cuenca lago maracaibo 2

8/6/2019 cuenca lago maracaibo 2

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INTRODUCCION

La Cuenca del Lago de Maracaibo es una de las mas importantes en Venezuela como anivel mundial, a continuación presentaremos las características que hicieron destacar esta

cuenca, su ubicación, evolución, estructuras que la conforman actualmente, los campos y

áreas productoras que posee y las características petrofísicas y sedimentarias que

contribuyeron a la formación o génesis y migración del petróleo en esta cuenca petrolífera.



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 quede 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 Quiroz 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 sedimentos

del Eoceno superior, comprobándose por el contrario, que la erosión avanzó

considerablemente hasta remover la sedimentación del Ciclo inferior en forma parcial o

total y alcanzar en algunos lugares la parte superior del Cretácico.



Únicamente en zonas marginales como el sector suroccidental, las contrafuertes de la Sierra

de Perijá, la región de Tarra-Táchira y el Distrito Miranda, situado en la zona nororiental de

la cuenca, podría existir alguna duda sobre la existencia de rocas del Eoceno superior,

representadas por las formaciones Carbonas y La Victoria.

De estas premisas pudiera dedicarse un modelo sedimentario consistente en un conjunto de

elevaciones en las cuales se produjo fuerte denudación y erosión diferencial durante el

Eoceno superior, ubicadas en la región norte del Distrito Perijá, sur del lago de Maracaibo y

área del Macizo de Avispa. En la parte central de dichas regiones se encontraba un conjunto

de zonas bajas, no necesariamente subsidentes, donde se desarrolló simultáneamente un

complejo de planicies salobres, paudales y fluviales, que durante el Eoceno superior y

Oligoceno se extendieron hasta la región de Táchira-Tarra.

CARACTERISTICAS

Es la cuenca más importante en virtud de que concentra el mayor volumen de

producción y de reservas de hidrocarburos.

En ella se encuentran localizados los campos petrolíferos más ricos de Venezuela y

del continente, los cuales poseen todas las instalaciones requeridas para el normal

funcionamiento de la industria y el desenvolvimiento de la vida de empleados,

obreros y familiares, tales como: instalaciones de producción, plantas eléctricas,

oleoductos, vialidad, puestos de embarques, urbanizaciones, escuelas, centros de

recreación y esparcimiento, campos deportivos, etc.

Los campos más importantes de esta cuenca son, en el estado Zulia: Lagunillas, Tia

Juana, Bachaquero, La Paz, Lama, Lamar, Cabimas, Centro, Boscan, Lago, Ceuta y

Grande; en el estado Falcón: Mene Media, Hombre Pintado, Mene Mauroa y

Tiguaje.

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

Vela, de Paraguana y del Golfo de Venezuela.



EVOLUCIÓN 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 hidrocarburoscomo 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 bioclásticas 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, fluvio-deltaica 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.²Levantamiento

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. Acumulaciones en trampas cretáceas

adecuadas, probable alimentación de petróleo cretácico a recipientes eocenos a través de

fallas abiertas y posible disipación de petróleo de arenas eocenas truncadas

emocionalmente, 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 buzamiento 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 formacionescontinentales características de la anterior antefosa andina subsídienle. No hay indicios de

comprensión en el centro-norte de la cuenca, como consecuencia de este levantamiento.

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 Serranía de Trujillo al este, el marco se completa con elsistema 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 tectónicos mayores fueron calificados por

MILLER et al (1958) como ³cinturones móviles´.

Dentro de los ³cinturones 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 pronunciado 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 alineamientos es el severo fallamiento

longitudinal sobre, o cerca de, las zonas crestales.

Los alineamientos 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 haencontrado una 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 encuentra 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 ³horst´ 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. Altruistas 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 laconfiguración 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 cretáceas,

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 desarmonía 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 Terciario Inferior fue una época de inestabilidad que en ningún caso alcanzó

proporcionales diastólicas. 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 siniéstrales que se observan en las grandes fallas norte-sur. Este movimiento

transcúrrete 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).

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 ³horst´ o fallas escalonadas donde el desplazamiento entre fallas

soporta el levantamiento.

En las zonas de mayor grado de fractura miento, 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 elcretácico.

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 Totumo. Uno de los

alineamientos de mayor relieve estructural en la cuenca del Lago de Maracaibo, donde las

calizas cretácicas se perforan 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 económica por controlar la

recuperación de petróleo.

Hacia el sureste 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 conocida 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 estructuramejor 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 ³como 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.

y 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 las

formaciones cretácicas como en las arenas ³c´ del Eoceno.

En el sector suroccidental del flanco oeste al nivel de las arenas ³c´ se encuentra como

culminación anticlinal contra la falla, con una longitud aproximada de 13 km. y un cierre



estructural (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 rectilíneo 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

³graben en la cual se encuentra sedimentos extraordinarios afectados por el sistema defallas. KRAUSE menciona que tales sedimentos han sido considerados como ³lonías

tectónicas trituradas durante el falimiento .

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 ³en 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 ³ 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 componentes 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 ³cinturón 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 cortada por dos o tres fallas del sistema norte-sur y toda la estructura está afectada por fallas del

sistema oeste-nor-oeste.

y 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 dossistemas 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 ³horts´ 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).

y 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 ³horizontales 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.

y 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.

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.

y 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 las120.000 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. Enrealidad 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 ³sensu 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 sistemasdividen 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 ³B´ 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

subparalelas, 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 ³graben´. En los flancos se observan fallas longitudinales subparalelas 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 ³c , superiores son productoras. En la parte

meridional del flanco este se obtiene producción de las arenas ³B principalmente en

estructuras de ³semi-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

³B o ³C 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.

y 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 ³c´, aunque las acumulaciones en las arenas ³B´ 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.

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 ³horst´ de poca anchura que la cruza

de sur a norte y constituye la mejor zona productora del área. La estructura de ³horst´ 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 ³C´ superiores se observa cierta lenticularidad que no

llega a interrumpir la buena comunicación lateral entre recipientes, y las arenas ³C´

inferiores (C-6 y C-7) están masificadas. La columna petrolífera máxima perforada en las

formaciones del Eoceno en la parte central del ³horst´ 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.

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 separadas 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 ³C , 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 ³B 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.

y 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 ³B´ superiores a la Formación Misoa, una

situación muy similar al campo de Boscán. Subsecuentemente fue mantenido inactivo hasta

el año de 1970 cuando fue descubierto petróleo cretácico. Según LEÖN el Campo de

Urdaneta Este ³cubre 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 completacon fallas convergentes con las fallas convergentes con la falla principal, que forman un

³horst´ 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.

y 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 ³horst , ³grabens 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.

y 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. Alineamientos 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.

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 tectónicas 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 cresta 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 lascalizas 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 areniscas, 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.



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.

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.

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 delsistema 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 ³B´ y ³C´.

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.

y 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.

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.

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 delos cuales se cuentan entre los más antiguos de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

Los campos originalmente denominados Las Cruces, El Cubo y Los Manuales, 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 Manuales. 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 sob-recorrido 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 Manuales está situado unos 15 km al norte de Las Cruces sobre el mismo

alineamiento 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.

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 calizascretácicas. 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.

y 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 ³menes´ o manaderos de petróleo

que captaron la atención de exploradores y geólogos en épocas tempranas. Las actividadesde 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.



CAMPO DE MENE GRANDE: El campo de Mene Grande está situado en el declive

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 prolongahasta 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 sugierenfuerte 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.

AREA DE BAR ÚA: 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 partemeridional o área de El Velero por un pequeño sinclinal. Presenta igualmente una falla

crestal convergente con la falla principal de Mene Grande- Motatán.

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

subparalelas a la anterior limita la estructura.

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.

y 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 rocas afloran en el precedente de

la Sierra de Perijá, desde el cual descienden gradualmente en la dirección sur-sureste. En elantiguo 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.

y 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 encuentranotros 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.

y 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 laclasificación de las columnas productoras, no se ha intentado diferenciar edades. El Grupo

Orocué equivale al intervalo denominado ³Third 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.

y 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 relacionado 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 ordende 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 estratigráfico ascendente estas unidades se denominan

arenas ³C´ y arenas ³B´ subdividas a su vez en intervalos menores. Estudios importantes

señalan que estas unidades no son verdaderas unidades cronoestratigrafías 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

³B´

Unidad Interior

(B-6 a B-7) 1.200

Arenas y lutitas. Más

arenácea hacia el tope.

(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

³C

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 dereconocer 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 unespesor 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 yrecurrente. 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 ³Arena 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

³estrictamente´ 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 ³arena 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 ³lutitas 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 ³arena 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 ³arena

Laguna´ y ³arena 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 Bachaqueroconstituye 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.

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, gaseosas 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:

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.

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:

Presencia de rocas madres en el critácico, formación La Luna un excluir totalmente

la formación colón.

Una posible génesis de petróleo limitada o fines del mestrichtiense

Presencia de Rocas madres en el Eoceno inferior y posiblemente medio Un período de génesis principal, tanto en rocas del Eritáneo como del Eoceno.

Posibles rocas madres en el Meoceno y extensa emigración de los petróleos

almacenados en los yacimientos cocenos a las áreas de los Miocenos.



y 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 rocasmadres. ³la edad de dos hidrocarburos, en la forma calculada por estos autores corresponde

muy exactamente a la edad absoluta de las rocas madres´.

y 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 dela 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, biológica o térmica,

de dos hidrocarburos dentro del recipiente.

y 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.

y 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 formamacroscópica : presencia de minas e impregnaciones ; como microscópicas : foraminíferos

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 principio 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.

y 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.

y CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS OBTENIDOS EN EL LAGO DE

MARACAIBO 8SEGÚN BRENNEMAN)



Se encuentran dos tipos de crudo distintos, que pueden designarse tipo I y tipo II.

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.

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.

y 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 :

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

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.

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 demaduración 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.

y 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 haemigrado, 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 lasiguiente manera:

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.

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.

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.

La erosión removió grandes volúmenes de sedimentos eocenos, entre ellos arenas ya

impregnadas de petróleo 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.

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.

El crecimiento de las estructuras de Post-Discordancia durante el mioceno superior

o una nueva pulsación relacionada con la orogénesis andina conformaron las

trampas miocenas y las limitaron mediante fallas nuevas.

y 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.

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 descontaminación 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 hacemas 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.

cuenca lago maracaibo 2

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