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ANTECEDENTES La búsqueda de petróleo y gas en la República Dominicana data desde principios del siglo XX, siendo reconocida la presencia de petróleo desde que se perforó el pozo Maleno #1 por la Compañía Dominican Seaboard en el año 1939, productor de petróleo al igual que otros pozos del este sector y del de Higüerito. En otras cuencas se han perforado pozos y realizado estudios, pero no se han obtenido resultados petroleros firmes, sólo algunos indicios de manifestaciones de petróleo y/o gas. Las diferentes compañías concesionarias han realizado estudios de diferentes tipos, perforado pozos y elaborado criterios e hipótesis reflejados en diferentes informes. No obstante esto, se observa una falta de sistematicidad en los estudios y no se cuenta con una base científica de todo el territorio, que permita obtener criterios sobre los principales elementos que posibilite localizar los sectores más perspectivos y así dirigir hacia ellos la exploración. En el año 2006, durante la sesión gubernamental entre la República de Cuba y la República Dominicana, se discute el tema bajo el interés de que Cuba, en los últimos años, había incrementado significativamente la producción de petróleo y gas y que la República Dominicana solicitaba la colaboración de Cuba en esta esfera. Para ello visitó nuestro país un grupo gubernamental presidido por el Sr. Danilo Medina, Secretario de Estado de la Presidencia. Con posterioridad a esta visita, un grupo de expertos cubanos trabajó en la República Dominicana por un período de 6 días, para revisar la información disponible y hacer una evaluación muy preliminar del Potencial de Hidrocarburos en la República Dominicana y de los trabajos a realizar en el futuro. Dentro del programa de trabajo, se incluyó una revisión más detallada de los materiales existentes que permitieran hacer un informe técnico preliminar del Potencial de Hidrocarburos de la República Dominicana y precisar el programa de trabajo. Este estudio se efectuó en el período comprendido del 8 – 29 de Octubre de 2006, por 4 expertos cubanos que confeccionan este informe, junto con otros expertos cubanos y de especialistas de la República Dominicana, en particular el Msc. Romeo Llinás, el Ing. Manuel Capriles (ambos de la CNE), el Ing. Melaneo Aquino, el Ing. Santiago Muñoz, el Ing. Luis Torres y la Msc. María Calzadilla (todos de la Dirección General de Minería) con el apoyo del Lic. Arístides Fernández Zucco (Director de CNE), el Ing. Octavio López (Director General de Minería), el Ing. Rafael López (Director de Hidrocarburos de la Secretaría de Industria y Comercio), el Lic. Ramón Jerez de Relaciones Internacionales de la CNE y la Lic. Natyobi Mejía, de Relaciones Públicas de CNE. Siguiendo la línea de trabajo acordada, se confecciona el presente informe cuyas recomendaciones consisten en una propuesta de programa de trabajo para los próximos años, con la finalidad de obtener información suficiente para realizar un análisis más exacto del Potencial de Hidrocarburos de la República Dominicana. .

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INTRODUCCIÓN La búsqueda de petróleo y gas en la República Dominicana data desde principios del siglo XX, siendo reconocida la presencia de petróleo desde que se perforó el pozo Maleno #1 por la Compañía Dominican Seaboard en el año 1939, que tuvo una producción de petróleo reportada de 12 966 bbl en un período de un año. En la locación de Maleno, se perforaron cerca de 18 pozos resultando solamente productores 3 de ellos (Maleno 1 y 1A de Dominican Seaboard y el Maleno 3 de Petrolera Azuana), en secuencias terrígenas encontradas a profundidades menores de 500 pies (< 150 m.). Cercana a esta locación se encuentra la de Higüerito, donde también se reportan producciones de petróleo menos significativas en la misma secuencia terrígena y a profundidades similares. El petróleo obtenido tiene entre 20 – 21 ° API y 3,5% de azufre, relacionándose con rocas madres carbonatadas confinadas las cuales, evidentemente, no pertenecen a la misma secuencia que contiene el petróleo. La República Dominicana también ha sido objeto de profundos estudios de su geología de superficie (se destacan los trabajos de Bowin, Pindell, Lewis, Draper, Ellis, Mann, Llinás, Maurrasse, Pérez Estaún, Tavares, Guerra) la cual esta bien datada, reconociéndose 4 macizos montañosos (Cordillera Septentrional, Central, Sierra de Neiba – Martin García y Sierra de Barohuco) y 5 cuencas (Cibao, Azua, San Juan, Enriquillo y San Pedro). Algunos investigadores han vertido criterios sobre su potencial petrolífero (Guerra Peña, 1956; R. Llinás, 1971, 1974, 2006; Mann y Lawrence, 1991; Pindell, 1991). Existen informes no publicados como el de NORKCOSULT (1982) e informes de pozos o de prospectos donde se vierten criterios sobre el potencial de la República Dominicana o sobre un sector o cuenca en particular. Debido a estos estudios generales y algunos específicos que datan desde la primera mitad del siglo XX, se han perforado, hasta la fecha, alrededor de 80 pozos, la gran mayoría a profundidades menores de 1 000 pies (305 m) cercanos a los pozos productores en Maleno e Higüerito, y otros en ubicaciones por diferentes métodos a profundidades disímiles, siendo los más profundos el Charco Largo 1 que alcanzó la profundidad de 15 820 pies y el Licey del Medio 1.3 que alcanzó la profundidad de 12 030 pies, perforados en la Cuenca Enriquillo el primero y en la Cuenca del Cibao el segundo. En la revisión de materiales que efectuamos durante el mes de Octubre, pudimos observar que hay información extraviada y otras que nunca llegaron a los archivos de la DGM; se ha perdido o nunca tuvo la parte dominicana muchos materiales primarios de los trabajos geofísicos y de pozos. Esto provoca que haya que confiar en las interpretaciones escritas en los informes aunque, en ocasiones, sean contradictorios los resultados. Por ello es importante tratar de rescatar los materiales primarios y debe ser una tarea de primera prioridad para el futuro. Debemos destacar entonces que los datos, las informaciones y los trabajos e investigaciones, ya sea sobre criterios específicos o generales, relacionados con el potencial exploratorio, son completamente insuficientes para poder evaluar técnicamente el potencial petrolífero, tanto de las diferentes cuencas como de otros sectores de la República Dominicana. Por lo anterior, la evaluación presente tiene un carácter preliminar, lo que se expresa en la práctica en la elaboración de consideraciones sobre uno u otro aspecto y criterio particular y, en general, sobre una cuenca o sector dado.

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Bajo estas premisas confeccionamos el presente informe, de ahí que en algunos casos, los análisis presentados sean también insuficientes. Por eso nuestra intención y deber solidario en este informe, es definir qué está estudiado y qué falta por estudiar, lo que constituirá el programa de los próximos años para obtener la mayor cantidad de datos. Esto permitirá a la República Dominicana contar con criterios que le ayuden a definir, con mayor exactitud, su potencial gasopetrolífero y dirigir la exploración hacia las zonas más perspectivas. Este informe consta de un Resumen Ejecutivo y los siguientes capítulos: Capitulo I. Grado de Estudio Geólogo – Petrolero: se refiere y, en algunos casos, se analiza la información conque contamos para confeccionar el informe. Capitulo II. Estratigrafía Regional y de las Cuencas: se destacan los complejos rocosos que se reconocen en la República Dominicana, haciendo énfasis en las cuencas. Se incluye alguna información generada por los pozos del Deep Sea Drilling Project, Leg 4 y 115. Capitulo III. Evolución Geológica y Estructuras: se plantean algunas hipótesis sobre la evolución geológica de La Española y se presentan algunos criterios de los autores; asi mismo, se caracterizan las cuencas desde el punto de vista estructural y se plantean hipótesis sobre las posibles trampas. Capitulo IV. Reservorios y Sellos: se describen las posibles secuencias o formaciones que pueden constituir reservorios o sellos o poseen ambas características. Se resumen los principales reservorios y sellos que se pueden definir hasta el momento. Capitulo V. Consideraciones sobre el Potencial de Hidrocarburos: se analizan criterios vertidos por diferentes autores sobre el tema, asi como algunos datos de importancia para definirlo, destacándose las insuficiencias y diferencias de las mismas. Se proponen sistemas petroleros conceptuales y posibles plays. Finalmente, se resumen en algunas consideraciones a tener en cuenta para el programa de trabajo. Conclusiones: se reflejan los principales resultados de la evaluación. PROGRAMA DE TRABAJO PARA ELEVAR EL GRADO DE CONOCIMIENTO GEÓLOGO - PETROLERO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA Y CREAR LAS BASES CIENTÍFICAS DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA.

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CAPITULO I. GRADO DE ESTUDIO GEOLOGO - PETROLERO En este capitulo sintetizamos y, en algunos casos, analizamos la información geólogo – geofísica y petrolera que nos fue mostrada durante el período del 8 – 29 de Octubre de 2006. I.1 Grado de estudio geológico y geoquímico.

Abarca los datos de superficie y pozo que tributan al conocimiento estratigráfico, geológico y de reservorios y sellos. El grado de estudio estratigráfico de la Isla La Española y, específicamente, la parte que corresponde a la República Dominicana se puede considerar aceptable en general. Realmente es desigual, tanto si se tiene en cuenta la estratigrafía de superficie, como la del subsuelo. En cuanto a la de superficie, hay sectores bien estudiados y actualizados, gracias al Proyecto Sysmin en ejecución, al disponerse de secciones estratigráficas medidas en el campo; otros como la Llanura costera, esperan todavía un mayor grado de conocimiento; la mayoría de estos estudios están publicados y se presentan en las referencias bibliográficas. En cuanto a la estratigrafía del subsuelo, la más precisa es la que corresponde a la Cuenca de Azua, evidentemente por el mayor número de pozos perforados. Otras, como las Cuencas del Cibao y sobre todo San Pedro, los pozos perforados son insuficientes: unas veces dispersos, otras concentrados. En la tabla I.1 se reflejan los informes de archivo consultados que tienen información útil de los pozos perforados por cada compañía. En la tabla I.2 se detallan los materiales que tiene cada pozo que fueron utilizados para este informe. En el ANEXO 1 se ubican los pozos y manaderos de petróleo y gas reportados. Como se ve hay una gran cantidad de pozos que no tienen datos y la mayoría no tienen información primaria que pueda ser revisada y reestudiada como cuttings o testigos; en el mejor de los casos, tienen algunos registros de pozo, también de diferentes tipos y tecnologías. Un problema a resolver para incrementar este grado de estudio es disponer de materiales confiables de los pozos perforados, es decir, la información primaria de los datos litológicos y paleontológicos de las perforaciones. Los informes procedentes de las compañías u operadoras que los perforaron son escasos; inclusive, como en el caso del Pozo Caño Azul 1 de la compañía Petrolera Once Once, los datos litológicos aportados en un informe del presidente de la compañía no concuerdan con los datos de los laboratorios de Texas. Otros pozos, según las fuentes, difieren en la asignación de formaciones y espesores. Un problema adicional se presenta con los listados de los microfósiles, específicamente referentes a los foraminíferos planctónicos y bentónicos. Como se sabe, muchos pozos se han perforado antes de 1960, en períodos en que en los listados predominaban las determinaciones de los foraminíferos bentónicos pequeños (Bermúdez, 1949), muy influenciados por la sedimentogénesis local y, por lo tanto, no devienen en buenos marcadores estratigráficos; lo contrario sucede con los planctónicos que fueron incrementando su importancia estratigráfica como marcadores de biozonas regionales y mundiales.

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INFORMACION DE INTERESCTDAD POZOS PERFORADOS

CUENCA AZUA DOMINICAN SEABORD

48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito). 6 (Azua) Dominican Seabord Oil Company Higuerita Concesión Reporte de Operaciones del Pozo Maleno No. 1ª. Area de Azua. 850 pies sobre el N.M.M. 19-09-1969 tiene un Perfil de Induction Electrical Log. Maleno No. 2 y Maleno . 6. 8 (Azua) Informe sobre el Pozo Quita Coraza NO. 1 3815-4071 pies. Zona de Azua. 22 (Azua) Pozo Maleno I Field. Seaboard (en Ingles).

8 POZOS MALENO: 1, 1A, 2, 3, 4, 5, 6, 7. EL MOGOTE 1, QUITA CORAZA 1, LAS HORMIGAS 1, HIGUERITO

1, 2, 4.

CUENCA AZUA GASPEDOM

1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report. 48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito). 31 (Azua) Informe Gas y Petroleo Dominicanos S.A. Gaspedon. Pozo de Leon No. 1. 33 (Azua) Gaspedon, DT-1A.

MALENO: DT 1A, 2, GPD 3 (A-1), HIGUERITO 1, De LEON 1 Y 2

CUENCA AZUA PETROLERA AZUANA

4 (Azua) Higuerito I. 48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito). 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report.

HIGUERITO 1, MALENO 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 y 9

CUENCA AZUA ITEROCEAN48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito)

HIGUERITO 1, 2, MALENO 3

CUENCA AZUA TEXAS CO48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito)

HIGUERITO 1

CUENCA AZUA PETROLERA DOMINICANA

21 (Azua) Maleno No. IDT. Daily Drilling’s Reports 48 (Azua) Estudio del Potencial de Produccion de Horizontes Petroliferos de poca profundidad en la cuenca de Azua (Maleno e Higuerito)

MALENO DT 1, ARROYO BLANCO 1, Km. 19 No 1 y 2,

CUENCA AZUA LANCASTER & KRIEDER (L & K) Localización de pozos perforados en el país y Mapa. L & K 1, 2, 3, 4, 5, 8

CUENCA SAN JUAN DOMINICAN SEABORD 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report COMENDADOR 1

CUENCA SAN JUAN ANSCHUTZ

1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report 4 (San Juan)- Candelón, San Juan de la Maguana # 1. Geofísica de Petróleo. Summary of Drilling.5 (San Juan) Cariboil/Anschultz. Candelón No. 1, Wilcat, Dec. 1981.

CANDELON 1

CUENCA ENRIQUILLO PETROLERA DOMINICANA

2 (Enr.) Report Mella #2. Daily Drilling. 8 (Enr.) Petrolera Dominicana, palo Alto No. 1, 12-7-60.9 (Enr.) Graham Michyaellis Drilling Co. Imforme del pozo de Palo Alto.10 (Enr) Petrolera Dominicana, Completion Report Palo Alto No. 1. 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report. 40 (Azua) Mella #2, File C.41 (Azua) Seaboard Mella, File C. (Mapas) Diferentes logs del pozo Mella 2

PALO ALTO 1, MELLA 2, CABRITOS 1

CUENCA ENRIQUILLO DOMINICAN SEABORD

(Mapas) Columna del pozo Mella . Localización de pozos perforados en el país y Mapa. 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report.

MELLA 1

CUENCA ENRIQUILLO CONSOLIDATED PETROLEUM CO Localización de pozos perforados en el país y Mapa. LAS SALINAS

CUENCA ENRIQUILLO CANADIAN SUPERIOR

1 (Charco Largo) Well Completion Report. 13 (Enr.) Indicaciones Petrolíferas Encontradas en el pozo Charco Largo No.1.

CHARCO LARGO 1

CUENCA ENRIQUILLO MALENO Localización de pozos perforados en el país. BOCA CACHON 1, 1A y 1B

CUENCA SAN PEDRO PETROLERA LAS MERCEDES

(1) (Plan. Este) Pozo San Pedro #1. Petrolera Las Mercedes, sumario y evaluación. (9) (Plan. Este) Informe Degolyer Macnaughton. 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report. (Mapas) Diferentes logs de los pozos San Pedro 1 y Santo Domingo 1.

SAN PEDRO 1, 2, SANTO DOMINGO 1.

BANI MURFIN DOMINICANA, INC.

Localización de pozos perforados en el país y Mapa. (Mapas) Informe y Composite log del pozo. PUNTA SALINAS 1

BANI GASPEDON Localización de pozos perforados en el país y Mapa DOMINICANA 1CUENCA CIBAO QUISQUEYA Localización de pozos perforados en el país y Mapa SORPRESA 1

CUENCA CIBAO COLE Jr & SON

3 (Cibao) Posibilidades Petroliferas de la Zona del Cibao. 7 (Cibao) Paleontological Summary, H.S. Cole JR. & Son, No. 1-4 Villa Isabel Well. 1 (Consultorias) Norconsult, phase 1 Report. (Mapas) Diferentes logs de los pozos Licey y Villa Isabel.

LICEY AL MEDIO 1, VILLA ISABEL 1

CUENCA CIBAO LAGANA Localización de pozos perforados en el país y Mapa GUANABANA DEL LIIMON 1, NAVARRETE 1

CUENCA CIBAO ONCE - ONCE Localización de pozos perforados en el país y Mapa. (Mapas) Diferentes datos y logs del pozo Caño Azul 1)

GUARAGUO 1, TORO 1, AGUILA 1, PALOMA 1, TIGRE 1, LEON 1, CARPINTERO 1, CAÑO AZUL 1.

TABLA I.1 GRADO DE ESTUDIO GEOLOGICO Y DE POZOS

AREA O CUENCA DOCUMENTO DE ARCHIVO QUE CONTIENE LA INFORMACION

COMPANIA OPERADORA

6

Longitud Latitud LITOLOGIA PALEONTOLOGIA

DIVISION ESTRATIGRAFICA (Profundidades en

pies)

REGISTROS COLUMNA

CUENCA AZUA 70° 48' 35" W 18°28'35" N 1939 1197 MALENO 1 DOMINICAN SEABORD

X NUCLEOS X NUCLEOS 0-1197 (620) TD Fm Trin. ?? X

Productor: 12966 bbl de petroleo de 19,90 API. Todos lo pozos

Malenos perforados por esta operadora fueron en domos

superficiales y manaderos de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 48' 27" W 18°28'29" N 1939 3038 MALENO 1A DOMINICAN SEABORD

X NUCLEOS X NUCLEOS 0- 2955 (2381) Fm Trin., 2955 -

3038 TD (2464) Fm. Som X Productor: 4553 bbl de petroleo de 19,90 API.

CUENCA AZUA 70° 48' 10" W 18°28'15" N 1942-43 808 MALENO 2 DOMINICAN SEABORD 0- 808 TD (241) Fm. Trin. X X Manifestaciones de petroleo y gas y

agua salada.

CUENCA AZUA 70° 48' 45" W 18°28'45" N 1943 1571 MALENO 3 DOMINICAN SEABORD 0- 1571 TD (900) Fm. Trin. X X Trazas de petroleo. Pozo

abandonado como seco.

CUENCA AZUA 70° 48' 42" W 18°28'42" N 1943 846 MALENO 4 DOMINICAN SEABORD 0 - 846 (227) Fm. Trin. X X Seco. Con manifestaciones de

petroleo y agua salada.

CUENCA AZUA 70° 48' 28" W 18°28'20" N 1943 664 MALENO 5 DOMINICAN SEABORD 0- 664 TD (90) Fm. Trin X Trazas de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 48' 15" W 18°28'29" N 1943 705 MALENO 6 DOMINICAN SEABORD 0- 705 TD (134) Fm. Trin Trazas de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 48' 50" W 18°28'30" N 1947 5682 MALENO 7 DOMINICAN SEABORD X X 0-2876 (2269) Fm. Trin., 2876 -

5682 (TD) (5075) Fm. Som XManifestaciones de petroleo. En

?ensayo? fluyo agua salada. Perdida de circulacion total a 3876 dentro de

Fm. Sombrerito.

CUENCA AZUA 70° 27' 00" W 18°29'00" N ? 7505 EL MOGOTE 1 DOMINICAN SEABORD

0- 1750 (1208) Fm. Ar Sec., 1750 - 3350 (2808) Fm. Ar

Blan., 3350 - 7505 (6963) Fm. Trin.

XDATOS APROXIMADOS,

OBTENIDOS DE INFORME BOWIN (1975). Seco. Perforado en

anticlinal de superficie.

CUENCA AZUA 71° 03' 00" W 18°28'00" N 1940 4300 QUITA CORAZA 1 DOMINICAN SEABORD X 0-3101 (2402) Fm. Trin., 3101 -

4300 TD (3401) Fm. Som XSeco ensayado con entrada de agua sulfurosas. Perforado en anticlinal de

superficie.

CUENCA AZUA 70° 33' 00" W 18°54'00" N 1944 5070 LAS HORMIGAS 1 DOMINICAN SEABORD

0- 2460 (1603) Fm. Ar Sec/ Ar Bla., 2460 - 5070 (PT) (4313)

Fm. TrinX X

Ensayado con entrada de gas. Perforado en estructura de domo en

superficie

CUENCA AZUA 1943 3459 HIGUERITO 1 DOMINICAN SEABORD

0-2414 (1922) Fm Trin., 2414 - 3459 TD (2697) Fm Som. X X Manifestaciones de petroleo

CUENCA AZUA 70° 46' 40" W 18°29'55" N 1943-44 3137 HIGUERITO 2 DOMINICAN SEABORD 0-3137 TD (2521) Fm Trin. X X Manifestaciones de petroleo.

AREA O CUENCA

DATOS DE INTERES

OTROS (Profundidades en pies)

COORDENADAS

PROFUNDI-DAD (Pies) POZO COMPANIA

OPERADORA

AÑO EN QUE FUE

PERFORADO

7

CUENCA AZUA 70° 45' 40" W 18°29'30" N NO DATOS 3495 HIGUERITO 4 DOMINICAN SEABORD NO DATOS

CUENCA AZUA 70° 20' 30" W 18°29'30" N 1969 4553 MALENO DT 1A GASPEDOM

0- 850 (0) Fm. Ar Bln/Ar Sec., 850 - 4106 (3256) Fm. Trin., 4106 - 4553 TD (3703) Fm.

Som.

X X Manifestaciones de petroleo en Fm. Sombrerito.

CUENCA AZUA 70° 49' 30" W 18°29'55" N NO DATOS 3628 GPD 1 MALENO GASPEDOM NO DATOS NO DATOS

CUENCA AZUA 70° 48' 00" W 18°29'30" N NO DATOS ? GPD 2 GASPEDOM NO DATOS NO DATOS

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS NO DATOS 5370 GPD 3 (A 1) GASPEDOM NO DATOS NO DATOS

CUENCA AZUA 70° 47' 00" W 18°32'00" N 1969 2487 HIGUERITO 1 GASPEDOM 0-2440 (1950) Fm. Trin., 2440 - 2487 TD (1997) Fm Som. X

Buenas manifestaciones de gas en la Fm. Trinchera. Todos los pozos de esta operadora fueron ubicados en estructuras tipo domo superficial

asociados a manaderos de petroleo

CUENCA AZUA 70° 46' 00" W 18°32'00" N 1969 3078 DE ELON 1 GASPEDOM0 - 268 (193) Fm Ar Bla, 268 - 2610 (2149) Fm Trin., 2610- 3078 TD (2617) Fm. Som.

X Trazas de petroleo y H2S.

CUENCA AZUA 70° 44' 00" W 18°32'00" N 1969 2802 DE LEON 2 GASPEDOM 0- 2650 (2224) Fm Trin., 2650 - 2802 TD (2376) Fm. Som X Seco.

CUENCA AZUA 70° 45' 10" W 18°29'11" N 1957 - 58 3051 HIGUERITO 1 PETROLERA AZUANA X 0 - 2415 (1935) Fm Trin., 2415 - 3031 TD (2551) Fm. Som. X INCOMPLETO X

Manifestaciones de petroleo y gas en todo el corte. Produjo petroleo en pf

142' - 148': 8 bbl de petroleo. PRODUJO 50 bbL DE PETROLEO

DE 2416 - 2451' EN LA Fm SOMBRERITO.

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS 1958 338 MALENO 1 PETROLERA AZUANA X 0-338 (-231) TD Fm. Trin X

Manifestaciones de petroleo en arenisca a aprx. 100. Todos los

Maleno de esta operadora fueron ubicados en estructuras tipo domo superficial asociados a manaderos

de petroleo

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS 1958 907 MALENO 2 PETROLERA AZUANA 0- 907 (TD) (321) Fm. Trin. X Por swab se obtuvieron 26 bbls de petroleo

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS 1958 423 MALENO 3 PETROLERA AZUANA 0- 423 TD (-155) Fm. Trin. X(Comp log) XManifestaciones de gas y petroleo en

todo el corte. Durante perforacion surgio gas a 380', despues por swab

produjo 194 bbl

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS 1958 500

MALENO 4 (Al parecer esta

perforado en 1958 al lado de Maleno

1 de Seabord)

PETROLERA AZUANA 500 TD Fm. Trin. Flujo de petroleo intermitente sin cuantificar.

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS 1958 490 MALENO (4A) 5 PETROLERA AZUANA 0- 500 TD (-82) Fm. Trn. X X Mostro gas no inflamable y agua. Datos ensayo e hoja aparte.

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS NO DATOS 550 MALENO 6 PETROLERA AZUANA 550 TD NO DATOS DE FORMACIONES Pozo seco

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS NO DATOS 548 MALENO 7 PETROLERA AZUANA 548 TD NO DATOS DE FORMACIONES

Pozo seco

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS NO DATOS 555 MALENO 8 PETROLERA AZUANA 555 TD NO DATOS DE FORMACIONES

Pozo seco, pero tuvo manifestaciones de petroleo y gas

CUENCA AZUA NO DATOS NO DATOS NO DATOS 495 MALENO 9 PETROLERA AZUANA 495 TD NO DATOS DE FORMACIONES

Pozo seco, pero tuvo manifestaciones de petroleo y gas

8

CUENCA AZUA 70° 46' 00" W 18°29'48" N 1920 2166 HIGUERITO 1 ITEROCEAN 0- 2166 TD (1628). Fm Trin. X

Pozo seco, pero tuvo manifestaciones de petroleo y gas. Todos los pozos fueron perforados

en estructuras de domo superficiales y manaderos de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 46' 35" W 18°29'50" N 1922 2677 HIGUERITO 2 ITEROCEAN 0- 2677 TD (2103) Fm. Trin X Pozo seco, pero tuvo manifestaciones de petroleo y gas

CUENCA AZUA 70° 48' 30" W 18°28'50" N 1923 2937 MALENO 3 ITEROCEAN 0-2830 TD (2239) Fm. Trin., 2830 - 2937 TD (2346) Fm. Som X

Pozo con manifestaciones de petroleo, fundamentalmente en Fm.

Trinchera. No se ensayo

CUENCA AZUA 70° 45' 30" W 18°29'24" N 1927-28 2893 HIGUERITO 1 TEXAS CO 0-2460 (1970) Fm Trin., 2460 - 2893 TD (2403) Fm. Som X

Produjo. Pozo perforado en estructura de domo superficiales y

manaderos de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 48' 30" W 18°28'00" N 1960 9930 MALENO DT 1 PETROLERA DOMINICANA NUCLEOS

0-996 (122) F. Ar Bla., 996 - 4020 (3156) Fm. Trin., 4020 - 5460 (4586) Fm. Som., 5460 -

9930 TD (9056) Fm. Neiba/Plaisance

X X

Ensayado con gas en Fm Trinchera y manifestaciones de petroleo. Datos

de pf en hoja adjunta. Perforado en la parte alta de un bloque fallado, demostrado por sismica. Buen

amarre sismico? Tiene datos de esayo en hoja aparte.POZO TIPO DE

CUENCA AZUA

CUENCA AZUA 70° 54' 00" W 18°26'30" N NO DATOS NO DATOS ARROYO BLANCO 1

PETROLERA DOMINICANA O

AZUANA?NO DATOS Perforado en 1958, perforado en

anticlinal superficial

CUENCA AZUA 70° 52' 00" W 18°29'00" N 1958 2814 Km 19-1 PETROLERA

DOMINICANA O AZUANA?

0-2814 TD (2134) Fm. Ar Sec/Ar Bla

Manifestaciones de gas en la parte inferior. Perforado en anticlinal

superficial cerrado.

CUENCA AZUA 70° 52' 00" W 18°29'55" N 1959-60 10004 Km 19-2 PETROLERA DOMINICANA

0- 1200 (515) Fm Ar Sec., 1200 -3260 (2575) Fm. Ar Bla., 3260 -

5630 (4945) Fm Trin., 5630 - 7180 (6495) Fm Som., 7180 - 10004 TD (9319) Fm. Neiba

X X

Manifestaciones de gas en Fm Ar Blanco y fundamentalmente en

Sombrerito y Neiba. Perforado en anticlinal superficial cerrado y

anomalia sismica.

CUENCA AZUA 70° 45' 24" W 18°29'23" N NO DATOS 904 L & K 1 LANCASTER & KRIEDER (L & K) 904 TD

Produjo. Todos los pozos fueron perforados en estructuras de domo

superficiales y manaderos de petroleo.

CUENCA AZUA NO DATOS 400 L & K 2 LANCASTER & KRIEDER (L & K) 400 TD Seco con manifestaciones

CUENCA AZUA 70° 45' 35" W 18°29'25" N NO DATOS 1000 L & K 3 LANCASTER & KRIEDER (L & K) 1000 TD Seco con agua salada y SH2

CUENCA AZUA 70° 45' 50" W 18°29'40" N NO DATOS 300 L & K 4 LANCASTER & KRIEDER (L & K) 300

Seco con manifestaciones de petroleo.

CUENCA AZUA 70° 45' 15" W 18°29'10" N NO DATOS 1000 L & K 5 LANCASTER & KRIEDER (L & K) 1000 Flujo de petroleo, agua salada y gas

CUENCA AZUA 70° 45' 48" W 18°29'38" N NO DATOS NO DATOS L & K 8 LANCASTER & KRIEDER (L & K) NO DATOS NO DATOS

9

CUENCA SAN JUAN 71° 42' 00" W 18°54'00" N 1944-45 5896 COMENDADOR 1 DOMINICAN SEABORD

0-765 (-302) Fm. Trin., 765 - 4467 (3400) Fm. Som., 4467 -

5896TD (4829) Fm. NeibaX NO USAR, NO HAY DATOS Y LOS

EXISTENTES CONFUNDEN

CUENCA SAN JUAN 71° 41' 00" W 18°57'00" N 1981-82 12941 CANDELON 1 ANSCHUTZ X X

0- 670 (-488) Reciente, 670 - 3120 (1962) Fm. Via, 3120 - 4340 (3182) Fm. Ar Blb/Ar.

Seco., 4340 - 9582 (8424) Fm. Trin., 9582 - 10450 (9292) Fm.

Som. 10450 - 12941 TD (11783) Fm. Neiba/Plaisencia

X XSeco. Perforado en zona de falla de sobrecorrimiento que limita de E - O el anticlinal. Recomiendan sismica. POZO TIPO CUENCA SAN JUAN

CUENCA ENRIQUILLO 71° 11' 00" W 18°17'00" N 1960-61 6568 PALO ALTO 1 PETROLERA DOMINICANA X INCOMPLETO

0- 165 (143) reciente, 165 - 1450 (1428) Fm. Ar Sec., 1450 - 2280

(2258) Ar Bla., 2280 - 4000 (3978) Fm. Trin., 4000 - 4680 (4658) Fm. Som., 4680 - 6568

TD (6546) Fm. Neiba/Plaisencia

X INCOMPLETO X Seco. Estructura domal en superficie. Se recomienda sismica.

CUENCA ENRIQUILLO 71° 21' 00" W 18°22'30" N 19621 10910 MELLA 2 PETROLERA DOMINICANA

0-2000 (1965) Fm. Mio/Plio Indf., 1965 - 9030 (8995) Fm.

Sal., 9030 - 10910 TD (10875). Fm Angos.

X X Seco. Domo salino. Se recomienda sismica.

CUENCA ENRIQUILLO 71° 44' 00" W 18°34'00" N 1961 6413 CABRITOS 1 PETROLERA DOMINICANA

0 - 140 (139) Reciente, 140 - 1730 (1729) Fm. Sal., 1730 -

3830 (3829) Fm. Angost/Lemba, 3830 - 6413 (TD) (6412) Fm.

Som.

Seco. Perforado en anticlinal fallado, demostrado por geofisica.

CUENCA ENRIQUILLO 71° 22' 00" W 18°22'00" N 1946 8769 MELLA 1 DOMINICAN SEABORD

0-2874 (2849) Mio/Plio Indf., 2874 - 7000 (6975) Fm. Sal., 7000 - 8769 TD (8744) Fm.

Angost.

XManifestaciones de petroleo??. Recomendaron sismica y en un

flanco de domo salino.

CUENCA ENRIQUILLO 71° 18' 00" W 18°17'00" N NO DATOS 5570 LAS SALINAS CONSOLIDATED PETROLEUM CO NO DATOS NO DATOS

CUENCA ENRIQUILLO 71°20'31'' 18°22'39" N 1981 15828 CHARCO LARGO 1

CANADIAN SUPERIOR X X

0- 600 (559) Reciente, 600 - 7840 (7799) Fm. Sal., 7840 - 13750 (13709) Fm. Angost., 13709 - 14810 (14769) Fm. Trinc.. 14810 - 15828 TD (15787) Fm. Sombrerito

X X

Seco. Ubicado en falla de corrimineto en el limite del anticlinal y que fue detectado por metodos geofisicos. Manifestaciones de petroleo???

revisar POZO TIPO PARA CUENCA ENRIQUILLO

CUENCA ENRIQUILLO NO DATOS NO DATOS NO DATOS 1797 BOCA CACHON 1, 1A y 1B

MALENO NO DATOS

Hay un dato del 4 de mayo del 2001 que se tomo una muestra de gas que dice: Los resultados obtenidos de la muestra de gas 1 BC 2000 para los isotopos estables de C13 y deuterio

fueron 71 ppt y 156 ppt respectivamente, lo que es indicativo de qque dicho gas es biogenico de origen marino y muestra qe no hay presencia de metano tremalmente

generado y esta firmado por Salvador B. Brower, gerente tecnico de Maleno

Oil Company.

10

CUENCA SAN PEDRO 69° 29' 50" W 18°29'50" N NO DATOS 6693 SAN PEDRO 1 PETROLERA LAS MERCEDES

0- 2210 (2057) Plio-Pleist., 2210 - 3590 (3437) Mio?, 3590 - 6693

TD (6540) Paleog-Cret?.X X

Seco. Todos los pozos perforados por esta operadora ubicaron los

pozos en estructuras mapeadas por geofisica. POZO TIPO EN CUENCA

SAN PEDRO

CUENCA SAN PEDRO 69° 22' 00" W 18°26'00" N 1979 8540 SAN PEDRO 2 PETROLERA LAS MERCEDES

0- 2382 (?) plio/Pleist?, 2382 - 2750 (?) Mio?, 2750 - 3810(?) Fm. Igneos Mbr., 3810 - 8540

(?) Paleog-Cret?

X Seco. Pozo con corte Igneo

CUENCA SAN PEDRO 69° 38' 00" W 18°26'00" N NO DATOS 6064 SANTO DOMINGO 1

PETROLERA LAS MERCEDES

0 - 3520 (3476) Plio-Pleist., 3520 - 4550 (4506) Mio, 4550 - 6064 TD (6020) Paleog-Cret.

X X Seco.

BANI 70° 32' 46" W 18°12'32" N 1995-96 5170 PUNTA SALINAS 1 MURFIN X X0-285 (?) Cuaternario, 285 -2445

(?) Grupo Rio Ocoa (Eoceno Superior), 2445 - 5170 (?) (TD) Grupo Peralta (Eoceno Medio).

X (composite

log)X POZO TIPO SELECCIONADO

BANI 70° 26' 00" W 18°15'00" N 1964-67 3447 DOMINICANA 1 GASPEDOM NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 70° 25' 00" W 19°08'00" N NO DATOS 1400 SORPRESA 1 QUISQUEYA NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 70° 35' 00" W 19°24'00" N 1958 12030 LICEY AL MEDIO 1.3

COLE Jr & SONNUCLEOS

(NO DATOS)0- 630 (40) Reciente, 630 - 12030 TD (11440) Fm. Mao X X

Pozo seco con manifestaciones de petroleo. Perforado por anticlinal en

superficie.

CUENCA CIBAO 71° 27' 00" W 19°44'00" N 1958 10884 VILLA ISABEL 1 COLE Jr & SON X X 0 - 630 (399) reciente, 630 - 10884 TD (10653). Fm. Mao X X

Seco. Perforado por anticlinal en superficie. POZO TIPO DE

CUENCA CIBAO

CUENCA CIBAO 70°12'58" W 19°13'84" N 1996 6099 Rio Guiza 1 ONCE _ ONCE NO DATOS X (HC) NO DATOS

CUENCA CIBAO NO DATOS NO DATOS 1995 NO DATOS Patch Reef 1 ONCE _ ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO NO DATOS NO DATOS 1995 4267 Pimentel Reef ONCE _ ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 70° 51' 00" W 19°37'00" N NO DATOS 10000 GUANABANA DEL LIIMON 1

LAGANA NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 70° 52' 00" W 19°38'00" N NO DATOS 1000 NAVARRETE 1 LAGANA NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 49' 16.2" W 19°08'2.7" N NO DATOS GUARAGUO 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 41 '35. 9" W 19°14.6'3" N NO DATOS TORO 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 42' 57.9" W 19°10' 49.2" N NO DATOS 3384 AGUILA 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 43' 1.7" W 19°11'19.5" N NO DATOS 1506 PALOMA 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 41' 16" W 19°10'50.2" N NO DATOS 2122 TIGRE 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 48' 12" W 19°08'56" N NO DATOS ??? LEON 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 42' 10" W 19°13'37" N NO DATOS 1971 CARPINTERO 1 ONCE - ONCE NO DATOS NO DATOS

CUENCA CIBAO 69° 51' 50" W 19°07' 50" N 2000 3468 CAÑO AZUL 1 ONCE - ONCE X NUCLEOS X NUCLEOS

410-630 (Mioc. Med.) (H=210)

630 - 2240 (Mioc. Inf.) (H=1610)

2300 - 2390 (Olg. Sup - Mioc. Inf.) (H=90)

2390 - 3140 (Olig Sup) (H=750) 3140 - 3468

(Rocas igneas, Granito? Basamento) (H>328)

X X POZO TIPO CUENCA CIBAO

Tabla I.2 Información geológica.

11

Al igual que sucedió en Cuba en las décadas de los años 30, 40 y 50 del pasado siglo, al determinarse al detalle las faunas de foraminiferos planctónicos de las Formaciones Jaruco, Cojímar, Canímar, Maquey y La Cruz, entre otras, el nivel estratigráfico pasó del Oligoceno Superior al Mioceno Medio y del Mioceno Medio al Plioceno Inferior o Superior. Es el caso de las Formaciones Sombrerito, Trinchera, Angostura, Arroyo Blanco, Florentino, Arroyo Seco, Gurabo, Mao. Lo que significa que todas las asignaciones estratigráficas del Oligoceno al Plioceno de los pozos perforados deben cuestionarse para ser revisadas y actualizadas. Claro que para los propósitos de este informe, este grado de conocimiento estratigráfico resulta suficiente, pero no será así cuando para las evaluaciones más precisas y detalladas que se necesitan en las modelaciones geoquímicas, se precise una cronoestratigrafía que sea confiable para la calibración, en millones de años, del “timing” para la maduración, generación y expulsión de hidrocarburos. Al igual que en la estratigrafía, existe un conocimiento aceptable pero irregular en la caracterización de rocas que puedan servir de sello o reservorio, al no disponerse de muestras primarias o registros con tecnología que permitan evaluarlos de nuevo. También es muy difícil definir o proponer su extensión, sólo en la cuenca de Azua, donde hay perforados 45 pozos aunque la mayoría no exceda en su profundidad los 1 000 pies. También en Enriquillo, que aunque se han perforado sólo 7 pozos, éstos son bastante profundos y están ubicados en toda la cuenca. Estratigráficamente se parecen, o al menos hay formaciones que se extienden por ambas cuencas incluyendo la de San Juan. En la Cuenca Cibao aunque hay perforados 15 pozos no existen datos de la mayoría de ellos. En cuanto a los datos geoquímicos, son muy escasos, con aislados análisis de pocas muestras, tanto de petróleo como de gas, o existen rocas posiblemente madre pero de forma muy dispersa y en informes donde hay que rebuscar para encontrarlas (ver tabla I.3). Como se verá en el capitulo V, estos datos son insuficientes para caracterizar uno de los elementos más importantes en la geología del petróleo, que son las rocas madres y petróleos asociados. En el ANEXO 1 se pueden ver la cantidad de manaderos de petróleo y gas reportados que se concentran en las cuencas de Azua y Enriquillo y en las partes cercanas a los bordes de la Isla. Comprobarlos y datarlos es un trabajo a realizar en un futuro cercano.

INFORMACION DE INTERESPOZOS O DATOS DE SUPERFICIE

CUENCAS AZUA, SAN JUAN, ENRIQUILLO

Informe de laboratorio sobre muestras seleccionadas de núcleos de pozos, región suroeste República Dominicana (Recopilado

por Canadian Superior OIl LTD, Santo Domingo , R.D. septiembre, 1919.

POZOS: Las Hormigas No. 2, Maleno No. 2, Maleno No. 7, Higuerito No. 1, Comendador No. 1, Mella 1

CINTURON PERALTA (Clark Geological Services, 1987). MUSTRAS DE SUPERFICIE: Vitrinite reflectance analyses from the Peralta Belt, Hispaniola a 16 muestras.

CUENCA SANJUAN Geochem Laboratorios, Inc. (Houston, Texas). MUSTRAS DE SUPERFICIE: San Juan Basin, outorop Samples, (1979) a 8 muestras.

CUENCA AZUA Geoscience laboratory Superior Oil Company, Houston Texas, 1978

Análisis geoquímica de dos petróleos: Maleno 1, y Maleno 3

CUENCA ENRIQUILLO Analisis de muestras del pozo Charco Largo 1

TABLA I.3 GRADO DE ESTUDIO GEOQUIMICO DE PETROLEO Y ROCAS

AREA O CUENCA DOCUMENTO DE ARCHIVO QUE CONTIENE LA INFORMACION

12

I.2 Grado de estudio geofísico.

Luego de revisar y evaluar en la Dirección General de Minería toda la información geofísica disponible de utilidad para la exploración petrolera, que incluye principalmente los métodos de gravimetría, magnetometría y sísmica se puede considerar la sísmica y la magnetometría como la más actualizada, así como la que más datos aporta para una evaluación preliminar de la estructura del territorio dominicano. Se comprobó que aunque se ha realizado un apreciable número de campañas de exploración para petróleo, en la actualidad existe mucha información dispersa o perdida. Muchos de los datos, mapas y perfiles que se logró rescatar por parte del personal de la Dirección General de Minería no cuentan ya con textos explicativos que arrojen luz acerca de las particularidades de la adquisición, el procesamiento y la interpretación de los datos primarios. Una parte de esta información, aunque parcialmente mutilada, es útil todavía y podrá ser reinterpretada, pero existe otra que prácticamente carece de utilidad. En el caso de los trabajos de campos potenciales, el no poder acceder a los detalles de los levantamientos (densidad de puntos por km2 , distancia entre los puntos de medición, redes de apoyo, errores de las mediciones, correcciones efectuadas, etc), limita las posibilidades de reinterpretación, ya que además no se cuenta con los catálogos de anomalías en Reducción Bouguer, ni con la mayoría de los mapas gravimétricos primarios. Hoy en día el estado de los materiales y datos geofísicos resultante de las diferentes campañas de adquisición o generalización está como se relaciona a continuación (Fig.I.1): ► Campos potenciales:

• Dominican Seabord Oil Co. (1945)- Cuenca San Juan. Se localizó el Mapa

Gravimétrico residual a escala 1: 100 000 que abarca el sector Baniga – Elías Peña – San Juan. Contorno de isolíneas de 5 mgl. No se encontró ningún documento que dé detalles sobre las características del mapa.

• Pohly Exploration Co. (1956)- Cuenca del Cibao. Se cuenta con:

Un mapa gravimétrico (sin especificar más) a escala 1: 800 000 de la Cuenca Enriquillo. El intervalo de contorno es de 0.5 mgl.

Mapa gravimétrico preliminar (¿?)1: 800 000 de la Cuenca del Cibao. El intervalo de contorno es de 0.5 mgl. Los valores de las isolineas son ilegibles.

Mapa de gravedad (¿?) de la zona Villa Isabel – Bohío Viejo – Villa Sinda – Guayubín. Parece ser de la misma escala y tipo de los mapas anteriores, pero no se especifica nada más. En el mapa presenta algunos contornos superpuestos a las isolíneas, que parecen ser algún tipo de anomalías residuales.

No se encontró ningún documento que ofrezca detalles sobre las características del mapa y del levantamiento.

13

Gravimetría, magnetometría y sísmica. Beata – Muertos.

1983NORCONSULT

15

Gravimetría, magnetometría y sísmica. Llanura Oriental

1980PETROLERA LAS MERCEDES

14Sísmica. CibaoOriental.

1982WEEKS PETROLEUM LÍMITED

7

Gravimetría y sísmica. Cibao –Baní.

1979QUISQUEYA OIL CO.

13Sísmica CibaoOriental.

1991ONCE –ONCE

6

Gravimetría. Enriquillo.1956POHLY E`XPLORATION CO

12Gravimetría, magnetometría y Sísmica. Maleno -Punta Salinas.

1996MURFIN DOMINICANA

5

Sism, magnet, gravi. Bahía Ocoa.

1982WESTERN GEOPH. CO

11Sísmica. Area Mella1960PETROLERA DOMINICANA

4

SísmicaBahíaSamaná,BahíaNeiba, Ocoa, Nizao.

1969TENNECO10Sísmica. AreaTamayo

1960PETROLERA DOMINICANA

3

Sísmica. Ofshore SE1992MOVIL OIL9Sísmica. Area Palo Alto

1960PETROLERA DOMINICANA

2

Sísmica, Interpretación Lansat. Enriquillo.

1979CANADIAN SUPERIOR OIL

8Sísmica. San Juan.1980CARIBOIL / ANCHULTZ

1

Gravimetría, magnetometría y sísmica. Beata – Muertos.

1983NORCONSULT

15

Gravimetría, magnetometría y sísmica. Llanura Oriental

1980PETROLERA LAS MERCEDES

14Sísmica. CibaoOriental.

1982WEEKS PETROLEUM LÍMITED

7

Gravimetría y sísmica. Cibao –Baní.

1979QUISQUEYA OIL CO.

13Sísmica CibaoOriental.

1991ONCE –ONCE

6

Gravimetría. Enriquillo.1956POHLY E`XPLORATION CO

12Gravimetría, magnetometría y Sísmica. Maleno -Punta Salinas.

1996MURFIN DOMINICANA

5

Sism, magnet, gravi. Bahía Ocoa.

1982WESTERN GEOPH. CO

11Sísmica. Area Mella1960PETROLERA DOMINICANA

4

SísmicaBahíaSamaná,BahíaNeiba, Ocoa, Nizao.

1969TENNECO10Sísmica. AreaTamayo

1960PETROLERA DOMINICANA

3

Sísmica. Ofshore SE1992MOVIL OIL9Sísmica. Area Palo Alto

1960PETROLERA DOMINICANA

2

Sísmica, Interpretación Lansat. Enriquillo.

1979CANADIAN SUPERIOR OIL

8Sísmica. San Juan.1980CARIBOIL / ANCHULTZ

1

Fig. I. 1 Mapa de contorno de área de los trabajos geofísicos en la República Dominicana

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• Petrolera Las Mercedes (1978)- Cuenca de Azua. Mapa de Anomalías de Bouguer a escala 1: 50 000. Contorno de 1 mgal.

Densidad 20 g/cc. Mapa Gravimétrico Residual. Escala 1: 50 000. Intervalo de contorno de 1 mgl.

Mapa Gravimétrico Regional. Escala 1: 50 000. Intervalo de contorno de 1 mgl.

Mapa Gravity Basement. Escala 1: 50 000. Regional Density Contrast 0.37 g/cc. (Interpretación del Gaspedon Bouguer map 1: 50 000 Geophysical Exploration Company. Profundidades del basamento de 1600´ al SE de Bani y 6000´- 7000´en Azua.

Mapa del campo magnético y Mapa de componente total del Campo Magnético a escala 1 : 250 000 de toda la costa sur desde la Llanura Oriental hasta el extremo occidental de la República Dominicana.

Magnetic Basement a escala 1: 150 000 con contorno de isolíneas de 1000 pies.

El territorio estudiado incluye las siguientes hojas, algunas de las cuales no aparecieron.

Hojas Mapa Bouguer

Mapa Residual.

Mapa Regional.

Mapa Basamento

La Romana 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 Higuey Oeste 1: 50 000 (No aparece) (No aparece) 1: 50 000 Santo Domingo 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 Macorís 1: 50 000 (No aparece) (No aparece) 1: 50 000 Santo Domingo – Macorís 1: 50 000 (No aparece) (No aparece) 1: 50 000 Azua – Baní (No aparece) 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 Hato Mayor (No aparece) 1: 50 000 1: 50 000 1: 50 000 San Pedro Macorís (No aparece) 1: 50 000 1: 50 000 (No aparece) Baní 1: 50 000 (No aparece) (No aparece) (No aparece) Barahona 1: 50 000 (No aparece) (No aparece) (No aparece)

No se encontró ningún documento que proporcione detalles sobre las características de los mapas.

• Quisquella Oil Co. (1979)- Cuenca del Cibao Occidental

Mapa de Anomalía de Bouguer Escala 1: 50 000. Densidad de 2.0 mgl/cc. Contorno de isolíneas de 1 mgl.

Mapa Gravity Basement a escala 1: 50 000. Paso de isolíneas de 1000 pies. Contraste de Densidad Asumido a 0.375 g/cc. Gravedad regional asumida 118 mgl. Autor: C. Herrman GX. Houston, Texas.

El trabajo Incluye las siguientes hojas:

Hoja Anomalía de Bouguer Gravity Basement Santiago – Moca – Salcedo 1: 50 000 1: 50 000 Cutuy – San Francisco 1: 50 000 1: 50 000 Montecristi - Dajabón 1: 50 000 (No aparece) Mao 1: 50 000 (No aparece) La Vega – San Francisco 1: 50 000 1: 50 000 Bonao 1: 50 000 (No aparece) Luperón – Imbert (No aparece) (No aparece) Villa Alta Gracia (No aparece) (No aparece) Azua – Baní (No aparece) (No aparece)

15

Santo Domingo – San Cristóbal

(No aparece) (No aparece)

Santo Domingo – Macorís (No aparece) (No aparece) No se encontró ningún documento que dé detalles sobre las características del mapa y del levantamiento.

• Western Geophysical Co. (1982)- República Dominicana.

Mapa de Anomalias de Bouguer a escala 1: 250 000. Contorno de isolíneas de 5 mgl. Densidad 2.25 mgl/cc. Se presenta en tres hojas. Se basa en mediciones realizadas en perfiles regionales, en su mayoría marinos que cubren toda el área de la República Dominicana.

Mapa de anomalías magnéticas totales. Contorno de isolíneas de 10 ganmas. Escala 1: 250 000. Se presenta en tres hojas de las cuales sólo se encontró la 1.

• Norconsult (1983)- República Dominicana

Mapa gravimétrico de la República Dominicana. Es una composición de los trabajos realizados anteriormente por Warren (1977); Petrolera Las Mercedes (1978); Quisqueya Oil Co. (1979); Canadian Superior (1979); WGC (1982). El mapa resultante se presenta en escala 1:500 000. Es un mapa muy orientativo, pero no se encontró ningún documento que dé detalles sobre las características del mapa y de cómo se efectuó el empate de los diferentes levantamientos.

Mapa de anomalías magnéticas y datos aeromagnéticos de la R. D.

• Proyecto SYSMIN (1999)- República Dominicana. Abundante información de magnetometría, organizada y con buena preservación. En el grupo de campos potenciales del CEINPET se revisó la información magnetométrica que fue posible obtener del proyecto SYSMIN, con el objetivo de evaluar la factibilidad de usar posteriormente estos datos en función de la exploración petrolera. Se pudo determinar que:

Las coordenadas de referencia corresponden a un sistema Mercator. Las mediciones magnetométricas fueron corregidas por campo normal y

variación diurna y fueron niveladas en los cruces de las líneas de enlace con las líneas de medición.

A partir de la información barométrica contenida en los ficheros, se pudo comprobar que las líneas de vuelo no mantenían un nivel constante en relación con el nivel medio del mar; esto es inusual en los levantamientos magnetométricos aéreos que se han realizado en Cuba. Hasta ese momento era imposible determinar la referencia adoptada para la altura de vuelo. Aún así, los datos del campo magnético fueron interpolados experimentalmente dentro de una red regular (Grid) con intervalo de 500 m., para una pequeña franja del territorio de donde fue contorneado el mapa correspondiente a ese sector. La franja del mapa obtenido se superpuso al mapa aeromagnético de toda la República Dominicana que se obtuvo en forma de imagen y se vio que ambas informaciones coinciden y que proceden de la misma fuente. Las notas técnicas incluidas en el mapa aeromagnético aclaran que el sensor se ubicó durante las mediciones a una altura nominal de 120m sobre el suelo; sin embargo con la información que se dispone, no es posible saber si el campo magnético normal fue corregido por su gradiente con la altura. De aclararse esta duda, sería posible confeccionar un mapa del campo magnético total ∆T anómalo para toda la República Dominicana, efectuar su

16

filtrado, procesamiento e interpretación cualitativa y cuantitativa. Para este último caso, deben tenerse en cuenta los cambios de la altura de vuelo a la hora de calcular la tarea directa de los cuerpos magnetizados y su comparación con el campo observado. El tiempo necesario para el cumplimiento de estas tareas justifica una nueva etapa de trabajo.

La tabla que se muestra a continuación expresa los parámetros del levantamiento.

Tabla. I.4 Parámetros del levantamiento magnetométrico, proyecto SYSMIN Sensor magnético (modelo) Scintrex C52 de vapores de

cesio. Sensor magnético altura nominal sobre el suelo. 120 m Espaciamiento de líneas de vuelo. 500, 1000, 2000 m Espaciamiento de líneas de enlace. 5000, 10000 Dirección de líneas de vuelo. Norte- Sur Dirección de líneas de enlace. Este-Oeste. Intervalo de grabación de los datos magnetométricos.

0. 1seg

► Sísmica:

Petrolera Dominicana (1960)- Provincia Barahona Onshore Bahía de Neiba. Los perfiles se distribuyeron en tres áreas de la cuenca Enriquillo: Palo Alto, Tamayo y Mella. No se encontraron perfiles sísmicos, sino cortes de profundidad construidos manualmente (se titulan: Migrated Cross Section ?), por lo que no se puede evaluar la calidad de la sísmica. En total, en las tres áreas se encuentran 29 de estos cortes. Como resultado de la interpretación en el área Palo Alto se construyeron 6 mapas estructurales a escala 1: 20 000 del prospecto PA por diferentes horizontes, cuya correlación geológica no queda explicada al no encontrarse ningún informe de este levantamiento: Shallow seismic, Horiz B ¿?, Horiz A¿?, Horiz C ¿?; Horiz B Versión 2 ¿?. Se ofrece un mapa de ubicación de líneas. Ningún mapa tiene coordenadas. En Tamayo se realizó un mapa estructural por el Horiz A ¿? en el cual no se observa ninguna estructura cerrada. En Mella se construyeron 5 mapas: Deep Horiz Isopach ¿?; Time Map unmigrated shallow Horiz; Migrated Deep Phanton Horiz; Migrated Shallow Structure Map. Los mapas están a escala 1: 20 000. se observa una estructura con el tope a 0.4 seg por el “Shallow horizont”. Estos perfiles están en un territorio interesante, pero la información obtenida de ellos es de poca utilidad.

TENNECO (1969) – Dos sectores marinos: Offshore Cibao Oriental (Bahía de

Samaná) y Bahía de Neiba – Ocoa – Nizao (Nudo de las cuencas Azua, Enriquillo y San Cristóbal. La red de líneas del sur es más amplia. Se localizaron 14 líneas sísmicas: 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19. Estas líneas tienen buena información hasta los 2.4 – 3.0 seg. No se describe la secuencia de procesamiento en los cajetines. De la campaña del norte se encontraron las líneas 1, 2, 3, 4, 5, 6. con reflexiones interpretables hasta los 1.5 . 2.0 seg. Se observa una cuenca desarrollada sobre un basamento con cizallamiento lístrico que parte de un

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sistema en flor. Hay correlacionados tres horizontes: naranja, amarillo y rojo, en orden descendente, pero no se conoce su correlación estratigráfica. No se encontró ningún mapa estructural de este sector.

Canadian Superior (1979) – Cuenca de Enriquillo. Se localizaron 9 líneas sísmicas del sector Barahona – Boca de Cachón. En los mapas que se presentan se muestran 17 líneas más, ubicadas en la parte occidental del área (Uvero – B. Cachón), las cuales no están interpretadas. Las líneas consultadas, en general, brindan buena información hasta los 3.5 seg. Hay un buen contraste que permite identificar bien los horizontes sedimentarios y contornear la estructura Charco Largo. Se construyeron cinco mapas estructurales por los horizontes siguientes: Tope de evaporitas (Fm. Angostura) esc. 1: 50 000; Tope de la Fm. Trinchera, esc. 1: 50 000; Tope del Eoceno esc. 1: 100 000 y 1: 50 000; Tope de la sección imbricada del Mioceno Inferior esc. 1:50 000; Tope de carbonatos del Oligoceno (Fm. Sombrerito) esc. 1: 100 000.

Cariboil – Anchultz (1980-1981) - Cuenca San Juan Oeste (Sector Elías Piña).

El levantamiento está dividido en dos sectores: occidental (trabajado en 1980) y oriental (trabajado en 1981). Al suroeste del segundo está el pozo Comendador (PF. 5896´ = 1797 m). Los perfiles realizados en el 1980 son curvilíneos (Líneas ST-1W; 2S; 3S; 3N; 4NW; 5S; 6S; 7NW; 7SE; 8S; 8SE; 9SW; 10SW; 10S). Los perfiles de 1981 son rectos (Líneas SJ-12S; 21W; 20 W: 19W; 18 W: 17 S; 16 S; 15 W; 14 S; 13 S; 12 S; 11 S) Según el análisis de la especialista en procesamiento, las líneas están migradas en profundidad. El filtro utilizado para la migración está muy cerrado para las altas frecuencias en la parte superior del corte. Debieron hacerse pruebas para escoger el filtrado de los ruidos. Por este motivo se perdieron los elementos de altas frecuencias. Por otra parte, no se ploteó el “datum plane” y se hicieron pocos análisis de velocidades, sólo dos. No se transformó la fase de mixta a mínima. En general se obtuvo una información aceptable, que es interpretable hasta los 3.5 seg. Ó 5000 m aproximadamente. Se confeccionó un mapa estructural por el Horizonte intra-Oligoceno, donde se presenta la estructura del pozo Comendador.

Weeks Petroleum Limited (1982) - Cuenca del Cibao Oriental. Se localizaron

cuatro líneas sísmicas trazadas en las cercanías de San Francisco de Macorís: 23, 9, 11 y LM-1. Se construyeron mapas por tres horizontes: Amarillo (Tope del basamento); Marrón (Tope de la Fm. Mao); Naranja (Tope del Oligoceno). Sin embargo, en la línea 23, que tiene ploteada la posición del pozo Licey 1 la estructura está dada por dos horizontes que están trazados en azul y rojo (¿?).

Westhern Geophysical Co (1982) - Cuenca de San Pedro - Bahía de Ocoa.

Hay 46 líneas sísmicas marinas de muy buena calidad en su representación. Las reflexiones son interpretables hasta los 3.5 seg, aunque se observan ruidos y ondas múltiples. No se describe la secuencia de procesamiento en los cajetines. Se ve el corte de una cuenca dentro de la cual se destaca el enorme anticlinal de la Bahía de Ocoa. Los cortes que se consultaron no están interpretados y no se encontraron mapas estructurales. Esta red de perfiles debería ser reinterpretada.

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Once Once (1991) – Cuenca del Cibao Oriental. Se localizaron las líneas sísmicas desde la 1 hasta la 33 más la 101 y 102, trazadas sobre la elevación de Villa Rivas – Sánchez. Las líneas tienen buena calidad, están migradas en tiempo y en ellas se destaca un reflector fuerte que aparece entre los 0.8 y 2.0 seg. Por encima de este horizonte hay abundante información: reflectores que culminan en onlap contra el mencionado horizonte sísmico, cuya correlación no se aclara. Existe un informe en el que se mencionan estos trabajos, los cuales sirvieron de base para la perforación del pozo Caño Azul, que reveló la presencia de gas. Se dice que en los cortes se observaron anomalías tipo “flatt spot”, pero tales anomalías no aparecen en las líneas consultadas. No se encontró el mapa estructural del objetivo perforado.

Mobil Oil (1992) - Cuenca de San Pedro (Offshore sur-oriental). Sólo se localizó

un mapa de ubicación de líneas sísmicas que abarca todo el litoral sur – oriental. Por lo visto, hay una densa red de líneas sísmicas que se incrementa en la Bahía de Ocoa. Según se nos explicó, este material se encuentra en este momento en poder de la compañía Murfin Dominicana.

Murfin Dominicana (1996) – Cuenca Azua – Punta Salinas – Cuenca San

Cristóbal. Se reprocesó la sísmica de MERCEDES, disparada en 1970. Se correlacionaron las líneas con las offshore de MOBIL. Se localizaron las líneas 101, 102, 103, 104, 105, 106 y 201 del sector Maleno – Higüerito, las que fueron procesadas hasta suma final. La calidad de la imagen sísmica fue calificada en el informe como “excelente” sin embargo la muestra que se consultó no representa esto. Teniendo en cuenta que es una sísmica de los años 90 pudo haberse hecho una recuperación de amplitudes más actualizada. Los ruidos aleatorios son tratados en el post-procesamiento y no en el CDP. No se aplicó el DMO. Se definió el “prospecto” Palo Alto en el extremo occidental de la Bahía de Neiba. Éste se cartografió por un reflector fuerte que aparece a los 0.72 seg. Se construyeron los mapas estructurales a escala 1: 12 500 por el tope de la Formación Neiba y 1:25 000 por el tope de las calizas de la Formación Sombrerito.

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CAPÍTULO II. ESTRATIGRAFÍA REGIONAL Y DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS II.1 Estratigrafía Regional En la descripción de la estratigrafía regional, se han tomado datos principalmente de los autores dominicanos Guerra y Llinás (1960) y Llinás (1971), de la Correlación Estratigráfica del área Circum-Caribe (Maurrasse, 1990) y de los españoles del Proyecto Sysmin (2004), véanse la Fig. II.1 y el Anexo 2.

Mesozoico Las rocas más antiguas de la República Dominicana son rocas metamórficas foliadas que están expuestas en el flanco norte y oriental de la Cordillera Central, asi como otras rocas metamórficas que afloran en la Península de Samaná, donde se han reportado esquistos, calco-esquistos, esquistos micáceos y de glaucofana y mármol. Las rocas metamórficas de la Cordillera Central se conocen como Formación Duarte y Formación Maimón, a las que se asigna edad Cretácico Inferior. Estas rocas fueron originalmente flujos de lava, tobas y calizas, las que fueron transformadas a su estado actual por procesos de metamorfismo regional progresivo, con efectos locales de metamorfismo de contacto y de metasomatismo alrededor de algunos cuerpos intrusivos. Judoley y Furrazola (1971) consideraron que esas metamorfitas fueron jurásicas. Realmente gran parte del área actualmente cubierta por el Mar Caribe, constituye el lugar de emplazamiento de un volumen enorme de rocas ígneas, conocido como la Provincia Ígnea Cretácica Caribeño-Colombiana (PICCC; Kerr et al., 1997 citado en Lewis et al., 2002). Las rocas integrantes de esta estructura, de más de 800,000 Km² de extensión, han sido muestreadas por el Deep Sea Drilling Project/ Ocean Drilling Program (DSDP Leg 15 véase Figs. II-4, II-5 y Tabla II.1; ODP Leg 126 y 165) y relacionadas con un gran evento de basaltos de inundación que tuvo lugar en la región caribeña durante el Cretácico Superior, probablemente entre 94 y 68 Ma. La Formación Duarte ha sido intrusionada por varios plutones tonalíticos, un batolito básico de norita de augita y algunos troncos menores de hornblendita. Estos intrusivos varían en edad desde el Cretácico Inferior al Superior. Según McLaughlin y Gupta, 1991, la Formación Arroyo Blanco del Neógeno de las Cuencas de San Juan y Azua es un ejemplo de areniscas ricas en cuarzo derivadas de un plutón tonalítico. Las Formaciones Siete Cabezas y Peralvillo compuestas por lavas y tobas andesíticas yacen discordantes sobre las metamorfitas. La Formación Los Ranchos, de la zona de Cotuí, está formada por volcaniclásticos. Sobre ella descansan la Caliza Hatillo, discordante y la Formación Las Lagunas. La Formación Hatillo está constituida por calizas arrecifales masivas de unos 100 metros de potencia. La Formación Las Lagunas consiste en una monótona sucesión de tobas epiclásticas, limolitas y calizas de edad Cenomaniano y posiblemente hasta el Senoniano. Dos de los autores de este informe visitaron dos afloramientos en las proximidades del embalse Hatillo, donde tomaron dos muestras constituidas por calcilutitas estratificadas, algo fracturadas, con estilolitos rellenos con alguna

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Jorge R. Sánchez (2006), Modificado de Llinas (1971) y Maurrasse (1990) Leyenda: (500) espesor en metros.

Discordancia

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materia orgánica, reflejando una caliza de ambiente marino somero a juzgar por los textuláridos y bivalvos presentes. La importancia de estas calizas es su relación con el mundo de las rocas madres del Cretácico Medio del Proto-Caribe. Como se sabe, este intervalo está marcado a escala global por temperaturas del agua del fondo marino por encima de lo normal y altos niveles eustáticos del mar. Esas aguas cálidas y el alto contenido de nutrientes contribuyeron, probablemente, al mejoramiento en la acumulación de rocas madre dentro del Proto-Caribe y sus márgenes. Pero además, la elevación batimétrica del arco de las Grandes Antillas en pleno desarrollo, pudo llevar a una circulación restringida en el Proto-Caribe. Es más, el fenómeno de circulación ascendente (upwelling) y la bioproductividad alta puede también haber contribuido a la calidad de la roca madre a lo largo del norte de Suramérica. El efecto de la circulación ascendente parece que se incrementó al final del Albiano, coincidente con la deposición inicial de las rocas madres más ricas en Venezuela / Trinidad, debido a que en el Albiano Tardío ocurrió la circulación de aguas pelágicas hacia y desde el Atlántico Sur, a través del incipiente Atlántico Ecuatorial. El margen de Suramérica tiene las mejores rocas madre de petróleo, del tipo II, en las Formaciones La Luna, Querecual y Naparima Hill en la región. Carl Bowin y John Lewis han observado en el campo calizas desde grises a negras, con nódulos de pedernal negro en las Formaciones Los Ranchos, Hatillo y Las Canas, del Cretácico Medio en la parte oriental de la República Dominicana que se les antojó similar en apariencia a la Formación La Luna, ya que en ese tiempo estaban sólo separadas por unos pocos cientos de kilómetros. Volveremos sobre este punto más adelante al tratar sobre los pozos del DSDP. Rocas volcánicas del Cretácico Superior se presentan en los flancos norte y sur de la Cordillera Central y en los Montes del Seibo, donde aparecen asociados a tobas y calizas color gris oscuro. Estas son las Formaciones Tireo, Caliza Las Canas y Don Juan. Asociados a estas rocas volcánicas aparecen cuerpos ígneos subvolcánicos e intrusivos pequeños. Las calizas contienen rudistas tales como Adena obesa y S. vermunti. Específicamente los sectores más occidentales y meridionales del basamento oceánico y de arco de isla están constituidos por la Formación Tireo. Esta formación está constituida por rocas volcanoclásticas con intercalaciones de lavas y otras rocas sedimentarias. Se desconoce el tope pero se calcula un espesor mayor de 3,500 metros. La edad entre el Cenomaniano y el Maestrichtiano se sustenta por los fósiles contenidos en las calizas. Las rocas de esta formación se formaron durante la génesis del Arco de Isla del Cretácico Superior (Circum-Pacífico), cuya actividad continuó hasta el Eoceno Medio. La sucesión del Cretácico Superior de la Cordillera Oriental de la República Dominicana contiene cerca de 6 km de rocas volcanogénicas sedimentarias y volcánicas depositadas en un sistema de talud sobre el extinto arco volcánico del Cretácico Inferior (García Senz et.al., 2004). Según esos autores, está limitada por dos discordancias que permiten caracterizarla como una secuencia deposicional. La inferior es consecuencia de los procesos de disgregación gravitacional que acompañan la formación del talud submarino; la superior se debe a la truncación subaérea de estructuras contractivas. Las formaciones estratigráficas se agrupan en tres episodios deposicionales: 1) Cenomaniense – Santoniense (Fm. Las

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Guayabas y miembros relacionados) formado por una asociación de grauvacas volcanogénicas, rocas piroclásticas, lavas, lutitas silíceas y calizas pelágicas, que indican la proximidad del arco volcánico, 2) Santoniense, formado exclusivamente por silicitas de radiolarios (Formación Arroyo La Yabana), indicando el cese de los aportes clásticos, 3) Santoniense – Maestrichtiense formado por calcilutitas y turbiditas con granos y clastos de plataforma somera y líticos volcánicos (Fm. Río Chavón y Mb. Las Auyamas) y, únicamente en el Maestrichtiense, calcarenitas costeras y parches de rudistas que para el Cretácico Superior se inicia con una aceleración alrededor del Cenomaniense que culmina en el Santoniense, se ralentiza en el Campaniense – Maestrichtiense y termina con una importante elevación en la base del Paleoceno. La posición de la secuencia deposicional de la Cordillera Oriental respecto al resto de las unidades geotectónicas del margen norte de la Placa del Caribe sugiere su deposición en una cuenca de ante-arco. En el área de Puerto Plata las rocas del basamento son serpentinitas sobre las que yacen rocas sedimentarias y volcánicas. El espesor de los depósitos del Cretácico Superior se considera superior a los 2,000 metros. El Mesozoico terminó con fuerte diastrofismo de la Orogenia Larámica, que causó metamorfismo, plegamiento y fallamiento. Cenozoico Se caracteriza porque en esta Era se depositaron en amplias áreas, rocas sedimentarias variables desde calizas, areniscas, lutitas y conglomerados, algunas rocas volcánicas y pocas intrusivas. Al final del Terciario, Plioceno y Pleistoceno, se forman terrazas aluviales y material de relleno que cubre los valles. Las cuencas del Cibao, San Juan, Azua y Enriquillo, con un intenso plegamiento de rumbo NW-SE, se forman como valles ya al final del Mioceno, al desarrollarse las fallas que limitan sus sierras adyacentes constituyendo depresiones del tipo grabens (fosas tectónicas). Esta deformación y hundimiento rápido permitió depositar espesores de varios cientos de metros en el Plioceno y más de 2,000 metros en el Mioceno. Paleoceno Predominan las variedades de fragmentos más finos y son: rocas arcillosas, areniscas y calizas. En estas rocas se observa la microfauna siguiente: Operculinoides catenula, Discocyclina barkeri, D. weaveri, D. cristensis, Psedophragmina (Athecocyclina) stephensoni. El espesor parece que supera los 600 metros. El Cinturón de Peralta, discordante sobre la Formación Tireo, se divide en tres grandes grupos deposicionales, separados entre sí por discordancias mayores: el Grupo Peralta, de edad Paleoceno-Eoceno, el Grupo Río Ocoa, de edad Eoceno Medio-Mioceno Inferior, y el Grupo Ingenio Caei, del Mioceno Inferior-Pleistoceno.

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La sedimentación del Grupo Peralta es marina y se relaciona con un surco subsidente abierto al sureste en el que se depositaron más de 5,000 metros del Grupo, compuesto por: areniscas, lutitas, margas, calizas de rampa carbonatada y megaturbiditas Eoceno En la parte norte y central del país la secuencia sedimentaria está compuesta principalmente de tobas y areniscas intercaladas localmente con calizas. La Formación Imbert, en la zona de Puerto Plata, tiene unos 1,000 metros de espesor de tobas calcáreas; la Formación Caballero y los Bonitos del centro del país y al este de la Cordillera Central, se correlacionan con ella. La Formación Ocoa (Eoceno Superior) tiene contacto discordante y erosivo sobre el techo del Grupo Peralta y es de naturaleza eminentemente pelítica con numerosos olistolitos e intercala frecuentes olistostromas y conglomerados. Su espesor en San José de Ocoa supera los 8,000 metros (Hernaiz Huerta y Pérez-Estaún, 2002). Al sur del país en las Sierras de Neiba y Bahoruco, las rocas sedimentarias de esta época son calizas de grano fino, masivas y bien estratificadas de las Formaciones Plaisance y Neiba. La actividad ígnea parece que cesó al final del Eoceno; rocas volcánicas asignadas al Terciario Inferior ocupan pequeñas áreas al sur de la Cordillera Central y al norte de Azua; muchas de ellas son basaltos. Cerca de Constanza parece haberse desarrollado algún vulcanismo en el Terciario Superior. Los sedimentos del Eoceno Inferior, están compuestos por lutitas, areniscas y conglomerados. En la península del sur y en la península de Barahona predominan las cretas pelágicas y, en algunos lugares, calizas cristalinas. En estas rocas existe la microfauna siguiente: Discocyclinidae spp. y Eoconuloides wellsi. El espesor de las rocas terrígenas alcanza unos 1,000 metros. En el Eoceno Medio se encuentran sedimentos potentes de tobas, brechas y otros productos de erupciones fuertes. En estas rocas se encuentran intercalaciones de calizas con foraminíferos grandes. Su espesor es de 1,000 metros. Al sur y al norte de la depresión volcánica se depositaron, preferentemente, calizas de tipo pelágico y arrecifal. El espesor de estas rocas es de 1,000 metros o algo mayor. En algunos lugares los sedimentos del Eoceno Medio tienen una composición fragmentaria (parte sur de la Cordillera Central). Aquí se observa la microfauna siguiente: Dictyoconus americanus, D. cookei, Coskinolina floridana, Lepidocyclina antillea, Eoconuloides wellsi, Discocyclina marginata, Asterocyclina habanensis y otras. El Eoceno Superior está representado en las zonas al norte por calizas y lavas basálticas, con un espesor de 1,000 metros. Una sección análoga se observa en las regiones meridionales y sur-central del país. En estos sedimentos se encuentra la siguiente fauna: Lepidocyclina postulosa, L. macdonaldi, L. chaperi, Asterocyclina minima, A. georgiana.

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Oligoceno En las Sierras de Bahoruco, Neiba y San Juan afloran las calizas clásticas fosilíferas de parte de las Formaciones Sombrerito y Neiba. La Formación Tabera, de la Cordillera Central, aflora en su flanco norte y consiste de lutitas, lutitas carbonosas, lutitas arenosas, areniscas, calizas y conglomerados; también aflora en la Cordillera Septentrional. Las calizas del Oligoceno Inferior, que son cretas pelágicas, y que en algunos lugares se encuentran con pedernales, se observa en la región meridional del país y raramente en la parte septentrional. Los sedimentos del Oligoceno Medio están representados en la base por rocas terrígenas (conglomerados, areniscas, lutitas), y las que se encuentran más arriba están compuestas por calizas y margas. Entre estas rocas se encuentran derrames de basaltos nefelínicos. Los sedimentos del Oligoceno Superior están representados por calizas, areniscas y otras rocas terrígenas. El espesor del Oligoceno es de 1,500 metros. La microfauna más característica del Oligoceno es la siguiente: Lepidocyclina undosa, L. favosa, L. gigas y también Miogypsina antillea, M. gunteri. Mioceno En la República Dominicana las rocas del Mioceno Inferior y Medio Temprano están representadas por depósitos terrígenos muy potentes, que están compuestos de sedimentos del tipo flysch. Estos depósitos en su comienzo están formados por areniscas mas o menos granulosas, principalmente argilitas, y luego predominan los sedimentos más gruesos de areniscas y conglomerados. Son típicas las Formaciones Sombrerito (su parte superior) y Trinchera. La microfauna es muy abundante en foraminíferos bentónicos pequeños y nanofósiles. El espesor es de 750-1000 metros. Los sedimentos del Mioceno Medio y Superior tienen diferentes características. Aquí se observan sedimentos del tipo “molasa”, compuestos por conglomerados, areniscas, limolitas, argilitas, calizas, margas y pedernales. Estas rocas, según el rumbo (facies laterales), están representadas en las facies saliníferas de laguna, por argilitas, yeso y sal (Formación Angostura). Junto a éstas, en algunos lugares, se encuentran facies de agua dulce, con formación de lignitos. El espesor de estos sedimentos alcanza 1800-2600 metros. La Formación Las Salinas sobreyace en concordancia sobre la Formación Angostura. Está constituida por arcillas, lutitas, conglomerados calcáreos, calizas y típicamente coquinas, con un espesor algo más de 2,000 metros. En la región de los Haitises, al sur de la bahía de Samaná, aflora la Formación Cevicos, que está casi horizontal y ha desarrollado un paisaje cársico muy pronunciado.

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Plioceno Las facies marinas están representadas por conglomerados, areniscas, arenas y también por calizas arrecifales de las Formaciones Arroyo Seco, Jimaní, Vía. El espesor es de 500 a 1000 metros. En la parte norte del país es muy característica la Formación Mao, constituida por lutitas, lutitas arenosas, areniscas, conglomerados y calizas coralinas. Un pozo profundo en el valle del Cibao penetró sin atravesar 2,000 metros de esta unidad. Cuaternario En las cuencas de Azua y San Juan, en discordancia sobre la Formación Vía, yace la Formación Las Matas, compuesta por sedimentos arcillo-arenosos, arenisca y conglomerado con espesor de unos 150 metros. Las calizas arrecifales costeras y terrazas aluvionales con alturas hasta de 400 metros cubren grandes extensiones, sobre todo las primeras, en las planicies sur, este y norte.

II.2 Cuencas Sedimentarias

Estas cuencas se formaron mediante una serie de eventos tectónicos como fallas, levantamientos y hundimientos que produjeron enormes fosas. Éstas se rellenaron con sedimentos marinos durante el Cenozoico, los que luego fueron afectados por nuevos acontecimientos tectónicos. A continuación una síntesis de las cuencas que son incluidas en este trabajo con las siguientes denominaciones: Enriquillo, San Juan, Azua, San Pedro y Cibao. (Ver Fig. II.1). La disposición de casi todas ellas, así como la de los levantamientos orogénicos, se acomoda a la forma alargada de la isla, adoptando un sistema de rasgos paralelos de rumbo predominante NW-SE y, alternantemente positivos y negativos, de los que el más sobresaliente está constituido por la Cordillera Central, que es la única no integrada por rocas sedimentarias y que forma la columna vertebral de La Española entera. (Ver fig. II.2). En la columna geológica de los pozos representativos seleccionados, se adoptan los símbolos litológicos que se muestran en la Figura II.3 Una buena parte de la descripción de las cuencas se basa en las excelentes síntesis de Romeo Llinás (1971, 1974). La descripción individual de las cuencas se expone seguidamente. Las formaciones litoestratigráficas en cada cuenca se presentan en la Fig. II.1; las columnas litológicas tipo se presentan asociadas con la caracterización de los sistemas petroleros (véase el capítulo V).

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Fig. II.2 Mapa con la ubicación de las cuencas sedimentarias.

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Cuenca Enriquillo Conocida también como Meridional – Occidental. Forma una gran depresión alargada, endorreica, y en gran parte situada bajo el nivel del mar. Su longitud, de 96 Km, es casi cuatro veces y media la de su anchura, que tiene un máximo de 26 Km, por un mínimo de 15-18. Estrechamente encajonada entre dos levantamientos orogénicos, la Sierra de Neiba, y su prolongación la Loma de Martin García, que la limitan por el norte y NE, respectivamente, y la Sierra de Bahoruco, por el sur, concluye al este en la bahía de Neiba, extendiéndose al oeste por Haiti, a través de la Plaine du Cul-de-Sac, hasta la bahía de Port-au-Prince, de iguales características geomorfológicas que la de Samaná que, como ella, forma una amplia zona de la plataforma insular sumergida. La depresión topográfica central se encuentra ocupada por las aguas del lago Enriquillo, de unos 200 Km² de extensión y cuya superficie actual se encuentra a unos 45 metros bajo el nivel del mar. La gran parte de la cuenca está cubierta por terrazas marinas y aluvionales del Cuaternario, con afloramientos del Eoceno, Oligoceno, Mioceno y Plioceno en los bordes norte y sur. Se considera que el espesor sedimentario es entre 7,000 y 10,000 metros. El área que ocupa varía según los autores: para Guerra Peña (1956) es de 1,950 Km²; para Luis Torres (2004) es de 3,300 Km² y para Ellis (2006) es de 2,100 Km². La columna estratigráfica de esta cuenca se compone por las siguientes formaciones: Formación Río Arriba Interestratos de calizas arcillosas y arenosas, parcialmente porosas, con pocos nódulos de pedernal. Espesor mínimo de 550 metros. Su edad por ahora se considera del Cretácico Medio a Superior (Albiano – Maestrichtiano) por la presencia de Calcisphaerula sp. Formación Plaisance Biomicritas y calcilutitas de color café con interestratos de caliza seudo-oolítica. Se han determinado especies características de foraminíferos bentónicos como Dictyoconus codon, D. gunteri, Discocyclina cubensis, Gunteria floridana, Fabiana cassis. Su edad es Eoceno Medio y el espesor varía de 550 a 750 metros. Formación Neiba Calcilutitas con lentes y nódulos de pedernal. Presencia de Hantkenina alabamensis. Edad Eoceno Superior. Se han medido secciones hasta de 925 metros de espesor. Formación Sombrerito Interestratos delgados a gruesos de caliza cretosa hasta cristalina, microfosilífera y porosa, alternando con margas y lutitas calcáreas. La microfauna está bien representada por Nummulites panamensis, Lepidocyclina (L.) yurnagunensis, Lepidocyclina (Nephrolepidina) tournoveri, Heterostegina antillea y otras. La edad es Oligoceno y se ha calculado un espesor desde 600 a 1,350 metros.

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Formación Lemba Estratos delgados y medianos de calizas cretosas y cretas. Las especies de foraminíferos planctónicos ubican a esta unidad ahora en el Mioceno Inferior y Medio. Espesor de 750 m. Formación Angostura Yesos con capas intercaladas de lutitas y lutitas yesosas. En la parte superior los yesos interdigitan a estratos masivos de sal gema (halita) muy pura. Los depósitos se acumularon en lagunas saladas cerradas, con un clima similar al actual que favoreció la concentración, acumulación y deposición de las evaporitas en el fondo de dicho ambiente lacustre. Esta unidad cambia de facies hacia el oeste a la parte inferior de la Formación Arroyo Blanco. El espesor medido es de 750 metros. Su edad es Mioceno Inferior y Medio. Esta unidad representa un ciclo ideal de las evaporitas, ya que de la etapa marina normal, caracterizada por calcilutitas biógenas y otras calizas que indican circulación abierta en las aguas marinas (Formaciones Sombrerito y Lemba), se pasa a las etapas salina y penesalina, que termina en depósitos de sal masiva, que se corrobora con los datos de los pozos Mella 1, Mella 2 y Charco Largo 1, finalizando el ciclo con otra etapa marina normal. Formación Arroyo Blanco Areniscas, arcillas arenosas, margas, caliza arrecifal y conglomerados que afloran en el área de Quita Coraza. El complejo de foraminíferos bentónicos pequeños la ubica en el Mioceno Superior. El espesor mínimo es de 500 metros. Formación Las Salinas Areniscas, lutitas, conglomerados polimícticos, calizas arcillosas y arrecifales muy fosilíferas que forman biostromas. Fauna amplísima de foraminíferos bentónicos, pelecípodos y gasterópodos que la ubican en el Mioceno Inferior y Medio, concordante sobre la Formación Angostura. El espesor varía entre 2,000 -2,125 m. Formación Jimaní Calizas fosilíferas (coquinas) y lutitas calcáreas con intercalación de algunos conglomerados. Se depositan en aguas poco profundas con desarrollo arrecifal local. Fauna semejante a la de la formación infrayacente. Su edad se asigna al Plioceno – Pleistoceno con un espesor hasta de 300 metros. Los pozos perforados en esta cuenca son: Charco Largo 1, Boca Cachón 1, 1A y 1B, Las Salinas 1, Mella 1 y 2, Palo Alto 1 y Cabritos 1. Se tomó como más representativo el pozo Charco Largo 1 (Anexo 3), el cual atravesó las siguientes formaciones y sus respectivos espesores: Sombrerito (310m), Trinchera (633m), Angostura (1803m), Las Salinas (2208m) y depósitos cuaternarios con 183m.

Cuenca San Juan

Conocida también como Central-Occidental. Forma un valle alargado dividido entre dos sistemas hidrográficos de vertiente opuesta: el del río Macasía, afluente del

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Artibonito, que desagua en el golfo de Gonaives, y el del río San Juan, tributario del Yaque del Sur, que desemboca en la bahía de Neiba. Tres cadenas montañosas la limitan por el norte, sur y este: la Cordillera Central y las Sierras de Neiba y Ocoa, continuándose en el oeste por la Plaine Centrale, de Haiti. Con una superficie de 2,000 Km², este valle tiene una longitud de 108 Km, superando más de 5 veces su promedio de anchura, que tiene un máximo de 36 Km en la frontera dominico-haitiana y un mínimo de 5 Km en su extremo sureste, al conectarse con la cuenca de Azua. Su columna estratigráfica, de unos 6,000 – 7,000 metros de espesor, contiene las siguientes formaciones: Formación Abuillot Areniscas calcáreas y arcillosas con calizas masivas. Eoceno Inferior. Formación Plaisance Calizas masivas con areniscas. Eoceno Medio. Formación Sombrerito Calizas intercaladas con lutitas calcáreas. Oligoceno Superior a Mioceno Inferior. Formación Trinchera Lutitas, lutitas arenosas, areniscas y conglomerados. Mioceno Medio. Formación Florentino Calizas con debris arrecifales principalmente de corales. Mioceno Superior. Formación Arroyo Blanco Calizas arrecifales intercaladas con areniscas y conglomerados en la parte inferior y lutitas en la parte superior. Mioceno Superior a Plioceno Inferior. Las Formaciones Arroyo Seco, Vía y Las Matas se presentan como en la Cuenca Enriquillo. Los pozos perforados son el Comendador 1 y Candelón 1. Este último se presenta como más representativo (Anexo 4) y atravesó las siguientes formaciones con sus respectivos espesores: Plaisance (440m), Neiba (320m), Sombrerito (265m), Trinchera (650m), Arroyo Blanco (948m), Arroyo Seco (372m), Vía (748m) y Las Matas (204m).

Cuenca Azua Es la más estudiada desde hace tiempo por los manaderos de petróleo y gas de Higüerito, que atrajo el interés como posible productora de hidrocarburos. Por tal motivo ha sido la más estudiada y en la que se han realizado la mayoría de las perforaciones petroleras. Se destacan los anticlinales de Higüerito y Maleno, este último aparenta estar roto por una serie de cabalgamientos que podría explicar que se perforaron las mismas capas sin alcanzar la estructura almacenadora de hidrocarburos. Realmente la

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estructuración de esta cuenca es compleja por el intenso fallamiento, lo que con seguridad, condicionará la preservación de las trampas. Esta cuenca se localiza en el extremo oriental de una extensa y heterogénea región de La Española situada al suroeste de la Cordillera Central. La Cuenca de Azua forma el extremo suroriental de la cuenca de San Juan-Azua; ésta es una depresión del tipo ramp valley orientada según NO-SE y rellena por depósitos neógenos y cuaternarios. La individualización de las Cuencas de San Juan y Azua, es totalmente arbitraria, considerándose la primera como la porción limitada al sureste por la Sierra de Neiba y la segunda, la restante; no obstante la serie del Neógeno del sector de Azua presenta una serie de rasgos sedimentológicos propios (Díaz de Neira y Solé Pont, 2002). De esto se infiere que los depósitos paleogénicos representados por las Formaciones Abuillot, Plaisance y Neiba no difieren de su representación en la Cuenca de San Juan. McLaughlin et al. (1991) señalan que el relleno neógeno de la Cuenca de Azua lo constituye una serie sedimentaria cercana a los 4,000 m.de espesor; que se inició durante el Mioceno Inferior mediante el depósito de carbonatos de ambientes marinos profundos, que evolucionaron al paso del tiempo hacia materiales detríticos progresivamente más someros y culminó con la implantación de un régimen continental. Según este autor, su estratigrafía queda definida por la superposición de las Formaciones Sombrerito, Trinchera, Arroyo Blanco, Arroyo Seco y Vía (Ver Fig.II.1). Los datos bioestratigráficos de superficie y subsuelo ponen en evidencia una notable heterocronía en cuanto al depósito de dichas formaciones, que en su conjunto fueron depositadas entre el Mioceno y el Pleistoceno. A lo largo del Plioceno se produjo la individualización de las Cuencas de Enriquillo y de San Juan y Azua, por la elevación de las Sierras de Neiba y Martín García, así como la instalación de un régimen de sedimentación continental que ha persistido hasta la actualidad. En todo este intervalo de tiempo, la región permaneció tectónicamente activa, existiendo diversas discordancias en el seno de la Serie del Neógeno. La Cuenca Azua tiene un área de 1,500 Km²; su eje máximo tiene 48 Km por 26 que tiene el mínimo. Además de los numerosos pozos Maleno e Higüerito perforados, se pueden mencionar El Mogote 1, Quita Coraza 1, Las Hormigas 1, GPD 3 (A1), De León 1 y 2, Interocean 1, 2 y 3, Dominicanas 1, Arroyo Blanco 1, Km 19-1, Km 19-2. Se escogió como pozo representativo el Maleno DT -1 (Anexo 5), el cual atravesó las siguientes formaciones con sus respectivos espesores: Sombrerito (1834m), Trinchera (665m), Florentino (164m), Arroyo Blanco (58m) y Arroyo Seco (308m). Cuenca San Pedro En la Cuenca de San Pedro o San Pedro de Macorís, incluimos también los sectores de San Cristóbal – Baní y la Llanura Oriental, también llamada Meridional-Oriental. Está situada en la parte sureste del país, alargada en el sentido oeste-este, con una longitud de 160 Km con un ancho promedio de 30 Km en sentido norte-sur. Se calcula un área de 4,800 Km².

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Está limitada al norte por la Cordillera del Seibo; al sur por el Mar de las Antillas; al este por el Canal de la Mona y al oeste, por las prolongaciones orientales de la Sierra de San Cristóbal. Esta cuenca presenta la particularidad de que es la única cuyos estratos y rasgos tectónicos tienen un rumbo predominante norte-sur, en lugar de NW-SE, que es el generalizado para el resto de las cuencas. Ello se debe al acomodamiento de los sedimentos a las rocas cristalinas más antiguas de la Cordillera Central, sobre las cuales yacen en contacto deposicional y que siguen esa dirección norte-sur (Guerra Peña, 1956; Torres, (informe interno, 2004). De su columna estratigráfica se destaca el hecho de que gran parte de su superficie está cubierta por caliza costera. Los sedimentos del Eoceno en el sector de Boca Chica son lutitas, lutitas arenosas y lutitas calcáreas, con un espesor de 2,440 metros, discordantes sobre rocas peridotíticas. Las calizas costeras se presentan desde el Oligoceno Superior hasta el Reciente. Las calizas presentan una pronunciada discordancia angular con las lutitas. El espesor del Oligoceno y Mioceno puede estimarse en 5,000 ó 6,000 metros, encontrándose en el primero conglomerados en la base y calizas y lutitas en la parte superior. En el segundo, conglomerados con arenas en la parte inferior, y arenas y lutitas en la superior. Las distintas estructuras anticlinales, como toda la cuenca, se encuentran falladas y tanto sus ejes como las diversas clases de fallas, siguen rumbo predominante norte – sur. En esta cuenca se han perforado los pozos Punta Salinas 1, Dominicana 1, San Pedro 1 y 2, Santo Domingo 1 y Andrés 1. Se eligieron dos pozos representativos, teniendo en cuenta el distinto corte geólogo-estratigráfico. Son ellos el pozo Punta Salinas 1 (Anexo 6) y el pozo San Pedro 1 (Anexo 7). En el caso del pozo Punta Salinas 1, lo más notable es el levantamiento de la estructura durante el Paleógeno Superior y el Neógeno; en el pozo el Cuaternario está discordante con el Eoceno Superior. En el caso del pozo San Pedro 1, de acuerdo a los datos litopaleontológicos, el pozo 1 al igual que el 2, terminaron las perforaciones en lutitas, lutitas calcáreas y lutitas arenosas (Ellis y Rodríguez, 2006). Es difícil aceptar el tope del basamento por sísmica a 0.860 (2wt secs) en el pozo 1 y a 0.680 (2wt secs) en el pozo 2, así como a 0.992 (2wt secs) en el pozo Santo Domingo 1. Magnetometría sitúa el tope del basamento a 2 Km. Cuenca del Cibao 1. Cibao Occidental

Fosa de hundimiento estrecha y alargada, tiene una longitud de 130 Km. y un ancho de 25 Km, con un rumbo largo noroeste-sureste. El área que ocupa es de 3,250 Km². Queda ubicada entre la Cordillera Septentrional al Norte; la Cordillera Central (Montes del Seibo) al sur; las bahías de Manzanillo y Montecristi en el Océano Atlántico al oeste y al este los ríos Yaque del Norte y Yuna. De los Montes del Seibo, al sur, la separan grandes fallas producidas por gravedad y compresión, en la que se encuenran depositados gruesos sedimentos marinos

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que yacen en contacto sobre el basamento complejo en disposición sinclinal, los cuales afloran en los flancos de la cuenca y en las estribaciones de las cordilleras mencionadas. Está compuesta por sedimentos del Oligoceno, Mioceno, Plioceno y aluviones y terrazas del Reciente, con un espesor de más de 5,000 metros; Guerra Peña (1956) consideró que podía llegar hasta 10,000 metros. De todos ellos, es el Oligoceno el que tiene mayor espesor, encontrándose compuesto por conglomerados que integran su mitad inferior, y por areniscas porosas alternando con lutitas carbonosas que forman la mitad superior, con calizas arrecifales en la cima. En la localidad típica, Tabera, que le da nombre al Grupo, se hallan expuestos sólo 800 metros de estos sedimentos, pero en otros lugares se asegura puede constituir algunos miles de metros. En esta subcuenca se pueden individualizar las siguientes formaciones: Grupo Tabera Lutitas intercaladas con areniscas, con distintas denominaciones formacionales no bien claras (Fig.II.1). Oligoceno. Espesor de 1,500 metros. Formación Villa Trina Calizas, margas y arcillas. Mioceno Inferior Tardío a Mioceno Medio Temprano. Formación Cercado Conglomerados con algunas areniscas. Mioceno Medio Tardío. Espesor de 500-1,000m. Formación Gurabo Limolitas intercaladas con areniscas, conglomerados y calizas. Mioceno Superior. Espesor entre 650 y 1,150 m. Formación Mao Su parte inferior la compone una caliza arrecifal y la parte superior son areniscas y arcillas. Plioceno. Espesor de 2,000 m. El pozo más importante perforado es el Villa Isabel 1 del cual se presenta la columna geológica (Anexo 8). El pozo no llegó a atravesar la Formación Mao, la cual perforó 3128m.

2. Cibao Oriental

Tiene un área de 3,000 Km². y se localiza en la región noreste del territorio dominicano. Se extiende a lo largo de unos 120 Km con rumbo noroeste a sureste, con un ancho de 25 Km. Queda limitada al norte por la Cordillera Septentrional, al sur por la Cordillera Central, al este por la bahía de Samaná y al oeste por la subcuenca del Cibao occidental. La sección sedimentaria de esta cuenca tiene gran espesor, con algunas unidades algo diferenciadas de la parte occidental (Anexo 2).

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Con el Cretácico Superior – Paleoceno indiferenciados se asocia el Complejo del Río San Juan. Aquí ahora con respecto a ese complejo nos interesa destacar la presencia de unas calizas con fauna de Inoceramus sp. que se encontraron al parecer redepositadas ¡ en sedimentos eocénicos del pozo Caño Azul 1. Ello indica que existen esas calizas y que sólo pueden ser del Cretácico Superior, probablemente relacionadas con la Formación Imbert (¿), a la que se le calculan unos 1,000 metros de espesor. Otra unidad interesante son las calizas masivas puras, a veces arenáceas de la Formación Hidalgos del Eoceno Medio y con 1,000 metros de espesor. Dos formaciones contrastantes en el Eoceno Superior Tardío – Oligoceno se manifiestan en la Cordillera Septentrional / Samaná: Formación Luperón: tobas, lutitas, margas y calizas; Formación Altamira: calizas y lutitas con debris de corales. Formación Villa Trina: Calizas, margas y arcillas. Mioceno Inferior Tardío a Mioceno Medio Temprano. Formación San Marcos: olistostroma del Plioceno. Los pozos más importantes perforados en Cibao Oriental son el Licey del Medio 1.3, que atravesó las Formaciones Gurabo, Cercado y Tabera y Caño Azul 1, del que se muestra su columna geológica (Anexo 9). Es interesante destacar un núcleo en el fondo del pozo, los últimos 6 pies de un total de 3,550m. determinados como “granito”. Sin embargo los datos litológicos de laboratorios de Texas apuntan sólo sedimentos; por lo que el granito pudiera en definitiva tratarse de un fragmento? Concluyendo se desea resaltar que las cuencas conocidas por sus grandes espesores sedimentarios, de acuerdo a su litología y sedimentogénesis pudieran reunir las condiciones necesarias para constituir rocas madres, reservorios y sellos.

II.3 Las perforaciones del Deep Sea Drilling Project, Leg 4 y 115, al sur de la República Dominicana.

Basándose en la hipótesis que los sondeos del DSDP cerca del frente de deformación de Barbados sugieren que mucho del movimiento de fluidos ha podido acomodarse a lo largo de las fallas dentro del prisma de acreción, Dolan (1984), propuso un estudio del Paleógeno del Prisma de San Juan de La Española. Consideró que se podría examinar la posibilidad que la migración de los fluidos haya ocurrido a lo largo de las fallas asociadas con la deformación temprana acrecionada. Propuso estudios para resolver cinco problemas: 1) Sedimentología detallada y reconstrucciones estructurales de la evolución del prisma; 2) análisis petrográfico de la diagénesis de las areniscas, puesto que se relaciona con el movimiento de los fluidos; 3) estudios bioestratigráficos para documentar las grandes fallas de cabalgamiento; 4) análisis de la reflectancia a la vitrinita para ayudar a documentar la relación fluido – anomalías de temperatura inducidas a lo largo de las fallas de

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cabalgamiento y 5) estudios de isótopos ligeramente estables de venas y concreciones asociadas con la deformación acrecionada. Los sedimentos suprayacentes a los basaltos sumergidos en el Mar Caribe sondeados por el DSDP Leg 4 y 115, (ver fig. II.4) establecen un límite bioestratigráfico de 88-83 Ma (Coniaciano – Santoniano) para el cese de la actividad ígnea generadora de la meseta (plateau) oceánica (Tabla II-1). En los pozos perforados por el Glomar Challenger en el Caribe fueron descubiertas rocas madre de gran riqueza en los núcleos de los sitios 146-149, 150, 151 y 153 (Fig. II-5) en la cuenca de Venezuela debajo del Mar Caribe. Estos pozos han registrado además un horizonte rico en materia orgánica del Cretácico Superior Coniaciano - Santoniano de calizas radioláricas. Las muestras analizadas en el Lamont-Doherty Geological Observatory incluyeron carbón orgánico total (TOC), índice de hidrógeno (HI), reflectancia de la vitrinita (Ro), y carbono 13 (C13). Estos resultados son TOC desde 1.06 a 4.4%, y HIs entre 114 y 535. Los valores promedios de C13 -28%. El Ro indica una roca madre immadura (0.55 a 0.60) lo que es de esperar en muestras que están entre 367-750 m debajo del fondo del Mar Caribe. Es evidente la importancia de la existencia de estos pozos con rocas madres probadas en el Mar Caribe, al sur de la República Dominicana, en la evaluación de su margen sureste, específicamente en lo que a la Cuenca de San Pedro concierne, en su sector occidental.

Figura II.4. Mapa de ubicación de los pozos del DSDP

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Tabla II. 1 Datos de los Pozos DSDP en el Mar Caribe el Sur de La Española

LEG HOLE PROF. TOTAL EN m.

#NUCLEOS ULTIMA EDAD ULTIMA LITOLOGIA

CORTEZA

4 29 230 20 EOCENO MEDIO

FANGO DE RADIOLARIOS

OCEANICA

4 29 A 86 5 MIOCENO MEDIO

ARCILLA OCEANICA

4 29 B 231 10 EOCENO MEDIO

FANGO DE RADIOLARIOS

OCEANICA

4 29 C 248 3 EOCENO MEDIO

PEDERNAL OCEANICA

15 146 762 44 CRETÁCICO SUPERIOR

CALIZA CONTINENTAL

15 150 180 12 CRETÁCICO SUPERIOR

MARGA CONTINENTAL

15 150 A 128 2 PALEOCENO ARCILLA CONTINENTAL15 151 381 15 SANTONIANO ARCILLA OCEANICA 15 152 477 24 CAMPANIANO CALIZA OCEANICA 15 153 776 20 TURONIANO ARENISCA

VOLCANICA OCEANICA

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FIGURA II.5 Fuente de Muestras de DSDP

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CAPITULO III EVOLUCION GEOLOGICA Y ESTRUCTURAS. III.1 Tectonoestratigrafía regional.

La Isla La Española (Hispaniola), la cual está dividida entre los países República Dominicana y Haití, es un área crítica tanto para los estudios de neotectónica, la historia del Mioceno al Reciente de la Placa del Caribe, asi como de la historia de las rocas de arco de isla y movimiento transcurrente del Cretácico-Terciario Temprano, que rodean el noreste del Mar Caribe. Tres de los cuatro componentes tectónicos principales del borde de placa del arco insular Cretácico-Terciario Inferior, que separa la original placa Proto-Caribe de la Placa Norteamericana, afloran en La Española (Mann, Draper y Lewis, 1991). Según esos autores, de norte a sur, los tres componentes expuestos del borde de placa en La Española incluyen (Fig. III.1.A):

1. Un arco de islas de edad Cretácico Inferior-Eoceno. 2. La cuenca posterior Cretácico Superior-Eoceno y el arco remanente asociado

al arco de islas. 3. Un borde levantado de la meseta de corteza oceánica del Cretácico Superior

que está debajo de la mayor parte del Mar Caribe.

El único componente del borde de placa del norte del Caribe que no está expuesto en La Española es la plataforma calcárea y talud de las Bahamas, el cual marca el margen sur de la placa de Norteamérica. Estas rocas están bien expuestas en la Isla de Cuba (Echevarría et al., 1991) siguiendo el rumbo al noroeste de La Española y pueden estar presentes a profundidad debajo de las rocas de arco de isla del norte y centro de La Española y/o preservadas como fragmentos en el complejo acrecionario de alta presión y profundamente erosionado, expuesto a lo largo de la costa norte de la isla (Draper y Nagle; Joyce; Pindell y Draper, Geological Society of America Special Paper 262, 1991). La Española consiste de una aglomeración de once terrenos de arco de islas (Arco Insular) que afloran sobre las dos terceras partes del norte de la isla y un terreno de mesetas oceánicas, que aflora sobre el tercio sur de la isla (Fig. III.1.B). Los terrenos del arco insular, cuyo rango en edad abarca del Cretácico Temprano al Eoceno Tardío pueden ser clasificados sobre la base de asociaciones litológicas, estructura y grado metamórfico en:

1. Fragmentos de corteza oceánica; 2. Fragmentos de cuenca frontal / prisma acrecionario (for-arc acrecionary

prism); 3. Fragmentos de la parte vulcano-plutónica de un arco de isla; 4. Un fragmento de una cuenca posterior de arco (back-arc basin).

La estructura y estratigrafía de los terrenos de arco vulcano-plutónico y de arco frontal/ prisma acrecionario de la Española sugieren ocho fases tectónicas principales, siguiendo a los autores Mann, Draper y Lewis, 1991:

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1

Fig. III.1.A. Estructura presente de la Región de la Placa del Caribe modificada por Jordan (1975); dirección y tasa del movimiento relativo de la Placa del Caribe de Stein et al. (1988). La Isla La Española se monta en la zona de Falla Transcurrente lateral izquierda separando las Placas de Norte América y del Caribe. III.1.B. Cuatro elementos tectónicos principales del borde de placa de arco de isla/colisional del Cretácico Tardío-Eoceno que separan las Placas Proto-Caribe, Norte Américana y de Sud América: Meseta Oceánica del Cretácico Superior; Arco de isla del Cretácico Tardío-Eoceno ó “Gran Arco del Caribe”; Cuenca posterior Cretácico Superior-Eoceno; las flechas indican la dirección inferida de la apertura en la cuenca posterior de Yucatán (Rosencrantz, 1990) y la Cuenca posterior de Grenada (Bouysse, 1988); y la Plataforma Calcárea de Bahamas de edad Jurásico-Reciente. Todos los elementos tectónicos excepto la Plataforma de Bahamas afloran en la Isla La Española.

PLACA NORTEAMERICANA 1.1 cm / año

OCÉANO ATLANTICO

GOLFO DE MEXICO

PLACA DEL CARIBE

PLACA COCOS 11.9 cm / año

PLACA SURAMERICA 1.6 cm / año

ARCO REMANENTE DEL ARCO INSULAR Y RELACIONADOS DEL CRETÁCICO-OLIGOCENO

ARCO INSULAR CRETÁCICO-RECIENTE

CUENCA POSTERIOR CON DIRECCIÓN INFERIDA DE APERTURA

ZONA DE COLISION ARCO-CONTINENTE

ZONA ACTIVA DE SUBDUCCION

TRINCHERA DE CAIMAN

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1. Plutonismo, vulcanismo y metamorfismo del arco insular del Cretácico Temprano al Pre-Aptiano, principalmente en un ambiente submarino;

2. Erosión y levantamiento desde el Pre-Aptiano del arco insular en el este de La Española y Puerto Ríco, asociado posiblemente con la colisión del arco y la subsecuente inversión en la polaridad de la subducción del arco de isla;

3. Renovación del plutonismo, vulcanismo y metamorfismo del arco de isla desde el Post-Albiano al Pre-Campaniano, en un ambiente principalmente submarino;

4. Metamorfismo y deformación campaniana asociados, posiblemente, con una segunda colisión del arco e inversión subsecuente en la polaridad de la subducción del arco de isla;

5. Reanudación del plutonismo, vulcanismo y metamorfismo del arco de isla del Post-Campaniano al Pre-Eoceno Medio en un ambiente principalmente submarino;

6. Colisión del arco de isla con el borde sur de la Placa de Norteamérica (Plataforma Calcárea de las Bahamas) durante el Eoceno Medio al inicio del Eoceno Tardío; la colisión elevó el arco sumergido y terminó el plutonismo y vulcanismo del arco de isla;

7. Fallamiento transcurrente de desplazamiento horizontal subparalelo al rumbo de las rocas del arco parcialmente emergidas y erosión comenzando en el Eoceno y terminando en el Mioceno Temprano; y,

8. Transpresión (fallamiento transforme y compresión) en el Mioceno Temprano resultante de la colisión oblicua y la sutura del terreno de meseta oceánica con los terrenos del arco insular e interacción de las zonas de fallamiento transcurrente este-oeste con las antiguas estructuras del arco de isla de rumbo norte-noroeste. Muchos de los bordes de los terrenos que separan el arco de isla con los terrenos de meseta oceánica fueron reactivados como fallas oblicuas transcurrentes durante la convergencia del Mioceno al Reciente entre los terrenos del arco de isla y de mesetas oceánicas y forman nueve provincias morfotectónicas que consisten en cadenas montañosas alargadas limitadas por fallas y cuencas sedimentarias clásticas intercaladas.

La estructura y estratigrafía del terreno de meseta oceánica sugiere cuatro fases tectónicas principales:

1. Crecimiento de la meseta oceánica en el Cretácico Superior; 2. Erosión y deformación al final del Cretácico Tardío; 3. Subsidencia y fallamiento transcurrente del Paleoceno-Mioceno Temprano;

y, 4. Transpresión (Fallamiento transforme y compresión) del Mioceno

Temprano al Reciente. La discrepancia entre el desplazamiento transcurrente de gran escala a lo largo de la Fosa de Caymán (~1,110 kms) con los desplazamientos mucho menores de las rocas de arco en La Española y Centro América (menos de 200 kms) se explica por la existencia de curvaturas de restricción a lo largo de las fallas transcurrentes entre las placas en La Española y América Central, las cuales transforman localmente los desplazamientos horizontales esparcidos dentro de las fallas, por rotación de bloques limitados por fallas, por levantamiento vertical, y/o por fallamiento inverso (subducción). Basados en las restricciones regionales indirectas, se infiere que tanto los terrenos oceánicos como de arco de isla de La Española se originaron en el Pacífico como parte de un arco de islas continuo y único, el “Gran Arco”, el cual adoptó un movimiento dirigido hacia el Caribe durante los tiempos del Cretácico Tardío y el Cenozoico Temprano.

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En La Española, existen 16 afloramientos mayores o zonas que exponen parcialmente rocas ígneas o metamórficas de edad Cretácico al Eoceno formadas en el Gran Arco. Estos afloramientos cubren cerca del 30% del área de la isla. Los afloramientos más extensos están asociados con cadenas montañosas bordeadas con fallas que poseen elevaciones entre 1 y 3 km en las partes este, central y noroeste de la isla. Estas rocas cretácicas a eocénicas han sido clasificadas previamente como zonas morfotectónicas por Lewis (1980) y Lewis y Draper (1990) y como terrenos tectónicos y provincias geológicas por Case et al. (1984). Sobre la base de lo anteriormente expuesto, en la República Dominicana afloran rocas de edades muy diversas y de diferentes tipos: desde rocas metamórficas del Cretácico Inferior, rocas intrusivas del Cretácico y del Terciario y rocas sedimentarias del Cretácico y del Terciario. Estas rocas se encuentran falladas y fracturadas en dirección paralela y oblicua al rumbo general de las cordilleras y las rocas sedimentarias han sido sujetas a una extensa deformación, que ha dado origen al desarrollo de un intenso plegamiento en los sistemas montañosos donde afloran (Llinás R. 1971). Al afectarse por las fallas, estas rocas formaron grandes bloques elevados que forman las sierras y entre ellas los valles; en dichas sierras, se observan pliegues anticlinales y sinclinales siguiendo una dirección general al noroeste.

III.2 Rasgos de la estructura y evolución geológica.

La evolución geológica de la región Caribe-Mexicana en base al desarrollo de las placas litosféricas a las placas tectónicas ha tenido un desarrollo impetuoso en los últimos 20-25 años, existiendo numerosas reconstrucciones del desarrollo geológico de la región por diferentes autores (Burke et al. 1984; Calais y Lepinay, 1990; Pindell y Barreto, 1990,) en las que se reflejan los procesos que tuvieron lugar y tienen lugar hoy en día, bajo diferentes perspectivas y matices. De todas maneras hay una serie de aspectos de entendimiento común sobre los que hay como una especie de acuerdo: la fragmentación de Pangea, hace unos 200 millones de años aproximadamente: la separación, por el proceso de deriva, de las placas Norte y Sur Americana, durante el Jurásico Superior - Cretácico Inferior y el surgimiento entre dichas placas del Proto Caribe. En éste hacia los bordes de América del Norte ocurrió una sedimentación básicamente carbonatada de aguas profundas, sobre diferentes tipos de corteza y la formación, hacia la zona del Pacífico Oriental, de la Placa Caribe de carácter volcánico, la cual se desplazó en dirección noreste durante el Cretácico Superior y hasta prácticamente nuestros días. Se destaca como muy importante la interacción expresada primero en la convergencia y, posteriormente, en la colisión de la Placa Caribe, con el Proto Caribe en primera instancia y con la Placa Norteamericana después. Se reconoce, además, el desplazamiento este – sureste que ha tenido la Placa Caribe desde el Eoceno Inferior debido a la transcurrencia, ocupando la posición que tiene hoy en día. Está claro que hay muchos aspectos y matices que se entienden de forma diferente por diversos autores, pero que no se abordan ni se abordarán en el presente trabajo, dado el objetivo principal del mismo. En el presente capítulo se destacarán, basados en los aspectos más reconocidos de la evolución geológica

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de la región Caribe – Mexicana, aquellas cuestiones que puedan tener una importancia primordial en el establecimiento de los criterios de potencialidad hidrocarburífera. Así en la Fig III.2 se exponen sus aspectos básicos:

PROTO CARIBE PROTO CARIBE BASINAL BASINAL SEDIMENTSSEDIMENTS

Marco TectMarco Tectóónico de la Cuenca del GOM y Antillas nico de la Cuenca del GOM y Antillas Mayores (maestrichtiano 70.0 MA), R. Tenreyro, 1999Mayores (maestrichtiano 70.0 MA), R. Tenreyro, 1999

Convergencia y ColisiConvergencia y Colisióón entre la Placa Caribe y la Plataforma de Bahamasn entre la Placa Caribe y la Plataforma de Bahamas

CONVERGENCIA Y COLISION55. 9 MA Eoceno Inferior

PERIODO POST COLISION 41.3 MA Eoceno Superior 3.1 MA Plioceno Tardío

ESTRUCUTURA GEOLOGICA ACTUAL DE LA REGION CARIBE

P. P. MannMann, 1999, 1999

P. P. MannMann, 1999, 1999

Fig. III.2. Aspectos fundamentales de la evolución de la región Caribe relacionados con criterios de potencialidad hidrocarburífera

SOUTH SOUTH AMERICAAMERICA

NN

SS NN

SS

MODELO GEOLOGICO DE LA PARTE NORTEDE REPUBLICA DOMINICANA

NN

Cordillera Septentrional Bahamas

1

2

3

43

Parte (1) La formación del Proto Caribe con la serie de sedimentos de cuenca del Jurásico-Superior - Cretácico Medio con excelentes propiedades como rocas madres. Nótese en el detalle elaborado por R. Tenreyro (1999) la conjunción de secuencias de aguas profundas (en azul, rocas madres) y de plataforma (en verde, reservorios). En ese momento aún no se están produciendo los cabalgamientos principales, pero ya la Placa Caribe esta próxima a interactuar en su desplazamiento noreste con el margen de la Placa Norteamericana. Es de destacar además, que para este tiempo ya se han formado series sedimentarias carbonatadas y terrígeno – carbonatadas encima de las rocas volcánicas y de la corteza oceánica de la Placa Caribe, que también tienen excelentes propiedades como rocas madres a juzgar por los datos de los pozos del DSDP en la cuenca de Venezuela, ya destacados en el Capitulo II de este informe (Ver fig. II.5). Parte (2) Continúa el desplazamiento de la Placa Caribe al noreste, la cual interactúa y se “traga” ya al Proto Caribe, provocando el cabalgamiento y apilamiento de las rocas de cuenca del margen continental, proceso que ocurre más tempranamente en Cuba, y se desplaza en tiempo hacia la Española y Puerto Rico, lo cual a su vez, tiene las siguientes implicaciones petroleras: o Formación de cinturones de cabalgamiento de las rocas del margen

continental (rocas madres, reservorios) recubiertos por sedimentos del Terciario Inferior y Medio (sellos) que en conjunto forman estructuras duplex, favorables para la formación de yacimientos.

o Formación de cuencas flexurales (fore deep) directamente al norte y encima de los cinturones de cabalgamiento, que forman a su vez cocinas para la generación de hidrocarburos relacionadas con los cinturones de cabalgamientos y con las citadas cuencas flexurales.

o Formación de las trampas para las acumulaciones de los hidrocarburos en diferentes escenarios geólogo-petroleros.

A partir del Terciario Medio-Superior comienza además, la migración o desplazamiento de la Placa Caribe por la falla transcurrente Bartlet - Cayman, hacia el este-noreste. La implicación que tiene este desplazamiento lateral por la citada falla en la formación y posterior conservación de posibles yacimientos no está estudiado, no obstante elaboramos las siguientes hipótesis:

Durante la colisión del arco de isla con el borde sur de la Placa de Norteamérica en el Eoceno Medio – Superior (Fase 6, parte III.1) surgieron la mayor parte de las estructuras de rampa que hoy se reconocen adyacentes al margen continental al norte de Cuba. Sin embargo, según la mayoría de los modelos evolutivos, entre ellos el de Pindell y Barrett (1990) en ese período, incluso durante el Oligoceno, el territorio norteño de La Española estaba al sur de Cuba, formando parte de la Placa Caribe. La mayor parte de las deformaciones fueron de tipo compresivo, tal y como se reconocen hoy en el eje central y sur de la Isla de Cuba en forma de apilados tectónicos precedidos de cuencas frontales que posteriormente fueron reelaborados durante la etapa de transcurrencia. Es probable que la mayor parte de los plegamientos formados en los terrenos volcánicos de La Española hayan sido erosionados

44

posteriormente, en la fase 7, parte III.1, durante la cual los esfuerzos tectónicos giraron en sentido horario y descargaron con dirección W – E, sub paralela al rumbo original de los plegamientos. La reactivación de las fallas transcurrentes asociadas al sistema Caymán probablemente destruyó las zonas elevadas, con la redeposición de sus productos en las cuencas adyacentes. La continuación de la actividad a lo largo de estas dislocaciones a finales del Oligoceno y la agudización de la transpresión en el Mioceno Temprano (Fase 8, parte III.1) probablemente dio lugar a un nuevo episodio que propició la formación de la mayor parte de las estructuras que se han descubierto y las que potencialmente pudieran revelarse con trabajos geofísicos futuros.

Parte (3) Hoy en día la parte norte de La Española pudiese considerarse con una constitución geológica similar a la mitad norte de Cuba, incluyendo tentativamente la Cordillera Septentrional, la península de Samaná y sus mares adyacentes. Las consideraciones anteriores, aparte de las cuestiones más globales, parecen confirmarse con los datos e informaciones topográficas y batimétricas por una parte, y gravimétrica por otra, de la región tal como se muestra en la figura III.3 en conjunto con las secciones sísmicas y sus modelos geológicos y geólogo – petroleros en los mares al norte de Cuba (fig. III.4). Se tienen en cuenta sus ubicaciones y relaciones espaciales y geólogo – estructurales con La Española y la Plataforma de Bahamas. Las relaciones tectono – estructurales actuales de los diferentes elementos tectónicos presentes en el oriente de Cuba se muestran en la figura III.5, lo que apoya los criterios de similitud y continuidad de la constitución geológica del norte de Cuba con la parte septentrional de La Española, incluído el territorio de la República Dominicana. Lo relativo a la evolución geológica a escala “más local” que tiene que ver con la Isla de La Española y sus mares adyacentes se exponen en la figura III.6. De la misma se debe resaltar lo siguiente:

En la parte A de la figura correspondiente a las concepciones de los

especialistas de NORCONSULT (Norconsult, 1983) se pueden observar los principios generales de la obducción de la Placa Caribe sobre la parte norte de La Española, en la que no se consideró la presencia de sedimentos encima de la corteza oceánica supuesta aquí. Al mismo tiempo se exponen, en principio, los estadíos de formación de las Cuencas de Cibao, San Juan y Enriquillo, que pudieran tener un interés petrolero directo.

En la parte B, se exponen las concepciones de los especialistas españoles y norteamericanos (Lewis, et al., 2002) en la cual se muestra el mismo criterio con la obducción de la Placa Caribe sobre el Margen Continental Norteamericano y al mismo tiempo se refleja el cabalgamiento del cinturón de Peralta hacia el sur.

En la parte C de la figura, correspondiente al trabajo (Escuder Viruete, et al., 2002) se reitera el concepto del cabalgamiento de las rocas de la Placa Caribe sobre las formaciones de la Plataforma Carbonatada de las Bahamas, las que incluso pudieran estar por debajo de las secuencias aflorantes en el cinturón

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de alta presión de Samaná y la cordillera septentrional, lo que coincide con los criterios regionales expresados anteriormente. Al mismo tiempo se expone el cabalgamiento de las calizas Hatillo, las que, como se expone en el capítulo de Estratigrafía, pudiesen corresponder con rocas madres del Cretácico Medio – Superior presentes en los pozos del DSDP de la Cuenca Oceánica de Venezuela y que pudieran constituir las rocas madre del Sistema Petrolero Conceptual propuesto para las cuencas con sustrato volcánico en la Española.

Como resultado de los procesos tectónicos producto de la interacción de las placas litosféricas descritas en La Española y su entorno, se destacan los siguientes elementos tectono – estructurales (Fig. III.7):

o Las cuencas oceánicas de Colombia y Venezuela, separadas por el Elevado o Cresta de Beata, directamente al sur de la Isla La Española.

o Las cuencas “combinadas” con relleno sedimentario ¿Cretácico Medio? – Reciente con sustrato vulcanógeno y de corteza oceánica de Enriquillo, San Juan – Azua, San Pedro y Cibao, separadas por zonas elevadas conformadas por terrenos volcánicos, vulcano – metamórficos, metamórficos y vulcanógeno - sedimentarios y que se conocen por sus características topográfico – geográficas como Sierra de Neiba, Cordillera Central y Cordillera Septentrional.

o La Trinchera de los Muertos en la parte meridional de sus mares surorientales, con una zona elevada directamente al norte conocida como la Cresta de los Muertos, que limita al norte con la parte marina de la Cuenca de San Pedro.

o La Plataforma de Bahamas en el extremo septentrional de sus mares adyacentes, al sur de la cual se supone una zona muy compleja, donde se conjugan la continuación de la falla transcurrente Bartlet – Cayman (hasta la fosa de Puerto Rico en su extremo oriental) y el límite norte del cinturón de cabalgamientos, conformado por rocas del margen continental de Norteamérica y del Terciario Inferior y Medio, recubierto por una cuenca flexural (foredeep).

Teniendo en cuenta los objetivos del presente capítulo dentro del informe, a continuación se abordan criterios estructurales – tectónicos que tiene que ver con las cuencas y sectores de interés petrolero, asi como, las propias cuencas.

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TopografTopografíía y a y predicciprediccióón de la n de la batimetrbatimetríía (a (kmkm))

TopografTopografíía y a y predicciprediccióón de la n de la batimetrbatimetríía (a (kmkm))

GravimetrGravimetríía aa aéérea (rea (mGalsmGals))GravimetrGravimetríía aa aéérea (rea (mGalsmGals))

Fig. III.3 Información topográfica, batimétrica y gravimétrica de la región del Caribe

47

Fig. III.4 Secciones sísmicas en mares al Norte de Cuba y sus modelos geológicos y geólogo -petroleros

Sedimentos Cretácico del margen continental norteamericano (J3 – K21 )

Rocas Volcánicas y Ofiolitas de la placa Caribe (K1 - K2 )

Cuenca de Antepaís, Sedimentos Cretácico Tardío - Terciario

Manifestaciones de Petróleo

Sedimentos Cretácico del margen continental norteamericano (J3 – K21 )

Rocas Volcánicas y Ofiolitas de la placa Caribe (K1 - K2 )

Cuenca de Antepaís, Sedimentos Cretácico Tardío - Terciario

Manifestaciones de Petróleo

Rocas Volcánicas y Ofiolitas de la placa Caribe (K1 - K2 )

Cuenca de Antepaís, Sedimentos Cretácico Tardío - Terciario

Manifestaciones de Petróleo

Nipe 1 y 2Nipe 1 y 2

km

Play tipo brecha carbonatada de talud

SE NW Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

A d qu isic iA d qu isic ióó n 1984n 1984A d qu isic iA d qu isic ióó n 1986n 1986A d qu isic iA d qu isic ióó n 200 0n 200 0

Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

A d qu isic iA d qu isic ióó n 1984n 1984A d qu isic iA d qu isic ióó n 1986n 1986A d qu isic iA d qu isic ióó n 200 0n 200 0

P32 - Q

P22 - P3

1

K22

K1 - K21-2

K2cp –

P21 KK11 –– KK22

J3

J23

J1-2

Discordancias

Fallas

Migración

Nivel de Rocas MadrePrincipal cocina petrolera

Play tipo arrecife

Play tipo sobrecorrimientoLínea 135

Nipe 1 y 2Nipe 1 y 2

km

Play tipo brecha carbonatada de talud

SE NW Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

A d qu isic iA d qu isic ióó n 1984n 1984A d qu isic iA d qu isic ióó n 1986n 1986A d qu isic iA d qu isic ióó n 200 0n 200 0

Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

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Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

A d qu isic iA d qu isic ióó n 1984n 1984A d qu isic iA d qu isic ióó n 1986n 1986A d qu isic iA d qu isic ióó n 200 0n 200 0

Frontera Marina Cuba - USA

Frontera Marina

Cuba –M

éxico

A dquis ición 19 84A dquis ición 19 86A dquis ición 2000

A d qu isic iA d qu isic ióó n 1984n 1984A d qu isic iA d qu isic ióó n 1986n 1986A d qu isic iA d qu isic ióó n 200 0n 200 0

P32 - Q

P22 - P3

1

K22

K1 - K21-2

K2cp –

P21 KK11 –– KK22

J3

J23

J1-2

Discordancias

Fallas

Migración

Nivel de Rocas MadrePrincipal cocina petrolera

Play tipo arrecife

Discordancias

Fallas

Migración

Nivel de Rocas MadrePrincipal cocina petrolera

Play tipo arrecife

Play tipo sobrecorrimientoLínea 135

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Fig. III.5 Sección regional de Cuba, parte Oriental.

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I SOUTHERLY SUBDUCTION Cretaceous – Mid EoceneI SOUTHERLY SUBDUCTION Cretaceous – Mid Eocene

II ATTEMPED NORTHERLY SUBDUCTION Late Eocene - Early MioceneII ATTEMPED NORTHERLY SUBDUCTION Late Eocene - Early Miocene

III TRANSFORM CONVERGENCE Early Miocene - Late PlioceneIII TRANSFORM CONVERGENCE Early Miocene - Late Pliocene

SN

S

S

S

S

N

N

N

N

A

B

C

Fig. III.6 Evolucion Geologica a escala “local” de La Española

43

50

Fig. III.7 Sistema de Cuencas de la región Caribe

51

III. 3 Breve caracterización estructural de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.

La estructura actual de La Española está dictada por un sistema de fallas de cizalla siniestras de dirección este-oeste. El mismo está asociado al límite meridional entre las Placas Caribe y Norteamericana. Este sistema rige la forma de los elementos tectónicos de primer orden, haciendo que se acomoden a la forma de la isla y adopten rasgos paralelos al rumbo predominante, que es NW – SE. Estos elementos se disponen en dirección transversal de forma alternante, encontrándose una sucesión de cuencas y elevaciones que se corresponde con la morfología del terreno (Fig. III.8). El elemento más sobresaliente en todo este sistema orogénico es la Cordillera Central, que es el único no integrado por rocas sedimentarias.

Fig. III.8 Morfología del Terreno en la República Dominicana.

Las cuencas sedimentarias son diversas y lógicamente su estudio es esencial para la exploración petrolera. Se calcula que entre todas ocupan un área equivalente a 10 000 Km2. Ellas han sido descritas en numerosas oportunidades (Ellis G.M., 1980, F. Guerra Peña 1956). Se reconocen las siguientes cuencas sedimentarias:

a) Cuenca Meridional Occidental o de Enriquillo. Es una depresión alargada con rumbo noroeste – sureste que mide unos 96 km de largo por 22 de ancho. El área que ocupa varía según los autores: para Guerra Peña es de 1,950 Km²; para Luis Torres es de 3,300 Km² y para Ellis es de 2,100 Km². Está localizada en el suroeste del territorio dominicano. Colinda al norte con la sierra de Neiba al sur con la sierra de Bahoruco al este

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con la sierra de Martín García y la Bahía de Neiba y al oeste se adentra en la República de Haití a través de la Plaine du Cul de Sac. Las fallas que limitan tanto por el norte como por el sur a esta cuenca muestran una fuerte componente compresiva. Por el norte, la Sierra de Neiba se vuelca sobre los sedimentos de la cuenca siguiendo el estilo de cabalgamiento sur – norte propagado desde el cinturón de Peralta. El sistema de fallas, evidentemente transpresivo, muestra en las secciones geológicas una geometría de cabalgamiento de bajo ángulo. En el borde sur de la cuenca el cabalgamiento se produce en dirección norte desde la Sierra de Bahoruco. Las estructuras localizadas probablemente son una respuesta a esta compresión y muestran un rumbo NW – SE y están limitadas por fallas de igual rumbo. Se destaca la estructura Charco Largo, donde se perforó el pozo homónimo, asi como los pozos Mella (Fig. III.9) que se muestra como un duplex de bajo ángulo limitado por fallas inversas.

Fig. III.9 Línea Sísmica CS – III. 596 -110. Adquirida por Canadian Superior Oil LTD (1979). Cuenca Erniquillo

En el mapa de Anomalías de Bouguer confeccionado por Norconsult (1982) (Fig. III.10) la cuenca de Enriquillo se destaca como un mínimo regional que alcanza los -20 mgl en su zona central, contrastando con los notables máximos de las sierras de Neiba, al norte y la de Barouco, al sur.

En el plano gravimétrico y sismológico de la Cuenca de Enriquillo a escala 1:50 000 obtenido de Norconsult (1983) se ven anomalías presumiblemente residuales. Se observa la presencia de alineaciones del campo gravitacional cuya asociación al rumbo de las estructuras es muy probable. Por otra parte, la alternancia de máximos y mínimos alargados orientados con rumbo este-oeste, sugiere la presencia de cambios en la densidad media ponderada del corte geológico. La existencia de alineaciones con acimut noroeste que se identifican por el cambio brusco de las isolíneas en esa dirección (Fig. III.11) se pueden asociar a fallas transcurrentes. Estas se corresponden con algunas

53

alineaciones del campo magnético observadas en las cercanías de la bahía de Neiba, al este de la cuenca (Fig. III.12). En las líneas sísmicas de este sector se observa una cuenca desarrollada sobre un basamento trabajado por fallas lístricas que son parte de un sistema en flor. En este sistema se encuentra la estructura Palo Alto, revelada por la Cía. Petrolera Dominicana en 1960. Fig. III.10 Mapa Gravimétrico de La Española. Tomado de Norconsult 1983

Fig. III.11 Zonación superpuesta al Plano Gravimétrico y Sismológico de la Cuenca Enriquillo de Norconsult 1983. Según Prol y Rifá, este informe.

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Fig. III.12 Mapa de lineamientos del campo magnético de la República Dominicana. Tomado de SYSMIN (1996)

b) Cuenca Central Occidental o de San Juan. Ocupa una extensión de 2000 Km² en la parte central del territorio dominicano. Tiene un rumbo de sureste a noroeste con una extensión de 100 Km. de largo midiendo unos 20 Km. de ancho y hasta 36 Km. cerca de la frontera con Haití. El extremo sureste parece cerrase pues mide unos 5 Km. de ancho al conectarse con la Cuenca de Azua. La Cuenca de San Juan se encuentra limitada por los linderos siguientes: al norte con la Cordillera Central, al sur con la Sierra de Neiba, la cual la separa de la Cuenca Enriquillo, al este con la Sierra de Ocoa que la separa de la Cuenca Azua y al oeste con la frontera de Haití donde la Cuenca de San Juan continúa en la Plaine Central. El espesor sedimentario calculado en base a la magnetometría es de 6,000 – 7,000 metros.

Al igual que la Cuenca de Azua está limitada tanto al norte como al sur por fallas compresivas (o transpresivas) que buzan hacia el norte. Este sistema de fallas se desarrolla también en la zona interna de la cuenca donde se localizan múltiples dislocaciones derivadas de los sistemas principales. El contorno de la cuenca está bien dibujado en el mapa de Bouguer, donde se representa por un mínimo relativo (20 mgl) contrastando con los prominentes máximos regionales de las cordilleras adyacentes. El contorno del mínimo forma una sola anomalía con la de la Cuenca de Azua (Ver Fig. III.10). En el mapa de lineamientos del campo magnético se representan elementos con direcciones secundarias SW – NE, que son característicos de toda la mitad occidental del territorio dominicano (Ver Fig. III.12). Dichas alineaciones pueden estar asociadas con la componente sintética del sistema transcurrente, dando lugar

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a fallamientos de esa dirección. En el extremo sur-occidental de la cuenca, cerca de la frontera con Haití se localizó una estructura elevada de dirección NW – SE, donde se perforó el pozo Candelón 1 (Fig. III.13 y Anexo 4). La estructura consiste en un bloque elevado por fallas de apariencia normal, pero seguramente, transcurrentes o transpresivas que se extienden según el rumbo de la cuenca.

Fig. III.13 Línea Sísmica SJ-12S . Adquirida por Cariboil – Anchultz (1981) . Cuenca San Juan Oeste.

c) Cuenca Meridional Central o de Azua. Con una extensión de 1500 km² es la mejor estudiada. Se encuentra interconectada con la de San Juan por el NW y limitada al N y NE por la Sierra de Ocoa. Al W limitada por la Sierra de Martín García, que la separa de las Cuencas de Enriquillo y San Juan. Por el este con los ramales occidentales de la Sierra de San Cristóbal y por el S continúa en la Bahía de Neiba. Su eje máximo tiene 48 Km y transversalmente tiene 30 – 26, ocupando un área de 655 Km2. De acuerdo con los datos de magnetometría del proyecto SYSMIN (Anexo 10) se calcula un espesor sedimentario de hasta 10 Km al igual que a su vecina San Juan.

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Esta es una depresión del tipo ramp valley que está orientada con rumbo NO-SE y limitada tanto al norte como al sur por fallas compresivas (o transpresivas) que buzan hacia el norte. Este sistema de fallas se desarrolla también en la zona interna de la cuenca donde se localizan múltiples dislocaciones derivadas de los sistemas principales. El componente compresivo tiene su principal exponente en el Cinturón de Peralta, desarrollado al norte, el que cabalga a los sedimentos de la cuenca (Fig. III.14). Además de efecto compresivo, la estructura de la Cuenca de Azua está fuertemente dislocada por un sistema de dirección SW – NE que coincide con la línea de costa que limita por el oriente a la Sierra de Bahoruco. Éste posiblemente es una componente sintética de la transcurrencia principal. Dicho sistema es evidente en el campo gravitacional regional (Ver Fig. III.10), asi como en el mapa de lineamientos magnéticos (Ver Fig. III. 12), en el cual se encuentra complicado con una componente de dirección franca sur – norte que pasa en dirección a Punta Salinas.

Las estructuras de esta zona, como consecuencia de la interacción de estos sistemas en la Cuenca de Azua, tienen una dirección WSW – ENE y se encuentran en posición offshore en la Bahía de Ocoa. Quizás esta orientación sea producto del rediseño de elevados estructurales que se originaron, primeramente, debido a la compresión y fueron reorientados con posterioridad. Tierra adentro se conocen los anticlinales de Higüerito y Maleno, este último aparenta estar roto por una serie de cabalgamientos, lo que podría explicar que se perforaron las mismas capas sin alcanzar la estructura almacenadora de hidrocarburos. La estructuración tiene dirección W – E siguiendo la curvatura del rumbo del límite norte de la cuenca. No se observan estructuras relativas al borde suroeste, aunque los modelos geológicos construidos (Fig. III.14 ) sí plantean su presencia como anticlinales de rampa asociados al fallamiento inverso. Adicionalmente se han detectado varios anticlinales conformados supuestamente por volcánicos debajo de la llanura de Azua. Realmente la geometría interna de esta cuenca es compleja por el intenso fallamiento, lo que con seguridad, debe condicionar la existencia de trampas estructurales. P. Mann y otros (1983) han interpretado la Cuenca de Azua como resultado de un complejo plegamiento y cizallamiento resultado de la indentación de una cresta asísmica sobre el piso del Caribe del Plioceno Tardio al Reciente por movimientos de cizalla. Tanto los pliegues de Maleno como los de Higüerito que se cartografían en superficie y las estructuras de la Bahía de Ocoa son resultado de este movimiento.

Las estructuras de Maleno e Higüerito son mas bien pequeñas de 13 y 6 km² respectivamente, pero la estructura de la Bahía de Ocoa (offshore) tiene 72 km² con tres culminaciones. Este es el prospecto más grande que se ha detectado en la República Dominicana (Figs. III.15 y III.16). Existe otro anticlinal más pequeño denominado estructura Punta Serrano que tiene la misma dirección que el anticlinal Bahía de Ocoa, pero al norte de este último.

57

58

La dirección del anticlinal de la Bahía de Ocoa es este-noreste al oeste suroeste. Una falla de cizalla siniestra pasa paralela al anticlinal en su flanco norte. Esta falla separa la culminación norte de otras dos que están al sur de la falla. La parte oriental de la falla muestra bifurcaciones. La cresta de la estructura está a 1000 metros debajo del fondo marino. Un rollover de dirección norte sur se muestra en la culminación occidental.

En la parte superior de las secciones sísmicas, un reflector fuerte se relaciona con los arrecifes recientes. El frente arrecifal se muestra aproximadamente en la misma posición desde el Mioceno Superior. El movimiento de la falla reciente de la Bahía de Ocoa interrumpe toda la sección sedimentaria.

Fig. III.15 Línea Sísmica de Bahía de Ocoa

Fig. III.16 Mapa Estructural del Tope de la Formación Sombrerito. Cuenca de Azua.

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d) Cuenca de la Llanura Oriental o de San Pedro. Incluimos también los sectores de San Cristóbal – Baní y la Llanura Oriental, también llamada Meridional-Oriental. Está situada en la parte sureste del país, alargada en el sentido oeste-este, con una longitud de 160 Km con un ancho promedio de 30 Km en sentido norte-sur. Se calcula un área de 4,800 Km². Conforme con los cálculos hechos por magnetometría debe tener un espesor sedimentario en tierra que varía entre los 6 – 10 Km en el sector Punta Salinas – Baní y 2 o menos hacia el este y norte (Ver Anexo 10). Esta cuenca no ha sido suficientemente estudiada, sin embargo los datos sísmicos y magnetométricos indican un rumbo predominante de los lineamientos tectónicos NW – SE. La posición elevada del basamento de esta cuenca se hace evidente en el campo gravitacional (Ver Fig. III.10). La anomalía relativamente baja se queda aún en valores de hasta 60 mgl y más, pero el contraste con el sector de los Montes Seibo hace que ésta se defina muy bien; un máximo local separa el sector se San Cristóbal – Baní, donde se reportan los valores más bajos del resto oriental de la cuenca. La interpretación conjunta tierra – mar de la sísmica (Fig. III.17) muestra un complejo estructural plegado cuyo tope se hunde progresivamente hacia el sur, en todo el sector cercano a la costa desde Punta Palenque hasta el Parque Nacional del Este. Aquél debe estar limitado al sur por la Cresta de Los Muertos. En el extremo sur de los trabajos sísmicos marinos se localizan plegamientos de rumbo W – E ó WSW – ENE. Toda la cuenca está surcada por fallas de dirección NW – SE relacionadas a los sistemas tectónicos principales. En el extremo oriental el rumbo de fallamiento toma la dirección SW – NE que según se observa en la topografía, rige a los sectores de costas orientales de la isla.

Fig. III.17 Línea Sísmica WGC-08 Adquirida por Western Geophysical Co (1982). Cuenca de San Pedro.

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e) Cuenca del Cibao. Tiene una longitud de 130 Km. y un ancho de 25 Km, con un rumbo largo noroeste-sureste. El área que ocupa es de 3,250 Km². Ha sido descrita por F. Guerra Peña (1956) como una “fosa de hundimiento” estrecha y alargada, comprimida entre dos pilares que son la Cordillera Septentrional al norte y la Cordillera Central y los Montes Seibo al sur. La separan grandes fallas producidas por gravedad y compresión y en la que se encuentran depositados gruesos paquetes de sedimentos marinos. Sobre la base de la magnetometría, en el mapa de profundidades del basamento confeccionado por el proyecto “SYSMIN” (1999), se calcula un espesor sedimentario de hasta 6 Km. Desde el punto de vista de la gravimetría se identifica con un mínimo alargado, bien definido, que se extiende desde el sureste de Motecristi hasta San Francisco de Macorís con tendencia de continuar hacia el norte, cerca de Nagua. De sur a norte se aprecia un gran sinclinal complicado por pliegues y fallas que siguen su mismo rumbo WNW – ESE. Es común dividir esta cuenca en dos sectores a los que es común llamarle también “cuencas”:

Cibao Oriental- Se observan estructuras de dirección WNW – ESE de tipo compresivo asociadas al borde norte de la cuenca, tanto en tierra firme como en la Bahía de Samaná. En una de estas estructuras se perforó el pozo Licey con indicios de gas, al igual que el Charco Azul. En el sector de Sánchez, cercano a la Bahía de Samaná, se observa una mayor intensidad de los lineamientos magnéticos asociados al “trend” de las fallas que limitan la cuenca.

Cibao Occidental: La cuenca del Cibao occidental parece ser la de

estructura más tranquila, a la vez que está poco estudiada. Según el mapa de prospectos de Norconsult de 1982 (Fig. III.18), en el borde norte se localizan estructuras de cabalgamiento que coinciden con zonas de desarrollo de arrecifes. En el mapa de lineamientos tectónicos detectados por la magnetometría (SYSMIN) se hacen visibles escasas orientaciones de este tipo que coinciden con el rumbo general de la cuenca.

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Fig III.18 Esquema de fallas y estructuras principales de la República Dominicana (Superposición del mapa de Sysmin 1996, mapa de ubicación de estructuras Norconsult 1982, con las actualizaciones de Mobil Oil 1992 y Murfin Dominicana 1996)

f) Sector de Bahoruco Ocupa un área de 1200 Km2 en el extremo suroeste del territorio dominicano. Las características físicas del terreno hacen que esta zona no haya sido investigada en detalle, aunque se considera importante por las muestras de superficie que se han visto en varias ubicaciones que demuestran tener indicios de hidrocarburo residual. Su localización es en la parte suroeste del país donde esta limitada al noreste por la Sierra de Bahoruco al sur al este y al oeste por el Mar Caribe. Este sector se extiende unos 40 km este – oeste y 30 km de norte a sur.

En los modelos geológicos construidos se observa como una depresión asociada al sistema de cabalgamiento de dirección S- N el cual tiene su mejor expresión en la Sierra de Bahoruco, por lo que cabe esperar estructuras de rumbo WNW – ESE. De acuerdo con el mapa de lineamientos del campo magnético (Ver Fig. III.12) las principales direcciones de fallas observadas tienen orientación perpendicular al rumbo anteriormente descrito y deben estar asociadas al sistema transcurrente de la costa oriental del sector de Bahoruco y la Sierra homónima.

62

f) Cuenca de antepaís del norte de La Española.

En el futuro, cuando la existencia de datos geofísicos lo permita, será necesario caracterizar también a la cuenca costa afuera (offshore) que se extiende a todo lo largo de la isla por el norte. En el momento actual, sólo se cuenta con el mapa gravimétrico regional, de discutible exactitud y los perfiles sísmicos obtenidos al norte de Cuba oriental, para hacer un pronóstico en este sentido. Si se toma en cuenta la presencia de un fuerte mínimo regional alargado (Ver Fig. III.10) y la similitud que exhibe con la dirección del Mínimo Norte Cubano, donde se concentra la mayor parte de la actividad exploratoria de hidrocarburos en Cuba, cabe inferir la posibilidad de contar en este sector marino con una cuenca de considerable espesor sedimentario, tal como ocurre al norte de la Isla de Cuba.

De acuerdo con el mapa de profundidades del basamento (ANEXO 10) dentro de la Cordillera Septentrional, en el extremo norte de la isla, el relleno sedimentario es prácticamente nulo, pero mar afuera, el espesor sedimentario parece aumentar considerablemente. A favor de esto pueden citarse los modelos que plantean la obducción del bloque norte de la Placa Caribe sobre el borde del continente (Pindell y Barrett, 1990) Este modelo, lógicamente comprende la existencia de una cuenca “foreland” como ocurre al norte de Cuba (ver Fig. III.6). La cuenca “foreland”, de acuerdo con la gravimetría, debe extenderse hasta el bode sur de la Plataforma de Bahamas.

La posibilidad de contar con las secuencias relativamente poco densas, de cuenca de margen continental, con edades Jurásico Superior – Cretácico Medio participando en el complejo acrecional del norte de La Española (Fig. III. 19) ofrece, por analogía geológica, las mayores perspectivas de esta cuenca marina, ya que en este tipo de escenario se hayan los principales almacenes y rocas madres del norte de Cuba.

Bajo el “foreland” se puede esperar la presencia de una cuña tectónica compuesta por las rocas oceánicas que predominan en la Cordillera Septentrional cabalgando y deformando a las rocas del margen continental. Este proceso de cabalgamiento no debe haber sido frontal - oblicuo, como ocurre al norte de Cuba, sino tangencial (WSW – ENE), acorde con la dirección principal de los esfuerzos tectónicos del Oligoceno – Mioceno Inferior, que provocaron la formación del sistema transpresivo de fallas La Hispaniola. (Fig. III. 20). Este mecanismo daría como resultado la formación de anticlinales de rampa de amplitudes posiblemente mayores que las reportadas en el occidente de Cuba.

De acuerdo con los rumbos predominantes que se observan en el mapa de estructuras (Ver Fig III.18) se ve que la mayor parte de los objetivos responden a la componente compresiva de estos movimientos, sobretodo aquéllos que están asociados con fallamiento inverso y se localizan cercanos a los bordes de las cuencas.

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I II Secciones Sísmicas del NW de Cuba Oriental

Fig. III. 19 Continuidad de la Cuenca de “Foreland” Cuba – La Española

II

IIII I

III

Plataforma

III IIII

Foreland

Plataforma

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Fig. III.20 Representación Esquemática de Cabalgamiento Y Transcurrencia de la Costa Norte de La Española

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CAPITULO IV. RESERVORIOS Y SELLOS. Es nuestro criterio que la definición de reservorios y sellos está bastante clara y estudiada tanto por los datos de superficie como por los resultados de los más de 80 pozos perforados. Indiscutiblemente la información no es uniforme, en la mayoría de los pozos no hay datos o no existen en la actualidad, pero de la información recogida hemos podido seleccionar algunos pozos claves por cuencas. La caracterización de los diferentes complejos rocosos que han sido descubiertos por pozos y que pudieran constituir algún interés como almacén o sello, la presentamos por formaciones y por cuencas. Como se ha expresado en capítulos anteriores, las cuencas ubicadas en la parte suroeste de la República Dominicana (Enriquillo, Azua y San Juan) tienen formaciones comunes por lo que las trataremos de acuerdo a sus similitudes y diferencias. La Cuenca San Pedro es muy diferente al igual que la Cuenca del Cibao, por lo que las trataremos de forma independiente. IV.1 Cuencas: Azua, San Juan, Enriquillo

Tienen en común la presencia de las Formaciones Neiba – Plaisance, Sombrerito y Trinchera. Las dos primeras de origen carbonatado y de edad Eoceno Medio- Superior y Oligoceno. Constituyen las rocas más viejas descubiertas en los pozos y datadas en superficie. Trinchera de origen clástico y de edad Mioceno Medio. Los datos de estas formaciones en superficie han sido tomados de Llinás (1971) y actualizados para este informe. Fms. Neiba-Plaisance: Aunque se diferencian bien en superficie, no es posible hacerlo en pozos. La Fm. Plaisance se refiere a gruesos bancos de calizas cristalinas con nódulos de pedernal, aunque hay evidencias de biomicritas y mudstone, también fragmentos de corales y moluscos. La Fm. Neiba son estratos de calcilutitas duros con lentes y nódulos de pedernal. Al parecer la Fm. Neiba es de aguas más profundas que la Fm. Plaisance. Estas rocas se encuentran en 4 pozos de los perforados. (Ver Anexo 1 y tabla IV.1). Ningún pozo las atravesó, sin embargo, en el pozo Maleno DT 1 tienen espesores mayores de 4470 pies (1362,8 m.). De los pozos que descubren estas formaciones tenemos poca información, registros que permitan obtener algún dato sólo en el pozo Maleno DT 1 (ver Anexo 5) que presenta valores de porosidad del orden de 3 %, (calculado por la fórmula de Archie a partir de registros de resistividad, pues no contamos con registros de porosidad); su resistividad es variable, predominando los valores altos de 100 ohm y más, el potencial espontáneo es negativo por lo que se infiere como reservorio. En este pozo se efectuó una prueba de formación de 7 600 – 7 750 pies (2317 – 2362,8 m.) donde se obtuvo una entrada no cuantificada de lodo y agua salada de 33 000 p.p.m.; en el pozo hubo manifestaciones de petróleo durante la perforación. El otro dato que pueda indicar que esta secuencia sea posible reservorio es el del pozo Palo Alto 1 que tuvo una pérdida de circulación a 5590 pies (1 704 m.).

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Por la litología y escasos datos de pozo, se puede inferir que esta secuencia puede constituir reservorio de tipo secundario posiblemente fracturado. Se sigue el criterio de analogía con otros reservorios carbonatados, por ejemplo en Cuba, México, Canadá.

TABLA IV.1 POZOS PERFORADOS EN LAS Fms. NEIBA - PLAISANCE

CUENCA AZUA 9930 MALENO DT 1 PETROLERA DOMINICANA

5460 - 9930 TD (H>4470)

Fm. Neiba/Plaisencia

Prueba de formación de 7 600 – 7 750 pies donde se obtuvo una entrada no cuantificada de lodo y agua salada de 33 000 ppm; en el pozo hubo manifestaciones de petróleo durante la

perforación.

CUENCA AZUA 10004 Km 19-2 PETROLERA DOMINICANA

7180 - 10004 TD (H>2824) Fm. Neiba

Manifestaciones de gas.

CUENCA SAN JUAN 12941 CANDELON 1 ANSCHUTZ10450? (10156?) -

12941 TD (H>2491) Fm. Neiba/Plaisencia

Sin manifestaciones. No ensayado

CUENCA ENRIQUILLO 6568 PALO ALTO 1 PETROLERA DOMINICANA

4680 - 6568 TD (H>1888)

Fm. Neiba/PlaisenciaPérdida de circulación a 5590 pies

Fm NEIBA - PLAISENCE

(Profundidades en pies)

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)AREA O CUENCA COMPAÑIA

OPERADORAPROFUNDIDAD

(Pies) POZO

Fm. Sombrerito: constituida en superficie por estratos delgados de calizas cretosas hasta cristalinas, localmente microfosilífera y porosa, de color gris que alternan con capas similares de margas y lutitas calcáreas grises con abundante fauna pelágica. Bermúdez distinguió dos miembros: el inferior más calcáreo que el superior. La base de la Fm. es un conglomerado calcáreo que representa una superficie de discordancia erosional que la separa de la Fm. Neiba. Ha sido descubierta en 17 pozos y atravesada por 4 de ellos. Está ubicada en diferentes posiciones siendo los pozos más altos el Higüerito 1 de Petrolera Azuana, con una entrada de petróleo de 48 - 50 bbl de 0,896g/cm³ (26° API) en el intervalo 2416 – 2451 pies (736.6 – 747.25 m.), según los datos de profundidad por el largo del instrumento y el pozo Higüerito 1 de Dominican Seaboard, cuyo tope esta a 2414 pies, pero sin datos que indiquen la presencia de petróleo. En el resto de los pozos está más bajo y en los ensayos, por lo general, se obtuvo agua, agua y gas, agua con manchas de petróleo (ver tabla IV.2). El espesor atravesado por los pozos es variable entre 680 – 1550 pies (207 – 472 m.). Auque ha sido descubierta por varios pozos, la mayoría no tiene información que permita definir sus propiedades como reservorio, sólo el pozo Charco Largo 1 (Ver Fig. IV.1) perforado en la Cuenca Enriquillo cuenta con material suficiente para ello. Este pozo fue reinterpretado con el software HDS y su porosidad varía de 9% promedio en el intervalo de 15 000 – 15 300 pies, 12% de 14880 – 15 000 pies y 16% de 14 800 – 14 880 pies, siendo evidente que la parte superior del corte es la más porosa con un mayor valor de gamma natural, que en reservorios carbonatados, se puede asociar a presencia de fracturas o de rocas más arcillosas. Quizás aquí se conjuguen ambas cosas, puesto que en todos los pozos que tienen aunque sea un registro de resistividad, se observa una disminución gradual de ésta hacia el tope, lo que puede corresponder con la descripción de Bermúdez de que la formación se hace más arcillosa (margosa) hacia el tope. Esta Formación no fue ensayada en este pozo por no tener manifestaciones durante la perforación. De

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hecho, por los datos de este pozo, esta formación puede corresponder con un reservorio de porosidad secundaria (posiblemente fracturas y/o fracturas y vúgulos). En todos los pozos donde se ha ensayado ha presentado entrada de fluidos y tuvo pérdidas de circulación en 1 pozo (ver tabla IV.2). Aquí también se sigue el criterio de analogía con otros reservorios carbonatados, por ejemplo en Cuba, México, Canadá. Dada la poca información y tiempo disponible para este informe, no se pudo constatar en pozos la secuencia de conglomerado basal que se describe en superficie y constituye una discordancia entre las Formaciones Sombrerito y Neiba. Esto pudiera ser un trabajo a realizarse en el futuro porque las discordancias, por lo general, son portadoras de buenos reservorios. En el pozo Maleno DT-1 se hicieron varias pruebas de formación y ensayos que en la mayoría arrojaron entrada de agua de diferentes salinidades; con esta información y la del ensayo de las Fms. Neiba – Plaisance en el pozo, se confeccionó un gráfico de dependencia de salinidad vs profundidad. (Fig. IV.2) Esta formación es la única mapeable en estas cuencas, de hecho en todos los informes revisados (ver tabla I.1) ha sido el “target” (objetivo) de búsqueda de petróleo en estas cuencas. Además, a Sombrerito la sobreyace la Fm. Trinchera que, en su base, es suficientemente arcillosa como para constituir un buen sello, de forma tal que pudiera ser un play interesante quizás constituyendo un yacimiento masivo de gran espesor. Se presenta un mapa por el tope de la Fm. Sombrerito (figura IV.3). Esta figura demuestra la variabilidad del tope de la secuencia que puede estar relacionada con los continuos movimientos que han sufrido estas cuencas.

TOPE

Fm. S

OM

BR

ERIT

O

Fm. Trinchera

Fig. IV.1 Ejemplo de características de la Fm. Sombrerito. Pozo Charco Largo 1.

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TABLA IV.2 POZOS PERFORADOS EN LA Fm. SOMBRERITO

TOPE POR LOG TOPE PARA CONSTRUIR MAPA.

CUENCA AZUA 3038. ELEV= 547 MALENO 1A DOMINICAN

SEABORD2955 - 3038 TD

(H>83) 2408/734 Manifestaciones de petroleo durante la perforacion en toda la capa. Ensayado de 2971 - 3038 con entrada de lodo (el nivel subio 300 pies)

CUENCA AZUA 5682 ELEV=607 MALENO 7 DOMINICAN

SEABORD 2876 - 5682 (TD)

(H>2806) 2269/692 Perdida de circulacion total a 3876' dentro de la formacion. Perforo caliza

porosay fracturada a los 2876'. Produjo 50000bbl agua salada/dia hasta que llego a zona de perdida.

CUENCA AZUA 2937 ELEV= 591 MALENO 3 ITEROCEAN 2830 - 2937 TD

(H>107) 2369/722 Escasas manifestaciones de petroleo

CUENCA AZUA 9930 ELEV= 874 MALENO DT 1 PETROLERA

DOMINICANA4020 - 5460

(H=1440) 3146/959

Manifestaciones en la formacion. Ensayado con p.f. de: 4091 - 4160' surgio gas durante 15 min despues entro gas y agua salada de 10000 ppm.; 4696 -

4740' lodo y agua salada de 20000 ppm.; 4770 - 4820' lodo, gas y agua salada de 21000 ppm.; 5310 - 5395' agua salada de 25000 ppm. Despues

se ensayaron con punzado dos zonas:4168 - 4210' lodo con pelicula de petroleo y 4740 - 4790' se obtuvo gas en la superficie durante 30 min y

despues entro petroleo, gas y agua salada. Los resultados de ensayo de este pozo permitio confeccionar una dependencia de salinidad vs

profundidad (ver grafico IV.2)

CUENCA AZUA 4553 ELEV= 850 MALENO DT 1A GASPEDOM 4106 - 4553 TD

(H>393) 3256/923 Manifestaciones de petroleo

CUENCA AZUA 4300 ELEV= 899 QUITA CORAZA 1 DOMINICAN

SEABORD 3101 - 4300 TD

(H>1199) 2207/673 Trazas de asfalto

CUENCA AZUA 3078 ELEV= 461 DE LEON 1 GASPEDOM 2610- 3078 TD

(H>468) 2149/655 Manifestaciones en todo el corte. Fuerte olor a petroleo y H2S. Agua salada.

CUENCA AZUA 2802 ELEV= 426 DE LEON 2 GASPEDOM 2650 - 2802 TD

(H>152) 2214/675 Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 10004 ELEV= 685 Km 19-2 PETROLERA

DOMINICANA5630 - 7180 (H=1550) 4945/1508 Manifestaciones de gas.

CUENCA AZUA 3051 ELEV=480 HIGUERITO 1 PETROLERA

AZUANA2415 - 3051 TD

(H>636) 1935/590

PRODUJO 48 - 50 bbl DE PETROLEO DE 2416 - 2451 de 0.896 g/cm³ (26°API). DE 2451- 2617 LOS ENSAYOS DAN AGUA CON TRAZAS DE

PETROLEO(tomado de una carta de Anthony Fenoglio enviada a William D. Pawley, presidente de Petrolera Azuana el 20 de febrero de 1958 y el dato del petroleo fue tomado de un informe confeccionado

por el laboratorio Nacional de la SESP el 14 de febrero de 1958). CAP A 2451' (747 m.) NO HAY DATOS DE LOGS

CUENCA AZUA 3459 ELEV=492 HIGUERITO 1 DOMINICAN

SEABORD2414 - 3459 TD

(H>1045) 1922/586

Olor fuerte y acido a gas sulfidrico. Todos los nucleos contienen burbujas de gas al romperlos en la superficie, no hay olor o color de petroleo. Todos los nucleos por debajo de 2510' tiene olor a petroleo. Se hizo un ensayo o pf? De 2532 - 2570' donde se obtuvo gas no inflamable y 660' de gas en lodo y

agua salada (el agua salada contenia 5% de sulfitos en suspension)

CUENCA AZUA 2893 ELEV= 490 HIGUERITO 1 TEXAS CO 2460 - 2893 TD

(H>433') 1970/601 Manifestaciones de petroleo y gas.

CUENCA AZUA 2487 ELEV= 480 HIGUERITO 1 GASPEDOM 2440 - 2487 TD

(H>47) 1960/598 No manifestaciones de petroleo.

CUENCA SAN JUAN 12941 ELEV=1158 CANDELON 1 ANSCHUTZ 9582? (9516?) -

10450 (H=868) 8424/2568

o 8358/2548Sin manifestaciones. No ensayado. Perforado en zona de falla de

sobrecorrimiento que limita de E - O el anticlinal.

CUENCA ENRIQUILLO 6568 ELEV= 22 PALO ALTO 1 PETROLERA

DOMINICANA4000 - 4680

(H=680) 3978/1213 Sin manifestaciones. No ensayado. Estructura domal en superficie.

CUENCA ENRIQUILLO 6413 ELEV=+1 CABRITOS 1 PETROLERA

DOMINICANA 3830 - 6413 (TD)

(H>2583) 3831/1168 Sin manifestaciones. No ensayado. Perforado en anticlinal fallado, demostrado por geofisica.

CUENCA ENRIQUILLO 15828 ELEV= 41

CHARCO LARGO 1

CANADIAN SUPERIOR

14250? (14810?) -15828 (H>1578)

14209/4332 o 14769/4503

Sin manifestaciones. No ensayado en esta formacion. Ubicado en falla de corrimineto en el limite del anticlinal y que fue detectado por metodos

geofisicos.

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)AREA O CUENCA

Fm. Sombrerito (Profundidades en pies)/en metrosCOMPAÑIA

OPERADORA

PROFUNDIDAD (Pies)

ELEV=COTA+EMRPOZO

Fig. IV.2 GRAFICO DE SALINIDAD vs PROFUNDIDAD

05000

100001500020000250003000035000

0 2000 4000 6000 8000 10000

PROFUNDIDAD (pies)

SALI

NID

AD

(ppm

)

Serie1

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Fig. IV.3 Mapa por el tope de la Fm. Sombrerito, Cuencas Azua, San Juan y Enriquillo.

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Fm. Trinchera: Es una secuencia clástica compuesta por arcillas, areniscas y conglomerados, margas y algunas calizas. Predominan las rocas arcillosas que pueden constituir sellos pero con intercalaciones caóticas de arenas densas finas, a veces gruesas, donde se puede acumular petróleo; de hecho, la única producción de petróleo reportada en la República Dominicana procede de estas capas de areniscas. El petróleo es evidentemente reemigrado, “no filtrado” y tiene entre 20 - 21° API con 3,5% de azufre en Maleno y de 22,3°API con 4,5% de azufre en Higüerito (datos de Maleno de varias fuentes, datos de Higüerito de la Presentación de Murfin Dominicana) supuestamente generado por una roca madre carbonatada confinada. Aparece en todos los pozos perforados en las Cuencas de Azua y San Juan y en dos pozos de la Cuenca Enriquillo (Palo Alto 1 y Charco Largo 1) (ver tabla IV.3). El pozo descubridor es el Maleno 1 perforado por Dominican Seaboard en 1939 que produjo 12 996,5 bbl de petróleo de 21°API, con una producción inicial de 200 bbl/dia y al final de 4,5 bbl/dia. Según reporte (tabla I.1 reporte 22) este petróleo se produjo en el periodo de 1 año de julio/1939 a mayo/1940, es probable que el pozo se haya derrumbado, aunque aún mantiene cierta presión en la boca y cuando se abre, expulsa petróleo y agua?. Los otros dos pozos productores son el Maleno 1 A de Dominican Seaboard y el Maleno 3 perforado por Petrolera Azuana, todos produjeron a profundidades inferiores a los 500 pies (150 m.). En el Anexo 1 (Ampliación del Campo Maleno) se puede observar que estos pozos están en una línea y que los de su alrededor no tuvieron entrada industrial de petróleo. Esto refleja la aparición irregular de los sedimentos posibles reservorios o de la migración muy reducida en área, posiblemente por una falla reactivada. La figura IV.3 consiste en una parte del registro geofísico del pozo Maleno 2 que sirve para ejemplificar el carácter de esta formación. En él se puede observar que estas arenas o conglomerados tienen poco espesor y resistividades y potencial espontáneo variables. En los pozos Charco Largo 1 y Maleno DT 1 que contemplan el corte completo, se observa que predominan las bajas resistividades y potencial espontáneo positivo que indican la presencia de arcilla. También se reportó una pequeña entrada de petróleo en el pozo Higüerito 1 de Petrolera Azuana. Lo más interesante de la Fm. Trinchera es su carácter de sello, que por su extensión puede constituir un sello regional para los carbonatos de la Fm. Sombrerito que la infrayacen. En los pocos pozos que tienen registros que cubran a las Fms. Trinchera y Sombrerito se puede observar que la Fm. Trinchera en su base es totalmente arcillosa y que sobreyace a la Fm. Sombrerito (ver fig. IV.1). A modo de pozo tipo de las cuencas San Juan y Azua seleccionamos el pozo Maleno DT 1 debido a su profundidad, secuencias atravesadas y por disponer de datos litológicos, micropaleontológicos y de registros de pozo confiables (fig. II….)

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TABLA IV.3 POZOS PERFORADOS EN LA Fm. TRINCHERA

CUENCA AZUA 1197 MALENO 1 DOMINICAN SEABORD

0-1197 TD (H>1197)

Produjo 12966 bbl de petroleo de 21°API desde el 17/07/1939 - 31/05/1940; en mayo de 1940 el pozo producia 4,5 bbl/dia. Intervalo: 410 - 468'. Por debajo de 475' las arenas ensayadas tuvieron entrada

de agua salada. POZO SIN LOGS

CUENCA AZUA 3038 MALENO 1A DOMINICAN SEABORD

0- 2955 (H=2955)

Produjo 4 55354 bbl de petroleo de 19,90 API desde el 17/07/1939 - 31/05/1940; en mayo de 1940 producia 51.18 bbl/dia. Intervalo: 354 - 410'. POZO SIN LOGS. Por pf: 367 - 435': entrada de gas con presion de 110 lb; 475 - 485': 25 bbl/hora de petroleo y agua; 475 - 509': agua

salada con poco petroleo; 520 - 570: agua salada.

CUENCA AZUA 808 MALENO 2 DOMINICAN SEABORD

0- 808 TD (H>808)

Manifestaciones de petroleo y gas y agua salada. Datos de pf. 250 - 290':flujo de agua salada; 362-379': 90' de lodo; 367 - 452': gas

inflamable con lodo; 485 - 630': fluyo agua salada 15 bbl/hora; 725 - 764': inflamable gas y lodo con manchas de petroleo; 757 - 808' recuperado

60' de lodo.

CUENCA AZUA 1571 MALENO 3 DOMINICAN SEABORD

0- 1571 TD (H>1571) .

Manifestaciones de petroleo y gas. Datos pf. 502 - 538': entrada de 47' de lodo con agua salada durante 1 hora; 549 - 593' entrada de 450' de lodo con agua salada durante 40 min.; 727 - 734' entrada debil de gas inflamable y 300' de lodo en 30 min.; 767 - 821' entrada de lodo y agua

salada.

CUENCA AZUA 846 MALENO 4 DOMINICAN SEABORD

0 - 846 (H>846)

Con manifestaciones de petroleo y GAS. Datos pf. Se realizaron 8 pf. Dos fallaron, 6 tuvieron entradas de agua salada (360 - 377; 415 - 422;

419 - 427; 606 - 623; 667 - 684 y 753 - 767)

CUENCA AZUA 664 MALENO 5 DOMINICAN SEABORD

0- 664 TD (H>664) Trazas de petroleo.

CUENCA AZUA 705 MALENO 6 DOMINICAN SEABORD

0- 705 TD (H>705) Trazas de petroleo.

CUENCA AZUA 5682 MALENO 7 DOMINICAN SEABORD

0 - 2876 (H=2876) Manifestaciones de petroleo.

CUENCA AZUA 4300 QUITA CORAZA 1 DOMINICAN SEABORD 0-3101 (3101) Seco ensayado con entrada de agua sulfurosas?.

CUENCA AZUA 5070 LAS HORMIGAS 1 DOMINICAN SEABORD

2460 - 5070 TD (H>2610) No tiene manifestaciones

CUENCA AZUA 3459 HIGUERITO 1 DOMINICAN SEABORD

0-2414 (H=2414)

Manifestaciones de petroleo. Datos pf. 847 - 861: recuperado 50' de lodo; 904 - 933 entrada de 70' de lodo; 985 - 992: entrad de 600' de lodo, gas

y agua salada en mayoria, surgencia fuerte de gas inflamable; 1347 - 1357: entrada de gas y lodo y agua salada; 1733 - 1755: entrada de 70' de lodo; 1793 - 1815 buena surgencia de gas no inflamabledurante 50

min, recuperados 280' de gas y agua salada.

CUENCA AZUA 3137 HIGUERITO 2 DOMINICAN SEABORD

0 - 3137 TD (H>3137)

Manifestaciones de gas. Datos pf. 903 - 908: surgencia muy fuerte de gas inflamable por 6 min y 45' de lodo en 20 min.; 935 - 957: Comenzo a surgir gas inflamable, despues de 15 min entraron 210' de lodo salado;

2574 -2590: recupero 60' de lodo en 15 min.

CUENCA AZUA 4553 MALENO DT 1A GASPEDOM 850 - 4106 (H=3256) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 2487 HIGUERITO 1 GASPEDOM 0 - 2440 (H=2440) Manifestaciones de gas y petroleo.

CUENCA AZUA 3078 DE LEON 1 GASPEDOM 268 - 2610 (H=2342) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 2802 DE LEON 2 GASPEDOM 0- 2650 (H=2650) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 3051 HIGUERITO 1 PETROLERA AZUANA

0 - 2415 (H=2415)

Manifestaciones de petroleo y gas en todo el corte. Produjo petroleo en pf 142' - 148': 8 bbl de petroleo. Por datos de manifestaciones en el pozo durante la perforacion se reportan: A 1243' entrada de 5 gal de petroleo y 5 gal de (agua?); de 1745 - 1749: recuperados 15 gal de

petroleo con 10 gal de ? en 30 min.

CUENCA AZUA 338 MALENO 1 PETROLERA AZUANA

0-338 TD (H>338) Manifestaciones de petroleo en arenisca a aprx. 100.

CUENCA AZUA 907 MALENO 2 PETROLERA AZUANA

0- 907 (TD) (H>907) Manifestaciones de petroleo

CUENCA AZUA 423 MALENO 3 PETROLERA AZUANA

0- 423 TD (H>423)

Manifestaciones de gas y petroleo en todo el corte. Durante perforacion surgio gas a 380', POZO PRODUJO PETROLEO A DE 402 - 422' 194

bbl en 30 dias.

CUENCA AZUA 500 MALENO (4A) 5 PETROLERA AZUANA

0- 500 TD (H>500) Mostro gas no inflamable y agua.

CUENCA AZUA 2166 HIGUERITO 1 ITEROCEAN 0- 2166 TD (H>2166). Manifestaciones de petroleo y gas.

CUENCA AZUA 2677 HIGUERITO 2 ITEROCEAN 0- 2677 TD (H>2677) Pozo seco, pero tuvo manifestaciones de petroleo y gas

CUENCA AZUA 2937 MALENO 3 ITEROCEAN 0-2830 (H=2830) Pozo con manifestaciones de petroleo y gas.

CUENCA AZUA 2893 HIGUERITO 1 TEXAS CO 0-2460 (H=2460) Manifestaciones de petroleo y gas

CUENCA AZUA 9930 MALENO DT 1 PETROLERA DOMINICANA

996 - 4020 (H=3024) Manifestaciones de gas.

CUENCA AZUA 10004 Km 19-2 PETROLERA DOMINICANA

3260 - 5630 (H=2370) Sin Manifestaciones.

CUENCA SAN JUAN. 12941 CANDELON 1 ANSCHUTZ 4340 - 9582 (H=5152) Sin Manifestaciones.

CUENCA ENRIQUILLO 15828 CHARCO LARGO 1

CANADIAN SUPERIOR

13750 - 14810 H=(1101) Sin Manifestaciones.

CUENCA ENRIQUILLO 6568 PALO ALTO 1 PETROLERA DOMINICANA

2280 - 4000 (H=1720) Sin Manifestaciones.

Fm Trinchera (Profundidade

s en pies)AREA O CUENCA DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)PROFUNDIDAD

(Pies) POZO OPERADORA

72

Fig. IV.4 Ejemplo de partes que constituyen reservorio dentro de la Fm. Trinchera en el pozo Maleno 2.

73

Por constituir el espesor del sello un elemento importante en su calidad como roca sellante, se confeccionó un mapa de espesor de la Fm. Trinchera que, a su vez, puede servir para definir las características actuales de las cuencas, su espesor promedio es alto: 2 567 pies que equivalen a 783 m. Esto se ve en la figura IV.5

Por encima de la Fm. Trinchera aparecen en 6 pozos de la Cuenca Azua, en 1 pozo de la Cuenca San Juan y en 1 pozo de la Cuenca Enriquillo las Formaciones Arroyo Seco – Arroyo Blanco, que son secuencias clásticas pero con mayor aporte de conglomerados y menos arcillas, por lo que deben ser preferiblemente reservorios, aunque sólo tuvieron manifestaciones en los pozos Km 19- y Km 19 -2. Ver tabla IV.4. Es válido señalar que el pozo Palo Alto 1 tiene el corte típico de la Cuenca Azua y no el de la de Enriquillo, donde está ubicado.

TABLA IV.4 POZOS PERFORADOS EN LA Fm. ARROYO SECO - ARROYO BLANCO

CUENCA AZUA 5070 LAS HORMIGAS 1 DOMINICAN SEABORD

0 - 2460 (H=2460) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 4553 MALENO DT 1A GASPEDOM 0- 850 (H=850) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 3078 DE ELON 1 GASPEDOM 0 - 268 (H=268) Sin Manifestaciones.

CUENCA AZUA 9930 MALENO DT 1 PETROLERA DOMINICANA

0 - 996 (H=996) Manifestaciones de gas

CUENCA AZUA 2814 Km 19-1 PETROLERA DOMINICANA O AZUANA?

0-2814 TD (H>2814)

Manifestaciones de gas en todo el corte

CUENCA AZUA 10004 Km 19-2 PETROLERA DOMINICANA

0 - 1200 Fm Ar Sec., 1200 - 3260 Fm. Ar

Bla. (Ht= 3260)

Manifestaciones de gas en parte de Fm Arroyo Blanco

CUENCA SAN JUAN 12941 CANDELON 1 ANSCHUTZ 3120 - 4340 (H=1220) Sin Manifestaciones.

CUENCA ENRIQUILLO 6568 PALO ALTO 1 PETROLERA DOMINICANA

165 - 1450 Fm. Ar Sec., 1450 -

2280 Ar Bla. (Ht=2115)

Sin Manifestaciones.

Fm Arroyo Blanco- Arroyo Seco

(Profundidades en pies)

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)AREA O CUENCA PROFUNDIDAD

(Pies) POZO OPERADORA

74

Fig. IV.5 Mapa de espesor de la Fm. Trinchera en las cuencas de Azua, San Juan y Enriquillo

75

IV.2 Cuenca Enriquillo

Es típica de esta Cuenca la existencia de dos formaciones que se ubican por encima de la Fm. Trinchera y que no aparecen en el corte tipo de Azua – San Juan. Ellas son las Formaciones Angostura y Salinas, de edad Mioceno Inferior y Medio. Fm. Angostura: consiste en estratos variables de 30 – 80 cm a veces hasta 2 m de yesos (anhidrita y selenita) de color blanco a blanco amarillento, con capas de lutitas color verde oscuro con vetas de yesos y lutitas yesosas. En la parte superior los yesos interdigitan a estratos masivos de sal gema (halita) muy pura. Aparece en los pozos Mella 1, 2, Los Cabritos 1 y Charco Largo 1, perforados todos en la Cuenca Enriquillo; no aparece en el pozo Palo Alto 1 perforado en el borde este de esta cuenca, por lo que esta formación tiene un carácter restringido. (Ver Anexo 1). Esta formación, por su litología, es eminentemente sello, no obstante esto en el pozo Cabritos 1 se reporta una pérdida de circulación a 2 000 pies en unas calizas que se encuentran dentro de la Fm. Angostura (no se puede definir por no contar con datos del pozo). El pozo tipo de esta formación, por la información que posee, es el Charco Largo 1 (Anexo 3 y tabla IV.5) que encontró la Fm Angostura de 7800 – 13750 (según columna insertada en reporte (1) del Grado de Estudio, ver tabla I.1). En el informe del pozo la extienden hasta 14 250 pies con una parte arcillosa de 13750 – 14250 y de ahí hacia el fondo la Fm. Sombrerito. En realidad la parte de 7 850 – 13750 es la eminentemente evaporítica con intercalaciones arcillosas o de limolitas. La mayor parte del corte es de evaporitas: anhidritas y sal, en algunas partes atravesadas por diques de horblenda diorítica de edad Mioceno (12.3±1.3 Ma., reportado en el informe del pozo); en las intercalaciones de arcillas y limolitas ocurrieron manifestaciones de bitumen, que junto con la característica del registro de resistividad de mostrar invasión, propició el ensayo de 4 zonas entre 11 276 y 12 740 pies que resultaron secas (Anexo 3 y tabla IV.5). En fin, la Fm. Angostura se puede clasificar como roca sellante, que en esta cuenca pudiera formar parte del play Sombrerito. Para aclarar la situación del corte del pozo en la parte inferior proponemos: Fm. Angostura de 7 800 – 13750 pies, Fm. Trinchera de 13 750 – 14 810 pies y Fm. Sombrerito de 14 810 – TD igual que en el informe ((1) del Grado de Estudio).

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TABLA IV.5 POZOS PERFORADOS EN LA Fm. ANGOSTURA

CUENCA ENRIQUILLO 6413 CABRITOS 1 PETROLERA DOMINICANA

1730 - 3830 (H=2100)

Aproximadamente a 2000' encontraron una zona con arcillas,

arenas y calizas donde hubo perdida de circulacion.

CUENCA ENRIQUILLO 8769 MELLA 1 DOMINICAN SEABORD

7000 - 8769 TD (>1769) Sin manifestaciones

CUENCA ENRIQUILLO 10910 MELLA 2 PETROLERA AZUANA

9030 - 10910 TD (>1880) Sin manifestaciones

CUENCA ENRIQUILLO 15828 CHARCO LARGO 1

CANADIAN SUPERIOR

7840 - 13750 (H=5910)

Manifestaciones de petroleo, mas bien bitumen en arcillas y limolitas.

Ensayado de: 12703 - 12740; 11276 - 11329; 11918-11952 y 12050 -

12080 todos los intervalos arcillosos sin entrada.

OPERADORAFm Angostura

(Profundidades en pies)

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)AREA O CUENCA PROFUNDIDAD

(Pies) POZO

Fm. Las Salinas: constituida por areniscas amarillo – ocre de 40 – 80 cm., lutitas grises y azules, areniscas calcáreas de grano fino con clastos de cuarzo, escasos feldespatos, calizas y rocas ígneas, conglomerados polimícticos mal clasificados con clastos grandes de calizas arcillosas y arrecifales, capas de coquinas. Los sedimentos clásticos muestran estratificación y exhiben buena porosidad aunque la cementación la reduce; son depósitos de aguas poco profundas. Aparece en los pozos Mella 1, 2, Los Cabritos 1 y Charco Largo 1, perforados todos en la Cuenca Enriquillo, no aparece en el pozo Palo Alto 1 perforado en el borde este de esta cuenca, por lo que esta formación tiene un carácter restringido. (Ver Anexo 1, tabla IV.6). En el pozo Charco Largo 1 consiste en una secuencia progradante que va desde arcillas en la base hasta areniscas, conglomerados y gravas en el tope. Los conglomerados tienen granos de rocas ígneas, metamórficas, calizas y cuarzo. Se clasifican como fangos aluviales provenientes de las Sierras de Neiba y Barohuco producto de fallas activas (Informe del pozo). Según estos datos y el registro del pozo Charco Largo 1 (Anexo 3), esta formación tiene mas carácter de reservorio que de sello, pero como es una secuencia grano creciente (según Informe del pozo) y encima no se observa en los pozos otra formación que le pueda servir de sello, no tiene interés.

TABLA IV.6 POZOS PERFORADOS EN LA Fm. SALINAS

CUENCA ENRIQUILLO 6413 CABRITOS 1 PETROLERA DOMINICANA

140 - 1730 (H=1590) Sin manifestaciones

CUENCA ENRIQUILLO 8769 MELLA 1 DOMINICAN SEABORD

2874 - 7000 (H=4126) Sin manifestaciones

CUENCA ENRIQUILLO 10910 MELLA 2 PETROLERA AZUANA

2000 - 9030 (H=7030) Sin manifestaciones

CUENCA ENRIQUILLO 15828 CHARCO LARGO 1

CANADIAN SUPERIOR

0 - 7800 (H=7800) Sin manifestaciones

OPERADORAFm Salinas

(Profundidades en pies)

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)AREA O CUENCA PROFUNDIDAD

(Pies) POZO

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IV.3 Cuenca San Pedro – Sector Bani

Se encuentra en la parte sur oriental de la Isla. Aquí están perforados 5 pozos: San Pedro 1 y 2, Santo Domingo 1, Dominicana 1 y Punta Salinas 1. Existe información de la mayoría de los pozos pero tomaremos como pozos tipo de estas cuencas a los pozos San Pedro 1 y Punta Salinas 1. Ambos son muy diferentes en las secuencias atravesadas, ya que el primero termina en secuencias del Oligoceno (o basamento?) a 6 693 pies y en el segundo desde 285 pies y hasta 5 170’ TD atravesó sedimentos del Eoceno con características muy diferentes al anterior. Por lo anterior describiremos cada pozo independiente: Pozo Punta Salinas 1: Perforado en Baní, según el informe del pozo pertenece a la Cuenca de Azua. (Reporte en tabla I.1) El corte del pozo no es parecido ni a los pozos de Azua ni de Enriquillo, por lo que, según nuestro criterio, se ubica en una cuenca independiente. (Ver tabla IV.7 Y Anexo 6) De 0 – 285’ se describe Cuaternario con conglomerados y areniscas fosilíferas. De 285 – 2445’ Grupo Río Ocoa, de edad Eoceno Superior. Hay un gran hiato donde falta todo el Plioceno, Mioceno y Oligoceno. En su parte superior de 285 – 700’ es fundamentalmente reservorio, con areniscas, limolitas y algunas calizas fosilíferas. De 700 – 2445’ predominan los claystone con algunas intercalaciones de limolitas, calizas y areniscas; es eminentemente una secuencia sello. De 2445 – 5269’ TD aparece el Grupo Peralta (pre-Eoceno Superior). Es un corte carbonatado compuesto por margas, calizas, calcarenitas y algunas arcillas. Según la descripción litológica no tiene porosidad visible (datos del informe del pozo), pero según la interpretación del registro sónico, la porosidad oscila entre 12 – 20 % con una resistividad entre 20 – 100 ohm, por intervalos llega hasta 300 ohm, que pueden indicar reservorio en carbonatos. Según nuestro criterio esta secuencia debe ser reservorio. Según el informe del pozo (ver tabla I.1) en el pozo en general se reportan pobres manifestaciones de gas desde 842’ hasta 5 070’ y el máximo valor ocurre a 2 486’ casi en el tope de los carbonatos del Grupo Peralta. Desde 1 330’ – 5 170’ se reportan trazas de un material negro (bitumen?) y no se observa fluorescencia en los cortes; sin embargo en los intervalos: 4 770 – 4 780, 4 830 – 4 840, 4 890 – 4 900, 4 980 – 4 990 pies hay trazas de material residual en los cortes de color carmelita. En el propio informe se descartan posibilidades de interés gasopetrolifero en el pozo y no se ensayó.

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TABLA IV.7 POZOS PERFORADOS EN CUENCA SAN PEDRO y SECTOR BANI

CUENCA SANPEDRO 6695 SAN PEDRO 1 PETROLERA LAS MERCEDES

0 - 2210 Plio-Pleist.(H=2210), 2210 -

3590 Mio? (H=1380), 3589 - 6695 TD Oligoceno

(H>3106).

Seco. Todos los pozos perforados por esta operadora ubicaron los pozos en estructuras mapeadas por geofisica.

Se reportan numerosas perdidas de circulacion en la seccion del Plio-Pelistoceno y Mioceno. De 3670-3682'cortes de HC dentro de limolitas, de 3682 - 3 698'parafina de color marron que se fundia a 110° F; de 4670 - 4680' fluorescencia blanca -

azul y salio petroleo amarillo claro al lavar la muestra. despues se ensayaron estas dos zonas y no se obtuvo

entrada.

CUENCA SANPEDRO 8540 SAN PEDRO 2 PETROLERA LAS MERCEDES

0- 2382 plio/Pleist? (H=2382),

2382 - 2750 Mio? (H=368),

2750 - 3810 Fm. Igneos (H=60) Mbr., 3810 - 8540 TD Paleog-Cret? (H>4730)

Sin manifestaciones. Corto el Tope del Basamento? A 2750' NO DATOS SUFICIENTES

CUENCA SANPEDRO 6064 SANTO DOMINGO 1

PETROLERA LAS MERCEDES

0 - 3520 Plio-Pleist. (H=3520), 3520 - 4550 Mio (H=1030), 4550 - 6064 TD Paleog-Cret.

(H>1514)

Seco. POZO CON CORTE DE OFIOLITAS O ROCAS BASICAS - ULTRABASICAS EN EL PALEOG. - CRETACICO

BANI 5170 PUNTA SALINAS 1 MURFIN

0-285 Cuaternario (H=285), 285 -2445

Grupo Rio Ocoa (Eoceno Superior) (H=2160),

2445 - 5170 TD Grupo Peralta (Eoceno Medio),

(H>2725).

POZO CON CORTE SEDIMENTARIO: CLASTICO Y CARBONATADO. HAY UNA GRAN EROSION ENTRE EL

CUATERNARIO Y EL EOCENO SUPERIOR. Pobres manifestaciones de gas desde 842’ hasta 5 070’, el máximo valor ocurre a 2 486’ casi en el tope de los carbonatos del

Grupo Peralta. Desde 1 330’ – 5 170’ se reportan trazas de un material negro (bitumen?) y no se observa fluorescencia

en los cortes; sin embargo en los intervalos: 4 770 – 4 780, 4 830 – 4 840, 4 890 – 4 900, 4 980 – 4 990 pies hay trazas de

material residual en los cortes de color carmelita. No se ensayó.

AREA O CUENCA Formaciones (Profundidades en pies) DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)PROFUNDID

AD (Pies) POZO OPERADORA

Pozo San Pedro 1: Perforado en la Cuenca San Pedro. Tiene el siguiente corte (ver Anexo 7, tabla IV.7) 0 – 2210’ areniscas y calizas de edad Plio – Pleistoceno. Hubo pérdidas de circulación a 78’, 1 158’ y se reportan problemas durante la perforación, al parecer relacionados con la primera pérdida. En general tienen baja resistividad y SP positivo típico de arcillas; de 1 700 – 2 210’ hay más resistividad aparentemente por mayor contenido de areniscas. Dada su litología y registro se alternan reservorios y sellos. 2210 – 3590’ corte arcilloso con calizas y areniscas intercaladas de edad Mioceno. Es mixto con partes que actúan como sellos, predominando las partes arcillosas por los registros y algunas partes como reservorio. 3590 – 6693’ (TD) se describe como un corte de arcillas consolidadas y limolitas con escasas calizas intercaladas; en realidad es un corte muy uniforme en los registros: con baja porosidad, resistividad variable de alta – muy alta y gamma alto, que debe estar relacionado con las arcillas, aunque la resistividad del orden de los 100 ohm y más no es típico de estas rocas. En el informe del pozo se reporta de 3 670 - 3 682' cortes de HC dentro de limolitas, de 3 682 - 3 698' parafina de color marrón que se fundía a 110° F; de 4 670 – 4 680' fluorescencia blanca - azul y salió petróleo amarillo claro al lavar la muestra. Después se ensayaron estas dos zonas y no se obtuvo entrada. En el propio reporte describen esta secuencia con intervalos de buena porosidad 3 682 – 3 688’con porosidad de 7 – 14% y 5584 – 5594 con porosidad de 3 y 9%, también de 6 319 – 6 592’ con porosidad entre 3 y 7%. Según nuestra experiencia estas características corresponden a tobas y basaltos y no a arcillas, pero pudiera ser así de estar muy consolidadas, o metamorfizadas. Los datos no atestiguan que pudieran existir

79

reservorios, de tenerlos serían fracturados. En el reporte también se señalan estas arcillas como posibles rocas madre pero sin datos que lo sustenten. El resto de los pozos, por las columnas de NORCONSULT (1982) alcanzaron el basamento, pero pudieran ser rocas sedimentarias como se describen en el San Pedro 1. En fin, esta cuenca es interesante y valdría la pena profundizar en su estudio.

IV.4 Cuenca Cibao.

Las formaciones descritas en esta cuenca son: Mao, Gurabo, Grupo Tabera y el basamento. Fm Mao: secuencia eminentemente clástica compuesta por arcillas, arenas, limolitas, algunas calizas, dolomitas y anhidritas. Su edad es Plioceno. Fm. Gurabo: es una formación eminentemente carbonatada con margas. Edad: Mioceno Superior. Grupo Tabera: Es fundamentalmente clástico compuesto por areniscas, arcillas y conglomerado basal. Edad: Oligoceno. En esta cuenca se han perforado 17 pozos, de profundidad variable. Lamentablemente se dispone de pocos datos de los pozos Caño Azul, Licey del Medio 1.3, Villa Isabel 1, Río Guiza 1, Pimentel Reef y Patch Reef. Es de señalar que en esta cuenca en las décadas del 90 y del 2000 se perforaron 8 pozos y sólo existe información de 1, el Caño Azul 1. Esta cuenca tiene una información muy interesante; el tope del basamento va profundizando de este a oeste, así el pozo Caño Azul 1 perforado hasta 3468’ lo encuentra (según informe del pozo) a 2816’ y el Villa Isabel, perforado hasta 10884’ no lo descubre. Estos dos pozos son los seleccionados como tipo para esta cuenca tomando en cuenta su ubicación y la información que poseen. Caño Azul 1: Perforado casi en el extremo oriental de la cuenca, tiene el siguiente corte (Anexo 9, tabla IV.8): 410 – 630’ Mioceno Medio compuesto por calizas cretosas. Debe ser mal sello o mal reservorio. 630 – 2240’ Mioceno Inferior – Medio Calizas que tiene abundantes detritus arrecifales en el intervalo 1040 – 2000’, en este intervalo ocurren dos pérdidas de circulación y además buenas manifestaciones de gas hasta 1690’. Este es un corte eminentemente reservorio 2240 – 2300’ es Mioceno Inferior, aquí hay calizas y arcillas. A los 2270 hay un pico de gas y la manifestación continúa hasta 2350’. Este es un corte aparentemente reservorio.

80

2300 – 2810’ es Oligoceno Superior; hay calizas y arcillas en la parte superior (hasta 2460’) y después el corte se hace terrígeno con alternancias de arenas y arcillas y escasas calizas. Este es un corte donde se alternan rocas reservorio y arcillas que pueden constituir sello (predominan de 2464 – 2760’). 2810 – 3468’ (TD). Según el reporte micropaleontológico y estratigráfico es Oligoceno Superior, pero según la litología (obtenida del Simple Analysis Log, hecho a pie de pozo, que se encuentra dentro del informe del pozo) está compuesto por rocas ígneas, específicamente granito y en el tope se describen cuarcita, cuarzo diorita y horblenda. A partir de 2880 y hasta 3260’ hay fuertes manifestaciones de gas. El registro gamma natural no es típico de rocas ácidas, como se describen en el pozo. El registro geofísico (resistividad, SP, radiactivos) indican un cambio a los 2810’, sin embargo la presencia de rocas sedimentarias hasta los 3 490’ (según reporte de los laboratorios Edelman, Percival & Asociates Biostratigraphers, Texas, incluido en el informe del pozo; tabla I.1) y el resumen del presidente de la compañía (incluido en el mismo informe del pozo). En éste se propone el tope del basamento a 2810’ y no disponiendo de material primario para poder comprobar los datos, hizo que los autores del informe propusieran que de 2 810 – 3 490 pies exista un conglomerado con aporte de rocas sedimentarias e ígneas y de 3490 – TD pies, rocas ígneas típicas del basamento, ya que no se puede ignorar el dato de un núcleo en el fondo determinado como granito. Lamentablemente el registro sólo llega hasta 3 490’, por lo que no se puede tampoco evidenciar esa división. El pozo fue ensayado en los intervalos 2825 – 3142, 2298 - 2332, 1602 - 1610.5, 1524 - 1538, 1497 – 1501, 1462 – 1467, 1240 – 1250, 1158 - 1164 y 703 – 713. En la mayoría de los ensayos se obtuvo agua salada o dulce generalmente sulfurosas y gas (más detalle en la tabla IV.8). Según el informe del pozo consideran que la falta de sello hizo que el pozo no fuera productor.

TABLA IV.8 POZOS PERFORADOS EN LA CUENCA CIBAO

CUENCA CIBAO 12030 LICEY AL MEDIO 1.3

COLE Jr & SON

0- 630 Reciente (H=630), 630 - 12030 TD Fm. Mao

(Plioc Sup - Pleist) (H>11400)

Sin manifestaciones

CUENCA CIBAO 10884 VILLA ISABEL 1 COLE Jr & SON

0 - 630 Reciente (H=630), 630 -

10884 TD Fm. Mao (Plioc Sup - Pleist)

(H>10254).

Manifestaciones de gas en diferentes intervalos 1 330, 2 710, 3 080, 4 050, 4 250, 4 950, 7 890 y 8 200, El

pozo no se ensayo.

CUENCA CIBAO 3468 CAÑO AZUL 1 ONCE - ONCE

410-630 (Mioc. Med.) (H=210) 630 -

2240 (Mioc. Inf.) (H=1610) 2300 -

2390 (Olg. Sup - Mioc. Inf.) (H=90)

2390 - 3140 (Olig Sup) (H=750) 3140 - 3468

(Rocas igneas, Granito? Basamento) (H>328)

Manifestaciones de gas de 1260 - 1743, 2300, 2700. A 2400 manifestaciones de petroleo en arcilla. Pruebas de

Formacion: 2825 - 3142 entraron 2 bbl de lodo, dentro del basamento. Ensayadas: 2298 - 2332 al principio salio un

poco de gas que se quemo y despues se obtuvo 500 bbl de agua sulfurosa; 1602 - 1610.5 entrada de agua sulfurosa dulce y despues agua salada y gas en solucion; 1524 - 1538 100 bbl de agua sulfurosa dulce y despues agua

salada y gas en solucion; 1497 - 1501 agua sulfurosa dulce y despues agua salada y despues gas libre y gas en

solucion que quemo fuertemente en el flare mientras se swabeaba el pozo; 1462 - 1467 no concluyente; 1240 - 1250 agua sulfurosa dulce; 1158 - 1164 se concluye sin

entrada; 703 - 713 agua sulfurosa dulce.

DATOS DE INTERES (Profundidades en pies)Fm. De la Cuenca (Profundidades en

pies)AREA O CUENCA COMPAÑIA

OPERADORAPROFUNDIDAD

(Pies) POZO

81

Villa Isabel 1: Perforado en el extremo occidental de la cuenca. Tiene el siguiente corte: 0 – 630’ Limolitas, arcillas y escasa arenisca. Edad: Reciente. 630 – 10 884’: Fm. Mao, con un corte eminentemente clástico hasta 8200’, donde comienza un paquete carbonatado – evaporitico?. Hasta 8200’ hay fauna redepositada del Mioceno. Se subdivide en: 630 – 8 200’ hasta 1 300’ predominan las arcillas, de 1 300 – 1 576’ hay un incremento de las arenas y se produce la primera manifestación de gas del pozo; de 1 850 – 2 400’ aparecen tobas y areniscas; a partir de 2 710’ se incrementan las areniscas y hay manifestaciones de gas; otra manifestación ocurre de 3 080 – 3 188’, después el corte se hace más arcilloso hasta 4 050’ donde aparece otra manifestación hasta 4 250’ en areniscas. Esta zona la declaran como posiblemente productiva, el pozo continúa siendo eminentemente arenoso y hay 3 intervalos más con manifestaciones de gas . Es necesario aclarar que a 4 000’ se le incorpora diesel al pozo y se perfora con lodo emulsionado hasta el final. Este intervalo es fundamentalmente reservorio con algunos paquetes de arcillas intercalados que pueden ser sello. 8 200 – 10 884’: Comienza una caliza que en el tope tiene manifestaciones de gas. La describen como anhidrita pero parece más una caliza densa aunque no se descarta que pueda tener anhidrita secundaria en fracturas o nidos. Ver Anexo 8. El corte continúa siendo calcáreo hasta 10 050’ donde comienza una arcilla que se extiende hasta 10 100’, después se intercalan arcillas y calizas hasta la profundidad final. Es difícil enmarcar este paquete como reservorio o sello aunque si nos guiamos por la litología y las pobres manifestaciones, debe tener un carácter del mal reservorio. El pozo no fue ensayado. (Ver tabla IV.8). Entre los pozos Caño Azul 1 y Villa Isabel 1, hay perforados varios pozos, se puede decir que el Licey del Medio 1.3 que llegó a las profundidad de 12 030’ tiene un corte similar al Villa Isabel y el Pimentel Reef. 3 tiene un corte parecido al Caño Azul 1, sólo que el basamento se encuentra más profundo a 5 680’, lo que da una idea del hundimiento de la cuenca hacia el oeste. (Ver Anexo1).

Como colofón de este capitulo queremos resumir lo expresado en él. Rocas que pueden constituir reservorios:

Fm. Sombrerito, secuencia carbonatada; es la más estudiada y con mayor evidencia de constituir un reservorio, dada las entradas de fluidos en los pozos ensayados, incluyendo petróleo en un pozo, además de su extensión (Cuencas Azua, San Juan y Enriquillo)

Fms. Neiba – Plaisance, secuencias carbonatadas que se han perforado en sólo 4 pozos pero que puede constituir también un buen reservorio junto con la Fm. Sombrerito; no es tan evidente su carácter como tal, pero se ensayó en un pozo con entrada de agua y en otro hubo pérdida de circulación. Se extiende también en las Cuencas Azua, San Juan y Enriquillo.

Fm. Trinchera, es una secuencia clástica con más contenido de arcilla que de otros componentes clásticos (arenas, limolitas, conglomerados); sin embargo, estas capas

82

de areniscas, limolitas y conglomerados contienen petróleo en algunos pozos, en otros agua o gas, por lo que son reservorios. De hecho la única producción de petróleo mantenida por tiempo, reconocida, es en los pozos Maleno 1 y Maleno 1 A, en esta formación.

Otros horizontes posibles reservorios son: • Las calizas del Grupo Peralta que aparecen en el pozo Punta Salinas 1, • Las calizas arrecifales o derivadas de detritus de arrecifes del Mioceno que

aparecen en varios pozos de la Cuenca del Cibao. Rocas que pueden constituir sellos:

Fm. Trinchera, es una secuencia clástica con más contenido de arcilla que de otros componentes clásticos (arenas, limolitas, conglomerados); estas capas de arcilla actúan como sello ya que tienen un gran espesor y extensión, por lo que puede tener carácter de sello regional.

Fm. Angostura, es una secuencia evaporítica compuesta por anhidritas, yesos y sal, además de arcillas intercaladas, típicas de rocas sello. Tiene un carácter local, sólo aparece en la Cuenca Enriquillo.

En otras áreas no hay suficientes datos para establecer un sello local o regional.

83

CAPITULO V. CONSIDERACIONES SOBRE EL POTENCIAL DE HIDROCARBUROS. En los capítulos precedentes, se exponen los principales datos, informaciones y conceptos sobre el grado de estudio, la estratigrafía, evolución y constitución geológica, la estructuración, los reservorios y los sellos en las diferentes cuencas y sectores de la República Dominicana. Ellos se han enfocado al establecimiento, dentro de lo posible, de los principales criterios particulares sobre el potencial petrolífero general del país y específico de las diferentes cuencas presentes. En el presente capítulo se integran los capítulos anteriores y se desarrollan los criterios geoquímicos y de la geología del petróleo sobre bases modernas y actuales: La cadena del valor del proceso exploratorio: análisis y evaluación de cuencas, análisis y evaluación de los “plays” y análisis y evaluación de los prospectos es así (Fig. V.1).

Fig. V.1 Cadena del valor del proceso de Exploración de Petróleo y Gas.

Debemos destacar que los datos, las informaciones y los trabajos e investigaciones, ya sea sobre criterios específicos o generales, relacionados con el potencial exploratorio, son completamente insuficientes para poder evaluar técnicamente el potencial petrolífero, tanto de las diferentes cuencas, como de otros sectores de la República Dominicana. Por lo anterior, la evaluación presente tiene un carácter preliminar, lo que se expresa en la práctica en la elaboración de consideraciones sobre uno u otro aspecto y criterio particular y, en general, sobre una cuenca o sector dado. A continuación, se exponen de forma breve algunos de los trabajos evaluativos más importantes sobre el potencial exploratorio de la República Dominicana y su entorno. Se expondrán algunos datos e informaciones geoquímicas a los que tuvimos acceso y, por último se expondrá la integración de los datos e informaciones, obtenidos como parte del estudio realizado, con los trabajos anteriores, con la elaboración de las consideraciones sobre algunos criterios en particular y sobre el potencial exploratorio de una u otra cuenca. Se destacarán las insuficiencias y diferencias de las mismas, en el sentido de proponer los trabajos e investigaciones a realizar para poder evaluar, en realidad, el potencial exploratorio. V.1 Antecedentes sobre el potencial exploratorio de la República Dominicana.

La exploración petrolera en la República Dominicana se extiende ya más de un siglo, si consideramos que ya en 1904 se perforó el primer pozo con esos fines. Desde aquellos tiempos a la fecha se han realizado una gran cantidad de trabajos e investigaciones y se han vertido disímiles criterios (publicados o no), sobre su potencial petrolífero, algunos de los más importantes se exponen a continuación.

Prospectos (Localizaciones)

Plays, Leads (Oport. Expl.)

Delimitación Inicial y Caracterización

Análisis de Cuencas Sistemas Petroleros Plays Hipotéticos

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a. Perspectivas Energéticas de la República Dominicana (Ing. Romeo A. Llinás, St. Domingo. R.D, 1974).

Es un amplio trabajo donde se recopilan, analizan y evalúan los datos e informaciones geólogo-petroleras existentes para esa época: Se relacionan las cuencas existentes (5) y las estructuras anticlinales detectadas básicamente por la cartografía geológica en las principales cuencas del país (suman 70). Además se mencionan los datos y criterios sobre las rocas generadoras, reservorios, sellos y trampas y se establecen los manaderos de hidrocarburos conocidos y su importancia para la exploración. Se concluye que:

1. El estudio de las cuencas terciarias de la República Diominicana, considerado bajo los aspectos estratigráficos y estructurales, es muy satisfactorio para llegar a conclusiones sobre las posibilidades petrolíferas de dichas cuencas sedimentarias.

2. Existen en la República Dominicana todas las condiciones para la existencia de hidrocarburos en el subsuelo: gran espesor de la secuencia sedimentaria, adecuadas asociaciones litológicas, estructura regional, rocas generadoras y almacenadoras, trampas de hidrocarburos, además de que afloran formaciones que sirven como buen receptáculo para almacenar hidrocarburos.

b. Norconsult A.S.C. Consulting Engineers, Architects and Economist,

1983.

Consiste en un informe evaluativo integral del potencial exploratorio de la República Dominicana, realizado por contrato entre la citada compañía y la Dirección General de Minería e Hidrocarburos de la República Dominicana. El informe se basó tanto en los datos e informaciones aportados por la República Dominicana propios, como de los materiales obtenidos de las diferentes compañías que realizaron o realizaban exploración en R. D. Las conclusiones principales sobre el potencial exploratorio de la República Dominicana, a las que arribó dicha compañía son las siguientes: • Básicamente se establecieron dos fases de la historia tectono -

sedimentaria para las áreas de cuenca en la República Dominicana, sobre la base de un modelo de subducción - colisión y una posterior transcurrencia -convergencia en la evolución de las placas tectónicas.

• La interpretación de los datos sísmicos y el mapeo de los horizontes sísmicos geológicamente identificados, permitió el reconocimiento de varias estructuras perspectivas en las cuencas de Enriquillo, San Juan y Cibao.

• El modelo tectono - sedimentario ha sido utilizado en conjunto con los datos petrofísicos y geoquímicos para predecir la ocurrencia y distribución de reservorios y rocas madre potenciales. Sobre esta base, se reconsidera la fase inicial de la sedimentación de las 3 cuencas terrestres como las de mayor potencial para originar y cargar los reservorios con hidrocarburos.

• Las consideraciones sobre el flujo térmico y los resultados geoquímicos indican que los niveles de maduración serán bajos en las cuencas de Enriquillo y San Juan - Azua. Lo anterior y la evidencia del “timing” estructural sugiere que las estructuras en las partes más profundas de la cuenca tienen mayor oportunidad de contener hidrocarburos.

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• La clave para la formación del campo de Maleno se piensa que es su posición en la parte este elevada de la prolongación en tierra de la zona de fallas oriental del Elevado de Beata. Este tren puede continuar hacia el suroeste hacia el nuevo tipo de “play” Maleno. La potencialidad de este tipo de play está limitada por la infiltración de las aguas meteóricas.

• La producción en Higüerito es de sedimentos estructuralmente caóticos del Complejo de Subducción del Elevado de Los Muertos. Las perspectivas de los reservorios en este contexto es limitada por la complejidad estructural. El play tipo Higüerito pudiese desarrollarse a lo largo de la sección en tierra de la base levantada del complejo asociado al Elevado de los Muertos.

• La cuenca de San Pedro costa afuera no tiene expresión estructural y las profundidades del mar son excesivas. El amplio “trend” anticlinal que se observa hacia tierra (del Elevado de los Muertos),necesita una cobertura sísmica futura. La costa sur representa una cuña de la Cuenca de San Pedro, donde la sección sedimentaria es relativamente fina y su potencial es considerado bajo.

• Aunque la sección sedimentaria es gruesa en la Bahía de Samaná, no se han identificado grandes estructuras.

• La zona costa afuera restante de la República Dominicana tiene muy bajo potencial hidrocarburífero. La sección sedimentaria es fina, las profundidades del mar son grandes y no han sido identificadas grandes estructuras. Una posible excepción a esto, es el área hacia el este de la Península de Samaná, en donde algunos objetivos estructurales han sido identificados. Las áreas de Plataforma de los Bancos de Natividad y Sever, pudiesen también garantizar investigaciones sísmicas futuras.

c. Petroleum Potential of Southern Hispaniola (P. Mann and S.R. Lawrence)

Journal of Petroleum Geology Vol. 14 (3) July 1991, pp. 281-308.

Es el trabajo publicado más completo sobre el potencial petrolífero de la parte meridional de La Española basado por una parte, en las concepciones de la Tectónica de Placas en sentido amplio y local y por otra, los materiales geólogo-petrolíferos utilizados al tener acceso a diferentes fuentes de datos e informaciones de la República Dominicana. Al mismo tiempo aparece por primera vez una modelación unidimensional de los procesos de maduración y generación de hidrocarburos unido a un modelo conceptual sobre los tipos de “plays” posibles y el proceso de su formación. En el trabajo se exponen los principales aspectos negativos que pueden incidir sobre el potencial y conclusiones al respecto. Así se expresa que: • Hay una amplia percepción negativa del norte del Caribe como una

provincia petrolífera potencial. Atribuimos esta opinión negativa a algunos factores:

Los reservorios asociados a areniscas parecen ser de baja calidad porque las areniscas del Cretácico - Cenozoico parecen ser derivadas fundamentalmente de rocas del arco de islas pobres en cuarzo.

Las trampas estructurales parecen ser pequeñas y complejas, debido a la gran cantidad de desplazamientos transcurrentes post eocénicos que afectaron la Isla.

Las rocas generadoras de petróleo parecen ser escasas en las cuencas del arco volcánico y en las cuencas derivadas de los movimientos transcurrentes, posteriores al arco volcánico.

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Las deformaciones cenozoicas relacionadas con las fallas transcurrentes de larga vida que cortan la Isla de La Española parecen haber afectado la historia de maduración de los sedimentos de cuenca profundos.

Las deformaciones cenozoicas, particularmente durante el Neógeno, parecen haber afectado adversamente la integridad de las trampas y de los sellos en los sedimentos de cuenca.

Por último se concluye que:

• Una mayor comprensión de la evolución tectónica de La Española permitió una mejor apreciación del estilo y el tiempo de la formación estructural de las trampas.

• La historia de enterramiento/levantamiento ha sido dilucidada para precisar la maduración de las rocas madre perspectivas y la expulsión de los hidrocarburos.

• Los recientes trabajos estratigráficos e interpretaciones han proveído una base, dentro de la cual, se puede predecir la ocurrencia y calidad de las rocas madre y los reservorios en las cuencas meridionales de La Española.

• El modelo de maduración demuestra la liberación de cantidades significativas de hidrocarburos antes del levantamiento del Pleistoceno.

• Las trampas someras formadas y reconocidas en la superficie contendrán cantidades limitadas de hidrocarburos remigrados o de manifestaciones.

• Solo las estructuras formadas tardíamente no probadas aún están presentes costa afuera.

• Las estructuras de rampa/cabalgamientos profundas, tempranamente formadas, pudiesen haber retenido los hidrocarburos originalmente entrampados y ser posteriormente cargados por la generación posterior al levantamiento.

• Las “pruebas” profundas geológicamente consideradas, perforadas en las estructuras expresadas en superficie, no parecen haber sido probadas en los reservorios profundos en posiciones de entrampamiento óptimos. Los trabajos sísmicos modernos podrán conducir a la detección de trampas profundas en la Cuenca de Azua.

• Otros objetivos potenciales han sido identificados por levantamientos sísmicos modernos en las Cuencas de San Juan y Enriquillo.

d) Geologic Rationale for Hydrocarbon Exploration in the Caribbean and

Adjacent Regions. (J.L. Pindell, Journal of Petroleum Geology, Vol. 14 (3), July 1991, pp. 237-25)

Es un trabajo que abarca a todo el Caribe, por lo que su reseña se circunscribirá básicamente a aquellos aspectos que se relacionen más con La Española. En el trabajo se concluye que:

• Las cuencas sedimentarias en el Caribe y las áreas adyacentes han sido

evaluadas en términos de la historia de las placas Tectónicas y de la paleogeografía de las regiones presentes.

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• Las primeras fases del desarrollo fueron la ruptura seguido por la de margen pasivo, durante la deriva del Jurásico y el Cretácico de Norte y Sur América.

• Dos series estratigráficas primarias de rocas ocurren en la región del Caribe: la primera, sedimentos jurásico-cretácicos y cenozoicos autóctonos del margen continental depositados a lo largo de las márgenes de Norte y Sur América sobre un basamento siálico. La segunda, las rocas magmáticas y de la corteza oceánica del arco y las unidades sedimentarias que recubren la Placa Caribe emigrante.

• Aunque las rocas madre relacionadas con la ruptura y con la deriva temprana ocurren en algunas áreas tales como Cuba - Bahamas, las rocas madre primarias en ambas series se depositaron después de la ruptura, en el Cretácico “Medio”.

• Se forma la Cuenca Proto Caribe que evoluciona posteriormente a una cuenca flexural. Estas cuencas se desarrollan por la colisión arco-continente, encima de las secuencias que poseen rocas madre jurásicas y del Cretácico “Medio”, con el cabalgamiento y el plegamiento bien extendido sobre el Proto Caribe autóctono. En la cuenca, el grado de maduración se incrementa hacia la línea de sutura y debajo de los alóctonos cabalgados.

• En la cuenca flexural de Bahamas hay relativamente poco cuarzo, debido a que la sección carbonatada de Bahamas y el arco volcánico cubano proveyeron detritus de esos tipos. Al mismo tiempo en dicha cuenca, las secciones carbonatadas pre flexura pudiesen ser los mejores reservorios.

• En esta cuenca, que debe su génesis como se dijo anteriormente a la colisión arco - continente, el acortamiento tectónico es considerable y las secciones de rocas madre del Proto Caribe fueron cabalgadas varias decenas, hasta posiblemente cientos de Km., por los alóctonos del Proto Caribe. Esto trae como consecuencia: o Que la litología de los prismas de acreción abisales del Proto Caribe,

pueden ocurrir en las zonas de sutura. o Que el volumen total de los hidrocarburos líquidos preservados fuera

de la línea de sutura pueda exceder a los pronosticados por las secciones de rocas madre maduras conocidas en las cuencas.

• Las Cuencas de San Juan - Azua y San Pedro en La Española pudiesen ser considerados como un cinturón de acreción entre el complejo de arco de islas septentrionales y sus terrenos meridionales (fundamentalmente carbonatos pelágicos terciarios, sobre un basamento basáltico cretácico) el cual resultó ser emergido por la transpresión sinestral durante el intervalo Eoceno - Mioceno Inferior.

• Los manaderos y las manifestaciones en la región de la Cuenca de Azua, pudiesen haber sido originados por el cabalgamiento de las calizas del Terciario del Terreno Meridional las que al menos aquí parecen no incluir la sección cretácica de la Serie del Caribe.

• Las rocas reservorios son limitadas, pero arrecifes y areniscas con contenido de cuarzo se desarrollan localmente en la sección del Neógeno, las últimas derivadas de intrusiones de tonalitas del Cretácico-Eoceno.

• La Trinchera de los Muertos del Prisma de acreción de edad Neógeno limita el sur de la Cuenca de San Pedro y pudiese ser similar al cinturón plegado Sur Caribe.

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• La cuenca del CIBAO tiene una historia de sedimentación favorable con hasta 6,0 Km. de sedimentos del Mioceno Superior - Plioceno (interpretación gravimétrica).

En este trabajo se resume: que la mayor parte de los hidrocarburos en la región del Caribe, fueron suministrados por los estratos cretácicos y posiblemente jurásicos de la serie PROTO-CARIBE, que en la mayoría de las áreas la maduración fue provocada por el enterramiento sedimentario. Éstel fue insuficiente para la generación hasta la ocurrencia de eventos tectónicos específicos tales como la ruptura, la formación de cuencas flexurales o la deposición de sedimentos derivados de orógenos. Por último, se señala que estos eventos tectónicos ocurrieron durante el Cenozoico, por lo que entonces, la mayor parte de la generación de petróleo del Caribe, es de edad cenozoica.

e) Historia del Petróleo en República Dominicana (Ing. Gerald Ellis; Ing.

Néstor Rodríguez, 2006).

Es el último trabajo publicado, en el que de una forma resumida, por una parte se describen las principales cuencas existentes en República Dominicana, en términos de sus dimensiones, estratigrafía, rocas madre y reservorios potenciales y la presencia de algunas estructuras anticlinales en las mismas. Por otra parte, se relaciona la historia de la exploración y los trabajos desarrollados y sus resultados, para lo cual se establecen 3 períodos: de 1904-1972, de 1972 a 1990 y de 1990 hasta nuestros días. El trabajo es una buena referencia descriptiva de las características de las cuencas y sectores de interés de la República Dominicana, asi como de los trabajos, que con fines exploratorios se desarrollaron en 100 años, aunque no abunda y no profundiza, en muchos casos, en datos e informaciones primarias y en criterios de potencialidad petrolífera debidamente argumentados. El trabajo concluye que en el territorio dominicano con sus cuencas conocidas por sus grandes espesores sedimentarios, algunas se han señalado como posibles generadoras y almacenadoras de hidrocarburos. En numerosas estructuras anticlinales se ha hallado petróleo en el pasado, como en los casos de Higüerito y Maleno que presenta, junto con la plataforma continental, una extensa región de prospectos geológicos favorables para la exploración de hidrocarburos.

f) El potencial de hidrocarburos fósiles de la República Dominicana. (Romeo

A. Llinás, Andrés Pérez Estaún, revisado por Iván Tavares, Noviembre del 2005), informe interno.

El trabajo que se comenta es el resultado de un trabajo de muchos años, del Ing. Romeo A. Llinás Asesor Minero de la Secretaría de Estado de Industria y Comercio de la República Dominicana, en el que se reflejan sus amplios conocimientos, experiencias y vivencias personales en la exploración petrolera de la República Dominicana. Está apoyado por una abundante cantidad de datos e informaciones específicas de la República Dominicana y por los trabajos publicados de especialistas de relieve mundial, relacionados de una u otra manera con el tema del informe. A continuación se exponen los aspectos más significativos del mismo.

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• El contexto geológico indica que la potencialidad de existencia de este recurso debe matizarse por la dificultad de encontrar grandes reservorios. La estructura de la isla condiciona la existencia de reservorios poco atractivos para las grandes empresas petrolíferas, en razón de que si existen serían de tamaño pequeño o mediano y estructura geológica compleja, lo cual es una razón básica que ha restringido la ejecución de los estudios de exploración realizados, ya que ha faltado una más completa exploración con base científica y técnica.

• La Cordillera Septentrional y su plataforma marina puede tener potencial, pero en este caso la estructura está dominada por la existencia de grandes y numerosos desgarres tectónicos, por lo cual deben tenerse presente estas restricciones que pueden haber afectado durante el tiempo geológico el mantenimiento de reservorios de hidrocarburos.

• El potencial de las áreas marinas de la República Dominicana está condicionado por la profundidad de las aguas que rodean la isla. Solo en el caso de grandes yacimientos sería factible su explotación.

• No obstante a las limitaciones señaladas, no hay duda de que existe un potencial petrolero en la región de La Hispaniola que ocupa República Dominicana. Esta afirmación viene avalada por la gran abundancia de materia orgánica contenida en los sedimentos formados en condiciones tropicales o subtropicales, la presencia de grandes masas calcáreas en gran parte de la isla y la existencia de diversos indicios petroleros, tales como pozos ya realizados, manaderos de petróleo y gas, fuentes sulfuradas, filtraciones de asfaltos. Además, al comparar las características de nuestras cuencas sedimentarias, su historia geológica, su multiplicidad de pliegues anticlinales cartografiados, las secuencias, estratigrafías y litologías de las formaciones sedimentarias y extensión superficial de nuestras cuencas, al correlacionarlas con los de otros países del arco-insular del Caribe y Centroamérica, se advierte que son positivas las posibilidades petrolíferas de La Hispaniola, aunque no se hayan descubierto todavía yacimientos explotables.

Se concluye:

De los datos conocidos y con las cautelas y reservas ya expresadas en

este informe, puede decirse que la República Dominicana tiene una determinada potencialidad petrolera. Lo que resulta obvio de cualquier análisis que se realice, es que es necesaria una mayor exploración y que existen datos que es necesario ampliar para poder hacer atractiva esa exploración.

En tierra las áreas potenciales se sitúan principalmente en el Suroeste de la República. Se trata de las Cuencas de Azua, Cinturón de Peralta, Cuenca de San Juan y Cuenca de Enriquillo. Otra zona no investigada hasta el momento y de interés se situaría en la parte oriental de la República, al sur y este de la Cordillera Oriental (El Seibo).

En la plataforma insular marina cabe destacar la Cuenca de San Pedro del margen SE de la República Dominicana (al sur de La Romana) y el margen continental oriental de la República. También la plataforma marina de la Bahía de Ocoa y la plataforma marina del noreste del país.

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V.2 Criterios de constitución y evolución geológica.

Aspectos fundamentales y definitorios en relación con el análisis y evaluación de cuencas, primer eslabón de la cadena del valor del proceso exploratorio, en la determinación del potencial petrolero de las mismas lo constituyen: • El volumen del relleno sedimentario y profundidades (espesores) de los

sedimentos presentes. • Régimen térmico de la cuenca. • Características e interrelaciones de los sedimentos presentes de acuerdo al

análisis de las facies sedimentarias (presencia o no de rocas madre, reservorios, sellos).

• Características de las estructuras geológicas de diferentes magnitudes (1o, 2o, 3ro y 4to ordenadas), presentes en el entorno de la cuenca (ubicación y magnitud de cocinas petroleras, de posibles trampas, etc.).

• La evolución y procesos principales ocurridos en la formación y desarrollo de la cuenca y de sus estructuras menores (de órdenes menores).

Todos los aspectos y criterios señalados requieren un estudio y evaluación por separado e integrado en el análisis de cuenca, conducente a la definición del potencial y los riesgos del proceso exploratorio en la cuenca dada. En la República Dominicana a pesar de haberse realizado una importante cantidad de trabajos de cartografía geológica, perforación de pozos, trabajos e investigaciones geofísicas, cuyos resultados se reflejaron en general en los capítulos de Grado de Estudio, Estratigrafía, Constitución y Evolución Geológica y en muchos de los trabajos publicados que nos sirvieron de base al presente informe, el grado de estudio y conocimiento de los aspectos relacionados anteriormente es insuficiente para lograr el análisis y evaluación de una cuenca, tal como se requiere para los fines de prospección petrolera. Algunos ejemplos importantes de lo anterior se relacionan y comentan a continuación: • El mapa del basamento (Anexo 10) confeccionado por datos magnetométricos

en el marco del Programa SYSMIN de la Unión Europea en la República Dominicana establece:

Rellenos sedimentarios de hasta 10 Km. y más en la Cuenca de Enriquillo, de la cual, de acuerdo al pozo más profundo perforado en la misma, el Charco Largo -1, se tienen referencias hasta los 4827 metros (profundidad del pozo), quedando por aclarar entre otros aspectos: - ¿Qué sección geológica de sedimentos rellenan los más de 5,0 Km. que

faltarían por caracterizarse? - ¿Qué importancia petrolera tendrían los sedimentos mencionados?

Rellenos sedimentarios de hasta 12 Km. en la Cuenca de San Juan y Azua, lo cual crea las mismas interrogantes que en el ejemplo anterior.

El relleno sedimentario, dentro de 8 y 10 Km. en Punta Salinas, donde también se crean las mismas interrogantes que en los casos anteriores, más si tenemos en cuenta que en el pozo Punta Salinas 1 están ausentes los depósitos suprayacentes a la Formación Sombrerito.

El relleno sedimentario en la Cordillera Septentrional y mares adyacentes estaría prácticamente ausente al aflorar el basamento; sin embargo de acuerdo por una parte a la gravimetría y, por otra, a las investigaciones

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regionales y la correlación-comparación con la parte norte de Cuba y sus mares adyacentes, especialmente preparado en el capítulo 3 del presente informe, existe la posibilidad real que en la citada zona exista un importante relleno sedimentario. Estaría compuesto por formaciones carbonatadas del Jurásico Superior-Cretácico del margen continental de Norteamérica y secuencias sinorogénicas del Terciario Inferior y Medio.

De lo anterior se desprende que aunque el mapa del basamento tiene un valor indudable en la solución de aspectos importantes de la constitución y evolución geológicas de la República Dominicana, abre nuevas e importantes interrogantes para la exploración petrolera, las que serían necesario resolver, para los fines de evaluar debidamente el potencial petrolero de la misma.

• El mapa geológico a escala 1:250 000 confeccionado con la ayuda de la Unión Europea es, sin dudas, un enorme paso de avance en el conocimiento de la estructura y evolución geológica de la República Dominicana. Sin embargo, no es posible aclarar el peso que tienen los sedimentos calcáreos del Cretácico “Medio” en el relleno sedimentario de las cuencas de interés. Al mismo tiempo no existen análisis de estos sedimentos como posibles rocas madre.

• Los trabajos sísmicos realizados, aunque aclaran aspectos importantes en

relación con las características de las cuencas sedimentarias presentes y de las estructuras en diferentes magnitudes y órdenes, no alcanzan el grado de información necesaria para evaluar dichas cuencas. Al mismo tiempo el grado de integración de la sísmica con otros datos e informaciones geológicas y de perforación existentes es insuficiente.

• El grado de integración y generalización de los materiales geólogo – geofísicos y

de perforación en las diferentes zonas es bastante incompleto como para poder realizar un análisis de las cuencas que permita una evaluación, desde este eslabón del proceso exploratorio, de las principales “necesidades” generales y específicas, regionales y locales de los criterios relacionados con el potencial exploratorio.

V.3 Datos e Investigaciones Geoquímicas.

En la metodología moderna para la evaluación del potencial petrolífero de provincias, cuencas, sectores y áreas, dentro de la cadena del valor del proceso exploratorio, un peso considerable lo tienen los trabajos e investigaciones de la geoquímica del petróleo. Ellos están relacionados, con los elementos del sistema petrolero (rocas madre, rocas madre maduras, enterramiento) y los procesos de dichos sistemas (maduración de la roca madre, generación, migración y entrampamiento de los hidrocarburos), los que se deben analizar espacial y temporalmente. Una de las dificultades principales para la evaluación real del potencial de hidrocarburos de las cuencas de la República Dominicana, es su bajo grado de estudio y conocimiento de los datos e informaciones de la geoquímica del petróleo.

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A continuación se exponen los trabajos e investigaciones principales de la geoquímica del petróleo, que están directamente y muy estrechamente vinculados con la geoquímica del petróleo en la República Dominicana. a) Informe de laboratorio sobre muestras seleccionadas de núcleos de

pozos, región suroeste de la República Dominicana (Recopilado por Canadian Superior OIL LTD, Santo Domingo, R. D. septiembre, 1979.

Para evaluar el potencial y la madurez de la roca madre se analizaron muestras de testigos seleccionados de los siguientes pozos: Mella No. 1, Cuenca de Enriquillo Las Hormigas No. 2, Cuenca de Azua Maleno No. 2, Cuenca de Azua Maleno No. 7, Cuenca de Azua Higüerito No. 1, Cuenca de Azua Comendador No. 1, Cuenca de San Juan

La ubicación de los pozos se muestra en la Fig. V.2 en tanto los intervalos de los testigos analizados se muestran en la Tabla V.1

• Por el tipo de materia orgánica del kerógeno en la Cuenca de Azua, la

composición se considera que fluctúa entre regular a bueno, pero la cantidad es muy baja.

• La calidad de la materia orgánica es buena en las rocas carbonatadas eocénicas provenientes del pozo de la Cuenca de San Juan (Comendador No. 1) pero la cantidad (0,11% a 0,20% de carbono orgánico) no es suficiente para calificarla como roca madre. Una muestra de este pozo, tomada a la profundidad de 1 600 pies contiene 0,92% de carbono orgánico, pero está compuesto principalmente de material herbáceo y leñoso (tendiente a generar gas).

• La calidad de la materia orgánica presente en las muestras procedentes del pozo de la Cuenca de Enriquillo (Mella No. 1), tiene una variación que fluctúa entre pobre y buena, en tanto que, al igual que en los otros pozos, la cantidad es bastante baja (0,03% - 0,31% de carbono orgánico).

En relación con la madurez, todas las muestras fueron sometidas a análisis de madurez térmica, utilizando tanto la reflectancia de la vitrinita (Ro) como el Índice de Alteración Térmica (I.A.T.) de palinomorfos.

• Los datos de virinita (Ro) indican inmadurez térmica de las secciones

penetradas por los pozos (por debajo de 0,5% Ro). • Se estudió el I.A.T. de las poblaciones primarias y secundarias (estos

datos se refieren a las abundancias relativas y no a la secuencia deposicional).

En la mayoría de las muestras se encontraron dos grupos poblacionales. Éstos consisten en poblaciones muy inmaduras con reflectancias equivalentes aproximadas desde de 0,30% a 0,35%, y en poblaciones más maduras, con reflectancias equivalentes aproximadas de 0,50% - 0,60%, lo cual se aproxima a la etapa inicial de generación de petróleo.

Los valores en la escala de reflectancia de 0,30% a 0,35% deben representar la verdadera madurez térmica de las rocas en los pozos

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Esto es debido a que todas las muestras analizadas eran testigos y no ripios o muestras de canal, por lo que no se puede recurrir a derrumbes de material menos maduro provenientes de intervalos suprayacentes, para explicar la presencia de poblaciones inmaduras.

En la mayoría de las muestras la primaria o población más abundante es la que tiene mayor madurez. Si la población más baja consiste en material de primera generación, esto implica que LA MAYORÍA DEL MATERIAL ORGÁNICO EN LAS ROCAS HA SIDO REDEPOSITADO.

El gradiente de madurez térmica de todos los pozos aparentemente no es lo suficientemente marcado para predecir, mediante reflectancia de la vitrinita o por datos de alteración térmica, a qué profundidad ocurre la generación de petróleo.

b) Vitrinite reflectance analyses from the Peralta Belt, Hispaniola (Clark

Geological Services, 1987).

• Se tomaron y analizaron 16 muestras de las cuales 2 no tuvieron contenido suficiente de vitrinita para el análisis de la reflectancia.

• La edad de los sedimentos alcanzan del Paleoceno al Eoceno Temprano. • De las muestras tomadas y analizadas se obtuvieron los siguientes

resultados:

Muestras inmaduras: ……… 2 (una con resedimentación madura) Muestras maduras: ………... 7 (dos con resedimentación sobre madura) Muestras sobre maduras:… 5 (dos con resedimentación sobre madura) Muestras no datos: …………. 2 (por insuficiencia de contenido)

TOTAL: 16

• Las poblaciones (populations) de valores fluctúan en amplios rangos, lo que coincide con el origen de las muestras como depósitos turbidíticos (la mezcla de diferentes poblaciones pudieron haber ocurrido durante el transporte del material que conforman las muestras).

• Las temperaturas a que pudieron estar expuestas las muestras pudiesen variar entre 130o F (54o C) y 300oF (149oC) que corresponderían a valores de la reflectancia de la vitrinita de 0,28% a 1,45%.

Nota: Se consideran los siguientes valores o escalas de madurez térmica:

1. inmaduras= Menos de 0,5% Ro o menos de 2,5 I.A.T. 2. Marginalmente maduras= 0,5 - 0,6% ó 2,5 - 2,6 I.A.T. 3. Maduras = 0,6 - 1,35% Ro ó 2,6 – 3,4 I.A.T. 4. Sobre maduras= Mayores a 1,35% Ro ó mayores a 3,4 I.A.T.

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Fig. V.2 Ubicación de los pozos analizados (por Canadian Superior Oil LTD)

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c) San Juan Basin, outcrop samples, (1979). Geochem Laboratories, Inc. (Houston, Texas)

Se muestran los resultados de los análisis de 8 muestras tomadas de afloramientos en la Cuenca de San Juan, para establecer la riqueza y la madurez como rocas madre de los sedimentos muestreados, cuyos resultados se muestran en la tabla V.2 y Fig. V.3, de lo cual se deben hacer los siguientes comentarios.

• Edades:

4 muestras del Neógeno Temprano 1 muestra más joven que Neógeno Temprano 1 muestra del Neógeno Medio 1 muestra del Oligoceno Tardío.

• Contenido de COT:

Ninguna de las muestras presenta características de rocas madre.

• Maduración: De las 8 muestras se desprende la mezcla en los sedimentos de

poblaciones inmaduras, maduras y sobre maduras (en algunos casos, y en otros las secuencias están maduras y sobre maduras) lo que puede indicar redeposición en el primer caso y sometimiento a condiciones térmicas de maduración buenas y de sobre maduración en los otros casos.

d) Análisis geoquímico de dos petróleos, Cuenca de Azua. República

Dominicana (Geoscience Laboratory Superior Oil Company, Houston Texas, 1978).

Se recibieron dos muestras de la Cuenca de Azua, República Dominicana, correspondientes a los pozos Seaboard Maleno No. 1 y Seaboard Maleno No. 3, con 22,5o A.P.I. • Los dos petróleos probablemente provinieron de rocas madre depositadas

en un ambiente marino restringido. Ellos migraron a una profundidad somera, donde se encuentran actualmente en condición sumamente biodegradada.

• Composición petrolífera:

Los dos petróleos consisten principalmente de compuestos saturados y aromáticos con NSOs (compuestos caracterizados por nitrógeno, azufre y oxígeno) menores y asfaltenos muy escasos. Esta composición es característica de un petróleo sumamente maduro. La alta proporción de aromáticos sugiere la biodegradación; además, el hecho de que los alcanos normales, especialmente aquellos de un peso molecular bajo están casi ausentes, indica la biodegradación (Tabla V.3).

• Isótopos de Carbono estable:

La Cía Geochron Laboratories de Houston Texas, realizó un análisis de isótopos de carbono estable en petróleos completos descabezados. Los valores oC13 obtenidos fueron:

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Maleno No. 1 - 17,9% Maleno No. 3 - 18,0%

Estos petróleos son isotópicamente “pesados” en comparación con el promedio de petróleos de origen marino, los cuales generalmente se encuentran dentro del rango – 22 a – 29 de valores de oC13. Los valores de oC13 - 18% implican que el petróleo fue derivado de materia orgánica depositada en un ambiente marino sumamente restringido, probablemente hipersalino. También sugieren la biodegradación de los petróleos.

e) Correlación de la Roca Madre-Petróleo:

Los detalles de la posible correlación del petróleo a la roca madre incluirían los pozos de la Cuenca de Azua: Las Hormigas 1, Maleno No. 2 y No. 7, Higüerito No. 1. En resumen, la calidad de la roca madre de las muestras de estos pozos es bastante pobre. Las muestras que provienen de la mayor profundidad que se analizaron son del pozo Maleno No. 7 de una profundidad de 5 131 pies. Aún a esta profundidad, térmicamente el kerógeno está bastante inmaduro.

La conclusión obvia es que LAS ROCAS MADRE SE ENCUENTRAN A UNA PROFUNDIDAD MAYOR, Y QUE EL PETRÓLEO MIGRÓ HACIA ARRIBA A TRAVÉS DE UNA DISTANCIA CONSIDERABLE A SU UBICACIÓN ACTUAL.

f) MALENO OIL COMPANY, c por A. Mayo del 2001.

Comunicación sobre la muestra de gas tomada en el pozo Boca Cachón, Cuenca de Enriquillo (en comunicación del Ingeniero Salvador B. Brouwer, Director Técnico de Maleno Oil Company a Pedro Vázquez Chávez, director General de Minería R.D.): Los resultados obtenidos de la muestra de gas 1BC 2000 para los isótopos estables de C13 y Deuterio fueron -71 ppt y – 156 ppt respectivamente, lo que es indicativo de que dicho gas es biogénico y muestra que no hay metano termalmente generado.

g) Geochem Laboratories Inc. (Houston, Texas). Junio de 1979

Comunicación de Paul J. Cernock vicepresidente del Laboratorio a Mr. Michel C Nemec de la Weeks Petroleun Corporation sobre los resultados de 14 muestras de afloramientos (Región de Azua y la Cuenca de San Juan) y 1 muestra de crudo (Azua Region). Ni una de las muestras de rocas enviadas a Geochem son capaces de generar cantidades significativas de hidrocarburos líquidos o gaseosos (son orgánicamente pobres).

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Tabla V.2 Vitrinite Reflectance Summary

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Fig. V.3 Vitrinite reflectance histogram

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Tabla V.3 Crude Oil – Gross Composition

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h) Geochem Laboratorios Inc. (Houston, Texas). Abril 30, 1979.

Comunicación de C.P. Cunnnighan a la División Geologist del Laboratorio a Mr. M. Douglas Klemme, Senior Vicepresident de Weeks Petroleum Company L.T.D., sobre los resultados de los análisis geoquímicas de 8 muestras de afloramientos de la Cuenca de San Juan, R.D. Los valores de carbono orgánico indican que las muestras son extremadamente escasas en riqueza orgánica. Los valores fluctúan entre 0,09% y 0,07%, indicando valores muy pobres de riqueza orgánica.

i) Pozo Charco Largo, Cuenca de Enriquillo: Caracterización geoquímica.

En el pozo Charco Largo se realizó un muestreo geoquímico para la determinación de la riqueza orgánica del corte (rocas madres) y para establecer el grado de madurez del mismo (Ro), lo que se muestra en la Fig. V.4; además se establecieron muestreos para determinar impregnaciones de petróleos. De dichos análisis se debe resaltar: • En los intervalos de muestras sin lavar los contenidos de COT alcanzan

valores hasta de excelentes (hasta 4,95%), en tanto los valores en las muestras lavadas son mucho mas pobres, lo que probablemente esté asociado a que en los lavados se pierdan las fracciones arcillosas más ricas en materia orgánica. Teniendo en cuenta lo anterior, podría suponerse que de 3 900 m a los 4 800 m de profundidad del pozo los valores de COT podrían ser altos también.

• Los valores de maduración de las rocas madre de acuerdo a la reflectancia de la vitrinita son muy bajos (como promedio por intervalos), estando la sección completamente inmadura, lejos del comienzo de la ventana de generación de petróleo. El valor único de Ro 0,68 a 3 300 metros parece deberse a un fenómeno muy local relacionado con una redeposición de rocas más maduras, o al calentamiento mayor local por un foco volcánico local reciente.

• La presencia de impregnaciones de petróleo (alóctonas) en el corte del pozo indican, por una parte, la existencia de rocas madre más profundas en ventana de generación y, por otra, procesos activos de migración de dichos hidrocarburos en el entorno del pozo.

• Los datos de COT y su distribución en el corte geológico indican condiciones favorables de presencia de rocas madre en la Formación Angostura (¿Las Salinas?) y posiblemente en las Formaciones Trinchera y Sombrerito (parte superior).

j) “Conclusiones” sobre el pozo Caño Azul 1, perforado por la petrolera

Once Once S.A. Cuenca Cibao.

Profundidad Final: 3486 pies - 1062 metros. Se obtuvieron los siguientes resultados: (Fig. V.5) • Numerosas manifestaciones de gas de carácter no industrial (gas disuelto en

agua). • El principal objetivo un punto brillante a 2700 pies (823 m) identificado por la

sísmica; probó ser un contacto de gas - agua, siendo un casquete de gas relativamente pequeño, encima del agua sulfurosa.

• Las rocas del basamento fueron identificadas (a 2818 pies, 859 m.) y pueden ser mapeadas para toda la región.

102

• La perforación ha demostrado vastas facies arrecifales, conteniendo gas en solución, lo cual prueba una fuente de gas en el área.

• El petróleo migrado que se identificó en una sección arcillosa de 55 pies, por debajo de 2400 pies, y en el agua sulfurosa por debajo de los 2825 pies (861 m) indican una fuente más profunda de la cuenca para el petróleo.

• Las capas de lignito profundas, cerca de la zona de aguas sulfurosas, muestreó valores de COT tan grandes como 14%.

• Más significativo es que el pozo encontró arrecifes del Mioceno con muy buena porosidad y permeabilidad.

• El análisis de todos los datos sugiere que las acumulaciones de gas (y posiblemente petróleo) pueden estar presentes en las estructuras conectadas en la vecindad de este pozo seco.

k) Manifestaciones de petróleo y gas.

Un aspecto de suma importancia en la determinación del potencial de hidrocarburos de una cuenca dada a través del estudio, análisis y evaluación de los sistemas petroleros es la presencia de acumulaciones, manaderos superficiales y manifestaciones de hidrocarburos en pozos, porque demuestran la presencia de una roca madre activa, capaz de generar petróleo y/o gas el cual pudiera en condiciones favorables formar acumulaciones comerciales. En la República Dominicana existe una cantidad de información relativamente considerable sobre presencia de hidrocarburos en diferentes lugares y condiciones, pero por desgracia una parte de dicha información, por una parte no ha podido ser comprobada y, por otra, no están debidamente caracterizadas con análisis especializados en laboratorios. A continuación se exponen los principales datos e informaciones de los que se tienen determinadas referencias. • En el Anexo 1 preparado como parte importante del trabajo se recopilaron

datos de los reportes de manifestaciones en pozos y superficiales y en otras condiciones (yacimientos, minas de carbón) de los que se requiere, por una parte, comprobación física de su presencia y, por otra, la toma de muestras para la realización de los mencionados análisis especializados

• Un ejemplo del conocimiento bastante insuficiente que existe sobre la caracterización de los hidrocarburos reportados, es que aún hoy en día no existen estudios por biomarcadores de las características genéticas de los petróleos presentes en las acumulaciones de Maleno e Higüerito.

• Un ejemplo de referencias sobre la presencia de manifestaciones de petróleo y gas en sectores o cuencas lo constituye el Informe Geológico Mosaico 47 del Servicio Minero de la Comisión de Fomento de la República Dominicana, del Ingeniero Manuel Castillo Bracho, en el cual, sobre la base de estudios de campo que abarcaron unos 50 km² (con la forma de un triángulo cuyos vértices son Las Lajas, Boca de Cachón y Jimaní en la Cuenca de Enriquillo (parte occidental y zonas adyacentes) se establecieron 40 sitios, con al parecer algún grado de impregnación de petróleo, 8 afloramientos con olor a hidrocarburos y 20 con ligero tufo a petróleo, así como la presencia de 24 manaderos de gas con diferentes intensidades. El reporte adolece de la existencia de un mapa donde tan siquiera estén ubicadas las manifestaciones mencionadas, por lo que, la

103

información pierde una parte importante de su importancia práctica real. Tampoco existe algún análisis de laboratorio que permita una mínima caracterización geoquímica de las manifestaciones reportadas.

104

105

l) Trabajos e investigaciones sobre maduración en los pozos Charco Largo 1, Candelón 1 y Maleno DT-1.

En las Figuras V.6, V.7 y V.8 se exponen los datos existentes en informes de archivo sobre la maduración (basados en análisis de reflectancia de la vitrinita y mediciones de temperaturas de fondo: BHT), de las secuencias presentes en los pozos: • Charco Largo # 1 - Cuenca de Enriquillo. • Candelón # 1 – Cuenca de San Juan • Maleno DT # 1 - Cuenca de Azua.

De los datos expuestos se pueden hacer las siguientes consideraciones:

Analizando la información que nos brinda la figura V.6 (pozo Charco Largo # 1) tenemos:

o En su profundidad final (4 827 m) se está lejos de alcanzar el comienzo de la ventana de generación de hidrocarburos, térmicamente hablando; de acuerdo a los datos de Ro la misma pudiese comenzar por debajo de los 6 000 metros.

o El valor de Ro cercano a 0,7% a los 3 800m aproximadamente, pudiese explicarse por una parte debido a una redeposición de secuencias más maduras y, por otra, a un fenómeno de calentamiento local por focos calientes por vulcanismo joven, de lo cual hay evidencias en la República Dominicana.

o Los datos de BHT indican un calentamiento en el fondo del pozo de alrededor de 110 °C, lo que implica una temperatura cercana al comienzo de la ventana de generación.

De lo anterior se deduce cierta contradicción entre ambos tipos de datos. Tomando en consideración que los datos de Ro deben ser más confiables que los de BHT, podría considerarse que en el pozo las secuencias presentes estarían térmicamente inmaduras.

Analizando la información que nos brinda la figura V.7 (pozo Candelón # 1) tenemos:

o En el pozo hay mediciones de la reflectancia de la vitrinita sólo hasta 2600 metros aproximadamente, en la cual los valores estarían cercanos al comienzo de la ventana de generación.

o De acuerdo con los datos de BHT, el pozo en su profundidad final (3947 m.) tendría una temperatura de alrededor de 103 °C por debajo quizás del comienzo de la ventana de generación. Por lo que hay una contradicción evidente entre ambos tipos de datos.

Analizando la información que nos brinda la figura V.8 (pozo Maleno DT # 1) tenemos:

o En el pozo (3027 metros) solo hay datos de BHT los que indican una temperatura de unos 97 °C en el fondo, algo más alejado que en los otros pozos del comienzo de la ventana de generación.

Si consideramos los tipos, cantidad, calidad y confiabilidad de los datos sobre maduración y tomamos en cuenta que, para secuencias con tiempos de generación de hidrocarburos por procesos térmicos muy recientes, las temperaturas de comienzo de ventana de generación estarían alrededor de los

106

110 °C. Añádase que los procesos de redeposición de secuencias más maduras en secuencias jóvenes, nos llevaría a considerar otros datos y análisis no expuestos por otros investigadores y es que las secuencias presentes en estos pozos están completamente inmaduras.

En la primera visita de una delegación cubana con fines de evaluar el potencial exploratorio de la República Dominicana se tomó una muestra del Miembro Quita Coraza de la Fm. Trinchera en una de sus localidades tipo, la cual por una parte, da valores bajos de COT de 0,55% y, por otra, valores de maduración relativamente altos. Esto indica que dicha roca ya perdió, por generación, una parte importante de su COT inicial, por lo que debe considerarse como una roca madre. En los trabajos de campo realizados en la zona de Nagua, Península de Samaná, por la segunda misión técnica cubana a la República Dominicana, se detectaron rocas carbonatadas con olor fétido, y de cierto modo también a petróleo bitumen, lo que podría indicar, por una parte la presencia de rocas sedimentarias en el subsuelo con características de rocas madre y, por otra, que las propias rocas carbonatadas hayan generado hidrocarburos líquidos. La presencia y yacencia de estas rocas en superficie deberá aclararse en el futuro. De todos los datos e informaciones geoquímicas expuestas y otros datos e informaciones de capítulos anteriores analizados, se podrían hacer algunas consideraciones generales: 1) Al parecer las rocas madre principales con posibilidades de generar

hidrocarburos líquidos por procesos de catagénesis podrían ser las asociadas al Cretácico Medio Superior, lo que se produciría en aquellos lugares donde existieron condiciones para ello, o sea, contenidos adecuados de COT y condiciones de temperatura y extensión suficiente de dichas rocas madre.

2) La redeposición de poblaciones maduras y sobremaduras en secuencias inmaduras tanto en pozos como en superficie, indica al menos dos estadíos de maduración de las rocas madre, el primero desfavorable por la erosión casi actual. No es posible aún establecer con certeza las implicaciones prácticas que tienen dichos datos en el potencial de las cuencas.

3) La presencia de las acumulaciones de petróleo de Maleno e Higüerito, la detección de algunos manaderos e impregnación de petróleo en superficie en varias cuencas y la presencia de manifestaciones de petróleo en el corte de los pozos en varios tipos de rocas, demuestran la posible existencia de sistemas petroleros activos cuya importancia económica práctica hoy en día no está clara.

4) Es indudable la presencia de generación de gases de hidrocarburos debido a procesos posiblemente biogénicos en las Cuencas de Enriquillo y Cibao, asi como condiciones favorables para ello (rocas madres ricas, temperaturas no altas que destruyan las bacterias, manaderos y manifestaciones en pozos). Esto deberá investigarse con más profundidad para determinar la importancia económico - práctica del hecho.

5) Existe la posibilidad de la presencia de condiciones de generación de hidrocarburos en la parte más septentrional de la República Dominicana, incluyendo su zona costa afuera.

107

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

Angostura Angostura

Trinchera Trinchera

Sombrerito Sombrerito

Las Salinas Las Salinas

MaduraciMaduracióón (n (%Ro%Ro))

Temperatura (grados F) Temperatura (grados F) Charco Largo No. 1Charco Largo No. 1

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

Angostura Angostura

Trinchera Trinchera

Sombrerito Sombrerito

Las Salinas Las Salinas

MaduraciMaduracióón (n (%Ro%Ro))

Temperatura (grados F) Temperatura (grados F) Charco Largo No. 1Charco Largo No. 1

Fig. V.6 Pozo Charco Largo 1. Datos de maduración.

108

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

Arroyo SecoArroyo Seco

Arroyo BlancoArroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

NeibaNeiba

Temperatura (en grados F)Temperatura (en grados F)CHANDELON No.1 CHANDELON No.1

MaduraciMaduracióón (% Ro)n (% Ro)

Figura V.7Figura V.7

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

Arroyo SecoArroyo Seco

Arroyo BlancoArroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

NeibaNeiba

Temperatura (en grados F)Temperatura (en grados F)CHANDELON No.1 CHANDELON No.1

MaduraciMaduracióón (% Ro)n (% Ro)

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

MaduraciMaduracióón Temprana de n Temprana de PetrPetróóleo (0,5 leo (0,5 –– 0,7% Ro)0,7% Ro)

MaduraciMaduracióón Media de n Media de PetrPetróóleo (0,7 leo (0,7 –– 1,0% Ro)1,0% Ro)

MaduraciMaduracióón Tardn Tardíía de a de PetrPetróóleo (1,0 leo (1,0 –– 1,3% Ro)1,3% Ro)

GeneraciGeneracióón Principal de n Principal de Gas (1,3 Gas (1,3 –– 2,6% Ro)2,6% Ro)

% Ro% Ro

BHTBHT┼┼┼┼

Temperatura Temperatura

% Ro% Ro

Arroyo SecoArroyo Seco

Arroyo BlancoArroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

NeibaNeiba

Temperatura (en grados F)Temperatura (en grados F)CHANDELON No.1 CHANDELON No.1

MaduraciMaduracióón (% Ro)n (% Ro)

Arroyo SecoArroyo Seco

Arroyo BlancoArroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

NeibaNeiba

Temperatura (en grados F)Temperatura (en grados F)CHANDELON No.1 CHANDELON No.1

MaduraciMaduracióón (% Ro)n (% Ro)

Figura V.7Figura V.7

Fig. V.7 Pozo Candelón 1. Datos de maduración.

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BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

MALENO DT No. 1MALENO DT No. 1

Arroyo Seco Arroyo Seco

Arroyo Blanco Arroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

Temperatura (grados F) Temperatura (grados F)

Figura V.8

BHTBHT┼┼

Temperatura Temperatura

MALENO DT No. 1MALENO DT No. 1

Arroyo Seco Arroyo Seco

Arroyo Blanco Arroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

Temperatura (grados F) Temperatura (grados F)

BHTBHT┼┼┼┼

Temperatura Temperatura

MALENO DT No. 1MALENO DT No. 1

Arroyo Seco Arroyo Seco

Arroyo Blanco Arroyo Blanco

Trinchera Trinchera

SombreritoSombrerito

Temperatura (grados F) Temperatura (grados F)

Figura V.8

Fig. V.8 Pozo Maleno DT 1. Datos de maduración.

110

V. 5 Sistemas Petroleros

El análisis y evaluación de los sistemas petroleros es el segundo eslabón en la cadena del valor del proceso exploratorio en la determinación del potencial petrolero tal y como se explicó anteriormente.

En el análisis y evaluación de los sistemas petroleros el peso fundamental lo tiene la existencia (presencia) de hidrocarburos líquidos o gaseosos, ya sea en forma de yacimientos, minas de asfaltita, manifestaciones superficiales o en pozos. Esto establece un principio básico de este enfoque para la exploración y es el relativo bajo grado de riesgo en relación con los procesos de generación y migración de los hidrocarburos.

En la definición del concepto de Sistema Petrolero “como un sistema natural que abarca una roca madre activa, y todo lo relacionado con el petróleo y el gas, que incluye el estudio de los elementos y procesos que son esenciales para que existan las acumulaciones de hidrocarburos”, está implícito el principio básico expresado anteriormente.

En el análisis y evaluación de los sistema petroleros es necesario establecer, analizar y evaluar los elementos y procesos responsables para la formación y conservación de las acumulaciones de petróleo y gas; esto deberá hacerse con los datos, informaciones e investigaciones necesarias y suficientes al respecto.

Dentro de los sistemas petroleros se consideran:

- Elementos: Roca madre, reservorios, sellos y roca enterrada, algunos autores incluyen la trampa.

- Procesos: Formación de las trampas, maduración de las rocas madre, generación, migración y entrampamiento de los hidrocarburos

Los elementos y procesos de lo sistemas petroleros tienen que establecerse en sus relaciones espaciales, estratigráficas y temporales, como única forma de ser objetivos en el establecimiento del potencial de hidrocarburos y disminuir así los riesgos del proceso de exploración.

En la República Dominicana este tipo de estudio no se ha desarrollado hasta el presente y, al mismo tiempo, el nivel de estudios y conocimiento de los elementos y procesos, vistos en tiempo y espacio, es bastante bajo. Así que de forma muy preliminar, consideraremos los posibles sistemas petroleros, que por su grado de certeza alcanzarían las categorías de conceptuales, que incluyen los: especulativos (ausencia de evidencias directas de rocas madre activas) e hipotéticos (( evidencia geoquímica que indica el origen del petróleo o el gas).

Es oportuno recordar que en la definición y denominación de los sistemas petroleros se utiliza la principal roca madre que puede dar lugar a las acumulaciones y la roca reservorio fundamental. Al mismo tiempo, deben cumplirse los principios de extensión geográfica y estratigráfica de cada sistema. En el caso de la República Dominicana, teniendo en cuenta el bajo grado de información existente, los sistemas petroleros tendrán en muchos casos una definición conceptual general, por ahora.

De acuerdo a los antes expuesto se pudieran considerar los siguientes Sistemas Petroleros Conceptuales:

111

1) Cretácico Medio – Oligoceno/ Mioceno: Se propone como el Sistema Petrolero que respondería por las acumulaciones de Maleno e Higüerito.

En el mismo la roca madre está realmente indefinida, pudieran ser secuencias carbonatadas y carbonatado – arcillosas del Cretácico Medio - Superior, propuestas por Pindell como la base de las series suprayacentes al basamento de la Placa Caribe, que afloran en varios puntos de las Cordilleras Central y Este (en la República Dominicana) y se desarrollan con excelentes valores de COT en los pozos del DSDP 146 - 149, 150, 151, 153 perforados en la Cuenca de Venezuela.

El reservorio fundamental conocido lo componen las secuencias productivas en las formaciones de las acumulaciones de Maleno e Higüerito (los reservorios de tal tipo tienen variaciones bruscas en la lateral y en la vertical (facies), por lo que sus posibilidades serían las de formar yacimientos pequeños y muy pequeños.

Este sistema petrolero conceptual pudiera desarrollarse en gran parte de las cuencas con sustrato de arco de islas que se desarrollan en La Española y dichas rocas madre podrían cargar otros reservorios desde el Cretácico hasta el Pleistoceno.

En la figura V.9 se muestra el Esquema de Eventos (conceptual, muy tentativo) que requiere su mejor elaboración y comprobación.

Este Sistema Petrolero Hipotético, con las posibles rocas madre señaladas, con generación de hidrocarburos líquidos, es el de mayor posibilidad de existencia en las cuencas con sustrato volcánico y horizontes superiores presentes en la República Dominicana.

Fig. V.9. Esquema de eventos (conceptual) de los sistemas petroleros Cretácico Medio – Oligoceno/ Mioceno Medio de las cuencas con sustrato vulcanógeno de la República Dominicana (Azua, San Juan, Enriquillo, San Pedro, Cibao).

112

Plaisance/ Neiba/ Sombrerito – Sombrerito y Horizontes Superiores En este sistema, la roca madre podría provenir de las Formaciones Neiba / Plaisance / Sombrerito, de las cuales no existen evidencias realmente, tanto por el contenido de COT como por el grado de maduración, en tanto los reservorios podrían relacionarse con la Formación Sombrerito y otras secuencias suprayacentes con carácter de roca almacén.

Las acumulaciones de mayor importancia económica y práctica en este Sistema Petrolero Especulativo podrían ser las asociadas a la Formación Sombrerito.

2) Sombrerito / Angostura – Sombrerito / Las Salinas en la Cuenca Enriquillo. En este sistema conceptual las rocas madres estarían conformadas por las de las Formaciones Sombrerito y Angostura, en tanto los reservorios consistirían en sedimentos de las Formaciones Sombrerito y Las Salinas.

Este sistema petrolero sería de los llamados no convencionales, por ser su producto fundamental gas biogénico, teniendo por una parte la riqueza de las rocas madre de las Formaciones Sombrerito, Trinchera y Angostura, analizadas en el pozo Charco Largo. Por otro lado, el bajo grado de madurez que presentan dichas secuencias en el pozo citado, capaces de generar gas biogénico pero no hidrocarburos líquidos. A esto debe agregarse la presencia demostrada de este tipo de gas en el pozo Boca Cachón 1, en la Cuenca de Enriquillo, donde existen abundantes manaderos de gas.

En la figura V.10 se expone el Esquema de Eventos Conceptual de este Sistema Petrolero, el que requiere completarse y puntualizarse mucho más.

Este tipo de sistema petrolero, aunque quizás más joven, parece desarrollarse también en la Cuenca del CIBAO, donde además se constata la presencia de grandes zonas (franjas) con desarrollo de yacimientos de carbón, con abundante materia orgánica húmica, por ejemplo, en Sánchez y en el pozo Caño Azul (ver Fig. V.5), ya explicado en el acápite anterior.

El Esquema de Eventos Tentativo de este Sistema se muestra en la figura V.11, que requiere de comprobaciones futuras.

Los yacimientos que se formarían en este sistema serían pequeños, pero podrían ser muy abundantes.

3) Jurásico Superior – Cretácico En el mismo las rocas madres estarían conformadas por sedimentos carbonatados de cuenca del margen continental norteamericano que, al mismo tiempo, serían los reservorios, con variaciones faciales y en diferentes escenarios geológicos.

Este Sistema Petrolero Conceptual, se basa en la evolución de las placas tectónicas, con la formación de la Cuenca del Proto Caribe directamente al sur de la Plataforma de Bahamas, ya explicado en el capítulo de Evolución y Constitución Geológica (ver Fig. III.2) y está bien desarrollado en Cuba, donde es el responsable de la formación de los grandes yacimientos en la Provincia Petrolífera Norte Cubana. Teniendo en cuenta las características del mismo se

113

dividiría en realidad en tres sistemas de acuerdo a las condiciones de generación, migración y entrampamiento de los hidrocarburos, todo lo cual se expresa conceptualmente en la figura V.12.

1. Sistema Petrolero del Jurásico Superior – Cretácico del Cinturón de Cabalgamientos.

2. Sistema Petrolero del Jurásico Superior – Cretácico de la Cuenca de Antepaís.

3. Sistema Petrolero del Jurásico Superior – Cretácico de la Plataforma de Bahamas.

Considerando los datos de Cuba y la tendencia de extensión de la paleo cuenca del Tethys del margen continental norteamericano, (Fig. V.13), en la República Dominicana es posible la presencia de estos tres sistemas petroleros considerados completamente especulativos al no contarse con datos que los demuestren. De confirmarse la hipótesis geólogo – petrolera con trabajos e investigaciones posteriores, estos tres sistemas podrían dar lugar a yacimientos importantes desde el punto de vista económico y se desarrollarían en el offshore norte hasta Bahamas y posiblemente en la Cordillera Septentrional y Samaná.

Los factores críticos para estos sistemas hoy en día son: el bajo grado de información que presenta su existencia y el papel que pudieran jugar las fallas transcurrentes en los procesos de formación y conservación de yacimientos.

Es bueno aclarar que en el “offshore” de la República Dominicana y posiblemente en la Cordillera Septentrional y Samaná, el tiempo de los cabalgamientos y la cronología (timing) del sistema deberán ser más jóvenes que en Cuba, aunque aún no es posible establecerlos.

De acuerdo a las características de cada uno de los Sistemas Petroleros Especulativos, Hipotéticos y No Convencionales expresados anteriormente, se pudiera hacer la siguiente gradación según su posible importancia:

Sistemas Petroleros de la parte norte de la República Dominicana (incluye las aguas profundas y la zona de desarrollo de la Plataforma de las Bahamas).

Sistema Petrolero Cretácico Medio – Oligoceno/Mioceno.

Sistemas Petroleros no convencionales de gas biogénico para las Cuencas de Enriquillo y Cibao.

En las figuras V. 14 -19 se presenta una síntesis conceptual para cada una de las cuencas más importantes de la República Dominicana, en las que, por una parte, se indican los principales datos e informaciones existentes hoy en día sobre las cuencas en cuestión y, por otra parte, se brindan las principales ideas de la geología del petróleo de las mismas, sobre la base del posible desarrollo de los sistemas petroleros y de los tipos de play en ellas.

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Fig. V.11. Esquema de eventos (conceptual) del sistema petrolero no convencional (de gas biogénico), Cercado/ Gurabo/ Mao- Mao/ Calizas arrecifales de la Cuenca de Cibao

Fig. V.10. Esquema de eventos (conceptual) del sistema petrolero no convencional (de gas biogénico), Sombrerito/ Angostura - Sombrerito/ Salinas de la Cuenca de Enriquillo.

Fig. V.12. Esquema de eventos (conceptual) de los sistemas petroleros Jurásico Superior – Cretácico de la parte norte de la República Dominicana y sus mares adyacentes (Cinturón de Cabalgamientos, Cuenca Flexural y Plataforma de Bahamas).

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Esquema de la Cuenca del Margen Continental Esquema de la Cuenca del Margen Continental Norteamericano Pre Norteamericano Pre campaniensecampanienseAutores: J. G. López, R. Tenreyro, J. Sánchez, J. O. López, O. Delgado, O. Pascual, E. Linares, C. Sosa, 2006

Basamento Siálico Pre Jurásico

Sedimentos de Plataforma (Florida – Yucatán) J3 - K

Sedimentos de Cuenca del Margen Continental J3 – K21 Rocas de la placa Caribe

Sedimentos post colisión (post orogénicas)

a- Petróleos de la familia Ib- Petróleos de la familia III

a b Basamento Siálico Pre Jurásico

Sedimentos de Plataforma (Florida – Yucatán) J3 - K

Sedimentos de Cuenca del Margen Continental J3 – K21 Rocas de la placa Caribe

Sedimentos post colisión (post orogénicas)

a- Petróleos de la familia Ib- Petróleos de la familia III

a b

Fig. V.13. Cuenca del paleo Tethys (sector septentrional) antes de los cabalgamientos y modelos geólogo – geoquímicos más importantes en Cuba.

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MAPA DE LOCALIZACION Cuenca: AZUA

AREA: 1500 km2 PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: Varias

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA SISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

Ma - MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROSF - E -

RM -

R - S - Sello

Centro de Investigaciones del PetróleoWashington 169, Cerro, La Habana, Cuba

Se refleja solamente la estratigrafía conocida. Se supone la presencia de secuencias del Cretácico más profundas según criterios geólogo petroleros y el mapa del basamento.

Secuencias arcillosas hacia la base de la Fm. Trinchera Otras secuencias terrígeno arcillosas y arcilloso carbonatadas suprayacentes a la Fm. Trinchera

Cronologia en millones de años Formación GeológicaEspesor (en m)Roca Madre

Reservorio

6000 m (conocido). Hasta 12 000 m según mapa del basamento

POZOS:

PLAYS

─ Cretácico medio - Oligoceno/ Mioceno (hipotético - especulativo)─ Plaisance/Neibo/Sombrerito-Sombreito (especulativo)

45 pozos desde muy someros (la mayoría) hasta 3026 m (Maleno DT No.1), concentrados en gran medida en el entorno de las acumulaciones de petróleo de Maleno e Higüerito. Faltan datos e informaciones de muchos pozos y el nivel técnico de los mismos no es adecuado en muchos casos.

Secuencias carbonatadas de la formación Sombrerito.

Ausencia de datos e informaciones geólogo - geofísicas y petroleras de la parte profunda de la cuenca.

Otras secuencias carbonatadas infrayacentes a la Fm. Sombrerito.

Secuencias arcillosas de la Fm.Trinchera en los campos de Maleno e Higüerito.

Secuencias carbonatadas y carbonatadas arcillosas del Cretácico Medio Superior (más probables). Horizontes en las formaciones de Plaisance, Neiba y Sombrerito.

Descubiertos 2 acumulaciones de petróleo sub comerciales (Maleno e Higuerito) en la Fm. Trinchera. Entrada de petroleo no industruial en 1 pozo en la Fm. Sombrerito. Numerosas manifestaciones de petróleo y gas en pozos y superficie, se han reportado manifestaciones en la bahía de Ocoa tambien.

Fig. No. V.14 Caracterización de la Cuenca de Azua

Estructurales - estratigráficas en los campos de Maleno e Higüerito.Anticlinales y bloques levantados por el tope de la Fm. Sombrerito.Anticlinales y bloques levantados por fallas de diferentes tipos asociadas a Formaciones que infrayacen a la Fm. Sombrerito (incluso del Cretácico).

Definicion de las rocas Madre (volumen, riqueza y madurez).Complejidades de los procesos tectónicos que conducen a la formación y conservación de las acumulaciones.

Conglomerados y areniscas de la formación Trinchera (en los campos de Maleno e Higüerito).

117

MAPA DE LOCALIZACION Cuenca: ENRIQUILLO

AREA: 2100 km2

PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: Varias

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA SISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS

Centro de Investigaciones del Petróleo

Se refleja sólo parcialmente el relleno más antiguo y profundo de la cuenca de Edad Cretácico superior.

Secuencias carbonatadas y carbonatadas arcillosas del Cretácico Medio y Superior (supuestas).

Washington 169, Cerro, La Habana, Cuba

Fig. No. V.15. Caracterización de la Cuenca de Enriquillo

Horizontes en las formaciones Sombrerito y Trinchera (valores bajos de COT en muestras lavadas, Charco Largo 1).

Secuencias carbonatadas de las Fm. Sombrerito, Neiba - Plaisance.Secuencias carbonatadas y terrígenas dentro de las Fm. Las Salinas y Arroyo Blanco.Secuencias carbonatadas del Cretácico Superior (Fm. Río Arriba).?

Anticlinales y bloques levantados por el tope de llas Fm. Sombrerito, Lemba y Neiba - Plaisance

Falta de información geólogo - geofísica y petrolera del relleno profundo de la cuenca (por debajo de 5000 m)

Sales, yesos, anhidritas y arcillas presentes en la Fm. Angostura, arcillas en la Fm Las Salinas.

Estructurales estratigráficas relacionadas a las Fm. Angostura y Las Salinas (tectónica salina).Estructurales y mixtas de yacencia profunda por tope de la Fm. Río Arriba.

Definicion de las rocas madre po debajo de las Fm. Angostura - Las Salinas (volumen, riqueza, maduración).Bajo grado de maduración de la seccion, segun datos del Charco Largo 1.Desconocimiento parcial de la influencia de los procesos tectónicos sobre la formación - conservación de acumulaciones.

Se encuentran en abundancia en superficie y pozos (gas y petróleo), en áreas de la propia cuenca y en sectores al sur y en el borde de la misma.

Secuencias arcillosas de la Fm. Trinchera.¿Secuencias arcillosas y carbonatado arcillosas suprayacentes a la Fm. Río Arriba?

Más de 10 km de espesor de sedimentos a juzgar por el mapa del basamento

─ Cretácico medio - Oligoceno/ Mioceno (especulativo)

PLAYSDemostradas en la Fm. Angostura con altos valores de COT (Charco Largo 1).

POZOS: Mella 1 y 2, Palo Alto, Cabritos 1, Charco Largo 1, Boca de Cachón

─ Angostura - Sombrerito - Las Salinas (no convencional, de gas biogénico)

118

MAPA DE LOCALIZACION Cuenca: SAN JUANAREA: 2 000 km2

PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: Varias

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA SISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS

Centro de Investigaciones del Petróleo

POZOS: Candelón No. 1, Comendador No. 1

Se refleja solamente la estratigrafía conocida por pozos y afloramientos del borde de la cuenca

─ Cretácico Medio - Oligoceno/ Mioceno (especulativo).─ Plaisance/Neiba/Sombrerito - Sombrerito (especulativo).

PLAYS

Definición de las rocas madre (volumen, riqueza, maduración).Ausencia de suficiente información geólogo - geofísica y petrolera, del relleno de la cuenca (sólo dos pozos)Desconocimiento parcial de la influencia de los procesos tectónicos sobre la formación y conservación de las acumulaciones.Papel del vulcanismo reciente en: la sobre maduración de las posibles rocas madre y en la rotura - destrucción de acumulaciones y trampas.

Secuencias arcilloso - carbonatadas infrayacentes a la Fm. Sombrerito.Secuencias arcillosas de las Fm. Arroyo Blanco, Arroyo Seco y Vía.

Estructural - estratigráficas en las Fm. Arroyo Blanco, A. Seco y Vía.Estructurales y mixtas infrayacentes a Sombrerito (incluso del Cretácico).

Fig. No. V. 16. Caracterización de la Cuenca San Juan

Washington 169, Cerro, La Habana, Cuba

6 - 7 km de espesor conocido (hasta 12 km según mapa del basamento)

Secuencias Carbonatadas y carbonatado - arcillosas del Cretácico medio superior (no demostradas).Horizontes de las formaciones Abuillot, Plaisance, Neiba, Sombrerito.

Secuencias Carbonatadas de la Fm. Sombrerito.Secuencias carbonatadas de las formaciones Abuillot, Plaisance, Neiba, y otras secuencias inferiores.Secuencias de areniscas y conglomerados suprayacentes a la Fm. Sombrerito.

Secuencias arcillosas y arcillo - carbonatadas de las Fm. Trinchera y Sombrerito.

Anticlinales y bloques levantados por el tope de la Fm. Sombrerito.

119

MAPA DE LOCALIZACION Cuenca: SAN PEDROAREA: 4800 km2 (San Cristóbal - Bani y Costera)

PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: Varias

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA SISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS

Centro de Investigaciones del Petróleo

Se refleja solamente la estratigrafíaconocida. Se supone la presencia desecuencias carbonatadas y carbonatadoarcillosas del Cretácico medio - superior enalgunas partes de la cuenca.

Fig. No. V.17. Caracterización de la Cuenca San Pedro

Se encuentran en cantidades mínimas en los pozos perforados.

Algo más de 2.0 km de espesor de sedimentos en tierra, según el mapa del basamento

POZOS: San Pedro 1 y 2, Santo Domingo 1, Andrés 1, Punta Salinas 1, Dominicana 1.

─ Cretácico Medio - Oligoceno/Mioceno (especulativo).─ Eoceno - Mioceno (especulativo).

Conocimiento insuficiente de la influencia de los procesos tectónicos sobre la formación - conservación de la acumulaciones.

PLAYS

Definición de las rocas madre (volumen, riqueza y maduración).

Washington 169, Cerro, La Habana, Cuba

Secuencias carbonatadas y carbonatadas arcillosas del Cretácico medio superior (supuestas).Horizontes en secuencias carbonatadas y terrígenas del Eoceno - Mioceno.

Secuencias carbonatadas y terrígenas del Eoceno Medio.

Secuencias arcillosas del Eoceno Medio.

Anticlinales y bloques levantados por los depósitos carbonatados y terrígenos del Eoceno - Mioceno.Estructurales y mixtas de yacencia profunda por el tope de las secuencias carbonatadas del Cretácico.

Espesor del relleno sedimentario.

¿Papel del vulcanismo reciente en la maduración (sobremaduracion) de las posibles rocas madre y en la rotura destrucción de acumulaciones y trampas?

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MAPA DE LOCALIZACION Cuenca: CIBAOAREA: 6250 km2

PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: Varias

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA SISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS

Centro de Investigaciones del Petróleo

Espesores de mas de 6.0 km de sedimentos en la parte occidental y sólo al rededor de 2.0 km en la parte oriental según el mapa del basamento.

Se refleja solamente la estratigrafíaconocida. Se supone la presencia desecuencias del cretácico más profundas,según criterios geológo - petroleros y elmapa del basamento.

POZOS: Sorpresa 1, Licey al Medio 1.3, Villa Isabel 1, Caño Azul 1, Guánabana del Limón 1, Navarrete 1, Guaraguo 1, Toro 1, Aguila 1, Paloma 1, Tigre 1, Carpintero 1.

─ Cretácico Medio - Oligoceno/Mioceno / Pleistoceno (especulativo).─ Mioceno - Plioceno (sistema petrolero no convencional de gas biogénico).

PLAYS

Fig. No. V.18 Caracterización de la Cuenca CIBAO

Pobre informacion sobre el relleno profundo de la cuenca.

Se encuetran en una gran parte de los pozos perforados y en superficie (reportadas estas últimas pero no comprobadas). Yacimientos de carbón vegetal (generación de gas).

Washington 169, Cerro, La Habana, Cuba

Horizontes dentro de las formaciones del Grupo Tabera, Cercado y Mao.

Horizontes carbonatados y terrígenos en las Fm. Gurabo y Mao.Horizontes carbonatados y terrígenos en las Fm. del Grupo Tabera.

Horizontes arcillosos dentro del Grupo Tabera.

Complejidades de los procesos tectónicos relacionados con la formación y conservación de las trampas.

Horizontes arcillosos en las Fm. Gurabo y Mao.

Mixtas asociadas a pliegues anticlinales y bloques levantados por las Fm. Gurabo y Mao, así como por el tope del Grupo Tabera.Mixtas asociadas a carbonatos del Cretácico superior y ¿altos del basamento?.

Definición de las rocas madre (volumen, riqueza y maduración).

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Cuenca:

MAPA DE LOCALIZACIONAREA: > 100 000 km2

PROFUNDIDAD:

DATOSLINEAS SISMICAS: No

ESTRATIGRAFIA GENERALIZADASISTEMAS PETROLEROS

Rocas MadresPotenciales

ReservoriosPotenciales

SellosPotenciales

TrampasPotenciales

FactoresCríticos

MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS

Centro de Investigaciones del Petróleo

DOMINICANA SEPTENTRIONAL Y MARES ADYACENTES

Relleno sedimentario desconocido. Pudiera alcanzar de 8 - 10 km de espesor.

Fig. No. V.19 Caracterización de la Cuenca Dominicana Septentrional y Mares Adyacentes

La columna estratigráfica generalizada y los elementos del sistema petrolero son

especulativos por la falta de datos. Se han realizado teniendo en cuenta la evolución e

interaccion de las placas del margen continental norteamericano y Caribe, asi como

la posible analogía que pueda existir con la zona norte del archipiélago cubano y sus

mares adyacentes.

Similar a la Zona Económica Exclusiva de Cuba en el Golfo de México

Anticlinales y bloques levantados de carbonatos de cuenca del Jurásico Superior - Cretácico en la cuenca de antepaís.

─ Del Jurásico Superior - Cretácico (cinturón de cabalgamientos).

PLAYS

POZOS: No existen

─ Del Jurásico Superior - Cretácico (cuenca de antepaís).─ Del Jurásico Superior - Cretácico (plataforma de Bahamas).

Secuencias carbonatadas y carbonatadas terrígenas de cuenca del Jurásico Superior - Cretácico.

Secuencias Arcillosas y arcillosos carbonatadas del Eoceno - Oligoceno en el cinturón de cabalgamientos.

Secuencias carbonatadas y carbonatadas terrígenas de cuenca del margen continental norteamericano, pertenecientes al paleo Tethys (similares a las bandas de las UTE Rosario, Placetas, Camajuaní, encontradas en Cuba).

Secuencias Arcillosas y arcillosos carbonatadas del Cretácico Tardío y Eoceno - Mioceno en la plataforma de Bahamas.

Dúplex de carbonatos de cuenca del Jurásico Superior - Cretácico del margen continental norteamericano (cinturón de cablagamientos).

Secuencias carbonatadas y carbonatadas fragmentarias del talud de la plataforma de edad Cretácico medio superior y Terciario. Secuencias carbonatadas y carbonatadas arrecifales de la plataforma de Bahamas del Cretácico medio superior.

Secuencias Arcillosas y arcillosos carbonatadas del Eoceno - Mioceno Inf. y medio en la cuenca de antepaís.

Washington 169, Cerro, La Habana, Cuba

Estructuro - estratigráficas asociadas a las brechas de talud, arrecifes y carbonatos de la plataforma de Bahamas.

Ausencia total de datos e informaciones geólogo - geofísicas y petroleras primarias directas que sustenten, con un grado de confiabilidad aceptable, las hipótesis de trabajo especulativas expresadas en el presente trabajo, tanto las relacionadas con la constitucion geológica como las asociadas a los sistemas petroleros y plays propuestos

Se desconocen en la zona del offshore norte. En la zona costera de Nagua se reportan manaderos que no han sido comprobados. En la península de Samana se detectaron calizas marmolizadas que al partirse presentaban olor fétidoy en algunos casos engrietas algunas sustancias posiblemente bituminosas.

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V.6 Posibles “Plays”

De acuerdo a las columnas litólogo - estratigráficas de las diferentes cuencas, conocidas por los trabajos de cartografía geológica, los pozos perforados, datos e informaciones geoquímicas y algunas informaciones sísmicas se establecen, en general, los principales tipos de “Plays” y sus posibles zonas o cuencas de desarrollo. Considerando los datos y las informaciones reflejadas en los 4 primeros capítulos del presente informe y la primera parte del presente capítulo, se pronostica la posible ocurrencia de siete tipos de “Plays” diferentes.

1. El “Play” demostrado en las acumulaciones de Maleno e Higüerito con

reservorios terrígeno-clásticos (areniscas, conglomerados, arenas) de la formación y sellos de la misma edad. Este tipo de trampa es mixto, con componente estructural y estratigráfico, es pequeño, con variaciones notables tanto en lo vertical, como en lo lateral como lo demuestran los datos e informaciones obtenidas en las dos áreas señaladas. Este “Play” lo denominaremos Maleno – Higüerito.

2. La conjunción de la parte arcillosa, base de la Formación Trinchera, con los

carbonatos de la Formación Sombrerito, puede dar lugar a trampas con depósitos masivos o de capa, en dependencia de los espesores de las secuencias carbonatadas. Ello tiene importancia práctica directa, en cuanto a las posibles magnitudes (recursos, reservas) de las acumulaciones posibles a formarse, debiendo predominar el componente estructural en su formación (anticlinales, bloques elevados, limitado por fallas, etc.) . Este tipo de “Play” pudiese ser el más importante en las cuencas Cretácico – Terciarias del sur con un basamento de arco volcánico, por su extensión, abundancia y por sus características. Lo denominaremos Sombrerito.

3. Depósitos masivos a de capa formados por los sedimentos Paleoceno - Eoceno de las Formaciones Abuillot y Plaisance - Neiba o el Grupo Ocoa, en las cuales se intercalan carbonatos y areniscas con margas y arcillas. Este tipo de secuencia parece tener un desarrollo mayor en la Sierra de Neiba y en el Cinturón de Peralta. En pozos sólo ha sido preliminarmente detectada su posibilidad de ocurrencia en el corte del pozo Punta Salinas 1, donde están erosionados los depósitos de las Formaciones Trinchera y Sombrerito. La formación de este tipo de Play (Trampa) puede presentar dificultades con las secuencias sellantes, las que pudiesen no tener la continuidad adecuada y necesaria.

4. Secuencias calcáreas del Cretácico Superior de tipo arrecifal de la Formación Potrerillo y de aguas profundas posiblemente de la misma edad o más antiguas, en afloramientos, principalmente en las Cordilleras Central y Oriental permite suponer que, en condiciones favorables, la conjunción de dichas calizas con secuencias arcillosas o de otros tipos de rocas que pudiesen servir de sellos, podrían dar lugar a un Play similar al de Trinchera – Sombrerito. Ocurriría pero en las partes más profundas de las cuencas, si se toma en consideración las columnas estratigráficas conocidas en las

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mismas y el espesor sedimentario que tendrían de acuerdo al mapa del basamento (Anexo10). Este “Play” pudiese ser el que se menciona como posibilidad en varios trabajos sobre el Potencial de Hidrocarburos de la República Dominicana y que alimentaría con sus hidrocarburos, por ejemplo, a las acumulaciones de Maleno e Higüerito.

5. “Play” Salino. Característico sólo para la Cuenca de Enriquillo, que es donde se desarrollan las Formaciones Las Salinas y Angostura, siendo las sales las secuencias sellantes, en tanto los reservorios pudiesen estar en la Fm. Las Salinas, asi como, por la lateral de las sales (domos salinos), o por debajo de las sales.

6. Para la Cuenca del Cibao, con una estratigrafía característica y particular, los “Play” posibles de formarse en su parte superior serían más jóvenes, considerando que el corte conocido de la misma tendría posibilidades de cargarse con gas biogénico. Es difícil con la información disponible, establecer ni siquiera de forma muy preliminar otros tipos de “Plays”.

7. En la parte más septentrional de la República Dominicana y sus mares adyacentes, incluida la Plataforma de Bahamas, pudiesen existir diferentes tipos de “Plays”, en los cuales estarían involucrados siempre espesores potentes de carbonatos fracturados (que servirían como reservorios), recubiertos por sedimentos arcillosos y arcilloso – carbonatados (que servirían de sello), entre los que pudiesen destacarse:

a. Dúplex en el cinturón de cabalgamientos, con los cuales están asociados los principales yacimientos de Cuba.

b. Anticlinales y altos estructurales en la Cuenca Flexural. c. Estructurales – Estratigráficos asociados a las facies de talud de la

Plataforma. d. Altos Estructurales, posiblemente arrecifales, relacionados con el borde

de la Plataforma de Bahamas. Los tres últimos han sido detectados por sísmica en la Zona Económica Exclusiva de Cuba en el Golfo de México.

Por último como colofón del trabajo de integración y evaluación preliminar del potencial exploratorio de la República Dominicana se exponen las siguientes consideraciones:

1. El grado de estudio y el conocimiento geólogo – petrolero de la República Dominicana hoy en día, sólo permiten establecer premisas generales y específicas parciales sobre su potencial exploratorio, sobre la base del estudio incompleto de sus posibles sistemas petroleros conceptuales.

2. Los sistemas petroleros conceptuales en orden de importancia son:

- Sistemas Petroleros de la parte norte de la República Dominicana (las aguas profundas y la zona de desarrollo de la Plataforma de las Bahamas). Dentro de los sistemas petroleros y zonación de los mismos, quizás el de mayor valor práctico sería el relacionado con el posible cinturón de cabalgamientos que se pudiera desarrollar por debajo de la Cordillera Septentrional y la península de Samaná, asi como en la plataforma insular adyacente.

124

- Sistema Petrolero Cretácico Medio – Oligoceno/Mioceno: que podría desarrollarse fundamentalmente en las cuencas de la parte sur de la República Dominicana, aunque no con el mismo valor práctico en todas ellas. Al parecer mayor importancia tendría este sistema petrolero en la Cuenca de Azua y en la Bahía de Ocoa.

- Sistemas Petroleros no convencionales de gas biogénico en las Cuencas

de Enriquillo y Cibao, los que podrían dar lugar a la formación de numerosas acumulaciones pequeñas de ese tipo de gas, a profundidades más someras. Esto tendría un valor práctico indudable en la solución parcial de los combustibles domésticos en los entornos locales correspondientes.

3. De los posibles tipos de “play”, los más importantes desde sus magnitudes y valor práctico actual se debe destacar:

- El play asociado a pliegues dúplex, del posible cinturón de cabalgamientos a desarrollarse en la mitad norte del país, en el cual pudiesen encontrarse yacimientos medianos y grandes, con posibles altas producciones diarias por pozo, con la utilización de la perforación horizontal, como la demuestra la experiencia cubana e internacional.

- El play “Sombrerito”, donde pudiesen encontrarse yacimientos pequeños y quizás medianos a profundidades asequibles y económicas para su exploración, desarrollo y explotación.

- El play “gas biogénico”, en las Cuencas de Enriquillo y Cibao, con acumulaciones pequeñas, pero posiblemente numerosas a profundidades someras. Para el desarrollo de este play se necesitarían métodos y metodologías adecuadas para su exploración, desarrollo y explotación.

4. Teniendo en cuenta el carácter de la presente evaluación preliminar, es completamente imprescindible la elaboración de un programa de trabajo que permita aumentar el grado de certidumbre y confiabilidad de la presente evaluación, con la finalidad práctica de establecer las posibilidades y potencial petrolero y gasífero de la República Dominicana. El programa tendría que constar de: trabajos geólogo – geofísicos, perforación de algunos pozos en los lugares y volúmenes adecuados, asi como investigaciones especializadas que integradas, permitan lograr los fines de una evaluación del potencial de hidrocarburos sobre bases técnico científicas más seguras.

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CAPITULO VI. CONCLUSIONES. 1. La Española y dentro de ella el territorio ocupado por la República Dominicana, ha

sido objeto de estudio con diferentes fines, incluyendo la búsqueda de petróleo, pero la información es variable en su contenido y calidad, de ahí que se pueda afirmar que ésta no es suficiente, sobre todo en los siguientes criterios: ➦ Espesor real de las cuencas, tipos y edad de los sedimentos que las rellenan;

➦ Rocas madre, tipos, edad, capacidad real de generación y expulsión;

➦ Trampas, tipos, edad de formación, procesos favorables y desfavorables;

➦ “Timing” de los posibles sistemas petroleros. 2. Con la información existente, tanto publicada por diferentes investigadores

dominicanos y de otros países, asi como la de informes y datos archivados en la Dirección General de Minería, hemos podido establecer algunas premisas generales y específicas parciales sobre su potencial exploratorio:

o Existe petróleo y gas demostrado por las acumulaciones no comerciales de

Maleno e Higüerito, las numerosas manifestaciones superficiales de gas y escasas de petróleo y las manifestaciones de petróleo y gas en la mayoría de los pozos perforados.

o Existen cuencas con relleno sedimentario considerable demostrado por el mapa del basamento construido recientemente por el levantamiento magnetométrico realizado en todo el territorio por el proyecto SYSMIN.

o Existe la posibilidad de que en la parte norte se desarrollen sedimentos asociados al margen continental de Las Bahamas, con características similares a los de Cuba.

o Existen rocas sedimentarias que pueden constituir reservorios de calidad variable y algunos tienen extensión calificada como regional, como es el caso de los carbonatos de la Fm. Sombrerito, cuya presencia está demostrada por pozos en las Cuencas de Azua, San Juan y Enriquillo y posiblemente se extienda hacia la Sierra de Bahoruco.

o Existen rocas sedimentarias que pueden constituir sellos de calidad variable y algunos tienen extensión calificada como regional, como es el caso de las arcillas de la Fm. Trinchera, cuya presencia está demostrada por pozos en las Cuencas de Azua, San Juan y Enriquillo y posiblemente se extienda hacia la Sierra de Bahoruco.

o Existen estructuras reveladas por la sísmica, cuya mayor parte responden a la componente compresiva de los movimientos ocurridos en La Española, sobre todo aquellos que están asociados con fallamiento inverso y se localizan cercanos a los bordes de las cuencas.

o Existen datos geoquímicos aislados que apuntan hacia la existencia de rocas generadoras de petróleo y de gas biogénico.

3. Se proponen varios Sistemas Petroleros Conceptuales (Especulativos,

Hipotéticos y No Convencionales), los que según su denominación no están demostrados.

Se consideran como más importantes:

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• Sistemas Petroleros de la parte norte de la República Dominicana;

• Sistema Petrolero Cretácico Medio – Oligoceno/Mioceno;

• Sistemas Petroleros no convencionales de gas biogénico.

Asociados a éstos, se proponen posibles “plays”:

El play asociado a pliegues dúplex;

El play “Sombrerito”;

El play “gas biogénico”.

4. Teniendo en cuenta los resultados aportados por la presente evaluación preliminar, se considera completamente imprescindible la elaboración de un Programa de Trabajo que permita aumentar el grado de certidumbre y confiabilidad de esta evaluación, con la finalidad de establecer el Potencial Petrolero de la República Dominicana y recomendar las Direcciones Principales de la Exploración, haciendo esta actividad más racional y efectiva.

8 de Diciembre de 2006. Ciudad de la Habana, República de Cuba.

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