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UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
ESCUELA DE PETROacuteLEO
Discusioacuten de Sistemas Petroleros en Campos Venezolanos
Supervisores
Azocar Yorman
Bastidas Fabiola
Ponentes
Brito Christian
Bravo Juan
Carrentildeo Dayre
Chacoacuten Olesny
Caracas 26 abril 2011
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Cuenca Oriental de Venezuela
Marco Geoloacutegico
La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresioacuten topograacutefica y estructural ubicada
en la regioacuten centro-este del paiacutes con una longitud de 800 Km de extensioacuten
aproximadamente en direccioacuten oeste-este y 200 Km de ancho de norte a sur a traveacutes
de los estados Guaacuterico Anzoaacutetegui Monagas y Delta Amacuro llegando aextenderse hasta la Plataforma Deltana y sur de Trinidad Estaacute limitada al norte por el
Cinturoacuten Moacutevil de la Serraniacutea del Interior Central y Oriental al sur por el Riacuteo
Orinoco desde la desembocadura del Riacuteo Arauca hacia el este hasta Boca Grande
siguiendo de modo aproximado el borde septentrional del Cratoacuten de Guayana al este
de la cuenca continuacutea por debajo del Golfo de Paria incluyendo la parte situada al sur
de la Cordillera Septentrional de la Isla de Trinidad y se hunde en el Atlaacutentico al este
de la costa del Delta del Orinoco y al oeste limita con el levantamiento de El Bauacutel y
su conexioacuten con el Cratoacuten de Guayana que sigue aproximadamente el curso de los
riacuteos Portuguesa y Pao
Topograacuteficamente se caracteriza por extensas llanuras y un area de mesas que
comprende los Estados Anzoategui y Monagas Su superficie abarca 164000 km2 y
20000 pies de sedimentos paleozoicos cretaacutecicos y terciarios entre cadenas
montantildeosas situadas al norte del Escudo de Guayana como limite sur La cuenca
actual es asimeacutetrica con el flanco sur inclinado ligeramente hacia el norte y un
flanco norte mas tectonizado y con mayores buzamientos conectados a la zona
plegada y fallada que constituye el flanco meridional de las cordilleras que limitan la
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cuenca hacia el nortetoda la cuenca se inclina hacia el este de manera que su parte
mas profunda se encuentra al noreste hacia Trinidad donde se estima que pudieron
acumularse unos 40000 pies de sedimentos Basaacutendose en sus caracteriacutesticas
sedimentoloacutegicas tectoacutenicas y estratigraacuteficas se subdivide en tres subcuencas asaber Subcuenca de Guaacuterico Subcuenca de Maturiacuten y Subcuenca de Paria
Fig1httpblogpetroleroblogspotcom200906cuenca-oriental-de-venezuela
Geologiacutea Histoacuterica
La evolucioacuten de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple por haberestado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del Cratoacuten de Guayana
Suaves movimientos de levantamientos y hundimientos de este borde ocasionaron
transgresiones y regresiones extensas que fueron de gran importancia para el
desarrollo final de la cuenca Aunque la Cuenca Oriental de Venezuela no mostroacute una
forma similar a la actual sino despueacutes del Eoceno tardiacuteo ni alcanzoacute su forma
definitiva hasta el Mioceno temprano (aproximadamente 20 Ma) El cuadro
tectoacutenico en la regioacuten del Estado Monagas se postula con levantamientos
espasmoacutedicos y empujes recurrentes en el tiempo y espacio todos con fuertes
componentes norte-sur
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Modelo Tectoacutenico Actual
En la actualidad el modelo tectoacutenico de la cuenca evidencia una complejidad
tectoacutenica destacaacutendose fallamientos como el de Urica y Anaco la Falla Furrial-
Carito el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Aloacutectono) que se
caracteriza por su gran desplazamiento y extensioacuten se divide en tres bloques
estructurales
1) Bloque Aloacutectono que aflora en la Serraniacutea del Interior y cuyo liacutemite sur es el
Corrimiento de Pirital observaacutendose pliegues conceacutentricos de gran escala ademaacutes de
marcar el acuntildeamiento del cinturoacuten plegado alcanzando la superficie Este
corrimiento posee un desplazamiento horizontal estimado de 20 a 30 Km y un
desplazamiento de 4 a 5 Km (Di Croce 1995)
2) Bloque Parautoacutectono estaacute constituido por el alineamiento Tejero-Furrial
corresponde a una zona de transicioacuten representada por un conjunto de escamas o
imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los
cuales estaacuten asociados las grandes acumulaciones de petroacuteleo en el norte de Monagas
y donde las estructuras principales son fallas de corrimiento que no llegan a la
superficie y cuya terminacioacuten estaacute asociada con volcanes de lodo que deforman los
sedimentos en el Mioceno tardiacuteo
3) Bloque Autoacutectono se encuentra en el flanco sur de la cuenca o provincia extensiva
donde predominan las fallas normales de rumbo oeste-este Dentro de este modelo el
Campo Santa Baacuterbara-Pirital pertenece junto a los campos Furrial y Carito a un tren o
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lineamiento de anticlinales a lo largo de la cuntildea de la cuenca aloacutectona que posee el
cabalgamiento maacutes profundo llamado la Falla Jusepiacuten-Quiriquire (Lilliu 1990)
Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se situacutea desde
el Devono- Carboniacutefero (Gonzaacutelez de Juana et al 1980) hace unos 350 millones de
antildeos Durante este periacuteodo se reconocen tres periacuteodos sedimentarios separados el
primero corresponde al Paleozoico medio- tardiacuteo y tardiacuteo el segundo comienza en el
Cretaacutecico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano y el tercero se
desarrolloacute durante el Terciario tardiacuteo y fue definitivo para la configuracioacuten de lacuenca petroliacutefera en su estado actual Ellos tienen lugar entre periacuteodos principales de
orogeacutenesis y despueacutes de largos de erosioacuten cuando las aguas transgredieron sobre
tierras previamente pleniplanadas A continuacioacuten se describe brevemente la historia
geoloacutegica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental seguacuten Gonzaacutelez de Juana et
al (1980)
Durante el Caacutembrico-Ordoviacutecico aproximadamente 500 Ma ocurre la
sedimentacioacuten de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a unasedimentacioacuten claacutestica maacutes interna de un margen pasivo Ambas formaciones se
consideran transicionales Posiblemente la sedimentacioacuten ocurre en planicies costeras
mal conocidas y aparatos deltaicos conexos
En el Triaacutesico-Juraacutesico (220-160 Ma) se producen actividades volcaacutenicas en el
Macizo de El Bauacutel Fue un periacuteodo de erosioacuten sobre la mayor parte de la Cuenca
Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense se inicia la transgresioacuten cretaacutecica
sedimentaacutendose la Formacioacuten Barranquiacuten compuesta de calizas y areniscas en el
flanco norte de la serraniacutea actual con disminucioacuten de sedimentos marinos hacia el
flanco norte y hacia el flanco sur de la misma Es seguido por la sedimentacioacuten en el
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Cuenca Oriental de Venezuela
Marco Geoloacutegico
La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresioacuten topograacutefica y estructural ubicada
en la regioacuten centro-este del paiacutes con una longitud de 800 Km de extensioacuten
aproximadamente en direccioacuten oeste-este y 200 Km de ancho de norte a sur a traveacutes
de los estados Guaacuterico Anzoaacutetegui Monagas y Delta Amacuro llegando aextenderse hasta la Plataforma Deltana y sur de Trinidad Estaacute limitada al norte por el
Cinturoacuten Moacutevil de la Serraniacutea del Interior Central y Oriental al sur por el Riacuteo
Orinoco desde la desembocadura del Riacuteo Arauca hacia el este hasta Boca Grande
siguiendo de modo aproximado el borde septentrional del Cratoacuten de Guayana al este
de la cuenca continuacutea por debajo del Golfo de Paria incluyendo la parte situada al sur
de la Cordillera Septentrional de la Isla de Trinidad y se hunde en el Atlaacutentico al este
de la costa del Delta del Orinoco y al oeste limita con el levantamiento de El Bauacutel y
su conexioacuten con el Cratoacuten de Guayana que sigue aproximadamente el curso de los
riacuteos Portuguesa y Pao
Topograacuteficamente se caracteriza por extensas llanuras y un area de mesas que
comprende los Estados Anzoategui y Monagas Su superficie abarca 164000 km2 y
20000 pies de sedimentos paleozoicos cretaacutecicos y terciarios entre cadenas
montantildeosas situadas al norte del Escudo de Guayana como limite sur La cuenca
actual es asimeacutetrica con el flanco sur inclinado ligeramente hacia el norte y un
flanco norte mas tectonizado y con mayores buzamientos conectados a la zona
plegada y fallada que constituye el flanco meridional de las cordilleras que limitan la
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cuenca hacia el nortetoda la cuenca se inclina hacia el este de manera que su parte
mas profunda se encuentra al noreste hacia Trinidad donde se estima que pudieron
acumularse unos 40000 pies de sedimentos Basaacutendose en sus caracteriacutesticas
sedimentoloacutegicas tectoacutenicas y estratigraacuteficas se subdivide en tres subcuencas asaber Subcuenca de Guaacuterico Subcuenca de Maturiacuten y Subcuenca de Paria
Fig1httpblogpetroleroblogspotcom200906cuenca-oriental-de-venezuela
Geologiacutea Histoacuterica
La evolucioacuten de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple por haberestado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del Cratoacuten de Guayana
Suaves movimientos de levantamientos y hundimientos de este borde ocasionaron
transgresiones y regresiones extensas que fueron de gran importancia para el
desarrollo final de la cuenca Aunque la Cuenca Oriental de Venezuela no mostroacute una
forma similar a la actual sino despueacutes del Eoceno tardiacuteo ni alcanzoacute su forma
definitiva hasta el Mioceno temprano (aproximadamente 20 Ma) El cuadro
tectoacutenico en la regioacuten del Estado Monagas se postula con levantamientos
espasmoacutedicos y empujes recurrentes en el tiempo y espacio todos con fuertes
componentes norte-sur
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Modelo Tectoacutenico Actual
En la actualidad el modelo tectoacutenico de la cuenca evidencia una complejidad
tectoacutenica destacaacutendose fallamientos como el de Urica y Anaco la Falla Furrial-
Carito el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Aloacutectono) que se
caracteriza por su gran desplazamiento y extensioacuten se divide en tres bloques
estructurales
1) Bloque Aloacutectono que aflora en la Serraniacutea del Interior y cuyo liacutemite sur es el
Corrimiento de Pirital observaacutendose pliegues conceacutentricos de gran escala ademaacutes de
marcar el acuntildeamiento del cinturoacuten plegado alcanzando la superficie Este
corrimiento posee un desplazamiento horizontal estimado de 20 a 30 Km y un
desplazamiento de 4 a 5 Km (Di Croce 1995)
2) Bloque Parautoacutectono estaacute constituido por el alineamiento Tejero-Furrial
corresponde a una zona de transicioacuten representada por un conjunto de escamas o
imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los
cuales estaacuten asociados las grandes acumulaciones de petroacuteleo en el norte de Monagas
y donde las estructuras principales son fallas de corrimiento que no llegan a la
superficie y cuya terminacioacuten estaacute asociada con volcanes de lodo que deforman los
sedimentos en el Mioceno tardiacuteo
3) Bloque Autoacutectono se encuentra en el flanco sur de la cuenca o provincia extensiva
donde predominan las fallas normales de rumbo oeste-este Dentro de este modelo el
Campo Santa Baacuterbara-Pirital pertenece junto a los campos Furrial y Carito a un tren o
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lineamiento de anticlinales a lo largo de la cuntildea de la cuenca aloacutectona que posee el
cabalgamiento maacutes profundo llamado la Falla Jusepiacuten-Quiriquire (Lilliu 1990)
Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se situacutea desde
el Devono- Carboniacutefero (Gonzaacutelez de Juana et al 1980) hace unos 350 millones de
antildeos Durante este periacuteodo se reconocen tres periacuteodos sedimentarios separados el
primero corresponde al Paleozoico medio- tardiacuteo y tardiacuteo el segundo comienza en el
Cretaacutecico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano y el tercero se
desarrolloacute durante el Terciario tardiacuteo y fue definitivo para la configuracioacuten de lacuenca petroliacutefera en su estado actual Ellos tienen lugar entre periacuteodos principales de
orogeacutenesis y despueacutes de largos de erosioacuten cuando las aguas transgredieron sobre
tierras previamente pleniplanadas A continuacioacuten se describe brevemente la historia
geoloacutegica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental seguacuten Gonzaacutelez de Juana et
al (1980)
Durante el Caacutembrico-Ordoviacutecico aproximadamente 500 Ma ocurre la
sedimentacioacuten de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a unasedimentacioacuten claacutestica maacutes interna de un margen pasivo Ambas formaciones se
consideran transicionales Posiblemente la sedimentacioacuten ocurre en planicies costeras
mal conocidas y aparatos deltaicos conexos
En el Triaacutesico-Juraacutesico (220-160 Ma) se producen actividades volcaacutenicas en el
Macizo de El Bauacutel Fue un periacuteodo de erosioacuten sobre la mayor parte de la Cuenca
Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense se inicia la transgresioacuten cretaacutecica
sedimentaacutendose la Formacioacuten Barranquiacuten compuesta de calizas y areniscas en el
flanco norte de la serraniacutea actual con disminucioacuten de sedimentos marinos hacia el
flanco norte y hacia el flanco sur de la misma Es seguido por la sedimentacioacuten en el
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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cuenca hacia el nortetoda la cuenca se inclina hacia el este de manera que su parte
mas profunda se encuentra al noreste hacia Trinidad donde se estima que pudieron
acumularse unos 40000 pies de sedimentos Basaacutendose en sus caracteriacutesticas
sedimentoloacutegicas tectoacutenicas y estratigraacuteficas se subdivide en tres subcuencas asaber Subcuenca de Guaacuterico Subcuenca de Maturiacuten y Subcuenca de Paria
Fig1httpblogpetroleroblogspotcom200906cuenca-oriental-de-venezuela
Geologiacutea Histoacuterica
La evolucioacuten de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple por haberestado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del Cratoacuten de Guayana
Suaves movimientos de levantamientos y hundimientos de este borde ocasionaron
transgresiones y regresiones extensas que fueron de gran importancia para el
desarrollo final de la cuenca Aunque la Cuenca Oriental de Venezuela no mostroacute una
forma similar a la actual sino despueacutes del Eoceno tardiacuteo ni alcanzoacute su forma
definitiva hasta el Mioceno temprano (aproximadamente 20 Ma) El cuadro
tectoacutenico en la regioacuten del Estado Monagas se postula con levantamientos
espasmoacutedicos y empujes recurrentes en el tiempo y espacio todos con fuertes
componentes norte-sur
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Modelo Tectoacutenico Actual
En la actualidad el modelo tectoacutenico de la cuenca evidencia una complejidad
tectoacutenica destacaacutendose fallamientos como el de Urica y Anaco la Falla Furrial-
Carito el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Aloacutectono) que se
caracteriza por su gran desplazamiento y extensioacuten se divide en tres bloques
estructurales
1) Bloque Aloacutectono que aflora en la Serraniacutea del Interior y cuyo liacutemite sur es el
Corrimiento de Pirital observaacutendose pliegues conceacutentricos de gran escala ademaacutes de
marcar el acuntildeamiento del cinturoacuten plegado alcanzando la superficie Este
corrimiento posee un desplazamiento horizontal estimado de 20 a 30 Km y un
desplazamiento de 4 a 5 Km (Di Croce 1995)
2) Bloque Parautoacutectono estaacute constituido por el alineamiento Tejero-Furrial
corresponde a una zona de transicioacuten representada por un conjunto de escamas o
imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los
cuales estaacuten asociados las grandes acumulaciones de petroacuteleo en el norte de Monagas
y donde las estructuras principales son fallas de corrimiento que no llegan a la
superficie y cuya terminacioacuten estaacute asociada con volcanes de lodo que deforman los
sedimentos en el Mioceno tardiacuteo
3) Bloque Autoacutectono se encuentra en el flanco sur de la cuenca o provincia extensiva
donde predominan las fallas normales de rumbo oeste-este Dentro de este modelo el
Campo Santa Baacuterbara-Pirital pertenece junto a los campos Furrial y Carito a un tren o
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lineamiento de anticlinales a lo largo de la cuntildea de la cuenca aloacutectona que posee el
cabalgamiento maacutes profundo llamado la Falla Jusepiacuten-Quiriquire (Lilliu 1990)
Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se situacutea desde
el Devono- Carboniacutefero (Gonzaacutelez de Juana et al 1980) hace unos 350 millones de
antildeos Durante este periacuteodo se reconocen tres periacuteodos sedimentarios separados el
primero corresponde al Paleozoico medio- tardiacuteo y tardiacuteo el segundo comienza en el
Cretaacutecico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano y el tercero se
desarrolloacute durante el Terciario tardiacuteo y fue definitivo para la configuracioacuten de lacuenca petroliacutefera en su estado actual Ellos tienen lugar entre periacuteodos principales de
orogeacutenesis y despueacutes de largos de erosioacuten cuando las aguas transgredieron sobre
tierras previamente pleniplanadas A continuacioacuten se describe brevemente la historia
geoloacutegica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental seguacuten Gonzaacutelez de Juana et
al (1980)
Durante el Caacutembrico-Ordoviacutecico aproximadamente 500 Ma ocurre la
sedimentacioacuten de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a unasedimentacioacuten claacutestica maacutes interna de un margen pasivo Ambas formaciones se
consideran transicionales Posiblemente la sedimentacioacuten ocurre en planicies costeras
mal conocidas y aparatos deltaicos conexos
En el Triaacutesico-Juraacutesico (220-160 Ma) se producen actividades volcaacutenicas en el
Macizo de El Bauacutel Fue un periacuteodo de erosioacuten sobre la mayor parte de la Cuenca
Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense se inicia la transgresioacuten cretaacutecica
sedimentaacutendose la Formacioacuten Barranquiacuten compuesta de calizas y areniscas en el
flanco norte de la serraniacutea actual con disminucioacuten de sedimentos marinos hacia el
flanco norte y hacia el flanco sur de la misma Es seguido por la sedimentacioacuten en el
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Modelo Tectoacutenico Actual
En la actualidad el modelo tectoacutenico de la cuenca evidencia una complejidad
tectoacutenica destacaacutendose fallamientos como el de Urica y Anaco la Falla Furrial-
Carito el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Aloacutectono) que se
caracteriza por su gran desplazamiento y extensioacuten se divide en tres bloques
estructurales
1) Bloque Aloacutectono que aflora en la Serraniacutea del Interior y cuyo liacutemite sur es el
Corrimiento de Pirital observaacutendose pliegues conceacutentricos de gran escala ademaacutes de
marcar el acuntildeamiento del cinturoacuten plegado alcanzando la superficie Este
corrimiento posee un desplazamiento horizontal estimado de 20 a 30 Km y un
desplazamiento de 4 a 5 Km (Di Croce 1995)
2) Bloque Parautoacutectono estaacute constituido por el alineamiento Tejero-Furrial
corresponde a una zona de transicioacuten representada por un conjunto de escamas o
imbricaciones frontales y corrimientos que se horizontalizan en profundidad y a los
cuales estaacuten asociados las grandes acumulaciones de petroacuteleo en el norte de Monagas
y donde las estructuras principales son fallas de corrimiento que no llegan a la
superficie y cuya terminacioacuten estaacute asociada con volcanes de lodo que deforman los
sedimentos en el Mioceno tardiacuteo
3) Bloque Autoacutectono se encuentra en el flanco sur de la cuenca o provincia extensiva
donde predominan las fallas normales de rumbo oeste-este Dentro de este modelo el
Campo Santa Baacuterbara-Pirital pertenece junto a los campos Furrial y Carito a un tren o
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lineamiento de anticlinales a lo largo de la cuntildea de la cuenca aloacutectona que posee el
cabalgamiento maacutes profundo llamado la Falla Jusepiacuten-Quiriquire (Lilliu 1990)
Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se situacutea desde
el Devono- Carboniacutefero (Gonzaacutelez de Juana et al 1980) hace unos 350 millones de
antildeos Durante este periacuteodo se reconocen tres periacuteodos sedimentarios separados el
primero corresponde al Paleozoico medio- tardiacuteo y tardiacuteo el segundo comienza en el
Cretaacutecico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano y el tercero se
desarrolloacute durante el Terciario tardiacuteo y fue definitivo para la configuracioacuten de lacuenca petroliacutefera en su estado actual Ellos tienen lugar entre periacuteodos principales de
orogeacutenesis y despueacutes de largos de erosioacuten cuando las aguas transgredieron sobre
tierras previamente pleniplanadas A continuacioacuten se describe brevemente la historia
geoloacutegica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental seguacuten Gonzaacutelez de Juana et
al (1980)
Durante el Caacutembrico-Ordoviacutecico aproximadamente 500 Ma ocurre la
sedimentacioacuten de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a unasedimentacioacuten claacutestica maacutes interna de un margen pasivo Ambas formaciones se
consideran transicionales Posiblemente la sedimentacioacuten ocurre en planicies costeras
mal conocidas y aparatos deltaicos conexos
En el Triaacutesico-Juraacutesico (220-160 Ma) se producen actividades volcaacutenicas en el
Macizo de El Bauacutel Fue un periacuteodo de erosioacuten sobre la mayor parte de la Cuenca
Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense se inicia la transgresioacuten cretaacutecica
sedimentaacutendose la Formacioacuten Barranquiacuten compuesta de calizas y areniscas en el
flanco norte de la serraniacutea actual con disminucioacuten de sedimentos marinos hacia el
flanco norte y hacia el flanco sur de la misma Es seguido por la sedimentacioacuten en el
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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lineamiento de anticlinales a lo largo de la cuntildea de la cuenca aloacutectona que posee el
cabalgamiento maacutes profundo llamado la Falla Jusepiacuten-Quiriquire (Lilliu 1990)
Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se situacutea desde
el Devono- Carboniacutefero (Gonzaacutelez de Juana et al 1980) hace unos 350 millones de
antildeos Durante este periacuteodo se reconocen tres periacuteodos sedimentarios separados el
primero corresponde al Paleozoico medio- tardiacuteo y tardiacuteo el segundo comienza en el
Cretaacutecico medio y se hace regresivo durante el Terciario temprano y el tercero se
desarrolloacute durante el Terciario tardiacuteo y fue definitivo para la configuracioacuten de lacuenca petroliacutefera en su estado actual Ellos tienen lugar entre periacuteodos principales de
orogeacutenesis y despueacutes de largos de erosioacuten cuando las aguas transgredieron sobre
tierras previamente pleniplanadas A continuacioacuten se describe brevemente la historia
geoloacutegica del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental seguacuten Gonzaacutelez de Juana et
al (1980)
Durante el Caacutembrico-Ordoviacutecico aproximadamente 500 Ma ocurre la
sedimentacioacuten de las formaciones Carrizal y Hato Viejo asociadas a unasedimentacioacuten claacutestica maacutes interna de un margen pasivo Ambas formaciones se
consideran transicionales Posiblemente la sedimentacioacuten ocurre en planicies costeras
mal conocidas y aparatos deltaicos conexos
En el Triaacutesico-Juraacutesico (220-160 Ma) se producen actividades volcaacutenicas en el
Macizo de El Bauacutel Fue un periacuteodo de erosioacuten sobre la mayor parte de la Cuenca
Durante el Barremiense-Aptiense-Albiense se inicia la transgresioacuten cretaacutecica
sedimentaacutendose la Formacioacuten Barranquiacuten compuesta de calizas y areniscas en el
flanco norte de la serraniacutea actual con disminucioacuten de sedimentos marinos hacia el
flanco norte y hacia el flanco sur de la misma Es seguido por la sedimentacioacuten en el
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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flanco norte de las formaciones Borracha y Chimana compuestas de calizas espesas y
lutitas y en el flanco sur por la Formacioacuten El Cantil compuestas de areniscas lutitas
e intercalaciones de calizas Hacia el sur ocurre tambieacuten una extensioacuten de las aguas
donde la sedimentacioacuten es predominantemente continental depositaacutendose laFormacioacuten La Canoa Las calizas y arenas de estos periacuteodos constituyen legiacutetimos
prospectos para petroacuteleo
En el Cenomaniense-Coniancense (100-85 Ma) ocurre la maacutexima cobertura marina
y desarrollado de ambientes euxiacutenicos en el norte representando por la Formacioacuten
Querecual esta formacioacuten es la Roca Madre del petroacuteleo Hacia el sur se extienden
ambientes marinos-costeros gradualmente maacutes terriacutegenos hacia el extremo sur en las
proximidades del noroeste se encuentra la Formacioacuten Tigre la cuaacutel presenta calizas
fosiliacuteferas (Miembro Infante) La Formacioacuten Tigre ha producido cantidades menores
de petroacuteleo en el Aacuterea de Las Mercedes Durante el Santoniense-Maestrichtiense (85-
65 Ma) ocurre una sedimentacioacuten de lutitas marinas algunas arenas finas e
intervalos de ftanitas siliacuteceas al norte (Formacioacuten San Antonio) En la regresioacuten
sureste comienza la regresioacuten marcada por las areniscas de la Formacioacuten San Juan
baacutesicamente Maestrichtiense probablemente extendida al Paleoceno
Durante el Paleoceno-Eoceno medio (65-45 Ma) el levantamiento de las masas
metamoacuterficas delimitoacute hacia el sur una extensa cuenca donde se depositaron
sedimentos del ciclo Terciario temprano Durante este periacuteodo comienza el
levantamiento de las masas metamoacuterficas hacia el sur con el consiguiente empuje
sobre la secuencia sedimentaria en el borde cratoacutenico integrada por la columna
cretaacutecica (Grupo Sucre y Guayuta) y la sedimentacioacuten del Terciario temprano Gran
parte de la sedimentacioacuten aloacutectona del surco de Guaacuterico fue ocasionada por este
movimiento En el Eoceno tardiacuteo-Oligoceno (45-25 Ma) se sedimenta en Guaacuterico la
Formacioacuten La Pascua de caraacutecter transgresivo y que corresponde a aguas someras
procedentes de la Cuenca de Barinas seguida de la Formacioacuten Roblecito que se
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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compone de un cuerpo lutiacutetico de aguas marinas someras y tranquilas La transgresioacuten
progresa hacia el este y en la regioacuten de Barcelona el hiatus y la transgresioacuten
mencionada se encuentran sobre la Formacioacuten Caratas y por debajo de la Formacioacuten
Los Jabillos del Oligoceno medio Hacia el sur se extiende al oeste la sedimentacioacutenarenosa-paraacutelica de La Pascua y al este de las formaciones Los Jabillos Areo y
Naricual reunidas en el Grupo Merecure por debajo de la cual desaparece por
acuntildeamiento del lente de Roblecito Hacia el este se produce la sedimentacioacuten
profunda de mar abierto de la Formacioacuten Carapita
Al final de este periacuteodo (22 Ma aproximadamente) continua el levantamiento de la
Serraniacutea del Interior y se desarrolla el ldquoForedeeprdquo al sur donde se depositan los
sedimentos de aguas profundas de la Fm Carapita Durante el Mioceno (20 Ma) en
la parte norte de Guaacuterico la sedimentacioacuten se hace predominantemente continental
Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se observa gradacioacuten entre las
formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Formacioacuten Oficina hacia el sur Hacia
el este la profundizacioacuten de ambientes continuacutea determinando la sedimentacioacuten de
Carapita En el flanco sur se sedimenta la Formacioacuten Freites de ambiente marino
somero en el borde norte los mares transgreden ligeramente sobre la superficie
erosionada de Carapita depositaacutendose la sedimentacioacuten marina marginal deFormacioacuten La Pica Cerca de la liacutenea septentrional se sedimenta una secuencia
arenosa
Durante el Mioceno tardiacuteo-Plioceno se sedimentoacute la Formacioacuten Las Piedras sobre
extensos ambientes fluvio-deltaicos Hacia el oeste del Estado Anzoaacutetegui y en el sur
en el subsuelo de los campos de las aacutereas de Oficina y Temblador esta sedimentacioacuten
cubre los sedimentos marinos someros de la Formacioacuten Freites Hacia noreste se
encuentra por encima de la Formacioacuten La Pica sobrepasando la liacutenea de playa de eacutesta
formacioacuten y avanzando hacia el piedemonte de las montantildeas actuales en forma
discordante sobre la sedimentacioacuten del ciclo Terciario tardiacuteo y temprano y localmente
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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sobre el Cretaacutecico erosionado Equivalente lateral de esta Formacioacuten Las Piedras es la
sedimentacioacuten marginal conglomeraacutetica de la Formacioacuten Quiriquire productora de
petroacuteleo en el campo homoacutenimo El episodio final de esta evolucioacuten estaacute representado
por la Formacioacuten Mesa de ambiente continental
Imagen de la Cuenca Oriental de Venezuela Columna estratigraacutefica
tomada de Coacutedigo geoloacutegico de Venezuela de PDVSA Intevep
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Subcuenca de Maturiacuten
La Subcuenca de Maturiacuten constituye la principal unidad petroliacutefera de la Cuenca
Oriental Podriacutea afirmarse que la deformacioacuten estructural y los acuntildeamientos de las
unidades estratigraacuteficas hacia el sur definen dos dominios operacionales uno al norte
del Corrimiento de Pirital y otro al sur como se puede observar en la Figura No 2
Figura No 2 Tomado del Wec Cap_1
La estratigrafiacutea de la Serraniacutea del Interior Oriental representa en buena parte la
sedimentacioacuten del flanco norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Fig 4) una espesa y
compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretaacutecico Inferior hasta el
Pleistoceno El flanco sur en cambio presenta una estratigrafiacutea maacutes sencilla
semejante a la estratigrafiacutea de la subcuenca de Guaacuterico en el subsuelo con el GrupoTemblador en su parte inferior como representante del Cretaacutecico y un terciario
suprayacente de edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno en el que se alternan
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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ambientes fluvio-deltaicos y marinos someros hasta su relleno final de ambientes
continentales
En la Serraniacutea del Interior la roca madre principal se encuentra representada porel Grupo Guayuta particularmente la Formacioacuten Querecual la cual llega a tener maacutes
del doble de espesor que su equivalente en Venezuela occidental (Formacioacuten La
Luna) con similares caracteriacutesticas de roca madre Debido al espesor considerable de
la secuencia Neoacutegena en el flanco norte de la subcuenca no se puede establecer con
claridad como se produce el cambio lateral de las unidades cretaacutecicas hacia el Grupo
Temblador del sur sin embargo se estima que para los equivalentes laterales de Aacuterea
Mayor de Oficina el caso pudo haber sido muy semejante con generacioacuten por unaroca madre cercana
Para los campos del norte de Monagas la roca madre por excelencia debe haber sido
cretaacutecica (Grupo Guayuta) aunque no se descarta el aporte de secuencias maacutes
joacutevenes con materia orgaacutenica de afinidad continental (la superficie de la
Formacioacuten Naricual es muy carbonosa por ejemplo)
Los yacimientos maacutes importantes son de edad terciaria en los campos del norte de
Monagas estaacuten constituidos por las formaciones Carapita Naricual Los
Jabillos y Caratas(Fig 4) Tambieacuten se han encontrado buenos yacimientos de las
areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacutecico tardiacuteo) y en unidades tan joacutevenes
como las formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras-Quiriquire (molasa
miopliocena) revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo como
las del campo El Furrial para los entrampamientos de hidrocarburos Las unidades
sello regionales importantes para la secuencia Cretaacutecico-Terciaria en el flanco nortede la subcuenca son las formaciones Vidontildeo Areo y Carapita (Fig 4) Estas dos
uacuteltimas tambieacuten pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares Son de
particular importancia los loacutebulos turbidiacuteticos de la Formacioacuten Carapita
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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(Miembro Chapapotal) Hacia el sur de la Subcuenca de Maturiacuten en los campos
Oficina en Anzoaacutetegui y sus equivalentes orientales en Monagas los yacimientos
importantes se encuentran en las formaciones Merecure y Oficina con sellos de
lutitas extensas dentro de estas mismas unidades la Formacioacuten Freites constituye unsello regional de gran importancia Ver seccioacuten estratigraacutefica en la Figura No 3
Figura No3 Seccioacuten estratigraacutefica sur-norte de la Subcuenca de Maturiacuten (Mendoza V 2001) (Wec Cap_1)
Los principales campos petroliacuteferos de este a oeste y en el norte de Monagas son los
del Aacuterea Mayor de Oficina Quiamare Jusepiacuten El Furrial Orocual Boqueroacuten
Quiriquire y Pedernales En su limite sur la subcuenca tambieacuten incluye la Faja
Petroliacutefera del Orinoco con yacimientos neoacutegenos y roca madre Cretaacutecica con
migracioacuten distante a lo largo y a traveacutes de la discordancia Cretaacutecico-Neoacutegeno y
Basamento-Neoacutegeno
La gravedad de los crudos es bastante diversa en los yacimientos de El Furrial son
frecuentes los crudos medianos en Quiamare-La Ceiba se llegoacute a producir con
promedio de 41deg API en los yacimientos de Oficina se encuentran crudos livianos
medianos y pesados en la Faja Petroliacutefera del Orinoco los crudos pesados y
extrapesados constituyen la caracteriacutestica esencial En general los crudos maacutes
pesados se encuentran hacia los maacutergenes de la subcuenca y hacia los yacimientos
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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maacutes someros La Faja Petroliacutefera del Orinoco en el flanco sur y los campos
Quiriquire Manresa y Guanoco en el flanco norte (estos dos uacuteltimos contienen
crudos extrapesados)
Figura No 4columna integrada (en tiempo) de la secuencia estratigraacutefica en la Serraniacutea del Interior
(Flanco norte de la subcuenca de Maturiacuten) Modificado por Yoris 1992 (Wec Cap_1)
Sistemas Petroleros
Los principales sistemas petroleros de la Subcuenca de Maturiacuten son (1) Guayuta-
Oficina () (Fig 5) y (2) Guayuta-Carapita () (Fig 6)
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Figura No5tabla de eventos para el sistema Guayuta-Oficina () cuya cocina se localiza
en el bloque de Pirital(Wec Cap_1)
Figura No 6tabla de eventos para el sistema Guayuta-Carapita () cuya cocina se localizaen el autoacutectono y en el Furrial(Wec Cap_1)
El primero de ellos se relaciona con los campos del flanco sur de la Subcuenca de
Maturiacuten e incluye las Formaciones Querecual y San Antonio (Grupo Guayuta) del
Cretaacutecico Tardiacuteo como rocas madre principales las cuales son cargadas
litostaacuteticamente (estratigraacutefica y tectoacutenicamente) hasta nuestros diacuteas El yacimiento
principal estaacute constituido por las unidades Oligo-Miocenas como Merecure Oficina y
Freites el sello principal son las Formaciones Oficina y Freites conformacioacuten de la
trampa durante la deformacioacuten del Oligoceno Tardiacuteo hasta el presente La generacioacuten
migracioacuten y entrampamiento alcanzan su momento criacutetico en nuestros diacuteas
habieacutendose iniciado la generacioacuten desde los inicios del emplazamiento de las napas
Caribe contra la Placa Suramericana mucho maacutes al oeste y noroeste respecto de su
posicioacuten actual a partir del Paleoceno Tardiacuteo
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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El segundo sistema Guayuta-Carapita () se refiere al flanco norte de la Subcuenca
de Maturiacuten e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos con una
generacioacuten maacutes joven que para el primer sistema Tanto la generacioacuten y migracioacutencomo la formacioacuten de la trampa son Oligoceno Tardiacuteo-Presente con un momento
criacutetico actual Los sellos importantes son las Formaciones Vidontildeo Areo y Carapita
con menor importancia para las unidades molaacutesicas como Morichito Las Piedras y
Quiriquire Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan Caratas Los
Jabillos Merecure (ldquoNaricualrdquo del subsuelo) Carapita La Pica Las Piedras y
Quiriquire
La cocina actual de la roca madre para la Subcuenca de Maturiacuten se esquematiza en la
Figura No 7 indicando que la roca madre se encuentra en ventana de gas bajo el
frente de deformacioacuten y su zona de madurez (ventana de petroacuteleo) se encuentra
alimentando el flanco sur de la subcuenca en el momento actual
Figura No 7 Cocina de hidrocarburos para la Serraniacutea del interior de la Subcuenca de Maturiacuten (Wec Cap_1)
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Campo Jusepiacuten
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten estaacute situada al norte del Estado Monagas 30 km al
oeste de Maturiacuten Comprende los campos Jusepiacuten Muri Mulata Santa BaacuterbaraTravieso Mata Grande y Tacat
El aacuterea productora puede ser descrita como una sola unidad aun cuando las
empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petroliacuteferos
Conforma una extensa franja de rumbo N 60deg E con mas de 45 kiloacutemetros de
extensioacuten y 7 km de ancho
El petroacuteleo fue descubierto por el pozo Jusepiacuten-1 perforado por la Standard OiacutelCompany of Venezuela en octubre de 1938 sobre un alto estructural vagamente
sentildealado por estudios del sismoacutegrafo de reflexioacuten Jusepiacuten entroacute a produccioacuten en
1939 cuando se construyoacute el oleoducto hasta Caripito
Al oeste de Jusepiacuten la Compantildeiacutea Consolidada de Petroacuteleo (Sinclair) perforoacute en
1941 el pozo productor Santa Baacuterbara No 1 y en 1942 el pozo Muri No 1 La
perforacioacuten en la concesioacuten Amana comenzoacute en 1941 La Mene Grande Oil
Company inicioacute la produccioacuten en 1943 la Venezuelan Atlantic RefiningCompany en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946
La extensioacuten Noreste del campo Jusepiacuten fue descubierta por el pozo J-130
completado en marzo de 1944 Es una prolongacioacuten estrecha de 7 km de largo por
700 metros de ancho que fue desarrollada raacutepidamente para agosto de 1945 se
habiacutean perforado 53 pozos
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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En la deacutecada del 50 el modelo geoloacutegico sugeriacutea una falla inversa de alto aacutengulo
como la base del bloque aloacutectono de Pirital que restringiacutea las posibilidades
petroliacuteferas hacia el norte La Mene Grande Oil Company perforoacute 7 pozos
exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecaacutenicas
En 1986 se completoacute productor el pozo exploratorio El Furrial No 1 al sur de la
alineacioacuten Santa Baacuterbara-Jusepiacuten Siguieron los descubrimientos de Musipaacuten en
1987 y Carito en 1988 y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el
aacuterea Estas perforaciones definieron la alineacioacuten El Furrial-El Tejero con las
arenas del Oligoceno superior debajo de 8000 de lutitas marinas del Mioceno
medio y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal
con los sedimentos del Cretaacuteceo superior Oligoceno y Mioceno temprano
extendieacutendose hacia el norte por debajo del bloque aloacutectono y cambiando la
estrategia exploratoria Los pozos SBC-3E y PIG-1E (75 km al noroeste de SBC-
3E) probaron el modelo nuevo en el aacuterea norte del corrimiento de Pirital en 1989
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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y 1992 al ser completados con eacutexito en yacimientos debajo del bloque
sobrecorrido
El pozo profundo J-476 (18473) tambieacuten al norte del corrimiento de Piritalperforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con
Lagoven obtuvo excelente produccioacuten del Oligoceno en horizontes profundos del
viejo campo de Jusepiacuten
Estratigrafiacutea
En el campo de Santa Baacuterbara se han perforado las calizas de la seccioacuten basal de
la Formacioacuten Vidontildeo (Cretaacuteceo superior-Eoceno inferior) directamente encima delas areniscas de la Formacioacuten San Juan (Cretaacuteceo superior)
Los estudios sedimentoloacutegicos del campo Mulata muestran que la seccioacuten entre el
Cretaacuteceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que variacutean desde fluvial y
deltaico hasta marino de plataforma con arenas de grano grueso y estratificacioacuten
cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino lodolitas y capas delgadas de
lignito
Durante el Mioceno la transpresioacuten de la Placa Tectoacutenica del Caribe sobre el
continente suramericano ocasionoacute el movimiento al sur y la deformacioacuten del
flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela que hizo migrar hacia el sur
hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana al igual
que los sedimentos erosionados en la serraniacutea del norte Las formaciones Carapita
y La Pica fueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neoacutegeno
La Formacioacuten Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formacioacuten productoramaacutes antigua del aacuterea Representa una invasioacuten marina iniciada desde el Oligoceno
y una regresioacuten del mar hacia el Mioceno superior
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Tiene un espesor promedio de 6000 y se compone en su mayor parte de lutitas
marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
en la llamada Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten donde aparecen truncadas debajo de
sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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marinas ricas en foraminiacuteferos frecuentemente distorsionadas interestratificadas
localmente en su parte alta con areniscas turbidiacuteticas muy lenticulares (arenas
Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hastaconglomeraacuteticas encontradas productoras por el pozo J-56 con 150 de espesor
En marzo de 1944 el pozo J-130 obtuvo produccioacuten de las arenas Nodosaria-15
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sedimentos del Mioceno superior En este sector noreste constituyen un grueso
desarrollo de sedimentos con limos arcillas arenas de grano fino hasta
conglomeraacuteticas Las capas individuales de arena no pasan de 20 de espesor con
intercalacioacuten lenticular de lutitas con 4a 10
La Formacioacuten La Pica (Mioceno superior) en marcada discordancia angular sobrela superficie erosionada de Carapita representa el maacutes importante desarrollo
sedimentario en el aacuterea Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas
depositadas en un ambiente marino somero transgresivo Las areniscas
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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escasamente consolidadas son de granos finos a muy fino laminadas
ocasionalmente limosas arcillosas o ligniacuteticas
La liacutenea de playa en tiempos de la Formacioacuten La Pica sufriacutea etapas demovimiento durante y despueacutes de la sedimentacioacuten y el rejuvenecimiento
perioacutedico de altos y bajos en el fondo marino ejercioacute un efecto notable en la
distribucioacuten y el espesor de los sedimentos Se observan por lo menos dos
discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Aacuterea
La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste y los
agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una
seccioacuten maacutes arcillosa hacia el este
La Formacioacuten La Pica en el aacuterea de Jusepiacuten se adelgaza raacutepidamente y se acuntildea
sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento
anterior de Pirital Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formacioacuten
tambieacuten se adelgazan hacia el norte las areniscas desaparecen hacia el sur y el
este por transicioacuten a lutita o por erosioacuten en discordancias intraformacionales
La Formacioacuten Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno) no-marina depositada enaguas salobres es concordante sobre la Formacioacuten La Pica excepto en algunos
lugares Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano
fino a medio generalmente bien consolidadas interestratificadas con lutitas
limos y lignitos El espesor estaacute entre 3400 y 3900 pies Las areniscas son
acuiacuteferas en toda el Area Las Piedras es transicional hacia el este a la Formacioacuten
Quiriquire
La Formacioacuten Las Piedras estaacute cubierta en el aacuterea de Jusepiacuten por la Formacioacuten La
Mesa (Pleistoceno) que fue depositada en un ambiente continental Consiste en
gravas arenas poco consolidadas y arcilla Hacia el tope presenta una capa
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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endurecida de grava cementada por oacutexido de hierro El espesor variacutea de 500 a 900
pies
El llamado bloque aloacutectono de Pirital es un cuerpo de arenas y lutitassobrecorrido desde el noroeste con un buzamiento de 40deg antes de la
sedimentacioacuten de La Pica El espesor del bloque es de 18000 en el norte que
disminuye hacia el sureste Consiste en lutitas negras limolitas cuarzo libre
areniscas calcaacutereas o cuarzosas pirita carboacuten restos de plantas Su ambiente de
sedimentacioacuten original es talud superior con intervalos de plataforma interna y
corrientes turbidiacuteticas
Estructura Al sur de la Serraniacutea del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema
de corrimientos que se conoce por interpretacioacuten geofiacutesica y los pozos perforados
Un aacuterea estaacute situada desde el campo La Ceiba en Anzoaacutetegui hasta la falla de
Urica otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire y una tercera seccioacuten al
este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria El sector central corresponde al norte
de Monagas desde la Serraniacutea del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de
Venezuela
Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el
Corrimiento de Pirital que divide el norte de Monagas en dos aacutereas el bloque
norte de iacutendole compresional muestra una columna estratigraacutefica desde el
Cretaacuteceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno y el
bloque meridional entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial
donde aparece la Formacioacuten La Pica cortada por sistema de fallas normalesasociada a tectoacutenica distensiva transcurrente post-Mioceno medio
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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En el Aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten se encuentran indicios de renovados empujes
con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el periacuteodo de deformacioacuten del
Mioceno en la regioacuten norte de la Cuenca Dentro de este estilo tectoacutenico se
mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosioacuten siguiente de Carapita(3000 pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto) la subsidencia e
invasioacuten marina de La Pica la erosioacuten de la zona basal de las arenas de Textularia
(Formacioacuten La Pica) sobre el levantamiento central de Amana el levantamiento
posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentacioacuten de La Pica y la
erosioacuten de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto Movimientos
tectoacutenicos ocurridos durante la etapa de sedimentacioacuten de la Formacioacuten la Pica
dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores como los de Jusepiacuten Muriy Amana Central y de anticlinales mayores como Tonoro-El Lirial
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal Se
identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoaacutetegui hasta
la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria Se estima que el fallamiento ocurrioacute
entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita cuandoel aacuterea marginal pasiva del Cretaacuteceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por
bloques aloacutectonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas liacuteneas de
sobrecorrimiento hacia el sur
El aacuterea Santa Baacuterbara-Jusepiacuten constituye a nivel de La Pica una depresioacuten suave
al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica
fue erosionada) Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo
suroeste-noreste desde Tacat en un homoclinal de buzamiento sur
Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Baacuterbara normal con
buzamiento sur acompantildeada por un ramal que se desprende pocos kiloacutemetros al
este de Pirital en el Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten y se extiende hasta Tacat
Localmente las fallas de Santa Baacuterbara y de Amana cortan el Area siguiendo la
direccioacuten general de la alineacioacuten
Produccioacuten
La seccioacuten arenosa de la Formacioacuten La Pica comprende dos conjuntos
operacionales productivos la seccioacuten inferior conocida como Arenas Textularia y
una superior denominada Arenas Sigmoilina una zona maacutes alta (Cassidulina) no
ha mostrado produccioacuten La acumulacioacuten de hidrocarburos en las areniscas de La
Pica estaacute limitada principalmente por el acuntildeamiento de las arenas y existe una
multitud de trampas estratigraacuteficas lenticulares Se conocen 25 areniscasproductoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina Las areniscas individuales
son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas En la
extensioacuten noreste La Pica solo ha rendido una produccioacuten muy escasa
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
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El pozo SBC-3E perforado en 1989 proboacute el bloque norte del corrimiento de
Pirital con 6100 bd 35deg API El pozo PIC-IE 75 km al noroeste confirmoacute en
1992 esta acumulacioacuten debajo del corrimiento con produccioacuten de 4500 bd 36deg
API 37 MMPCGD Estos pozos abrieron muy favorables expectativas
La Extensioacuten Noreste de Jusepiacuten es una prolongacioacuten estrecha con rumbo
suroeste noreste descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 bd 312deg API)
Producen las arenas superiores turbidiacuteticas del Miembro Chapapotal de la
Formacioacuten Carapita que aparecen con buzamiento de 60deg al sureste truncadas
debajo de la discordancia con La Pica El yacimiento (Nodosaria-15) con un
espeso promedio de 650 estaacute limitado al oeste por una falla transversal noreste
con desplazamiento de hasta 1000
Los crudos del Area Santa Baacuterbara-Jusepiacuten tienen gravedad de 22 a 36deg API con
promedio de 31deg El pozo descubridor J-1 produjo 544 bd 326deg API El
contenido de azufre es moderado Los pozos productores de la Formacioacuten La Pica
mostraron una fuerte declinacioacuten de la presioacuten y un raacutepido descenso en las tasas
de produccioacuten
A fines de 1962 se inicioacute la inyeccioacuten de agua al Bloque Central del sector
Noreste de Jusepiacuten Fue suspendida en 1966 por fallas mecaacutenicas con resultados
difiacuteciles de evaluar
En noviembre de 1964 comenzoacute la inyeccioacuten de gas en la extensioacuten Noreste de
Jusepiacuten Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de
1982
Lagoven firmoacute en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte antildeos con
la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivacioacuten del campo Jusepiacuten
Lagoven mantendraacute el control sobre los hidrocarburos y cancelaraacute la inversioacuten de
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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acuerdo al barril producido pasando a ser propietaria de las instalaciones al
teacutermino del contrato Amoco Venezuelan Petroleum Company se asocioacute (4596)
con Total en el programa de recuperacioacuten del campo El pozo J-476 (18437)
perforado en abril de 1996 por el consorcio descubrioacute una nueva zona productoraen las arenas oligocenas de la Formacioacuten Naricual (Merecure) con produccioacuten
inicial total de 14200 bd de crudo liviano de 33-35deg API
Un oleoducto de 16 transporta el crudo de Jusepiacuten Musipaacuten y EI Furrial hasta
Travieso donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40
Cuenca de Maracaibo
La cueca de Maracaibo es la cuenca petroliacutefera maacutes importante de Venezuela La
roca madre por excelencia es la Formacioacuten La Luna (Figuras No 9 y 10) de edad
Cretaacutecico Tardiacuteo cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental
hasta Colombia Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en los
Grupos Cogollo (Miembro Machiques de la Formacioacuten Apoacuten) y Orocueacute
(Formacioacuten Los Cuervos) El petroacuteleo fue generado migrado y acumulado en
diversos pulsos siendo el maacutes importante el ocurrido durante el levantamientoandino Estos puntos seraacuten tratados con mayor detalle maacutes adelante
Las principales rocas yacimiento claacutesticas son las Formaciones Riacuteo Negro y
Aguardiente (Cretaacutecico) Grupo Orocueacute (Paleoceno) Mirador-Misoa (Eoceno)
Lagunillas y La Rosa (Mioceno) (veacuteanse las columnas de las Figuras No9 y 10)
Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretaacutecico Temprano) constituyen los
yacimientos carbonaacuteticos maacutes relevantes mientras que los sellos regionales maacutes
importantes son las Formaciones Coloacuten (Cretaacutecico Tardiacuteo) y Paujiacute (Eoceno)
Localmente constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formacioacuten
Apoacuten) y las lutitas espesas dentro de las Formaciones ubicadas hacia el centro del
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
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WEC
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Lago de Maracaibo como Misoa Lagunillas y La Rosa (Figura No 8) e incluso
secuencias cercanas a los frentes de deformacioacuten como la Formacioacuten Leoacuten y los
Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijaacute) Los principales campos petroleros
se encuentran en la costa oriental del Lago de Maracaibo los que producenprincipalmente de yacimientos terciarios como por ejemplo Cabimas Tiacutea Juana
Lagunillas Bachaquero Mene Grande y Motataacuten (Figura No8) En la costa oeste
se encuentran campos con produccioacuten importante en el Cretaacutecico ademaacutes del
Terciario entre los que se encuentran el campo de Urdaneta (Lago de Maracaibo)
y los del Flanco Perijanero que son de norte a sur La Concepcioacuten Mara La Paz
Boscaacuten y Alturitas En el centro los campos se ubican a lo largo de la estructura
del sistema de fallas de Lama-Icotea (Figura No 8) entre ellos se cuentan LagoCentro Lama y Lamar La gravedad de los crudos es bastante diversa en general
los crudos maacutes livianos ocurren en yacimientos cretaacutecicos profundos y se van
haciendo maacutes pesados a medida que se acercan a los yacimientos terciarios maacutes
someros Algunos crudos de la costa oriental del lago por ejemplo llegan a tener
menos de 13degAPI
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
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Sistemas Petroleros
Este sistema estaacute constituido por la roca madre cretaacutecica (principalmente laFormacioacuten La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrograacutefica del Lago de
Maracaibo (Fig 11) que en algunas aacutereas alcanza condiciones de sobremadurez La
generacioacuten la migracioacuten y la acumulacioacuten ocurren en pleno levantamiento andino
llenando yacimientos praacutecticamente a lo largo de toda la columna estratigraacutefica El
momento criacutetico se ubica en nuestros diacuteas Este sistema
constituye el evento maacutes importante de acumulacioacuten de hidrocarburos para los
yacimientos terciarios particularmente en las estructuras de los campos de la regioacutenoccidental del Lago de Maracaibo campos de Urdaneta Lama-Icotea y los de la costa
oriental del Lago de Maracaibo (Fig 12)
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
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Migracioacuten del Petroacuteleo
Debido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectoacutenicos ocurridos en la
cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los
petroacuteleos en la cuenca del Lago fue de por si un fenoacutemeno muy complejo
En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petroacuteleo ha
migrado La migracioacuten primaria del petroacuteleo generado en rocas Eocenas explica el
paso directo de fluidos desde las rocas madres a las areniscas adyacentes seguidos
por un movimiento lateral ascendente desde la parte mas profunda de la cuenca en el
noreste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste facilitando por los espesores
la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formacioacuten Misoa
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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Entrampamiento del Petroacuteleo
El entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretaacutecico Palioceno-
eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo estaacute controlado por
trampas estructurales estratigraacuteficas y mixtas En teacuterminos generales puede
decirse que los accidentes estructurales son mas frecuentes en los yacimientos
cretaacuteceos que en los entrampamientos en rocas paleoceno-eoceno donde se
combinan los factores estructurales y sedimentoloacutegicos y que en las
acumulaciones miocenas al menos volumeacutetricamente predominan los factores
sedimentarios sobre los estructurales En el aacuterea de Mene Grande entre la
secuencia actualmente productora de petroacuteleo y la seccioacuten cefaliacutetica se produjo un
levantamiento sobre el nivel del mar sellando las arenas y protegiendo la
acumulacioacuten del petroacuteleo en la secuencia productiva dentro de una trampa-
estrateacutegica
Campo Urdaneta
Se encuentra situado a lo largo de la rivera occidental del Lago de Maracaibo 60
Km al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo estado Zulia El sistema
petrolero relacionado a este campo es el de la Fase 2 Cuenca de Maracaibo
El Campo Urdaneta se encuentra al sur y suroeste de la ciudad de Maracaibo El
descubrirniento fue realizado en el borde occidental del Lago en 1955 mediante
estudios geoloacutegicos del subsuelo y levantamientos sismograacuteficos con el pozo TJ-
342 (UD-1) de la Creole Petroleum Corporation (11477) despues de perforar seis
pozos exploratorios (LGE) con resultados negativos Posteriormente en 1970 se
desarrolloacute una segunda alineacioacuten paralela hacia el este (yacimientos UD-5 UD-
7 UD-101) que reveloacute importante acumulacioacuten cretaacutecica
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Estratigrafiacutea La seccioacuten estratigraacutefica del aacuterea de Urdaneta se inicia en el
Cretaacuteceo con las areniscas de Riacuteo Negro La Formacioacuten Riacuteo Negro tiene poco
espesor al norte y este aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075
Estaacute construida en su base por areniscas transgresivas a veces conglomeraacuteticas
de ambiente marino costero que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas
calcaacutereas de ambiente de laguna costanera con intercalaciones de lutitas
fosiliacuteferas hacia el tope de la formacioacuten
Suprayacente y transicional continua la Forrnacioacuten Apoacuten y las otras formaciones
de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo Las calizas de La Luna y
Socuy y las lutitas de Coloacuten y Mito Juan completan la seccioacuten cretaacutecica
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Lutitas areniscas calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes alcanzando un espesor de 675 pies
Sobre esta serie yace una seccioacuten de lutitas y areniscas eocenas tiacutepicas de
ambiente fluvio-deltaacuteico pertenecientes a la Formacioacuten Misoa
La Formacioacuten Icotea de arenas del Oligoceno cuyo espesor variacutea gradualmente
desde 50 en el norte hasta 400 en el sur yace discordantemente sobre el Eoceno
Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno y otros mas
recientes alrededor de 5000 pies de esos depoacutesitos miocenos estaacuten constituiacutedos
por sedimentos de las formaciones La Rosa e Isnotu
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
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UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
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distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
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(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Estructura La estructura geoloacutegica prominente en el aacuterea de Urdaneta Oeste es
un anticlinal de eje noreste-sureste con declive al sur el cual ocupa el aacuterea central
y norte del campo El anticlinal presenta dos levantamientos suaves fallados y
esta limitado en el flanco este por una falla inversa Se ha establecido que laestructura se prolonga hacia tierra al noreste asociada con el alto de Garciacutea
Las fallas son en su mayoriacutea normales de altiacutesimo buzamiento (70deg a 80deg) y
siguen dos patrones de rumbo uno con salto vertical de 100-250 perpendicular
al eje de la estructura que se manifiesta principalmente en el aacuterea norte otro
noroeste-suroeste con desplazamiento mayor de 80 que predomina en el sector
sur
Urdaneta Centro es otra alineacioacuten anticlinal desarrollada al este de una falla
inversa de rumbo noreste y desplazamiento de 600 al noreste Estaacute integrada por
domos alineados en direccion noreste y se complementa con fallas convergentes a
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la falla principal que forman un pilar tectoacutenico en la zona donde se perforaron
UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Bibliografiacutea
Blog Industria Petrolera httpindustria-petroleoblogspotcom
wwwpdvsacomlexico
WEC
httpwwwlacomunidadpetroleracom
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UD-101 y LR-239
Un sector en el centro del Lago nombrado Urdaneta Este o Urdaneta-Lama
(UDL) es en realidad la seccioacuten occidental del alto de Icotea y forma parte del
campo Lama
En el extremo sur (aacuterea Sur Oeste del Lago SOL) se ha identificado un anticlinal
cretaacutecico de cierre estructural por fallas con un area de 90 kmsup2 aproximadamente
el cual forma parte de una extensa aacuterea de fallamiento intenso con excelenteproduccioacuten de crudo liviano
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
el domo sur Urdaneta Oeste en la Formacioacuten Riacuteo Negro y las condiciones
diferentes entre las areniscas de Riacuteo Negro y las calizas cretaacutecicas hizo necesario
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separar su desarrollo desde 1979 ya que el tipo de acidificacioacuten que se emplea es
distinto y el contenido de H2S es menor en la Formacioacuten Riacuteo Negro (40-80 ppm)
que en las calizas
La primera completacioacuten individual en Riacuteo Negro UD-130 obtuvo 1121 BD
(254deg API) El pozo UD-198 alcanzoacute 4140 BD (315degAP1) SOL-2 produjo
1128 BID (249deg AP)
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Produccioacuten El pozo descubridor del campo UD-1 (TJ-342 11477) fuecompletado como productor en la Formacioacuten Icotea y las arenas-B superiores de
la Formacioacuten Misoa Al crudo muy pesado (125deg API) y con escaso gas se le
asignoacute un factor muy bajo de recuperacioacuten
En 1984 el pozo A-139 descubrioacute el yacimiento Cretaacuteceo 34 en una estructura
al noreste de la alineacioacuten de Urdaneta Centro Produjo 570 BD de crudo de 44deg
API a los 16560 de profundidad UD-101 produjo 3825 BD (30deg API) LR-234
4497 BD (29degAPI) El horizonte maacutes importante es la Formacioacuten Apoacuten
Al oeste en le sector terrestre el pozo 28K-2Y de Corpoven obtuvo 3260 BD
26deg API de la Formacioacuten Apoacuten a 14850 de profundidad Los pozos SOL al
extremo suroeste han encontrado crudo cretaacutecico SOL-6 (18321) produjo 600
BD 30deg API en el yacimiento Cretaacuteceo 44 de la Formacioacuten Lisure
Recientemente se ha identificado y desarrollado excelente produccioacuten de crudo
mediano y liviano en las arenas de la Formacioacuten Riacuteo Negro El eacutexito alcanzado en
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