotea tienen
desarrollo variable y en general buena porosidad ; las arenas de Misoa son
de grano fino, mal escogidas y parcialmente arcillosas.
Los espesores de arenas netas petrolíferas son mayores en la
Formación Misoa, en la cual varían entre 300´(91,44m) y 1.200´(365 m)
que se perforan en la parte norte y centro del campo. El petróleo es pesado
entre 9º y 12º API.
• AREA SUROESTE DE LA CUENCA – DISTRISTO COLÓN
En esta zona se conocen dos áreas de relativo interés al norte la
estructura de El Rosario y al sur de la zona de Tarra.
1. CAMPO DE EL ROSARIO : Este campo se encuentra actualmente
inactivo. La estructura del campo es un anticlinal alargado de
dirección norte-sur con doble declive bien marcados, fallado
longitudinalmente a ambos lados de la cresta. Los crudos
obtenidos de El Rosario tienen una gravedad de 34º API y la
relación G/P es de 1.2003/bl.
2. AREA DE TARRA : El área de Tarra comprende un grupo de
campos situados en la parte meridional del Distrito Colón del
estado Zulia cerca de la frontera colombiana, algunos de los cuales
se cuentan entre los más antiguos de la Cuenca del Lago de
Maracaibo.
Los campos originalmente denominados Las Cruces, El Cubo y Los
Manueles, de los cuales los dos primeros suelen agruparse bajo el nombre
de Tarra, se encuentran sobre la estructura anticlinal denominada anticlinal
de Tarra. Esta estructura presenta declive casi continuo hacia el norte,
dentro del cual se observan dos inversiones a esta tendencia, una en el
domo de Las Cruces y otra en el domo de Los Manueles. Ambos domos
son campos de petróleo.
La producción del Campo de Tarra (Las Cruces y El Cubo) se obtiene
parcialmente de las formaciones Carbonera y Mirador, pero la principal
zona productora son las arenas del Grupo Orocué tanto en el flanco
sobrecorrido como en el flanco este. En el Campo de Las Cruces se
perforaron dos pozos, T-99 y T-109 que llegaron al intervalo de calizas
cretácicas sin penetrarlo totalmente.
El campo de Los Manueles está situado unos 15 km al norte de Las
Cruces sobre el mismo alineamientos estructural pero con menores
complicaciones, ambos flancos tienen buzamientos suaves y el corrimiento
tiene un desplazamiento de unos 700 m.
La mayor producción de Los Manuales procede de las arenas de la
Formación Mirador, en las cuales al comienzo del campo se obtuvieron
producciones importantes, del orden de 4.000 bls/día por pozo. También es
productora la parte inferior de la Formación Carbonera.
3. TARRA OESTE : Esta pequeña estructura se encuentra situada
unos 10 km. al suroeste de Las Cruces y ha sido objeto de
exploración dirigida especialmente al intervalo de calizas
cretácicas. A nivel del tope de estos horizontes la estructura está
representada por un domo cerrado de pequeña extensión.
Tres pozos, WT-2, WT-4 y WT-6 llegaron al basamento poniendo de
manifiesto un espesor del intervalo de calizas de casi 2.000´(609m),
bastante mayor que el encontrado en la plataforma. Las faces litológicas
encontradas pertenecen al dominio andino y las formaciones Capacho y
Aguardiente pudieron ser diferenciadas.
La gravedad del petróleo cretácico en el Campo de Tarra oeste es de
41º API y la relación G/P variable entre 2.800 y 3.200 pies 3/bl.
• AREA SURESTE DE LA CUENCA – DISTRITO BARALT
Dentro de esta zona están comprendidos los campos de Mene
Grande, Barúa y Motatán. El área de Mene Grande presenta numerosos y
conspicuos “menes” o manaderos de petróleo que captaron la atención de
exploradores y geólogos en épocas tempranas. Las actividades de
perforación comenzaron en 1914 y en el mismo año fue completado el
pozo Zumaque Nº. 1 descubridor de petróleo comercial en la cuenca
petrolífera del Lago de Maracaibo.
1. CAMPO DE MENE GRANDE : El campo de Mene Grande está
situado en el dective meridional del anticlinal de Misoa, que más al
norte se incorpora al complejo sistema de pliegues y fallas de la
Serranía de Trujillo
De gran importancia regional es una gran falla de dirección norte-
noreste que se prolonga hasta el área de Motatán. En Mene Grande se
presenta cortando el flanco occidental de la estructura y muestra
transcurrencia según la cual el bloque oriental fue desplazado unos 2,5 km.
hacia el norte.
A nivel del Eoceno la estructura anticlinal es compleja y dentro del
declive general hacia el sur se puede distinguir un levantamiento dómico
de unos 2 km. de longitud cortado por la falla principal, otra falla paralela a
la anterior limita hacia el sur a otra nariz anticlinal en el área denominada El
Velero. La sedimentación del Eoceno fue severamente deformada durante
la orogénesis del Eoceno superior, responsable de la deformación y de los
pliegues y fallas descritas, desarrollados con anterioridad a, la
sedimentación del Mioceno en la región. La deformación a nivel del
Mioceno en la región. La deformación a nivel del Mioceno es mucho más
simple y consiste en una nariz suavemente inclinada hacia el sur a la rata
de unos 100m por km. Sin embargo la falla oeste continuó activa durante el
Mioceno y el flanco occidental sigue estando muy inclinado.
La producción de petróleo se obtiene del Mioceno sin diferenciar y del
Eoceno. En el Mioceno se distinguen tres horizontes principales : las
arenas asfálticas, que contienen petróleo oxidado, pesado (10º API) y no
producen comercialmente, el horizonte superior de petróleo pesado, que
produce crudos de 16,8º API preferentemente en el área sur-central y
occidental del Campo, y el horizonte principal, más profundo, que produce
crudos de 17,5ºAPI en promedio.
Las características de producción en los tres intervalos inferiores
mencionados sugieren fuerte empuje de agua, particularmente en ambas
culminaciones dómicas, a ambos lados de la falla y en el área de El Velero
más al sur. La arenisca de Paují medio siguiere empuje por agua en la
parte sur del flanco oeste y por gas disuelto en El Velero. En el Mioceno se
sugiere fuerte empuje de agua en el flanco oeste, mientras que al este de
la falla predomina el gas disuelto con formación de un progresivo casquete
de gas en la zona crestal.
La extensión total de la producción petrolífera de Mene Grande
alcanza unas 4.350 Ha.
2. AREA DE BARÚA : El área de Barúa no ha sido suficientemente
desarrollada, a pesar de haberse obtenido buen rendimiento de
petróleo en algunos pozos, En esta zona constituye la prolongación
hacia el sur de la estructura de Mene Grande y está separada de
su parte meridional o área de El Velero por un pequeño sinclinal.
Presenta igualmente una falla crestal convergente con la falla
principal de Mene Grande- Motatán.
3. CAMPO DE MOTATÁN : Este campo está situado unos 8kms, al
sur de Mene Grande y sobre el mismo alineamiento fallado. El
campo presenta dos domos bien diferenciados, desarrollados en la
parte oriental de la falla principal de rumbo norte-noreste, otra falla
subparalela a la anterior limita la estructura.
VI. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTARIAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORES
Los intervalos estratigráficos que producen o han producido
cantidades comerciales de hidrocarburos en esta cuenca petrolífera son :
El substratum, el intervalo de calizas cretácicas, el paleoceno, el Eoceno
inferior y medio y el Mioceno. En algunos de ellos el petróleo puede ser
considerado autóctono del intervalo productor, en otros ha emigrado de
otras formaciones.
• EL SUBSTRATUM. La naturaleza y distribución de rocas en este intervalo productor se
conoce muy poco debido a la falta de perforaciones, especialmente
perforaciones en las que se hayan sido considerable, particularmente en
los campos de la Paz- Mara donde la producción total, probablemente es
la mayor conocida en escala mundial en campos petrolíferos con estas
características (1190 x 106 bls).
En la composición del substratum de la cuenca parecen predominar
tres clases de rocas : metasedimentos pelíticos y saniticos de facies
metamórficas de bajo grado, como los encontrados en los taladros VLB-
704 , CL-97 y UD - 102, intrusiones granodioríticas relacionadas con el
granito de El Palmar, emplazadas en el evento tecto-termal del Permo-
Trifásico y volcánicas y sedimentos continentes rojos de la formación la
quinta de edad triásico - jurásico.
Los mica esquistos, gneises y cuarcitas estos tres tipos de
rocasafloran en el precedente de la Sierra de Perijá, desde el cual
descienden gradualmente en la dirección sur-sureste. En el antiguo campo
de El Totumo dicho basamento fue perforado a unos 300 m de
profundidad, en los campos de La Paz-Mara se perfora a un promedio de
2.700m, en el pozo CL-20 del Campo Centro a 4900m y en el pozo SLC-1-
2x, en el Bloque C, ligeramente por debajo de 5663m. Estas cifras indican
un gradiente regional combinado hacia el sur-suroeste de casi 30m por km.
más inclinado en los primeros 40 km. donde llega a unos 100m/kg y más
suave sobre la plataforma donde oscila alrededor de 20 m/kg.
• LAS CALIZAS CRETÁCICAS Las formaciones que integran el intervalo de calizas cretácicas, en
orden estratigráfico son : Apon, Lisure y Maraca, componentes del grupo
Cogollo, la Formación La Luna y el Miembro Socuy de la Formación Colón.
Estas formaciones cretácicas han desempeñado en el lago de Maracaibo
un papel de extraordinaria importancia en la obtención de petróleos.
Algunas como la Formación La Luna, han sido rocas madres de calidad
extraordinarias , otras, como las formaciones Apón, Lisure y Maraca y la
misma formación La Luna notables recipientes fracturados y finalmente
durante ciertas épocas las lutitas de la Formación Colón han proporcionado
la necesaria cobertura para mantener el petróleo cretácico in situ.
El cretácico ha sido productor en varios campos de la cuenca del
lago, de modo especial en el alineamiento La Paz-Mara que muestra una
producción acumulada de 1351 x 106 bls y con algunos resultados
realmente espectaculares como el pozo P-84 del Campo de la Paz que
llegó a producir 30.000 bls/día. En los Municipios Maracaibo y Colón se
encuentran otros campos menores como La Concepción, Sibucara, El
Rosario, Tarra, etc y campos verdaderamente importantes en la zona
central del lago, como Lama, Lamar, Centro, Urdaneta, etc, donde la
perforación continua activamente con resultados satisfactorio.
Las variaciones de facies más importantes en relación con la
industria de hidrocarburos, tuvieron lugar durante el Aptiense medio en el
Surco de Machiques, el Aptiense superior y el Albiense inferior y medio en
la región meridional del lago y la cadena andina y el cenomaniense en la
parte occidental de los Andes Venezolanos.
El primer cambio se observa en la sedimentación del Miembro de
Machiques de la Formación Apón, el segundo cambio de ambiente : se
produce hacia la cadena andina y provoca la disminución de carbonatos y
el aumento de lutitas y arenas características de la Formación Aguardiente.
Este cambio litológico es de suma importancia para la industria del petróleo
porque, los intervalos lutíticos incompetentes no solo atenúan el
fracturamiento de los horizontes de calizas, sino que pueden sellar por flujo
las fracturas producidas con anterioridad, fenómeno que es de la mayor
importancia en recipientes con porosidad casi secundaria. Al mismo
tiempo, es posible encuentra intervalos con porosidad primaria que
comienza a hacerse notar en Lama-Lamar y en el pozo SLC-1-2x.
El tercer cambio de facies se refiere a la transición de la formación La
Luna a la formación capacho, especialmente en sus dos miembros
superiores, lutitas de Seboruco y Calizas de Guayacan.
La producción total acumulada del intervalo de calizas cretácicas en
toda la cuenca fue de 1250 x 106 bls hasta el comienzo de la década, con
un estimado de petróleo original in situ de 9500 x 106 barriles.
• EL PALEOCENO
La producción de este período geológico en la cuenca del Lago de
Maracaibo ha estado limitada a los campos de Tarra en el Municipio Colón
y al campo de la Paz en el Municipio Maracaibo ambos del Estado Zulia.
La producción paleocena del Campo de La Concepción no fue
diferenciada de la del Eoceno. En el primero la producción se obtuvo de
arenas depositadas en los ambientes parálicos del Grupo Orocué y en el
segundo de arenas más o menos calcáreas de la Formación Guasare,
depositadas en plataforma. En 1954 el pozo VLA-14, perforado en el centro
del Lago, fue completado en Guasare pero esta producción no llegó a
cristalizar.
Indudablemente parte del Grupo Orocué, productor en el área de
Tarra-Los Manueles, debería ser incluida en el Eoceno inferiores, pero a
objeto de unificar lo más posible la clasificación de las columnas
productoras, no se ha intentado diferenciar edades. El Grupo Orocué
equivale al intervalo denominado “Third Coal Formation” por el STAFF OF
CARIBBEAN PERT CO. (1948, p. 614), en el mismo se describen
importantes cuerpos de arenas entre las cuales se destacan las llamadas
Arenas de Tabla en el tercio inferior de la formación. Debido a su ambiente
parálico la sedimentación fue irregular y mezclada, de arcillas lenticulares
de porosidad bastante baja.
El ambiente plataformal de la Formación Guasare produjo igualmente
una sedimentación mezclada en la cual se encuentran arenas lenticulares
frecuentemente calcáreas como recipientes petrolíferos. Las calizas que
constituyen el elemento más distintivo de la Formación Guasare son
generalmente delgadas, glauconíticas y arenosas y no presentan las
características pecualiares de los recipientes carbonáticos cretácicos.
• EOCENO INFERIOR Y MEDIO La producción de petróleo en este período geológico está circunscrita
de modo predominante a dos intervalos conocidos como Formación
Mirador y Formación Misoa, ambos de edad correlativa y carácter arenoso.
La producción de petróleo de Mirador se obtuvo en la parte suroccidental
de la Cuenca en la región de Tarra, Municipio Colón del Estado Zulia, la de
la Formación Misoa preferentemente en la región del Lago de Maracaibo y
en ese sector noroccidental, en los campos de La Paz, la Concepción, etc.
Se ha obtenido producción en las formaciones Trujillo, Misoa y Paují en la
zona de Mene Grande-Motatán.
La sedimentación de las formaciones Mirador y Misoa está
estrechamente relacionada con el desarrollo de una gran complejo fluvio-
dertico (VAN VEEN, 1972) analizado en el Capítulo VI, la de esta obra. El
vértice de delta eoceno se postula hacia el suroeste – región de Táchira
Tarra – y en él se asentaron ambientes preferentemente fluviales con
abundantes espolones aluviales, canales entrelazados y zonas lagunares,
con notable sedimentación de arenas dentro de la planicie aluvial.
La Formación Misoa, en cambio, fue depositada en el abanico
deltaico desarrollado con gran amplitud hacia el noreste, donde predominó
la complejidad característica de la sedimentación de arenas en todo delta,
muy directamente relacionada con el desplazamiento de canales
principales y afluentes y el movimiento de barras y bermas litorales al variar
la profundidad. Refiriéndose, al subsuelo del lago se distingue la presencia
de arenas de esponoles aluviales, de canales distributivos y de barreras
litorales. Los mejores recipientes petrolíferos tanto por su espesor como
por el tamaño del grano, se encuentran en la parte inferior de los espolones
y en los desarrollos de barrera, donde las intercalaciones de arenisca-lutita
pasan a arenas macizas mejor escogidas a consecuencia del aumento de
energía.
El carácter marino de Misoa se acrecienta hacia el noreste. Al
estudiar los mapas de isópacos reconstruidos de la Formación Misoa se
observa un aumento de espesor del orden de 1.620m entre Campo Centro
y Tía Juana, equivalente a un engrosamiento promedio de 40 m por km. El
aumento de espesor tiene lugar preferentemente en los cuerpos lutitícos,
de forma que el porcentaje de arenas disminuye hacia el noreste, el
tamaño promedio del grano disminuye igualmente en la misma dirección.
Hacia el este-noreste de la faja de bisagra los ambientes de la parte
inferior de Misoa gradan a los ambientes más profundos de la Formación
Trujillo, pero las arenas de este intervalo caracen del espesor, porosidad y
permebailidad de las arenas de Misoa y no constituyen tan buenos
recipientes.
Es importante señalar que en el subsuelo del lago de Maracaibo la
Formación Misoa ha sido subdividida en dos unidades informales, que no
se ajustan a las normas estrictas de nomenclatura estratigráfica pero de
empleo más práctico en trabajos relacionados con yacimientos petrolíferos.
En orden estrtigráfico ascendente estas unidades se denominan arenas
“C” y arenas “B” subdividas a su vez en intervalos menores. Estudios
importantes señalan que estas unidades no son verdaderas unidades
cronoestratigráficas y en muchos casos tampoco litoestratigráficas, sino
que representan cambios distintivos en la litología en sí, en el carácter
general del registro eléctrico y en horizontes guías del mismo registro.
A continuación se muestra un cuadro esquemático que resume las
principales características de la formación Misoa en los Campos del Lago.
Unidad Superior
(B-1 a B-5) 2.900
Lutitas predominantes
Misoa
Unidad Interior
(B-6 a B-7) 1.200
Arenas y lutitas. Más
arenácea hacia el tope.
“B” (Arenisca masiva B-6
200´)
Misoa Unidad Superior
(C-1) -700
Lutitas predominantes
Unidad Intermedia
(C-2 y C-3) - 1.500
Lutitas con algunas
intercalaciones
delgadas de areniscas,
más numerosas en la
base
“C” Unidad Inferior
(C-4 a C-7) - 2.600
Arenisca masivas en el
tope (C-4) y la base (C-
7) Lutitas intercaladas
Las arenas B-6, C-2 y C-4 constituyen intervalos realmente
característicos, fáciles de reconocer en perfiles eléctricos y en litología, que
pueden emplearse para encuadrar adecuadamente los intervalos
intermedios y cuyas características pueden conducir a correlaciones más
subjetivas.
La arena B-6 es un intervalo compuesto casi totalmente por arena
blanda de grano grueso, maciza o en capas gruesas a muy gruesas, que
en conjunto alcanzan espesores hasta de 70m, y se refleja de modo
prominente en los registros eléctricos. Su diferencia con el intervalo B-5
depende del predominio en este último de areniscas más delgadas
intercaladas con lutitas.
Las arenas C-2 se encuentran por debajo del intervalo
predominantemente lutitico C-1 y por encima de otro intervalo lutitico
situado en la base de C-2. El intervalo arenosos alcanza 50m de espesor y
suele estar formado por dos paquetes de arenas separados por un
intervalo lutitico, cuando el intervalo lutitico basal de C-1 se vuelve
arenosos, para llevar a cabo la separación pueden emplearse
arbitrariamente algunas lutitas guías que sirven como marcadores del tope
de C-2.
Las arenas C-4 aparecen por debajo de los limos y lutitas de la parte
inferior de C-3 con unos 60-70 m de espesor. Una lutita de baja resistividad
interior de C-4. Cuando la base de C-3 se hace arenosa, aún es posible
identificar el tope de C-4 por marcadores visibles en lutitas delgadas.
La descripción se aplica de modo principal a la región noreste del
Lago en la parte denominada Campo Costanero de Bolívar. Lógicamente
sufre variaciones en otras regiones productoras, entre las principales se
cuentan las siguiente : hacia el suroeste, en el sinclinorio entre el
alineamiento de Campo Centro y el Alto de Icotea, las arenas B inferiores
alcanzan gran espesor y en todo el intervalo B-6 a B-9 son difíciles de
diferenciar entre sí por ausencia de intervalos lutiticos intermedios y por el
carácter macizo de las arenas. Este intervalo de arenas está erosionado en
el tope de la estructura de Lamar.
Al oeste de la falla de Icotea, en el área Lama y Grupo 75 se
encuentra un excelente desarrollo de las arenas C, especialmente en los
intervalos C-6 y C-7 que aparecen con un espesor agregado de 1.300 a
1.400´y un contenido de arena neta de 70% - 80%. Estos cuerpos de
arenas se distinguen por su carácter macizo, su grano grueso que aumenta
hacia la base y capas intercaladas de arcillas no muy gruesas, en grano
relativamente angular, y en algunas localidades la presencia de un
horizonte de cuarzo azul cerca de la base de la C-7,.pueden servir como
elementos de diferenciación. Hacia el oeste vuelven a encontrarse arenas
B macizas en posición demasiado baja para producir y más al oeste
todavía, cerca de la costa occidental del lago, se produce la transición de
Misoa a Mirador, que fue perforada en los pozos de Alturitas.
En términos generales puede señalarse que el delta avanzó el
noreste en forma general y recurrente. La parte basal de las arenas C
puede considerarse como la parte alta del delta con sedimentación
preferente de espolones, canales distributivos y meandros. Con el
transcurso del tiempo, las arenas C-1 y C-2 muestran aumento del
porcentaje de lutitas, con espesores de más de 500m y solo algunas
arenas intercaladas. El contraste de éste intervalo en la zona suroccidental
del lago con el subrayacente, formado por las arenas B inferiores
masificadas (B-6 B-9) y la presencia de elementos conglomeráticos de
granos redondeados en esta arena marcan el comienzo de un nuevo ciclo
de sedimentación arenosa, que parece envolver una discordancia paralela
sobre el tope del ciclo inferior y se caracteriza en sus comienzos por
ambientes de mayor energía. Algunos autores, marcan persistentemente
un plana de discordancia en la base de B-6 o de B masificado, otros
consideran la arena B-6 como el comienzo de una regresión.
En las áreas de Lagunillas y Tía Juana las arenas B han sido
preservadas y son buenas productoras, en Campo Ceuta el intervalo B-6
presenta buenos recipientes de petróleo, al igual que las B superiores.
Al final de la sedimentación de Misoa se registra el episodio
trangresivo marino de las formaciones Paují y Mene Grande. La
Transgresión de Paují avanzó profundamente hacia el sur y sureste
llegando alcanzar el Alto de icotea, donde se han encontrado algunos
remanentes pequeños de esta formación, extensamente removida por la
erosión del ciclo sedimentario post-orogénico. En pocos lugares de la
Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo se ha obtenido producción
comercial a la Formación Paují, entre ellos cabe mencionar el Campo de
Motatán, donde la sección inferior de Paují desarrolla arenas de hasta
150´(± 45m) de espesor, y el área de Mene Grande, donde la arena
desarrollada en la parte media de Paují es conocida como productora de
petróleo desde hace muchos años.
POST EOCENO Pasada la pulsación orogenética del Eoceno superior, en la Cuenca
petrolífera del Lago de Maracaibo se sedimentó una secuencia
predominante continental denominada Formación Icotea, en las zonas
bajas de la penillanura post-eocena, que fue parcialmente erosionada en
épocas posteriores. Esta formación está preservada en la parte noreste de
los campo Bolívar, en los sinclinales de Cabimas y Ambrosio , parte de los
antiguos campos de Cabimas.- La Rosa donde se perforó una arena
productora de petróleo con extensión superficial muy limitada.
La historia geológica de los intervalos definitivamente miocenos,
productores de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo comienza
con la invasión marina de La Rosa, fenómeno de importancia primordial
que ha sido estudiado en el Capítulo V1-b de esta obra. Se presume que la
invasión provino de la Cuenca de Falcón, aún cuando existen dudas
fundadas en cuanto a la forma y la época geológica en que se produjo el
avance de las aguas, debido mayormente a la falta de zonaciones
bioestratigráficas confiables en la Formación La Rosa. Desde un punto de
vista concretado a la existencia y producción de petróleo, es importante
reiterar que muy cerca de la base de la sedimentación transgresiva se
encuentra un gran manto de arena, denominado “Arena de Santa Bárbara”.
Esta arena basal se extendió considerablemente hacia el sur y suroeste del
área del lago sobre una superficie no completamente peneplandad, sino
afectada por suaves elevaciones y depresiones que no fueron cubiertas
totalmente por las aguas al mismo tiempo. Por ello la arena de Santa
Bárbara perforada en diferentes localidades no necesariamente debe ser
“estrictamente” contemporánea.
Este concepto puede ser importante para el desarrollo de la zona
suroccidental del Lago, donde el pozo SLE-4-2x encontró
aproximadamente 500´de arena petrolífera sobre la discordancia basal del
Mioceno. Sin embargo, el horizonte estrictamente contemporáneo de
Santa Bárbara, trazado hacia el sur desde el Campo Lamar y los pozos
VLA por medio de marcadores de registros eléctricos, parece estar
250´por encima de la arena basal pero sin desarrollo apreciable de arenas.
Como ni este espesor de 250´ni la arenisca basal contienen faunas
diagnósticas que puedan indicar un hiatus, es recomendable considerar
este horizonte arenoso basal como un desarrollo ligeramente diacrónico de
la arena de Santa Bárbara, o simplemente como la arena basal de la
sedimentación posr-orogénica.
En el área tipo de la Costa de Bolívar la formación la Rosa presenta
totalmente otras arenas productoras de petróleo, como son la arena
intermedia y la “arena de La Rosa” , estos recipientes tiene relativamente
poca extensión superficial porque fueron depositados durante el proceso
regresivo, en contraste con la sedimentación de Santa Bárbara.
Mención especial merecen las “ lutitas marinas” de La Rosa,
consideradas por algunos autores como posibles rocas madres de
petróleo. Aunque este problema se discute más adelante, debe dejarse
sentado que estas lutitas son definitivamente de ambientes marinos
someros y están enmarcadas entre arenas en la base y en el tope,
indicativas de aguas de mayor energía.
Hacia el sur y suroeste los ambientes de la parte superior de La Rosa
se van haciendo más someros y gradan lateralmente a la base de la
Formación Lagunillas. Esta formación es otra gran productora de petróleo,
particularmente en los campos de la Costa de Bolívar. La mayor
producción se obtiene del horizonte basal denominado “arena inferior de
Lagunillas” m en gran parte de ambiente no marino. La formación
Lagunillas contiene arenas productivas a niveles más altos, frecuentemente
denominadas por los operadores “arena Laguna” y “arena de Bachaquero”
respectivamente. El intervalo Laguna representa ambientes pobremente
marinos y Bachaquero contiene arenas macizas no marinas. De modo
particular la arenas macizas no marinas. De modo particular la arena de
Bachaquero constituye un gigantesco recipiente que se explota en la
subzona de Bachaquero y Ceuta en la parte suroeste de los campos
costaneros de Bolívar. En términos generales las arenas inferiores
producen petróleo más liviano que las superiores, y en algunas regiones
los hidrocarburos de las arenas más altas de Bachaquero son verdaderos
asfaltos.
El cambio gradual de los ambientes, más marinos de la formación La
Rosa a los más continentales de la formación Lagunillas tuvo lugar en
deltas superpuestas y entrelazadas de extensión muy inferior a la del gran
Delta Eoceno de Misoa. Algunos investigadores, han estudiado algunos
cuerpos de vena dentro del Miembro Lagunillas en un plano costero bajo,
que gradan hacia a depósitos de canales con dirección norte-sur a noreste-
suroeste desarrollados en ambientes continentales en zonas de meandros
y ambientes lagunares y costaneros de barras y/o canales de marea
perpendiculares a los canales o meandros, antes de alcanzarlas arcillas
más marinas del Miembro Ojeda.
VIII. PROBLEMAS DE GÉNESIS, EMIGRACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO
Para los propósitos de esta discusión el petróleo es una mezcla
compleja, de ocurrencia natural, predominante las sustancias
hidrocarburadas, líquidas, gasesosas o sólidas, que constituyen los aceites
crudos comerciales gas natural y asfalto natural de la industrias del
petróleo.
Existen 2 características que complican la determinación del origen
del petróleo :
1. El petróleo en su modo natural de recurrir, líquido a gas puede
emigrar a través de dos rocas, de manera que el sitio donde lo
encontramos no necesariamente en su lugar de origen.
2. El petróleo es muy susceptible a cambios físicos y químicos debido
a procesos naturales : calor, presión, filtración, catálisis, actividad
microbiana, absorción, solución, etc, de manera que su estado
físico o compasión química actual no necesariamente representa
su estado o composición original.
Según Zambrano, etc. La génesis y emigración del petróleo
estuvieron determinadas por los siguientes factores :
a. Presencia de rocas madres en el critácico, formación La Luna un excluir
totalmente la formación colón.
b. Una posible génesis de petróleo limitada o fines del mestrichtiense
c. Presencia de Rocas madres en el Eoceno inferior y posiblemente medio
d. Un período de génesis principal, tanto en rocas del Eritáneo como del
Eoceno.
e. Posibles rocas madres en el Meoceno y extensa emigración de los
petróleos almacenados en los yacimientos cocenos a los áreas del
Miocenos.
• EDAD DE LOS HIDROCARBUROS DE LA CUENCA DE MARACAIBO (SEGÚN YONNY).
Los petróleos analizados proceden de recipientes de 3 edades
Mioceno tempranos, Eoceno y Cretácico (un basamento asociado) con
emigración aparente de hidrocarburos de rocas madres. “la edad de dos
hidrocarburos, en la forma calculada por estos autores corresponde muy
exactamente a la edad absoluta de las rocas madres”.
• ESTUDIO MODERNOS SOBRE GÉNESIS DEL PETRÓLEO Estos estudios atribuyen gran importancia a la concentración de
materia orgánica en la roca madre y a su composición ; al intervalo de
tiempo transcurrido y a la temperatura a que la roca madre ha sido
sometida, donde juega un papel fundamental el gradiente geotérmico de la
cuenca, al metamorfismo orgánico y a la roca como elemento de retención
de la materia orgánica hasta que se produce la emigración de petróleo.
Fenómenos posteriores con la salida del petróleo y gas de la roca
madre, la emigración y entrampamento de los hidrocarburos y finalmente la
alteración física, biológicas o térmica, de dos hidrocarburos dentro del
recipiente.
• LA GÉNESIS DEL PETRÓLEO PUEDE DIVIDIRSE EN DOS ETAPAS :
La primera incluye la sedimentación de las rocas madres y de la
materia orgánica que incluye hidrocarburos primitivos y sustancias
bituminosas, lo cual puede representar millones de años como sería el
caso de la formación La Luna cuyo espesor (± 100m) obteniéndose del
cenomaciense hasta el coniaciense ambos incluso aproximadamente 15
millones de años, en la cual son determinantes la columna de roca que
gravitará sobre la roca madre en el futuro y el gradiente geotérmico de la
cuenca.
La segunda etapa se refiere a la sedimentación de la columna de
cobertura o soterramiento necesarios para proporcionar a la materia
orgánica la temperatura crítica en los procesos de termolisis los cuales son
necesarios para producir petróleos naturales esta etapa puede durar varios
millones de años, en la misma con determinantes la proporción y clase de
materia orgánica que definen la calidad de la roca madre.
NOTA : Ambas etapas pueden ser en parte simultánea y en parte
sucesivas.
• ROCAS MADRES Desde el descubrimiento del petróleo cretácico, la formación La Luna
ha sido considerada como la Roca Madre por excelencia de dicho petróleo,
por sus cualidades de ambiente, litología, olor a petróleo y
manifestaciones externas de hidrocarburos, tanto en forma macrocóspica :
presencia de minas e imprengaciones ; como microscópicas : foraminiferos
rellenos de petróleo, gotitas microscópicas de petróleo que pudo mirar la
formación La Luna a partir de una superficie de 30.000 km2, un espesor
de roca madre neta de 50m, alcanza un total teórico de 480 x 109 barriles
de petróleo. Las posibilidades de generar petróleo en la formación La Luna
no son igualmente favorables en toda su extensión conocida. En la parte
sureste de la cuenca del lago ambiente más oxigenados dieron lugar a
cambios que restan posibilidades de producción de crudo a la roca madre.
Las rocas de la formación Colón en un principios mostraron bajo
contenido de materia orgánica, pero ensayos más recientes demostrando
que en su parte superior se han tomado muestras que la califican de roca
madre.
• NATURALEZA DEL MATERIAL ORGÁNICO En la cuenca de Maracaibo el material orgánico obtenido de las
formaciones cretácicas es de naturaleza herogénicas ; en contraste con el
material recobrado en las formaciones del Eoceno y Post Eoceno que es
de naturaleza predominantemente húmeda como podría deducirse de los
ambientes de sedimentación de ambos intervalos.
• CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS OBTENIDOS EN EL LAGO DE MARACAIBO 8SEGÚN BRENNEMAN)
a. Se encuentran dos tipos de crudo distintos, que pueden designarse
tipo I y tipo II.
b. Hay una relación aparente entre la edad geológica y el tipo de
petróleo ya que en estratos del Eoceno predomina el tipo II
mientras que estratos del Mioceno cercanos a la costa muestran
crudos del tipo I y lejanos a la costa presenta ambos tipos. c. Aún cuando existan rocas madres distintas no tiene que ser una
del Mioceno y otra del Eoceno ; es probable que se llenaran en
épocas geológicas y formas distintas, el cual no caracteriza las
fuentes de donde proceden los dos tipo de crudos.
• MADURACIÓN DE LOS PETRÓLEOS El análisis de la maduración de petróleo a partir de la sedimentación
de la materia orgánica y algunos hidrocarburos simples se basa en lo
siguiente :
d. La maduración de los petróleos requiere que la roca madre, alcance
cierta temperatura critica, alrededor de 80º (175º F) . Requiere un
lapso geológico durante el cual la roca estuviera sometida a
temperaturas cercanas a las máximas alcanzadas este período de
tiempo constituye el tiempo efectivo de calentamiento
e. En cuencas petrolíferas normales la temperatura alcanzada por las
rocas madres puede calcularse a partir del gradiente geotérmico, el cual
puede crear no solo entre cuenca sino entre regiones de la misma
cuenca. f. Un mismo grado de metamorfismo orgánico que es el grado de
alteración abiogénica sufrido por la materia orgánica durante el proceso
de maduración ; puede alcanzarse con más tiempo y menor
temperatura, pero se sugiere que el aumento de la temperatura
incrementa la velocidad de la reacciones químicas. La determinación del grado de metamorfismo orgánico permite
conocer cuando una roca madres está inmadura : Su materia orgánica no
ha llegado a transformarse en petróleo, cuando madura : un proceso de
formar petróleo y cuando, post madura : el proceso de maduración ya ha
pasado.
Existen varias escalas para medir el Metamorfismo Orgánica, una de
las más utilizadas es la escala DOM (Dgree off organic metamorphium en
español grado de metamorfismo orgánico), esta escala considera que la
base principal de génesis de petróleo se encuentra entre 60 y 75 ; la
génesis tiene lugar en DOM entre 57 y 92, y para valor de DOM más alto la
roca deja de ser una generadora de petróleo eficiente el gradiente
geotérmico de una región incide en los valores del DOM ; como ejemplo se
tiene : a nivel de la formación de las rocas se obtuvo un DOM de 61,5 a un
profundidad de 4.400m ; lo cual se considera relativamente bajo para la
profundidad encontrada y posiblemente bajo.
• EMIGRACIÓN DEL PETRÓLEO
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectónicos
ocurridos en las cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el
proceso migratorio de los petróleos en la cuenca del Lago, fue de por sí un
fenómeno muy complejo.
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar
que el petróleo ha emigrado, ejemplo :
Crudos obtenidos de arenas Eosenas indican el aporte de plantas
terrestres a la materia orgánica.
Igualmente la presencia de porfirina de níquel en los crudos
concuerda con el material orgánico derivados de ambiente deltaico,. Por
otra parte la materia orgánica como material original y la presencia de
porfirina de vanadio señala ambientes marino que hacen pensar en la
formación La Luna. Como resultado de éstos análisis puede postularse la
presencia de estratos mezclados formados por petróleos autóctonos del
Eoseno y petróleo emigrado del cretácico.
La emigración primaria del petróleo generado en rocas Eosenas
durante un segundo período se explica por el paso directo de fluido desde
las rocas madres a las areniscas adyacentes, seguidos por un movimiento
lateral ascendentes desde la parte más profunda de la cuenca en el
noroeste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste, facilitando por
los espesores, la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas
de la formación Misoa.
La admita mezcla de petróleo inetácico y Eosenos en arenas de
Misoa requiere postular una emigración transversal desde el recipiente de
calizas cretácicas hasta arenas eosenas y a través de fracturas.
Existen algunos fenómenos geológicos que han afectado la
emigración del petróleo de la siguiente manera :
a. El plegamiento y fallamiento intensos facilitaron la emigración del
petróleo cretácico hacia los altos recién formados donde se
acumuló en las trampas más favorables tales como, anticlinales
fallados o estructuras severamente falladas como el Alto de Icotea.
b. Las fracturas creadas por esta pulsación orogenética afectaron
definitivamente la impermeabilidad de la formación Colón,
permitiendo una mayor emigración por ascenso de los petróleos
cretáceos a las arenas eocenas colocadas en situación estructural
favorable. c. El petróleo eocenos atrapados en arenas eocenas una
redistribución y emigración cortas a las trampas eocenas recién
formadas. No pocas arenas eocenas se llenaron en este período a
merced de la permeabilidad creada por la nueva fracturación . d. La erosión removió grandes volúmenes de sedimentos eocenos,
entre ellos arenas ya impregnadas de petróleo
e. La inversión del gradiente de la cuenca y la sedimentación
preferentemente lutílico de la formación La Rosa terminaron de
sellar las arenas del eoceno asegurando su protección vertical.
f. El hundimiento de la antifosa andina estuvo en capacidad de
formar una nueva zona o área de génesis durante el Mio Lioceno
en formaciones cretácicas como La Luna.
g. El crecimiento de las estructuras de Post-Discordancia durante el
mioceno superior o una nueva pulsación relacionada con la
orogénesis andinas conformaron las trampas miocenas y las
limitaron mediante fallas nuevas.
• ENTRAMPAMIENTO DEL PETRÓLEO
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretácico ,
Palioceno - eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo
está controlado por trampas estructurales, estratigráficas y mixtas. En
términos generales puede decirse que los accidente estructurales son más
frecuentes en los yacimientos cretáceos ; que en lo entrampamientos en
rocas del paleoceno-eoceno se combinan los factores estructurales y
sedimentológicos y que en las acumulaciones Miocenas al menos
volumétricamente predominan los factores sedimentarios sobre los
estructurales, aunque esta regla general presenta numerosas excepciones.
Existe un entrampamiento cretácico de Lama determinado por el Alto
de Icotea, pero en la producción de los pozos del sector meridional son
fundamentales al menos dos fallas crestales paralelas a la culminación de
la estructura que delimitan una faja estrecha en la cual se concentra la
producción del petróleo.
En el área de Mene Grande entre la secuencia actualmente
productora de petróleo y la sección cefalítica se produjo un levantamiento
sobre el nivel del mar, sellando las arenas y protegiendo la acumulación del
petróleo en la secuencia productiva, dentro de una trampa-estratégica. Un
fenómeno similar se conoce en el levantamiento de Pueblo Viejo.
Otro entrampamiento limitado por una falla se presenta en la denominada
falla límite de Cabimas.
IX. IMPACTO AMBIENTAL
Las actividades petroleras han tenido un efecto
contraproducente sobre la cuenca ; aparte del ingreso que esta ha
aportado al país al cual ha beneficiado en su economía, ha afectado
en el ámbito ambiental a dicha cuenca. La flora y la fauna se han
visto dañadas por la contaminación que estas actividades han
causado, con los derrames petroleros de tóxico y de químicos que
ha tenido lugar indiscriminadamente y que actualmente solo el
organismo ICLAM ha intentado buscar una solución a los problemas
de contaminación del Lago generando planes y llevándolos a cabo
en favor de la descontaminacion también acotando las campañas
ambientales de otros organismos para salvar la flora y la fauna del
Lago de Maracaibo
CONCLUSION
La Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo ha obtenido su
estructura actual desde hace mas o menos 15 millones de años
después de haber pasado varios periodos de evolución. Su
importancia radica en que tiene un basamento pre-cretácico y se han
encontrado en ella 40 campos petroleros de los cuales 8 se
consideran gigantescos por producir por lo menos 500 barriles diarios
y 700 yacimientos petrolíferos activos. La cuenca esta enmarcada
entre los cinturones móviles de la cordillera de Mérida, la serranía
de Trujillo, la Sierra de Perija y la falla de la Oca y ocupa todas las
aguas del Lago de Maracaibo y los terrenos suavemente ondulados
que lo circundan. Las estructuras mas resaltantes son la de la Paz
Mara El Mojan, el Alto de Icotea, Misoa Mene Grande, el Anticlinorio
de Tarra y el Levantamiento de Pueblo Viejo Ceuta entre los de
menor relieve están la Concepción y Sibucara, Falla de Boscan ,
Anticlinal de la Ensenada, La Nariz de Macoa caracterizados en su
mayoría por la producción petrolero.
