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NEGOCIACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS

CUENCA DE FALCÓN

CUENCA DE FALCÓN

Cuenca de FalcónLa Cuenca de Falcón (Fig. 1.21) se ubica al este de la Cuenca de Maracaibo y la separación entre ambas se encuentra a la altura de la Serranía de Trujillo. La roca madre ha sido identificada en las lutitas de la Formación Agua Clara , aunque también se ha demostrado el potencial generador de las lutitas de las Formaciones Guacharaca y Agua Salada, de afinidad marino-deltaica. Los principales yacimientos son las Formaciones Agua Clara (Ensenada de La Vela y Falcón Occidental), Socorro (Campo de Cumarebo) y el Grupo La Puerta Los campos petrolíferos de la Cuenca de Falcón son, de oeste a este: Mene de Mauroa, Media, Hombre Pintado, Las Palmas, Tiguaje, Mamón, La Vela y CumareboSu participación en la producción petrolera en el año 2000 fue de 375 millones de barriles, es decir 0,03% de la producción total.

1. UBICACIÓN

El límite occidental de la cuenca, que marca su separación un tanto arbitraria de la cuenca del Lago de Maracaibo; al norte y este está limitada por la línea de costa del Golfo de Venezuela y su prolongación, el Golfete de Coro, por el istmo de Los Médanos y por la costa del Atlántico hasta el Golfo Triste y al sur por una serie de elevaciones designadas Sierra de Churuguara de modo general. La cuenca se prolonga hacia el norte y noreste y dentro de las aguas territoriales venezolanas.

Su mayor longitud, entre La Victoria y Boca Tocuyo, es de unos 320 Km su anchura entre los sondeos de la Ensenada de La Vela de coro y Churuguara alcanza 100 Km. Martínez. (1976) calcula una extensión de 35.000 km2 y un volumen de sedimentos de 161.000 km3.

Eventos importantes en el desarrollo de esta cuenca:

Año Campo o Área

1921 Pozo M-1, descubridor del campo de Mene de Mauroa.

1926 Descubrimiento del pequeño campo de Monte Claro.

1926 El pozo El Mamón l-A descubrió el campo de Urumaco.

1927 Descubrimiento del campo Hombre Pintado, 16 Km. al E de Mene de Mauroa.

1929 Descubrimiento del campo Media, 7 Km. al NE de Mene de Mauroa.

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1931 Descubrimiento del campo de Cumarebo, el más importante de Falcón.

1953 Descubrimiento del campo de Tiguaje, todavía en producción.

1972 Descubrimiento del campo Ensenada de La Vela, en evaluación.

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2. Parámetros petrofísicos de reservorios

Prácticamente toda la producción de Falcón proviene de arenas sedimentadas en ambientes continentales a epinerítico ó nerítico playeros, la porosidad es íntergranular y alcanza promedios aceptables a buenos en la mayoría de los recipientes. De acuerdo con los ambientes antedichos el contenido de arcilla de no pocas arenas es alto, aunque no se dispone de cifras precisas. La extensión superficial de las arenas suele ser pequeña a causa de su lenticularidad. El prospecto de la ensenada de La Vela presenta porosidad de fractura, tanto en el basamento como en la caliza del Miembro Cauderalito

Roca Madre, Génesis y Emigración de hidrocarburos:

La única roca madre indudable en la cuenca de Falcón se conoce con el nombre de lutitas de Aguide, Formación San Lorenzo del Grupo Agua Salada. En casi todas las margas y lutitas de la costa mencionada se nota olor a petróleo en superficies frescas, impregnación de petróleo en las lutitas, caparazones de foraminíferos rellenos con petróleo, etc., las manifestaciones son especialmente notables al noroeste y muy cerca de la Boca de Isidro litológicamente es una lutita negra con tintes verdosos, no glauconítica, extraordinariamente pirítica, que de acuerdo con nuestras determinaciones pertenece a la Formación Pozón del Grupo Agua Salada.

Otra formación a la que se han atribuido con frecuencia características de roca madre es la Formación Agua Clara, principalmente por su carácter lutítico y a pesar de ser un sedimento de mediana a poca profundidad. En la ensenada de La Vela fue estudiada geoquímicamente, determinándose sus cualidades de roca madre no muy rica, con relativamente poca madurez. Dentro de esta zona se considera igualmente como roca madre del petróleo almacenado en la caliza basal de Cauderalito y posiblemente en el basamento.

En las áreas de Buchivacoa no se conocen estudios geoquímicos. La mayoría de los autores favorecen la opinión de que la génesis tuvo lugar en la formación Agua Clara, principalmente a causa de la acumulación de petróleo en la discordancia sobre Agua Clara y por debajo de La Puerta. Sin embargo no debe desconocerse la acumulación de petróleo en arenas de pronunciado buzamiento de la propia formación Agua Clara que pudieron ser alimentadas en forma primaria desde las lutitas adyacentes o bien servir de conductoras al petróleo posiblemente generado en el Eoceno medio, dentro de cuyos sedimentos se ha encontrado petróleo no comercial. Interrogantes parecidos se plantean en el Campo Tiguaje a causa de la relación similar existente entre los horizontes productores más ricos y abundantes en la

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discordancia entre Agua Clara y La Puerta, agravada en este caso por la desaparición del Oligo-Mioceno y el establecimiento de un contacto erosivo entre La Puerta y el Eoceno.

El origen del petróleo de Cumarebo tampoco ha sido estudiado por métodos modernos. A pesar de la multiplicidad de arenas en la Formación Socorro se encuentran en ella numerosos intervalos lutíticos importantes, sobre todo en su parte inferior debajo de la arena 15. Ello hace posible la hipótesis enunciada por MILLER et al. (1963, p, 88) de que el petróleo pudo originarse en la propia formación Socorro. No debe perderse de vista que en la ensenada de La Vela la Formación Socorro se considera como generadora potencial de Gas, que los petróleos de Cumarebo frecuentemente pasan de 47° API, y que dentro del mismo campo, un taladro produjo gas y condensado a solamente 6324' (1623 m) de profundidad.

La estructura de Cumarebo, , está cruzada al posible movimiento migratorio del centro hacia el borde de la cuenca y tiene cierre propio, suficiente como para haber almacenado probablemente más de 250 millones de barriles de petróleo in situ y haber dejado pasar aún muchos millones más hacia el oeste.

La emigración primaria de petróleo al oeste es todavía más problemática, por la lenticularidad comprobada en muchas arenas lenticulares productoras sobre el Alto de Dabajuro, las cuales se intercalan dentro de un intervalo de arcillas impermeables situado en la base de la Formación.

Entrampamiento de hidrocarburos

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

En el Campo de Cumarebo, según el criterio que se adopte sobre génesis ya sea en las lutitas en los intervalos entre arenas o un origen común en las lutitas profundas de Agua Salada, la emigración primaria podría variar entre una emigración transversal corta de la lutita a la arena, y una emigración longitudinal a mayor distancia, desde los cuerpos lutíticos a las arenas límites al este y norte, complementada por la emigración longitudinal secundaria por las arenas hacia la trampa.

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

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3. TIPOS DE HIDROCARBUROS NATURALES

Campo Mauroa:

Todo el crudo obtenido en Mauroa es de base parafínica.

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

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

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

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

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

Campo Tiguaje:

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

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

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

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

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

Campo El Mamón

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

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

Los yacimientos son predominantemente de carácter margoso, y la arena Mamón aparece en los perfiles eléctricos limpia y con un espesor de hasta 120'.

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

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

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

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Campo Cumarebo

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

El petróleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de 47.5° API. Algunos yacimientos contienen condensado de 65° API. El contenido de azufre es de solo 0,06%.

Uno de los primeros pozos obtuvo producción inicial de 1.920 B/D en la arena 15. Algunos pozos rendían de otras arenas 100-600 B/D, llegando a veces hasta 1.792 (CU-38, arena 9). El campo alcanzó a producir 13.500 B/D (1933). Cuando se suspendió la perforación (1954) el promedio estaba en 6.200 B/D (48.6° API). Al cesar las operaciones, en 1969, la producción había descendido a 500 B/D, con 11 pozos en levantamiento por gas y uno de flujo natural.

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

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

Campo La Vela

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

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

Sólo se han perforado dos pozos, La Vela -6X semi -exploratorio, produjo 1,5 millones de pies cúbicos de gas a 6,289' y 500 barriles por día de crudo de 35° API a 5150' y La Vela- 8X produjo crudo de 34,9°API.

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

4. MADUREZ DEL CAMPO

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Producción Total por Campos

MauroaTiguajeMamónCumarebo

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5. Anexos y gráficos

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Producción de Petróleo por Cuencas (MB)

MaracaiboFalcónApureFaja-AsociacionesBitorOtros

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Producción de Petróleo en las cuencas Apure y Falcón

Bejucal BorburotaCaipe GuafitaHato Viejo Las LomasLa Victoria MaporalObispo PáezPalmita SilvanSilvestre SincoTorunas

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