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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

“ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”

Trabajo de Grado presentado para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

AUTOR: ING. RENEÉ GONZÁLEZ MARTINEZ TUTOR: MSC. ING. EMILIO BARRETO

MARACAIBO, JUNIO DE 2007

“ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”.

Autor: Ing. Reneé González Martínez C.I: 11.888.960 Tlf: 0264-2519921. Celular 0416-7600744 Correo electrónico: [email protected]

Tutor: MSc Emilio Barreto, Ing. C.I: 11.947.205 Tlf: 0414-0622626 Correo electrónico: [email protected]

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: “ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”, que el Ingeniero Reneé González Martínez, C.I.: 11.888.960 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento con el artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

Magíster Scientiarum en Ingeniería de Petróleos

Coordinador del Jurado Emilio Barreto C.I.: 11.947.205

Orlando Zambrano. Eglyth Luzardo C.I.: 7.548.612 C.I.: 5.054.482

Director de la División de Postgrado Gisela Páez

Maracaibo, Junio de 2007

DEDICATORIA

A DIOS y a la Virgen Maria, por ser mis guías en todo momento.

A mi familia.

A Victoria por ser como mi hija

AGRADECIMIENTO

A Dios y a la Virgen María por ser fuerza y energía que impulsan a alcanzar metas.

A mis padres: Aida y Alcides, por su amor y confianza incondicional.

Al profesor Emilio Barreto y su esposa por su constante apoyo.

A los profesores Orlando Zambrano y Eglyth Luzardo por sus acertados consejos.

A los estudiantes Luis Albarrán, Manuel Albarrán y Anthony Prince por su apoyo en el

trabajo de Campo en el río Playa Grande.

Al Msc José Rojas por su ayuda para la realización del ensayo SARA

A los profesores de Uniojeda: Ramón Hernández y Asneida Leal

Profesores universitarios

A Marisela y a Jacqueline por su compañía

A todas aquellas personas, que sirvieron de apoyo.

Muchas Gracias

GONZÁLEZ MARTÍNEZ, Reneé Felipe. “Estudio de pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria en el Área Torondoy, Estado Mérida”. Maracaibo. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Estudios para Graduados, Programa Ingeniería de Petróleos, 2007. (Tesis de Magíster).

RESUMEN

La presente investigación persigue realizar un estudio de prefactibilidad para el diseño de levantamiento sísmico y perforación exploratoria en el área Torondoy, Estado Merida, por consiguiente, su importancia esta basada en el descubrimiento de nuevos yacimientos que incorporan nuevas reservas al estado venezolano. Se considera el tipo de investigación descriptivo y experimental, con diseño transeccional descriptivo, utilizando como instrumento para la recolección de datos, muestras que posteriormente fueron analizadas en laboratorio, exponiendo una propuesta prefactible para la confirmación o no de las reservas de hidrocarburos en dicha área. Fue realizado un estudio de campo en el río Playa Grande, sector Monte Bello, donde se apuntaron coordenadas geodésicas de los menes y se recolectaron muestras para determinar gravedad API, obteniendo crudo pesado de 15º y una composición del petróleo de 42.7 % de saturados, 48,8 % de aromáticos y 8,5% de componentes polares. El estudio se fundamenta en dichos análisis y en las consideraciones técnicas y económicas para el diseño de sísmica 2D como método de prospección geofísica y para la perforación exploratoria, utilizando una prognosis en función de la geología regional y en data recolectada durante la investigación de áreas exploratorias vecinas, específicamente pozo DUARA- AS perforado en 1992 y ubicado a 75 kilómetros al noroeste de la localización propuesta. El diseño de adquisición sísmica consta de 5 líneas sísmicas con dirección N 5º O separadas entre sí por 2 kilómetros en un área de 39,7 km2, con un offset mínimo de 1000 m y offset máximo de 6000 m, con una separación de estaciones receptoras de 54,5 m y ristras de 12 geófonos por estación, a fin de identificar las estructuras que pudieran entrampar el crudo aflorante en el área e identificar la profundidad de los reflectores y horizontes geológicos.

Palabras Claves: Pre-factibilidad, Sísmica, Perforación Exploratoria [email protected]

GONZÁLEZ MARTINEZ, Reneé Felipe. Studied of pre-feasibility for the design of seismic rise and exploratory perforation in the Torondoy Area, Mérida state. Maracaibo: University of Zulia, Faculty of Engineering, Division of Graduated Studies for, Program Petroleum Engineering, 2007. (Thesis of Magíster).

ABSTRACT The present investigation studied the Torondoy area of the Mérida state. A field study is made in the river Playa Grande, sector Bello Mount, where geodesic coordinates of menes score and samples are collected to determine gravity API (crude heavy of 15º) and chemical composition of petroleum (saturated 42,7% of, aromatic 8.5% and 48.8% of polestars). Since the area in study is of arbitrary limits, it was decided to focus the design of seismic rise towards the sector Great Beach to during the past few years be the greater number of menes identified. The design to each other consists of 5 seismic lines with separated direction N 5º Or by 2 kilometers in a 39.7 area of km2, with offset minimum of 1000 maximum ms and offset of 6000 m separation of stations of 54.5 ms and strings of 12 geophones’ by station spaced to 2 M.s The design persecutes to identify the structures that could entrapper the crude afloat in the area and to identify the depth of the reflectors and geologic horizons of the area. The location of exploratory wells was based on geologic sections made in previous investigation. These locations must be optimized with the interpretation of the seismic one. An exploratory well with the following coordinates at surface level sets out: And 259220 and N 999444. One second location sets out to and 261220 and N 999444 in order to collate subsoil information seismic-wells. A tentative program of perforation on the basis of the program of exploratory well DUARA - AS (and 283.675 sets out, N 1.011.000) perforated in 1993 and located to 75 kilometers to the northwest of this location, whose depth reached the plinth.

Key Words: pre-feasibility, seismic, exploratory perforation

INDICE DE CONTENIDO

Pág.

Resumen………………………………………………………………………………… 6

Abstract…………………………………………………………………………………… 7

Índice de Contenido…………………………………………………………………….. 8

Índice de Tablas.…………………………………………………………………………. 11

Índice de Gráficos………………………………………………………………………. 12

Índice de Ilustraciones…………………………………………………………………… 13

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………… 15

CAPITULO I. EL PROBLEMA……………..……………………………………….….. 17

1.1.- Planteamiento y Formulación del Problema……………………………………. 17

1.2.- Justificación y Delimitación………………………………………………………. 18

1.3.- Objetivos de la Investigación……………………………………………………… 20

1.3.1.- Objetivo General…………………………………………………………………. 20

1.3.2.- Objetivos Específicos………………………………………………………….. 20

1.4.- Alcance…………………………………………………………………………….. 21

CAPITULO II. MARCO TEÓRICO………...……………………………..…..………. 22

2.1.- Antecedentes de la Investigación……………………………………….……… 22

2.2..- Bases Teóricas……………………………………………………………..……. 23

2.2.1.- Método de Reflexión Sísmica.……..…………………………………………. 23

2.2.1.1.- Levantamiento Sísmico 2D…………………………………………………. 25

2.2.1.1.1.- Selección de los parámetros del Levantamiento 2D……………………. 25

2.2.1.1.1.1.- Definición del modelo geológico………………………………………… 25

2.2.1.1.1.2.- Offset cercano (Xc)……………………………………………………… 26

2.2.1.1.1.3- Offset lejano (Xl)................................................................................... 26

2.2.1.1.1.4.- Intervalo de Grupo (D)…………………………………………………… 27

2.2.1.1.1.5.- Determinación del arreglo de geófonos………………………………… 27

2.2.2.- Sistema de Adquisición de Datos Sísmicos…………………………………. 28

2.2.2.1.- Geófonos, Cables y Borneras……………………………………………… 28

2.2.2.2.- Amplificadores……………………………………………………………….. 30

2.2.2.3.- Sistema Convertidor Analógico – Digital…………………………………… 31

2.2.3.4.- Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos………………………… 32

2.2.3.- Historia Geológica del Área Torondoy.………………………………………. 34 2.2.4.- Geología Estructural del Área Torondoy………………………………………. 37 2.2.5.- Estratigrafía del Área………………………………………………………….. 39 2.2.5.1.- Grupo Iglesias….……………………………………………………………… 39 2.2.5.2.- Formación Río Negro……………………………………………………….. 39 2.2.5.3.- Formación Apón ……… …………………………………………………….. 43 2.2.5.4.- Formación Aguardiente……………………………………………………….. 46 2.2.5.5.- Formación Capacho………………………………………………………… 51 2.2.5.6.- Formación La Luna.………………………………………………………….. 54 2.2.5.7.- Formación Colon………………………………………………………………. 56 2.2.5.8.- Formación Misoa.……………………………………………………………… 59 2.2.5.9.- Formación Paují……………………………………………………………….. 63 2.2.5.10.- Formación Palmar………………………………………………………….. 66 2.2.6.- Ambiente de Sedimentación de las formaciones que afloran en el río

Playa Grande …………………………………………………………………………… 68 2.2.6.1.- Formación Río Negro……………………………………………………….. 68 2.2.6.2.- Formación Apón ………………………………………………………………. 68 2.2.6.3.- Formación Aguardiente……………………………………………………… 68 2.2.6.4.- Formación Capacho…………………………………………………………… 69 2.2.6.5.- Formación La Luna…………………………………………………………… 69 2.2.6.6.- Formación Colon…………………………………………………………… 70 2.2.6.7.- Formación Misoa……………………………………………………………… 70 2.2.6.8.- Formación Paují.………………………………………………………………. 71 2.2.7.- Drenaje del Área Torondoy..…………………………………………………... 72 2.2.8.- Definición de trampas…………………………………………………………… 73 2.2.9.- Perforación Exploratoria.………………………………………………………. 76 2.2.10.- Proyecto de Inversión ………………………………………………………… 77

2.2.10.1.-Generación y Análisis de la Idea de Proyecto…………………………… 78 2.2.10.2.- Estudio del Nivel de Perfil…………………………….…………………….. 78 2.2.9.3.-Estudio de la Pre-factibilidad………………………….………………………. 79 2.2.9.4.-Estudio de Factibilidad………………………………………………………… 80 CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO………………………………………….. 82 3.1.- Tipo de Investigación……………………………………………………………… 82 3.1.1.- Investigación Descriptiva……………………………………………………….. 82 3.1.2.- Investigación Experimental……………………………………………………. 83 3.2.- Diseño de la Investigación………………………………………………………… 83 3.2.1.- Diseño Transeccional Descriptivo……………………………………………… 83 3.2.2.- Diseño Correlacional…………………………………………………………… 84 3.3.- Procedimiento Metodológico…………………………………………………….. 84 CAPITULO IV. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS………………………………… 87 4.1.- Sectorización del Área Torondoy …..…………………………………………… 87 4.1.1.- Bloque Occidental...…………………………………………………………… 89 4.1.1.1- Análisis de los menes recolectados ……………………….………………… 90 4.1.2.- Bloque Central.…………………………………………………………………… 101 4.1.3.- Bloque Oriental …………………………………………………………………. 104 4.2.- Consideraciones para el diseño de Líneas Sísmicas ……….……………… 105 4.3.- Prospecto Geológico para la perforación exploratoria ……………………… 106 4.4. Pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria …… 109 4.4.1. Factibilidad Técnica …………………………………………………………… 109 4.4.2. Factibilidad Económica………………………………………………………… 110 CONCLUSIONES…………………………………………………………………….... 116 RECOMENDACIONES…..……………………………………………………………… 119 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………………… 120 ANEXOS…………………………………………………………………………………. 123

INDICE DE TABLAS

Pag

Tabla Nº 1. Tipos de Geófonos……………………………………………………

29

Tabla Nº2. Distribución de Reservas y Campos por Categoría de las Trampas

Geológicas …………………………………………………………………………….. 75

Tabla Nº3. Determinación de Peso específico y gravedad ºAPI de las muestras.. 93

Tabla Nº 4. Resultados de análisis SARA …………………………………………… 101

Tabla Nº 5. Coordenadas iniciales y finales de las líneas propuestas …………... 106

Tabla Nº 6. Prognosis Geológica……………………………………………………… 108

Tabla Nº 7. Estructura de Costos para el Levantamiento de la Sísmica por

actividades ……………………………………………………………………………… 111

Tabla Nº 8. Estructura de Costos de la Perforación Exploratoria por actividad … 112

Tabla Nº 9. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a 20

$/barril. Considerando una producción inicial 500 BNPD ………………………….

113

Tabla Nº 10. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a

20 $/barril. Considerando una producción inicial 1000 BNPD ……………………..

114

INDICE DE GRAFICOS

Pag

Grafico Nº 1. Grafico Nº 1. Estimado de producción del pozo con valor inicial

de 5000 BNPD y declinación del 10 % anual ……………………………………… 113

Grafico Nº 2. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 10000 BNPD y declinación del 10 % anual…………………………………………………. 114

INDICE DE ILUSTRACIONES

Pag

Figura 1. Mapa del Estado Zulia………………………………………………………… 20

Figura 2. Geófono Vertical y Cable Conductor de Señales…………………………… 30

Figura 3. Amplificador de 12 canales…………………………………………………… 31

Figura 4. Tarjeta de interface, DAQ Card de Nacional Instruments………………… 32

Figura 5. Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos……………………… 33

Figura 6. Unidad de Amplificación y Unidad de Adquisición y Procesamiento de

Datos……………………………………………………………………………………….

33

Figura Nº 7. Distribución Geográfica de la Formación Río Negro………………… 39

Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Apón…..…………………… 43

Figura Nº 9. Distribución Geográfica de la Formación Aguardiente..……………… 46

Figura Nº 10. Distribución Geográfica de la Formación Capacho………………… 51

Figura Nº 11. Distribución Geográfica de la Formación La Luna.…………………… 54

Figura Nº 12. Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Colón.……… 56

Figura Nº 13. Distribución Geográfica de la Formación Misoa……………………… 59

Figura Nº 14. Distribución Geográfica de la Formación Paují………….…………… 63

Figura Nº 15. Distribución Geográfica de la Formación Palmar…………………….. 66

Figura Nº 16. Afloramiento de la Formación Aguardiente en el río Playa Grande…. 69

Figura Nº 17. Afloramiento de la Formación La Luna en el río Playa Grande……… 70

Figura Nº 18. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (1) .…… 70

Figura Nº 19. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (2) …… 71

Figura Nº 20. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (3) …… 71

Figura Nº 21. Afloramiento de la Formación Paují en el río Playa Grande (3) …… 72

Figura Nº 22 a y b. Pozo La Piscina …………………………..……………………….. 72

Figura Nº 23. Mapa geológico – estructural del Área Torondoy …………………… 87

Figura Nº 24. Secciones Geológicas …………………………………………………. 87

Figura Nº 25. Bloque Occidental del Área Torondoy………………………………… 89

Figura Nº 26. Muestra de Mene Nº1. Fecha: 20/01/2007……………………………. 90

Figura Nº 27. Muestra de Mene Nº 2 (1). Fecha: 20/01/2007.................................. 91

Figura Nº 28. Muestra Nº2 (2). Fecha: 20/01/2007….……………………………….. 91

Figura Nº 29. Muestras en el laboratorio……………………………………………….. 92

Figura Nº 30. Agitador magnético utilizado……………………………………………. 93

Figura Nº 31. Separación por gravedad (1)…………………………………………….. 94

Figura Nº 32. Separación por gravedad (2) .………………………………………….. 94

Figura Nº 33. Acercamiento de crudo separado por agitación y gravedad.……… 95

Figura Nº 34. Balanza de cuatro dígitos de precisión utilizada en los ensayos.…… 95

Figura Nº 35. Tubo con muestra de asfaltenos………………………………………… 96

Figura Nº 36. Muestra de maltenos obtenidas del ensayo…….……………………… 97

Figura Nº 37. Determinación de Saturados…………………………………………….. 98

Figura 38. Alejamiento del ensayo SARA ……………………………………………… 98

Figura Nº 39. Determinación de Aromáticos…………………………………………… 99

Figura Nº 40. Foto de alejamiento para Determinación de Aromáticos …………….. 100

Figura Nº 41. Acercamiento de ensayo para Determinación de Aromáticos ………. 100

Figura Nº 42. Bloque Central del Área Torondoy………………..…………………….. 102

Figura Nº 43. Norte del Bloque Oriental del Área Torondoy ………………………… 104

Figura Nº 44. Sur del Bloque Oriental del Área Torondoy……………………………. 105

Figura Nº 45. Ubicación del Pozo Exploratorio ………………….……………………. 107

Figura Nº 46. Localización propuesta Nº 1 …………………………………………… 107

15

INTRODUCCIÓN

El progresivo aumento de la demanda energética mundial, exige la

necesidad de descubrir y explotar nuevas reservas de hidrocarburos para

satisfacer el mercado petrolero. En tal sentido, la exploración petrolífera

constituye una fase de gran importancia ya que permite identificar nuevas

áreas que pueden incorporar estas reservas.

En este sentido, es importante resaltar que el Occidente Venezolano

constituye una de las áreas mayormente explotadas del país a través de

yacimientos maduros; sin embargo, existen áreas exploratorias que pueden

generar nuevas reservas, como el área Torondoy, la cual es una región que

forma parte de un anticlinal perteneciente al Flanco Nor-Andino inferido por

afloramientos de estructuras anticlinales y de filtraciones de petróleo a lo

largo del río Playa Grande, que atraviesa la región sur-occidental del Pie de

Monte de la Cordillera y está ubicado en la localidad de Monte Bello.

Para comprobar la presencia de hidrocarburos en dicha zona, se han

realizado análisis de muestras de menes y se propone el diseño del

levantamiento de sísmica y definición de bloques geológicos considerando

estratigráfica y estructuralmente el área para la proposición de prospección

de prospectos exploratorios, considerando factores técnicos y económicos

para la pre-factibilidad.

El presente estudio se compone de los siguientes capítulos: I, en el cual se

enfoca el planteamiento y formulación del problema a investigar y los

objetivos que se persiguen con el mismo. II, en el cual se aborda los

conceptos teóricos que fundamentan la investigación así como los estudios

16

previos realizados. III, en el que se enmarca el tipo de investigación así

como las diferentes actividades, técnicas y estrategias utilizadas para la

consecución de los objetivos planteados. IV, donde se establecen los

resultados obtenidos de la investigación, considerando factores técnicos y

económicos en la consideración de la pre-factibilidad.

17

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

A continuación se presentan los puntos principales que dan motivo al

desarrollo de este trabajo de investigación. En este capítulo se plantea el

problema así como también el Objetivo General, Objetivos Específicos,

Justificación, Delimitación y por último, el Alcance de la investigación.

1. 1 Planteamiento y Formulación del Problema

Debido a la creciente demanda energética mundial, resulta imperiosa la

necesidad de identificar nuevas reservas de hidrocarburos a nivel mundial,

por ser el combustible fósil la principal fuente de energía en la actualidad;

por ello, la exploración constituye una fase de gran relevancia en el

descubrimiento de yacimientos, y en su posterior explotación.

Es por ello, que Venezuela constituye uno de los países de mayores

reservas mundiales y aún existen áreas recién descubiertas que se han

convertido en importantes campos petrolíferos. Para llevar a cabo estos

descubrimientos, se realizan estudios geológicos y geofísicos que indican la

posible existencia de acumulaciones de hidrocarburos.

Específicamente en el área Torondoy del Estado Mérida, fueron

identificados varios menes a través de un trabajo de campo de geología de

superficie preliminar en el río Playa Grande, lo cual infiere posibilidades de

18

Acumulación y entrampamiento de hidrocarburos, ya que en la columna

estratigráfica del área, se cuenta con rocas generadoras de hidrocarburos,

almacén y sello, además de estructuras favorables que son factores

necesarios en la conformación de una trampa petrolífera.

Así pues, existe la necesidad un estudio geológico de dicho río a fin de

descubrir afloramientos de estratos y menes y recolectar apropiadamente las

muestras de fluidos de los menes que permitan obtener un análisis

representativo y confiable. Se cree que en las investigaciones anteriores se

desconocía la presencia de algunos menes inéditos y que las muestras de

crudo fueron recolectadas arbitrariamente, reportándose un crudo de 14º

API, cuyo valor pudo haber sido afectado por el proceso de muestreo.

En tal sentido, se formulan los siguientes planteamientos: ¿Puede

aplicarse sísmica a dicha área? De ser posible ¿Cuál sería el diseño del

levantamiento sísmico? ¿Cuáles son las consideraciones estructurales y

estratigráficas para proponer la perforación de un pozo exploratorio en el

Área Torondoy.

1.2 Justificación y Delimitación

Las razones que justifican la presente investigación se apoyan sobre

los siguientes aspectos: en primer lugar, constituye una tarea prioritaria la

definición de un yacimiento de hidrocarburos involucra una secuencia de

actividades previas, como: trabajo de geología de superficie, aplicación de

algún método de prospección geofísica (magnetometría, gravimetría,

sísmica), perforación de pozos (exploratorio, de avanzada, de desarrollo);

luego, el control y seguimiento de los yacimientos a través de la producción

19

de los pozos, todo esto contribuirá a la definición de estrategias de

explotación del mismo.

Basados en lo anterior, el trabajo de campo realizado a nivel de

superficie en el área Torondoy, indica la posibilidad de descubrir nuevas

acumulaciones de hidrocarburos; para confirmar tal hipótesis se debe

realizar un levantamiento sísmico que proporcione data del subsuelo y

permita identificar la presencia o no de estructuras acumuladoras de

hidrocarburos así como la continuidad de los horizontes geológicos en el

área. Para tales efectos, se evaluar el recorrido del cauce del río Playa

Grande para el conocimiento de la geología de superficie del área, recolectar

apropiadamente muestras de los menes y proceder a realizar un estudio de

pre-factibilidad en el área que involucre el diseño del levantamiento sísmico

y la propuesta de la perforación exploratoria, tomando en cuenta factores

geológicos.

Es importante mencionar que, al obtenerse los resultados esperados, ésta

investigación sentaría un precedente en el descubrimiento de acumulaciones

de hidrocarburos, a través del cual se estarían generando nuevas reservas

de petróleo para el Estado Venezolano.

Por otra parte, el área de estudio (ver figura No.1) está ubicada en el

estado Mérida, en la zona conocida como Torondoy la cual dentro de las

coordenadas U.T.M. “A” Norte 998124 y Este 259127,”B” Norte 998244 y

Este 258620,”C” Norte 1006244 y Este 284120, “D” Norte 1008655 y Este

290600, como se indica en el mapa base del Ministerio de Energía y Minas

del año 1997 en Anexo 1 y comprende una superficie de 240 Km2. Limita al

Norte con Las Virtudes (Estado Mérida), al Este con San Cristóbal (Estado

Mérida), al Oeste con Caja Seca (Estado Zulia) y Mucutubán (Estado

Mérida) y al Sur con Santa Apolonia (Estado Mérida).

20

Figura Nº 1. Mapa de ubicación del área en estudio

Fuente: Encarta, Enciclopedia Interactiva 2005

1.3 Objetivos de la Investigación

1.3.1 Objetivo General

Realizar un estudio de pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y

perforación exploratoria en el área Torondoy, Estado Mérida.

1.3.2 Objetivos Específicos

• Determinar la gravedad del crudo API de los menes que afloran a lo

largo del Río Playa Grande.

• Proponer un diseño para el levantamiento de sísmica en la Región

Torondoy, tomando en consideración los factores técnicos y

económicos y ecológicos.

Área de Estudio

21

• Proponer la perforación de un pozo exploratorio en base a los criterios

estructurales y estratigráficos en el área Torondoy, Estado Mérida.

1.4 Alcance

Se pretende diseñar el Levantamiento Sísmico del Área Torondoy así

como la definición de bloques geológicos más prospectivos para la

perforación exploratoria, fundamentados en las secciones estructurales y

estratigráficas del área.

22

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

Este capítulo comprende los antecedentes de la investigación, bases

teóricas, bases legales, definición de términos básicos, la definición

conceptual y operacional de las variables de estudio.

2.1 Antecedentes de la Investigación

A continuación se presentan los antecedentes relacionados con la

investigación:

TOCCO RAFAEL. “Evaluación Geoquímica de Crudos pertenecientes al

Distrito Colon, Edo. Zulia, Menes del frente Norandino y Rocas Madres de la

Sección Paleocena y Eoceno Superior-oligocena de los Andes de

Venezuela”. Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ciencias e

Ingeniería, Instituto de Ciencias de la Tierra, Julio 1990. Realizó análisis

geoquímico de varios menes del Flanco Norandino. De acuerdo a los

resultados obtenidos, la roca madre o generadora de los menes localizados

en los Estados Trujillo y Mérida pertenecen a la Formación La Luna, incluso

en el área Torondoy y específicamente en el río Playa Grande.

BARRETO SÁNCHEZ, EMILIO. “Evaluación geológica del potencial

petrolífero del área Torondoy Estado Mérida”. Maracaibo. Universidad del

Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Estudios para Graduados, Área

23

Geología. 2003. 107 p. (Tesis de Magíster). Realizó trabajo de campo en el

río Playa Grande encontrando menes inéditos y afloramientos de estructuras

geológicas favorables al entrampamiento de hidrocarburos. Construyó cuatro

secciones geológicas para representar la estructura del área que fueron

utilizadas como insumo del presente estudio.

LUZARDO, EGLYTH. “Interpretación Paleoambiental y Correlación

Lateral de la Formación Aguardiente en el Flanco Norandino”. Describió la

extensión de la formación Aguardiente en el Flanco Norandino y clasificó las

litofacies de dicha Formación. Esta clasificación permite inferir las litofacies

de la Formación Aguardiente más prospectivas de acuerdo a la litología y

extensión lateral. Estudió con detalle el área Torondoy y río Playa Grande.

Los trabajos antes mencionados sirvieron de referencia para la

organización conceptual de la investigación y permitieron formar parte de la

información geológica del área Torondoy.

2.2 Bases Teóricas 2.2.1 Método de Reflexión Sísmica

La reflexión sísmica es la técnica más usada entre todas las técnicas de

prospección geofísica ya que aporta un cuadro directo y detallado de la

estructura geológica del subsuelo: Tamaño, profundidad y geometría, a

través de cuyos datos es posible determinar las profundidades a que se

encuentran las superficies de contactos enterradas, con una exactitud que

solo es mejorada por las medidas efectuadas en pozos.

De acuerdo con esto, las profundidades se determinan observando los

24

tiempos de recorrido de ondas elásticas originadas cerca de la superficie y

reflejadas por las formaciones subterráneas.

Por otra parte, las ondas son provocadas mediante una fuente de energía

(con explosivos enterrados en el suelo o con camiones vibradores)

provocando un frente de ondas elásticas que viajan por el subsuelo y se

reflejan en las interfases por los distintos estratos.

Una ventaja singular del método de reflexión es que permite levantar el

mapa de muchos horizontes desde cada punto de explosión. La precisión

del mapa obtenido es la misma, aproximadamente, para los horizontes más

profundos que para los más someros; en todos los restantes métodos

geofísicos la seguridad decrece al ir aumentando la profundidad del

subsuelo.

En muchos casos, las exploraciones por reflexión van precedidas de

reconocimientos menos costosos hechos con técnicas de gravedad,

magnéticas o de refracción, para poder limitar el trabajo de reflexión a las

áreas que ofrezcan particular interés.

Los métodos de reflexión se emplean casi exclusivamente en la

prospección petrolífera, dado que no son aplicables a las profundidades

pequeñas a las que, de ordinario, se buscan menes minerales; pero algunas

veces es útil para localizar y detallar ciertos tipos de rasgos estratigráficos.

Aunque a la prospección por reflexión se deben descubrimientos en la

mayoría de las comarcas petrolíferas del mundo, existen algunas zonas

donde resulta difícil y costoso obtener reflexiones.

25

2.2.1.1 Levantamiento Sísmico 2D.

La Sísmica 2D es utilizada para el reconocimiento estructuras y

continuidad de reflectores en un área virgen o exploratoria, como el área en

estudio. En zonas ya perforadas se utiliza la sísmica 3 D para fines de

optimización del conocimiento y delimitación del área.

El levantamiento de sísmica 2D permite obtener información de los

estratos del subsuelo mediante la emisión y grabación de energía sísmica

utilizando varias líneas paralelas en superficie, con una distancia entre las

mismas, generalmente de varios kilómetros. En un levantamiento sísmico 2D,

los receptores alineados con la fuente serán los únicos que registren la

información sísmica.

Selección de los parámetros del Levantamiento 2D.

A continuación, se describen los factores técnicos a considerar en el

diseño de parámetros de un levantamiento sísmico 2D.

Definición del Modelo Geológico.

Consiste en el análisis de los estudios de afloramientos, historia

geológica de la zona, estratigrafía del área, información de sísmica

previa (en el caso de que hubiere), profundidad de reflectores de

interés, etc.

Con estos datos se procede a elaborar un modelo que contiene

tiempo de reflexión, velocidad, frecuencia y buzamiento máximo de

26

cada uno de los reflectores de interés, tales como: capa meteorizada,

horizonte somero, horizonte profundo, entre otros.

Offset cercano (Xc):

Es un parámetro que calcula la distancia entre la fuente y la

primera estación receptora. Un buen estimador de este parámetro es

la profundidad del horizonte somero de interés. (Z som). En el caso de

la presente investigación, la formación Palmar de edad mioceno.

Xc < Zsom = (V som * T 2-w) / 2

Donde:

V som: Velocidad de apilamiento al horizonte somero de interés,

expresada en metros por segundo (m/s)

T 2-w: Tiempo doble de viaje al horizonte somero de interés,

expresada en segundos (s).

Offset lejano (Xl)

Es la distancia entre la fuente y el último receptor. Un buen

estimador de este parámetro es la profundidad del horizonte más

profundo de interés (Z prof). En el caso de la presente investigación, la

formación Aguardiente del Cretáceo.

Xl < Zprof = (V prof * T 2-w) / 2

27

Donde:

V prof: Velocidad de apilamiento al horizonte profundo de interés.

T 2-w: Tiempo doble de viaje al horizonte profundo de interés.

Intervalo de Grupo (D)

Es la distancia en superficie entre estaciones receptoras. Para

estimar este parámetro se requieren la velocidad interválica (V int),

frecuencia máxima (F máx) y buzamiento máximo (θ) del reflector

objetivo del levantamiento. Ya que el área Torondoy no cuenta con

data previa, fueron considerados estos factores de áreas vecinas para

la Formación Aguardiente.

D = 0.5 * (V int / F max) / sen (θ)

Determinación del arreglo de geófonos

Se denomina así a un grupo de geofónos conectados entre sí que

producen una salida única. Su propósito es atenuar el ruido y reforzar

la señal de interés. Una estación receptora puede estar compuesta por

uno, dos u otro número de geófonos conectados en serie y/o en

paralelo que contribuyen a sumar una sola respuesta. Pueden estar

espaciados entre 2 a 3 metros entre sí.

Para atenuar un ruido coherente (señal sísmica que no sea

reflexión primaria, a la que se puede identificar frecuencia, amplitud,

etc.), se debe considerar un espaciamiento entre geófonos menor a la

28

mitad de la longitud de onda más aparente a grabar, la cual

generalmente coincide con la longitud de onda del “Ground Roll” u

ondas de superficie consideradas ruido.

Para ello se requiere de Sísmica de Refracción. El estudio

desarrollado, se decidió utilizar el mismo número de geófonos por

estación usados en el levantamiento del flanco norandino en 1992.

2.2.2 Sistema de Adquisición de Datos Sísmicos

A continuación se mencionan los equipos utilizados para la adquisición de

datos sísmicos:

2.2.2.1 Geófonos, Cables y Borneras

Los geófonos constituyen la parte fundamental de la instrumentación.

Técnicamente se denominan transductores o sensores, y transforman los

movimientos sísmicos del suelo en una señal eléctrica de características de

frecuencia y amplitud análogas a las de las ondas sísmicas que detectan.

También se les llama detectores o sismómetros y transforman las

oscilaciones sísmicas del suelo en señales eléctricas. En la exploración

petrolífera, los instrumentos usados normalmente sólo son sensibles a

vibraciones entre 5 y 100 ciclos por segundo (cps) para los trabajos de

refracción y entre 10 y 150 cps para los trabajos de reflexión. En ambas

aplicaciones, el geófono sólo captura la componente vertical del movimiento

del suelo. Para los fines prácticos se considera que el geófono se mueve

como si formara parte del suelo, sea enterrado o simplemente depositado

sobre la superficie.

29

Los instrumentos detectores empleados en la exploración sísmica

funcionan según los mismos principios que los sismógrafos empleados para

registrar los terremotos. Todos los tipos modernos requieren amplificación y

registros eléctricos, ya que se espera que movimientos del suelo de un orden

tan pequeño como 10 -8 cm den inflexiones observables en los registros.

Existen diferentes tipos de geófonos, en cuanto a su diseño y

características de respuesta, éstos se construyen con normas muy estrictas

en cuanto a las características de la señal de salida, para que sean

compatibles con todos los sismógrafos. Los geófonos se agrupan de acuerdo

al sistema de generación o tipo de salida de la señal eléctrica, según se

detalla en la tabla No. 1.

Tabla Nº 1. Tipos de Geófonos

Sistema de Generación de la Tipo de Salida de la Señal

Señal Eléctrica Eléctrica

- Electromagnético - Salida simple

- Reluctancia variable - Preamplificada

- Piezoeléctrico - Señal regulada

- Capacitativo

Fuente: Dobrin, M (1975)

Las conexiones entre los geófonos y los cables no son a prueba de agua,

aunque debe asegurarse que no se producirá un corto circuito por el césped

húmedo, lluvia, etc. Para zonas o áreas cubiertas con agua superficial se

requieren geófonos, cables de geófonos y conectores especiales a prueba de

agua, tal como se ilustra en la figura Nº 2.

30

Figura Nº 2. Geófono Vertical y Cable Conductor de Señales

Fuente: Dobrin, M (1975).

2.2.2.2 Amplificadores

Los sistemas de sismógrafos comerciales emplean amplificadores

eléctricos entre los geófonos y las unidades registradoras que aumenta la

señal a medida que aumentan los tiempos en el registro, lo cual es necesario

porque los acontecimientos tardíos representan ondas que han recorrido

mayores distancias a través del suelo, y por lo tanto, están mucho más

amortiguados que las ondas que llegan a la superficie después de haberse

reflejado en horizontes de poca profundidad.

Cada amplificador recibe la señal de un geófono o combinación de

geófonos conectados al mismo cable conductor, constituyendo lo que se

conoce como un canal de amplificación.

Todos los circuitos están provistos de una serie de filtros para eliminar

frecuencias bajas con el fin de impedir que las ondas superficiales y los

31

ruidos de otro tipo interfieran con las reflexiones. De modo análogo, las

frecuencias elevadas son atenuadas con el fin de eliminar el ruido del viento,

el del agujero, entre otros.

La figura No. 3 ilustra la forma de conectar un amplificador para obtener

un máximo rendimiento del mismo.

Figura Nº 3. Amplificador de 12 canales.

Fuente: Dobrin, M (1975)

2.2.2.3 Sistema Convertidor Analógico – Digital

Para el proceso de adquisición de datos se debe utilizar una tarjeta

insertable, la cual contiene una velocidad de adquisición de datos específica

y estará diseñada para trabajar en una plataforma de hardware y un sistema

operativo específico. Un ejemplo lo constituye la figura Nº 4, Tarjeta DAQ

usado con el software LabView que realiza funciones de conversión

analógicas-digitales.

32

La tarea de este sistema es la medición de señales físicas del mundo real.

Antes que un programa pueda medir una señal física, un sensor o

transductor deberá convertir las señales físicas en una señal eléctrica, como

voltaje o corriente y manejar así la información digital.

2.2.2.4 Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos

Constituye el sistema de registro de los datos sísmicos. Su diseño es

específico y compatible exclusivamente con un tipo de sismógrafo. Ver

Figuras Nº 5 y 6.

Figura Nº 4. Tarjeta de interface, DAQ Card de Nacional Instruments

Fuente: Flores, M. (1993)

33

Figura Nº 5. Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos

Fuente: Flores, M. (1993)

Figura Nº 6. Unidad de Amplificación y Unidad de Adquisición y

Procesamiento de Datos.

Fuente: Flores, M (1993)

34

2.2.3 Historia Geológica del Área Torondoy

El área de Torondoy pertenece a las llamadas zonas de plegamientos

terciarios, esto quiere decir que su configuración se remonta a los

acontecimientos geológicos que tienen lugar en el occidente Venezolano

durante el Cenozoico, era en la cual ocurre una fuerte orogénesis que origina

la formación de grandes cadenas plegadas: Los Andes Venezolanos.

a. Arranca a finales del Precámbrico Superior donde toda la región fue

afectada por la orogénesis Huroniana, y donde se produjeron esfuerzos

compresivos y metamorfismo regional de las rocas de la Facies Sierra

Nevada del Grupo Iglesias. Como producto de esta acción, el área fue

levantada y posteriormente sometida a erosión hasta el Paleozoico Superior,

cuando la Cordillera de Mérida experimentó un nuevo levantamiento,

producto de los movimientos Herciniano – Varístico.

b. Durante el Mesozoico continúa la orogénesis y al final de esta era el

mar invade las tierras, depositando cantidades importantes de sedimentos

arcillosos y calizas.

c. Durante todo el Cenozoico, el área Torondoy, experimenta fuertes

paroxismos que continuaron durante el Cuaternario. Sin embargo, es durante

el Cenozoico cuando esta región alcanza su verdadera fisonomía estructural

ya que a finales del Eoceno se inició un intenso movimiento epirogénico

conocido como orogénesis Andina. Este persistió hasta el final del Oligoceno

Superior y durante este proceso se depositaron sedimentos lacustres, en

pequeñas cuencas aisladas, sobre los depósitos erosionados más antiguos.

d. En el Mioceno, el área Torondoy presentó sedimentación en aguas

salobres a dulces que continuó hasta fines del Mioceno Superior, cuando en

35

un nuevo levantamiento de la Cordillera Andina y producto de una erosión

posterior, se desarrolla una sedimentación de conglomerados.

Finalmente, durante el Plioceno – Pleistoceno, un nuevo levantamiento

produce terrazas a diferentes niveles, las cuales constituyen las áreas planas

de los valles andinos cuyo origen se asocia a la dinámica fluvial. Los valles

andinos son estrechos y profundos, pero los cursos de agua han realizado un

fuerte trabajo de excavación y deposito que se manifiesta en las márgenes

en forma de terrazas o conos de deyección. Las terrazas aluviales o fluviales

constituyen las áreas donde se han levantado las principales poblaciones de

Torondoy.

Tectónica del Área Torondoy

Geomorfológicamente los Andes Venezolanos representan un

levantamiento topográfico-tectónico donde la elevación definitiva de la

cordillera andina ocurrió en el terciario. Esta actividad tectónica se

caracterizó por una compresión lateral intensiva, con plegamientos y fallas de

distintos tipos.

Un ejemplo de estos procesos de denota claramente en la sección del Río

Playa Grande, donde afloran rocas Precámbricas, Cretácicas y Terciarias.

Las rocas precámbricas pertenecen al basamento del arco de Mérida, las

rocas cretácicas representan el periodo de trasgresión y regresión marina y

las rocas terciarias se caracterizan por los sedimentos actuales.

La región del Río Playa Grande está caracterizada por un alto estructural

(Arco de Mérida) durante los comienzos de la trasgresión cretácica, donde el

mar invadió los terrenos occidentales ocasionando durante el Barremiense

36

un ambiente fluvio – deltaico con influencias próxima-costera, donde se

depositó la Formación Río Negro, luego el mar siguió penetrando durante el

Aptiense y condicionó una plataforma marina en corto período de tiempo

donde se depositaron las calizas de Formación Apón.

Luego en el Albiense, ocurrieron pulsaciones orogénicas que levantaron

un poco el área, convirtiéndose la zona en un próximo costero donde se

depositó la Formación Aguardiente. El intervalo comprendido desde el

Cenomaniense hasta el Santoniense se caracteriza por la reactivación de la

máxima secuencia transgresiva y condicionó un ambiente de plataforma

profunda, donde se depositaron las lutitas negras de la Formación Capacho,

luego el mar siguió penetrando durante el Coniaciense y Santoniense

formando así un ambiente marino profundo, donde se depositaron las lutitas

calcáreas, concreciones y calizas de la Formación La Luna, cerrando así el

ciclo transgresivo.

El Campanéense y Maestrichtiense se dió en un lapso regresivo muy

lento de ambiente marino poco profundo sedimentando en este intervalo de

tiempo el amplio espesor de la Formación Colón. Luego ocurre un gran

período de no depositación, ocasionado por el levantamiento del terreno y

por ende la retirada del mar. Posteriormente en el período comprendido entre

el Paleoceno-Eoceno Inferior las montañas quedaron levantadas y en

período de erosión, luego en el Eoceno Medio comienza una nueva

depositación de las areniscas de la Formación Misoa. En el Eoceno medio el

mar invade el continente rápidamente y la zona se transforma en un

ambiente marino profundo donde se depositaron las lutitas negras de la

formación Paují.

En el Oligoceno ocurrió la orogenia Alpina responsable del levantamiento

definitivo de la Cordillera Andina, lo cual dió origen al arreglo estructural

37

actual de los Andes y por ende a la sección del Río Playa Grande, donde se

fractura la corteza y da origen a la falla de las Virtudes con un movimiento

vertical. Durante épocas post-pliocénicas la falla sigue su actividad y se corre

sobre la secuencia cretácica, este corrimiento fractura en forma

perpendicular el terreno y se forman fallas transcurrentes ortogonales a la

falla principal.

2.2.4 Geología Estructural del Área Torondoy

El área Torondoy se caracteriza por ser un área de fuerte tectonismo, que

ha ocasionado la formación de plegamientos regionales, como los

anticlinales Guaca y Mullapas y el sinclinal China. El anticlinal Guaca

atraviesa casi toda la región con dirección NE – SO mientras que el segundo

afecta poco menos de 5 kms del área Norte. En dirección NE – SO casi en

dirección Este franco.

La acción de la tectónica fue tan fuerte en esta región que la mayoría de

las formas originales fueron grandemente alteradas, presentando un

modelado donde los antiguos sinclinales y anticlinales han sido fracturados o

dislocados debido a la interferencia de fuerzas contrapuestas, lo cual indica

la presencia de movimientos tectónicos post-deposicionales.

La región de Torondoy se interpreta como parte de una mega – estructura

anticlinal (junto con el área de Valera) deformada sobre un sistema de

rampas y planos asociada a cabalgamientos de sentido opuesto, donde la

geometría general es la de una zona triangular.

En el área Torondoy se establecen dos fases de deformación.

38

• La primera fase plegante y tangencial orientada noroeste – sureste

que data del Mioceno.

• La segunda fase de edad Plioceno Tardío – Pleistoceno se manifiesta

a continuación por la formación de pliegues orientados noreste –

suroeste en el seno de las formaciones Mio – Pliocenas (formación

Betijoque). Esta deformación se caracterizada por la aparición de

cabalgamientos de sentido noroeste, y por la formación de retro –

cabalgamientos en el interior de la cuenca de flexura de la región

sureste.

Otro rasgo estructural presente en el área Torondoy es el anticlinal de

Boscán el cual se presenta como una estructura superficial suave con

orientación promedio suroeste, desarrollada en las rocas de la formación

Betijoque. El Cierre del pliegue es hacia el suroeste y aflora en las

formaciones del Mio – Plioceno y se interpreta por debajo de terrazas del

Cuaternario.

En el área Torondoy también se destaca el anticlinal Mullapas, posee una

extensión total de aproximadamente 6,2 Km y una orientación promedio

noreste. Esta estructura ubicada al noroeste de la región aflora con la

formación Palmar. Se considera una región de altos peligros sísmicos con

propios focos de importancia y posibles deformaciones en la superficie

terrestre.

Estructuralmente el área Playa Grande está afectada por fenómenos

característicos de esfuerzos compresivos los cuales determinan las

estructuras presentes en dicha zona, tales esfuerzos modificaron en gran

manera la disposición del río y de la roca que la conforman.

39

2.2.5 Estratigrafía del Área Torondoy

2.2.5.1 Grupo Iglesias

Kündig (1938) introdujo este nombre para definir someramente una

unidad heterogénea de rocas sedimentarias e ígneas, intensamente

metamorfizadas. Sutton (1946), añadió algunos datos sobre la unidad.

Schubert (1968), en la región de Barinitas-Santo Domingo, lo subdivide en

tres unidades informales de uso local. Benedetto (1982) lo incluye en la Zona

3 de su Zonación tectónico estratigráfica del noroeste de América del Sur.

Bellizzia y Pimentel (1994) aplican la denominación al Complejo Iglesias para

referirse al basamento del llamado Dominio Mérida.

2.2.5.2. Formación Río Negro

Figura Nº 7. Distribución Geográfica de la Formación Río Negro

Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)

Consideraciones históricas

Hedberg H. D. (1931), empleó el término conglomerado de Río

Negro, para designar capas basales de la secuencia del cretáceo en la

40

Sierra de Perijá. Hedberg y Sass (1937 a y b); elevaron la unidad a rango

formacional. Autores posteriores extendieron su reconocimiento a todo el

occidente de Venezuela, en especial a los depósitos de gran espesor

presentes en los surcos de Machiques, Uribante y Barquisimeto (Van

Andel, 1958; Salvador y Hotz, 1963). García Jarpa et al., (1980),

restringen la distribución de la Formación a los Surcos de Machiques y

Uribante, incluyendo las secuencias del Surco de Barquisimeto, en la

Formación Peñas Altas. En la región intermedia, de la plataforma del lago

de Maracaibo se presentan conglomerados de menor espesor,

infrayacentes a la Formación Apón, cuya designación ha sido muy

diversa. Algunos autores, los incluyen en la Formación Río Negro y otros

en la Formación Apón, con términos tales como "Clásticos Basales" o

"Areniscas Basales". El tema ha sido analizado por Maync (1956), O.

Renz (1959), Salvador (1961) y otros. En el cuadro de correlación del

primer Congreso Venezolano del Petróleo (Soc. Venez. Ing. Petról, 1963),

se adoptó el sentido más amplio de la Formación Río Negro, que incluye,

tanto las capas delgadas de la plataforma, como los espesos depósitos de

relleno de surco.

Descripción litológica

La formación Río Negro está constituida por areniscas blancas,

generalmente de grano grueso, conglomerados heterogéneos; arcillas y

lutitas variables, típicamente en tonos brillantes de amarillo, rojo y

morado. De acuerdo con su fuente sedimentaria, las areniscas varían

desde muy cuarzosas (Surco de Uribante), a muy feldespáticas (Surco de

Machiques) (Van Andel, 1958). García Jarpa et al. (1980), describen una

columna estratigráfica, representantiva de esta unidad en la región central

41

de la subcuenca del Uribante, aflorante en la región de La Fundación,

estado Táchira.

Esta secuencia se inicia, con capas de arenisca de grano fino a grueso

y conglomerados, en capas de hasta 1 metro de espesor, de color gris

claro, con manchas rojizas debido a lixiviación de los sedimentos rojos de

la formación La Quinta, infrayacente. Estos estratos están intercalados,

con niveles de lutitas y limolitas negras que se hacen dominantes en los

200 metros basales. Se trata de limolitas y lutitas calcáreas, en parte

carbonosas, muy fosilíferas, intercaladas con capas de caliza y yeso,

entre 1 y 2 metros de espesor. Suprayacente a esta secuencia, se

presenta una alternancia de capas potentes de conglomerados de grano

grueso y de lutitas, distribuidas en estratos que varían entre 1 y 5 metros.

Las capas conglomeráticas, están formadas por clastos, en su mayoría de

cuarzo, redondeados a subangulares; presentan escogimiento pobre

coloración blanca a gris pardo. La textura es variable al igual que su

composición minera lógica. Es frecuente la estratificación cruzada

asintótica, hacia la base y cortada hacia el tope, dentro de un rango que

varía entre 1 centímetro y más de 1 metro. Rellenos de canales son

frecuentes en todo este intervalo, y alcanzan dimensiones variables,

desde pocos centímetros hasta mas de 3 metros de ancho. Las capas

lutáceas y limolíticas intercaladas en la secuencia, son de color gris

oscuro a negro, finamente laminadas y con restos vegetales; localmente

los niveles limosos arenáceos, presentan laminaciones y estratificación

cruzada, que recuerdan las macroestructuras de los estratos

conglomeráticos.

En la parte media de la formación, se presentan horizontes de

coloración rojiza que recuerdan a la Formación La Quinta y es posible que

ello se deba a erosión y resedimentación de estratos de esa formación.

Los términos superiores de esta columna, están formados por capas de

42

areniscas conglomeráticas; con estratos alternantes de poco espesor de

lutitas y limolitas oscuras. El contacto superior, está definido por la

aparición de los primeros horizontes calcáreos de la Formación Apón.

Espesor

En el surco de Machiques, se midieron espesores de 1.500 metros. En

la región de San Cristóbal, espesores de 1.450 metros y la unidad se

adelgaza, cuando se avanza de la depresión del Táchira, hacia el Alto de

Mérida, por ejemplo en la carretera Mérida-Jají, se han medido espesores

de sólo 25 metros, y en la región de Caño Zancudo, solamente 5 metros.

Extensión geográfica

La unidad aflora en la mayor parte del occidente de Venezuela, en los

estados Zulia, Táchira, Mérida. Exhibe buen desarrollo en secciones de la

depresión Táchira. Está ausente en el subsuelo de la cuenca Barinas y en

los ríos del flanco surandino entre las cercanías de Santa Bárbara de

Barinas y el río Calderas (Kiser, 1997).

Correlación

Por su posición similar, infrayacente al Grupo Cogollo, la Formación

Río Negro y el Grupo Yuruma de la península de la Guajira,

aparentemente son correlativas, no obstante, sus litologías diferentes.

Más al este, la Formación Araure y parte de la Formación Barranquín, son

similares en el aspecto litológico y probablemente en edad a la Formación

Río Negro. Esta formación, también es correlacionable con la parte basal,

de la Formación Peñas Altas de la subcuenca Lara-Trujillo.

43

2.2.5.3. Formación Apón.

Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Apón



La Formación Apón, cuyo nombre deriva del Río Apón, fue definida por

Sutton (1946), como la división basal del Grupo Cogollo en la región de

Perijá.

Heybroek (1953), en la depresión de Táchira, cartografió los Miembros

Tibú y Guaimaros (Formación Apón).

Rod y Maync (1954) la dividieron en tres miembros: inferior, medio y

superior, basados en la presencia de un intervalo medio de lutitas negras y

calizas laminares que resulta un marcador litológico prominente, no

consideraron la creación un nuevo nombre para su equivalente en los andes.

Renz (1959) propuso los nombres formales de Tibú, Machiques y Piché, e

introdujo el nombre de Lutitas de Guáimaros para una sección que yace

consistentemente por encima de Tibú.

44

Salvador (1961) dió preferencia al uso de Formación Apón en vez de Tibú,

en los andes venezolanos. Discutió el valor estratigráfico que tiene

Guáimaros, y en el área de Barco, subdividió a Apón en dos unidades: una

inferior, calcárea, Tibú, y una superior, clástica, Mercedes, como ya lo habían

propuesto Notestein et al. (1944), para la parte inferior y media de su

Formación Uribante, hoy invalidada.

Posteriormente, Ford y Houbolt (1963) dividen a la Formación Apón en

cuatro miembros, en orden ascendente: Tibú, Lutitas de Guáimaros,

Machiques y Piché, con los dos últimos confinados al Surco de Machiques y

sus alrededores, mientras que los dos primeros se reconocen por todo

occidente.

Fierro y Useche (1985) también describieron a la formación el área Nula

de la depresión Táchira. Esto sería la primera mención publicado de la

presencia de Apón en el subsuelo de la cuenca de Barinas-Apure.

Kiser (1989-a) interpreta la presencia de Apón en el pozo Milagros Sur-1X

del área de Burgua en el intervalo 3265 m-3451 m (10708'-11322' P:F:).


Hacia el área de los andes, García Jarpa et al. (1980) describen tres

facies: una inferior, de calizas arenosas de tipo wackestone y packestone,

con dolomita, restos de fósiles, intraclastos, pellets, con espesor entre 2-4

m, intercaladas con lutitas areniscas cuarzosas; la segunda facies

presenta calizas más puras, tipo wackestone y packestone, sin cuarzo y

más fosilíferas, con abundancia de intraclastos y pellets, limolitas y

margas y la facies superior corresponde a las Lutitas de Guáimaros, con

lutitas y limolitas que presentan rombos de dolomita, arenisca fina y

45

wackestone-packestone, con fragmentos de bivalvos, con espesor entre

30-35 m, pero puede desaparecer.

En la plataforma de Maracaibo, León (1975) ha descrito la Formación

Apón del subsuelo, en el campo Urdaneta, como calcarenitas

conglomeráticas fosilíferas, de colores que van de gris claro que puede

llegar a blanco y gris oscuro, con algunas capas de dolomita, con buenas

porosidades, a diferencia de la porosidad promedio (cerca de 8%) de toda

la sección.

Bartok et al. (1981) consideran de base a tope, sus unidades H y G del

Grupo Cogollo, del subsuelo de la cuenca de Maracaibo, como

equivalentes de la Formación Apón.

La secuencia del pozo Milagros Sur-1X se compone, en los 80 m

superiores, de areniscas grises a blancas de grano fino, friables,

calcáreas, glauconíticas, con algunas calizas delgadas micríticas de color

marrón a crema; los 107 m inferiores, hasta la profundidad final del pozo,

consiste en una secuencia de calizas delgadas a gruesas (hasta 6 m de

espesor), cremas y marrones, microcristalinas, calcareníticas,

glauconíticas y piríticas, con intercalaciones de lutita gris a marrón oscura,

fisible, astillosa, calcárea, micácea, pirítica y con vetillas de calcita (Kiser,

1997 comentarios enviados al CIEN).


Se extiende por Venezuela occidental y este de Colombia. Sus

afloramientos forman franjas por el frente oriental de sierra de Perijá y

frente noroccidental de los Andes de Mérida. Estaba expuesta en la isla

de Toas y en la bahía de El Tablazo al norte de Maracaibo. Se extiende

en el subsuelo por las cuencas de Maracaibo y Apure. Se le reconoce en

46

afloramientos de la presión del Táchira y área de El Nula. Se acuña hacia

el flanco suroeste del Surco de Uribante.

Contactos

En la base, el contacto es transicional con la Formación Río Negro

infrayacente, y en su tope, pasa transicionalmente a la Formación

Aguardiente en los andes. En la subcuenca de Machiques y la plataforma

de Maracaibo, infrayace a la Formación Lisure.

2.2.5.4. Formación Aguardiente

Figura Nº 9. Distribución Geográfica de la Formación Aguardiente



Notestein et al. (1944) introdujeron este nombre al subdividir la

Formación Uribante, en la Concesión Barco, departamento de

Santander, Colombia, en tres miembros: Tibú, Mercedes y

47

Aguardiente, en orden ascendente. Sutton (1946) lo empleó con rango

de formación como componente del Grupo Cogollo. Rod y Maync

(1954) consideraron el intervalo como equivalente a la Formación

Lisure en Perijá.

O. Renz (1959) propuso el nombre de Formación Peñas Altas para

designar el intervalo suprayacente a las lutitas de Guáimaros, e

infrayacente a las calizas de la Formación La Puya (hoy Maraca), en

Los Andes venezolanos. Refiriéndose a la Formación Peñas Altas,

Renz (1959) afirmó textualmente: "Rod y Maync (1954) usaron el

nombre de Formación Aguardiente para designar casi el mismo

intervalo". Este autor correlacionó a la Formación Peñas Altas con el

Miembro Aguardiente y parte del Miembro Mercedes, tal como fueron

usados por Notestein et al. (1944). Ford y Houbolt (1963) siguieron la

nomenclatura de Renz.

Salvador (1961) empleó el nombre de Formación Aguardiente para

designar el intervalo llamado Peñas Altas por Renz (1959), por

considerar innecesaria la introducción de un nombre nuevo. Trump y

Salvador (1964), y el Cuadro de Correlación del Primer Congreso

Venezolano del Petróleo (Soc. Venez. Ing. Petrol., 1963) lo emplearon

en el mismo sentido.


Notestein et al. (1944) mencionaron areniscas calcáreas duras, de

color gris a verde claro, grano variable y estratificación cruzada,

localmente glauconíticas, con intercalaciones de lutitas micáceas y

carbonáceas y algunos lechos de caliza en la parte inferior; localmente

las areniscas son tan calcáreas que se aproximan a calizas arenosas.

48

En Táchira, Trump y Salvador (1941) describieron areniscas de

colores claros, duras, en capas de espesor variable, intercaladas con

limolitas y lutitas carbonáceas, y señalaron que al norte y oeste de

Táchira la unidad se hace más calcárea y las capas de caliza

constituyen un elemento litológico característico.

Según Salvador (1961-b), en Táchira, Mérida y Trujillo, esta

formación "presenta una litología muy uniforme, compuesta

predominantemente por areniscas cuarzosas, a veces glauconíticas,

con capas de caliza distribuidas en varios niveles". O. Renz (1959)

acertadamente insistió sobre el carácter cuarzoso y los colores claros

de meteorización de las areniscas, las intercalaciones de lutitas

oscuras, y la presencia de caliza fosilífera de varios tipos.

Espesor

En la Concesión Barco (Colombia) se señalaron espesores de 150-

160 metros; Trump y Salvador (1964) mencionaron 500 metros cerca

de San Cristóbal, y menos de 300 metros en el norte de Táchira;

Salvador (1961-b, Fig. 2) mostró 504 metros en el área Chejendé-

Mitón, y O. Renz (1959) aproximadamente 400 metros en la sección

del Cerro Peñas Altas, en Lara.


La Formación Aguardiente se extiende desde Zulia sur-occidental y

partes adyacentes de Colombia, y Cordillera de Los Andes entre

Táchira y Lara.

49

Litofacies de la Formación Aguardiente

Esta unidad está caracterizada por la presencia de cuerpos de

arena en un 70% con alternancia de limolitas, lutitas, lutitas

carbonáceas y capas delgadas de carbón.

Las areniscas son grises de grano grueso a fino, generalmente

bien escogidas, con partículas de materia orgánica, en la base y en el

tope son glauconíticas. Poseen estratificación cruzada en capas

delgadas y capas gruesas.

En el río Playa Grande se encuentran algunas capas delgadas de

carbonatos con orbitolinas, glauconíticas y están íntimamente

asociadas a areniscas y limolitas glauconíticas.

Según el estudio “Interpretación paleoambiental y correlación

lateral de la formación Aguardiente (Cretáceo Inferior) Flanco

Norandino”, (Luzardo, 1992), los espesores de la formación

Aguardiente en el área en estudio son variables, sin embargo en el

Río Playa Grande alcanzan 130 metros.

Fueron determinadas cinco litofacies presentes en la formación

Aguardiente, a saber:

Litofacies A, areniscas gruesas con algunos niveles de ruditas

Litofacies B, areniscas y wackas, ambas con glauconitas.

Litofacies C, calizas arenáceas y glauconíticas

Litofacies D, lutitas, lutitas carbonáceas y capas delgadas de

carbón.

Litofacies E, alternancia de areniscas, limolitas y lutitas.

50

Las litofacies A consisten en capas de areniscas de cuarzo que,

por lo general son de espesores que van de 1 metro a 4 metros. Las

areniscas son de grano medio a grueso, de escasa matriz. El

cemento es silíceo. Es común observar estratificación cruzada.

Específicamente en el río Playa Grande estas areniscas afloran en

estratos masivos. En la base presentan color negro a consecuencia

de materia orgánica, observándose también niveles rudáceos.

Litofacies B, consisten en areniscas de espesores de 0.5 a 2

metros, de colores claros con tintes verdes por presencia de

glauconita y wackas de cuarzo y glauconita. En el Río Playa

Grande, esta litofacie consiste en areniscas y limolitas con

bioturbación y rizaduras de corriente, microscópicamente son bien

escogidas y de grano muy fino.

Litofacies C, caracterizadas por capas de calizas arenaceas y

calizas glauconiticas. En el área Torondoy esta litofacie no aparece

en todas las secciones lo cual infiere un carácter lenticular. La matríz

es micrítica y presenta algunos intraclastos de dolomita y calcita.

Litofacies D, se componen de lutitas, lutitas carbonáceas y capas

delgadas de carbón. Son cuerpos que se acuñan lateralmente por lo

que se infiere que no haya extensión lateral.

Finalmente las litofacies E se componen de areniscas, limolitas y

lutitas intercaladas. Las areniscas son de grano fino con cemento

silíceo. En el Río Playa Grande, las litofacies E se encuentran por

encima de las capas gruesas de areniscas de la litofacies A y consiste

51

de una secuencia de limolitas y areniscas finamente interestratificada.

Los espesores expuestos en esta sección alcanzan los seis metros.

2.2.5.5 Formación Capacho

Figura Nº 10. Distribución Geográfica de la Formación Capacho



Sievers (1888) introdujo el término caliza de Capacho para

designar una sección de calizas del Cretáceo Medio expuesta cerca

de Capacho (hoy Independencia), estado Táchira, entre el tope de

Aguardiente y la base de La Luna; Dalton (1912) las reconoció con el

mismo nombre en otros estados de Venezuela occidental; Garner

(1926) llamó Caliza de Río Cogollo al intervalo de calizas grises

macizas cristalinas y fosilíferas que infrayace a la Luna.

52


Es una secuencia de alternancia de lutitas duras de color gris

oscuro a negro y calizas duras de colores claros, frecuentemente

fosilíferas, y ocasionales limolitas que se diferencian de las areniscas

macizas de la Formación Aguardiente infrayacente y de las capas

delgadas de calizas y lutitas negras de la Formación La Luna

suprayacente. Las calizas de la Formación Capacho a menudo emiten

fuerte olor a petróleo en superficies frescas. Renz (1959) reconoció y

subdividió la Formación Capacho en tres miembros que de más

antiguo a más joven denominó, La Grita, Seboruco, Guayacán.

Espesor

Renz (1959) muestra numerosas secciones medidas en las cuales

el espesor máximo es de 275 metros. Según Sutton (1946) los

espesores de la Formación Capacho varían de 240 m en el río

Omuquena a 310 m en Río de Oro (Táchira). En Trujillo se reportan

460 m aproximadamente, 223 m en río Cachirí; 400 m en Río Apón.

En el flanco de Barinas, en la región de Barinas-Santo Domingo y área

del río Boconó, Pierce (1960) describe 60 a 90 metros de la Formación

Capacho, en los afloramientos de pie de monte indicando que no es

posible subdividir la formación en miembros como ocurre en la

depresión de Táchira-Tarra.


Según Renz (1959) en los Andes, la formación Capacho está

presente en todas las secciones al sur de una línea que corre

53

aproximadamente desde Torondoy hasta Boconó, al este de la cual se

considera transicional a la parte inferior de la Formación La Luna.

En la parte nororiental de los Andes, desde el Alto de Tomón,

pasando por Chejendé hasta llegar por Barbacoas, la facies y la

litología de los sedimentos, que constituyen la continuación lateral de

la Formación Capacho, han cambiado a tal extremo que Renz prefiere

incluirlas en la Formación La Luna, debido a que el cambio en la

litología es muy similar a la que se encontró entre la Formación

Capacho del área del Río de Oro y la Formación La Luna del surco

deposicional de Machiques. En Barinas, la formación se identifica

desde el área Altamira-río Calderas-cerro Azul hacia el norte y

noreste.

Hacia el sur, a lo largo de las colinas piemontinas surorientales de

los Andes, la Formación Capacho pasa lateralmente a la arenosa

Formación Escandalosa. Hacia el noroeste se extiende a la Concesión

Barco en Colombia y a las áreas de Tarra y río de Oro, en Venezuela;

más hacia el norte pasa por transición a la parte basal de La Luna en

la depresión de Machiques.

La formación aflora también en el sector noreste de la cuenca de

Barinas. Se trazan afloramientos excelentes en la faja de

afloramientos del pie de monte en los ríos Santo Domingo, Calderas,

Masparro y quebrada Bellaco, como también en el río Boconó.

54

2.2.5.6 Formación La Luna

Figura Nº 11. Distribución Geográfica de la Formación La Luna



Garner (1926) publicó originalmente el nombre de caliza de La

Luna, posteriormente descrita en detalle por Hedberg y Sass (1937)

con rango de formación.


La Formación La Luna consiste típicamente de calizas y lutitas

calcáreas fétidas, con abundante materia orgánica laminada y

finamente dispersa, delgadamente estratificadas y laminadas, densas,

de color gris oscuro a negro; la ftanita negra es frecuente en forma de

vetas, nódulos y capas delgadas; las concreciones elipsoidales a

discoidales de 10 a 80 cms de diametro, son características típicas de

la formación, que permiten reconocerla en cualquier afloramiento.

Muchas de las concreciones tienen amonites y otros macrofósiles en

su interior. Las capas de caliza varían en espesor de 1 - 2 cms hasta

55

unos 50 cms, con estratificación uniforme y monótona. Fracturas

frescas de las calizas tienen olor característico y fuerte a bitumen.

Espesor

Los espesores en la cuenca de Maracaibo varían entre 100 y 300

metros, con tendencia a aumentar de sur a norte. A lo largo del frente

oriental de la sierra de Perijá la formación tiene espesores que no

superan los 183 m. En el valle del río Carache tiene 315 m y en el río

Buena Vista en Trujillo tiene 70 - 100 m. El espesor se reduce sobre el

arco de Mérida.


La unidad se presenta en toda la extensión de la cuenca del lago

de Maracaibo, estado Zulia, como también en los estados Falcón,

Lara, Trujillo, Mérida, Táchira, Barinas y la península de La Goajira,

Colombia.

Expresión sísmica

La Formación La Luna infrayace a las lutitas de la Formación Colón

en gran parte de la cuenca de Maracaibo; tiene tres (3) grupos de

reflectores fuertes, contrastantes y contínuos, en la mayoría de las

secciones sísmicas. Estos reflectores se encuentran debajo del

reflector "caliza de Socuy", usado tradicionalmente como "tope del

Cretáceo" en las interpretaciones sísmicas.

56

Importancia económica

La Formación La Luna se considera la roca madre principal de gran

parte de los hidrocarburos generados y atrapados en la cuenca de

Maracaibo.

2.2.5.7 Formación Colón

Figura Nº 12. Distribución Geográfica de la Formación Colón



Sievers (1988) denominó a las lutitas de Colón Capas de Cuesta de

Capote; Liddle (1928) llamó "lutita de Colón" a la espesa unidad de

lutitas representativa del Cretáceo Superior en la mayor parte de la

cuenca de Maracaibo. Hedberg y Sass (1937) emplean el nombre de

Arcilla Laminar de Colón. Luego fue elevada a rango formacional por

Sutton (1946). Su empleo ha sido mantenido por la mayoría de los

autores posteriores. Numerosos trabajos se refieren al binomio Colón-

Mito Juan, ya que al efectuar estudios regionales resulta difícil separar

57

las dos formaciones. Heybroek (1953) describió la Formación Colón-

Mito Juan en la depresión de Táchira.


La Formación Colón se caracteriza por lutitas microfosilíferas gris

oscuro a negras, macizas, piríticas y ocasionalmente micáceas o

glauconíticas, con margas y capas de caliza subordinada. Las lutitas

son más arenosas hacia la base y hacia la parte superior, donde la

unidad cambia transicionalmente a la Formación Mito Juan.

Según la descripción de Ramírez y Campos (1969) la Formación

Mito Juan es muy similar a Colón, de la cual se diferencia únicamente

en el aumento gradual de arena hacia el tope de la formación y la

diferente fractura, irregular o astillosa, en comparación con la

subconcoidal de Colón. En el área La Grita-San Cristóbal, Ramírez y

Campos (op. cit.) emplean el término combinado Colón-Mito Juan,

debido a la dificultad de diferenciar las dos formaciones en el campo

en base únicamente a la presencia de pequeñas capas arenáceas en

la lutita; diversos trabajos se refieren a este binomio.

Espesor

En la localidad tipo alcanzó 900 metros (LEV, 1970); sin embargo,

autores como Pierce (1960) y Kehrer (1937) establecen espesores de

540 m y 600 m, respectivamente. En el área de Barinas, el espesor

máximo conocido de la Formación Colón es mucho menor que en

otras localidades del occidente de Venezuela. Notestein, Hubman y

Bowler (1944) registran espesores entre 210 y 450 m en la Concesión

Barco; 400 y 500 metros en el valle de Carache en Trujillo. En la

58

cuenca de Maracaibo, en la sierra de Perijá, el espesor es de 470 m.

Según Pierce (1960) en el sector noreste de la cuenca de Barinas, el

espesor máximo de la formación se observa en la quebrada Bellaco,

afluente del río Santo Domingo, donde se miden 360 m de sección; en

el río Santo Domingo aflora un espesor muy reducido de la formación.


Esta formación aparece en toda la cuenca de Maracaibo y en la

cuenca Barinas-Apure.

Contactos

El contacto inferior de la unidad con la Formación La Luna es

aparentemente concordante. El contacto superior con la Formación

Mito Juan es concordante y transicional, determinado por la aparición

de intercalaciones de arenisca y caliza. En la parte nororiental de la

cuenca de Maracaibo desaparece la Formación Mito Juan, y las lutitas

de Colón infrayacen concordantemente a las formaciones Guasare,

Trujillo, Ranchería, o Valle Hondo, según la localidad (LEV, 1970).

Importancia económica

El intervalo lutítico Colón-Mito Juan constituye un sello

extraordinario para los hidrocarburos generados en períodos

anteriores, impidiendo la migración vertical por ascenso, esta

impermeabilidad fue afectada por las fracturas creadas durante la

orogénesis del final del Cretácico, permitiendo una mayor migración

del petróleo cretácico a las arenas eocenas colocadas en situación

estructural favorable

59

2.2.5.8 Formación Misoa

Figura Nº 13. Distribución Geográfica de la Formación Misoa



Garner (1926) introdujo el nombre Formación Cerro Misoa, para

designar una unidad compuesta de areniscas y lutitas intercaladas, la

cual aflora en el cerro del mismo nombre. Casi simultáneamente,

Hodson (1926) publicó el nombre de Serie Misoa-Trujillo en un sentido

parcialmente sinónimo de la Formación Trujillo, en su sentido original.

Sutton (1946) usó el nombre de Formación Misoa, separándola de

la Formación Trujillo, e hizo una descripción de la unidad, con

indicación de su contenido fosilífero. González de Juana (1951) siguió

la descripción de Sutton, discrepando en cuanto al contacto inferior

con la Formación Trujillo.

60

En los campos petrolíferos del lago, la secuencia de arenas y lutitas

de la unidad, ha sido subdividida según diversos esquemas informales

por las empresas operadoras. El más aceptado, generalmente, es el

de Arenas "B" (B1 a B9) y Arenas "C" (C1 a C7), basado en las

características de los registros eléctrico de los pozos. Natera (1961)

publicó la primera descripción formal de las Arenas "B". Las Arenas

"C" fueron consideradas originalmente como equivalentes a la

Formación Trujillo, pero Brondijk (op. cit.) y Walton (1967), las

incluyeron definitivamente dentro de la Formación Misoa.


Las características de los sedimentos de la Formación Misoa,

dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de

sedimentación, de la distancia entre ellos y de la fuente de los mismos.

Hacia el noreste hay más lutitas y areniscas de grano fino, mientras

que hacia el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta al 80 y

90% de la sección, y los granos se hacen más gruesos. Se encuentran

areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en distintas cantidades, en

toda la sección y hacia el este, en la sierra, algunas capas de caliza en

la parte-inferior. En el área del lago se encuentran capas delgadas de

caliza, en la parte inferior (Miembro C-7). Por lo cual, hacia el sureste

del Lago de Maracaibo, el porcentaje de arena es de un 80 % a 90 %

con granos gruesos.

Las areniscas presentan tamaños variados de grano, pero en

general, son de grano fino y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son

generalmente auras, micáceas, frecuentemente carbonáceas y

generalmente bien estratificadas a macizas. Se presentan en unidades

61

compuestas, con espesores normales de varies decenas de metros,

las cuales localmente se agregan para totalizar espesores de

centenares de metros, formando serranias pronunciadas. En el

subsuelo, estas mismas arenas forman yacimientos múltiples

verticales, con distribución lateral de decenas de kilómetros. Ghosh et

al. (1989) identificaron los tipos de arcosa-subarcosa y sublitarenita-

subarcosa, en las áreas de Urdaneta-Lagunillas y cuarzo-arenitas en

la de Barúa-Motatán.

Las lutitas tienen composición variable, casi siempre son micáceas,

arenosas a limolíticas, con abundantes estratos delgados, estrías y

películas de arena, limo y material carbonáceo (incluyendo restos de

hojas), que les den un aspecto laminado con estructura "flaser". Se

presentan tanto en forma de intercalaciones menores en las unidades

compuestas de arenisca-limolita, como en secuencias que alcanzan

varios centenares de metros de espesor, entre complejos de

areniscas. Las lutitas han sido depositadas en ambientes de prodelta,

de aguas someras, e interdeltaico, principalmente, y son diferenciables

por las delgadas capas de lignito y por el material carbonáceo que

contienen.

Las calizas son escasas y se presentan en la base de la formación,

en la región suroriental y en el subsuelo del lago, son de color gris a

gris azuloso, duras, con espesores de menos de un metro a varios

metros, arenosas, gradando a areniscas calcáreas. Generalmente son

bioclásticas, con foraminíferos grandes, algas y fragmentos de

moluscos.

62

Espesor

En la región suroriental y en el subsuelo del lago se encuentra un

espesor promedio entre 3.500 a 5.500 m. La unidad adelgaza hacia el

oeste, donde se encuentra reducida por la erosión. Al norte del lago,

frente a Maracaibo, hay 3.000 m preservados, con aproximadamente

1.500 m erosionados. En el campo Urdaneta norte y en Cabimas, hay

4.600 m. En el lado oeste del lago, en los pozos UD-Sur y SOL, se

encuentran 1.000 m preservados, con aproximadamente 500 m

erosionados, mientras que en Bachaquero, hay 3.500 m preservados

bajo la Formación Paují. El espesor en el alto del campo petrolífero

de Ceuta, el espesor total es menor de 1.600 m y en el alto estructural

de Lama-Icotea, hay un mínimo de 200 m, mientras que en los flancos

aumenta hasta 3.700 m.


La Formación Misoa se reconoce en el subsuelo del lago de

Maracaibo y al oeste del mismo, desde el campo Mara a Alturitas, al

suroeste se extiende hacia el campo de Tarra, donde se relaciona

lateralmente con la Formación Mirador. En la superficie se presenta en

una extensa faja, alrededor del lado este del lago, hasta el macizo de

Avispa, en Mérida septentrional.

Contactos

En su tope, la Formación Misoa está en contacto concordante con

la Formación Paují; el contacto puede ser abrupto o transicional. Hacia

el este, se presenta a veces un intervalo glauconítico (Formación o

Miembro Caús) en el límite formacional. En la región tipo, la base de la

63

Formación Misoa, en términos generales, se define como un cambio,

en sentido descendente, a las lutitas de la Formación Trujillo; el

contacto no se ha delimitado en detalle, debido a la frecuente

presencia de areniscas de gran espesor en la Formación Trujillo. Los

límites definidos por Sutton (op. cit.) y González de Juana (1951) por

ejemplo, no concuerdan, como lo demuestra la diferente ubicación de

las capas de caliza.

Edad

Van Raadshooven (op. cit.) determinó la edad de los

macroforaminíferos como Eoceno medio inferior. Kuyl et al. (1956)

señalaron una edad Eoceno inferior a medio, para unidades incluidas

hoy en la Formación Misoa.

2.2.5.9 Formación Paují

Figura Nº 14. Distribución Geográfica de la Formación Paují


64

Localidad Tipo

Río Paují, de donde se deriva el nombre, donde emerge de la

serranía de Trujillo, unos 20 km al sureste del campo petrolífero de

Mene Grande, estado Zulia. (Hoja 6045, esc. 1:100.000, Cartografía

Nacional). Esta sección es pobre debido a los efectos de la erosión, al

fallamiento y a la escasez de afloramientos. La unidad aflora casi

perfectamente en las cercanías, a lo largo del río San Pedro, el cual

ha sido, por lo tanto, utilizado ampliamente como sección de

referencia.


Esencialmente, la unidad es una espesa secuencia de lutitas,

claramente diferenciable de las areniscas de las formaciones Misoa

infrayacente, y Mene Grande suprayacente. Las lutitas típicas tienen

color gris mediano a oscuro, y son macizas a físiles y concrecionarias.

En estado fresco, son firmes, y frecuentemente exhiben fractura

concoidal, pero meteorizan rápidamente a masas blandas y

escamosas. En general, hay una virtual ausencia de arenas; una

excepción, restringida a la región de Mene Grande, es la Arena de

Paují Medio (Middle Paují Sand).

Espesor

El espesor total en la sección de referencia del río San Pedro, es

de 1.200 m. En otros sitios, la complejidad estructural impide la

medición precisa, o bien, el tope de la formación ha sido erosionado.

En el subsuelo del lago de Maracaibo, se reconocen espesores

65

erosionados de hasta 820 m en Ceuta, y en el centro del lago hay

hasta 200 m preservados.


La unidad se reconoce en afloramientos al este del lago de

Maracaibo y a lo largo del flanco nor-occidental de los andes. En el

subsuelo se presenta a lo largo del borde oriental del lago, en las

áreas de Cabimas, Bachaquero y Ceuta. También se extiende hacia el

oeste, en la parte central del lago, en una depresión estructural donde

se encuentran los pozos LPG, aunque generalmente hacia el este de

la costa oriental del lago‚ esté ausente por erosión anterior al Mioceno.

Contactos

El contacto inferior es generalmente transicional y concordante con

las capas de la Formación Misoa. En algunas localidades se han

reconocido unas capas de caliza (Formación Caús), entre las

formaciones Misoa y Paují, aunque esta formación es considerada

como Eoceno superior, y la Misoa Eoceno medio.

El contacto superior es generalmente discordante y angular, con

capas más jóvenes y sólo en el área del campo Mene Grande, se

reconoce el contacto concordante y transicional con la Formación

Mene Grande.

66

2.2.5.10 Formación Palmar

Figura Nº 15. Distribución Geográfica de la Formación Palmar



Sutton (1946), describe las capas basales como areniscas masivas

a bien estratificadas, con marcas de rizaduras y fósiles vegetales, el

resto de la descripción de la unidad no ha sido aceptada, ya que

incluye elementos de las formaciones León e Isnotú. En la Depresión

de Táchira, Heybroek (1953) hace una breve descripción de la

formación: "Areniscas duras amarillas con lamina de lignito, lutitas y

lutitas arenosas, alternan con numerosas capas de carbón, todas

magníficamente expuestas en la quebrada Pava" (afluente del río

Sarare) Trump y Salvador (1964), describieron la Formación Palmar

cerca de San Antonio, Táchira occidental, como areniscas de grano

fino y colores claros en capas medianas a espesas, intercaladas con

lutitas del tipo de la Formación León.

67

González de Juana, et al. (1980), describen la unidad como

compuesta por arcillas moteadas de rojo, marrón-oliva y verde oscuro,

localmente arenosas, duras, carbonosas y con restos de plantas y

madrigueras de crustáceos rellenas con arena, intercaladas con

areniscas gris claro, de grano fino a localmente conglomeráticas, mal

escogidas, friables, micáceas y carbonosas. Las lutitas son duras, de

color gris oscuro a negro, a veces carbonosas y fosilíferas. Algunas

capas delgadas de lignito se presentan dispersas en la sección.

Espesor

En la localidad tipo se midieron 570 m, en Mérida 790 m y 1.300 m

en Táchira. Rámirez y Campos (op. cit.) midieron 300 m en la

carretera La Fría-Seboruco.


La unidad se presenta a lo largo del frente norandino de Mérida y

Táchira, extendiéndose a la parte sur y suroeste de la cuenca de

Maracaibo, a través de la depresión del Táchira, hasta la frontera

colombiana, frente a la cordillera oriental. Al este, aflora en el flanco

sur de los andes merideños, desde los Altos de Brujas-La Ceiba, hasta

el depocentro de Capitanejo, y de alguna forma aun no aclarada, en el

subsuelo de Barinas-Apure

Edad

Mioceno temprano a medio.

68

2.2.6 Ambiente de Sedimentación de las formaciones que afloran en el río Playa Grande

A continuación se compendia el ambiente de sedimentación de las

formaciones que afloran en el río Playa Grande. Es importante mencionar

que la formaciones Río Negro y Apón no han sido incluidas en las secciones

estructurales por no contar con una amplia extensión lateral.

2.2.6.1 Formación Río Negro

Se depositó en un ambiente fluvial donde cada nivel de conglomerado

indica la influencia de la actividad fluvial de energía decreciente hacia el tope

de la formación; este periodo ambiental fue de corta duración y marca el

inicio del ciclo transgresivo sobre el alto estructural de Mérida.

2.2.6.2 Formación Apón

Se depositó en un ambiente de plataforma nerítica encipiente, muy bien

marcada por las calizas del Miembro Tibú.

2.2.6.3 Formación Aguardiente

Se depositó en un ambiente próximo costero con influencia marina, donde

se depositaron arenáceas cuarzosas localmente glauconiticas y

ocasionalmente presenta delgadas capas de calizas arenáceas. A

continuación se muestra una fotografía del afloramiento de la Formación

Aguardiente en el río Playa Grande.

69

Figura Nº 16. Afloramiento de la Formación Aguardiente en el río Playa

Grande

Fuente: Almarza y otros. (2002)

2.2.6.4 Formación Capacho

Se depositó en un ambiente marino profundo donde predomina la

sedimentación de limos y lutitas, donde se depositaron las lutitas del

Miembro La Grita y el Miembro Seboruco.

2.2.6.5 Formación La Luna

Se depositó en un ambiente moderadamente profundo con condiciones

euxinicas, el cual dio origen a las lutitas calcáreas. La energía del medio es

baja y con una restringida oxigenación.

70

Figura Nº 17. Afloramiento de la Formación La Luna en el río Playa Grande


2.2.6.6 Formación Colon

Se depositaron en un ambiente marino regresivo muy tranquilo, los

sedimentos muy finos que originaron las lutitas de color gris y físil.

2.2.6.7 Formación Misoa

Se depositó en un ambiente fluvio deltaico de carácter cíclico, los

materiales que se depositan en esta zona son arenosos, con desarrollo de

barras y canales.

Figura Nº 18. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (1)


71

Figura Nº 19. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande(2)


Figura Nº 20. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (3)


2.2.6.8 Formación Paují

Se depositó en un ambiente marino, en una zona de aguas

moderadamente profundas y tranquilas, lo cual dio origen a las lutitas de

color gris claro, fisil y deleznable de la Formación Paují.

72

Figura Nº 21. Afloramiento de la Formación Paují en el río Playa Grande


2.2.7 Drenaje del Área Torondoy

Las corrientes fluviales tienden a formar tres tipos diferentes de drenaje:

dendrítico, centrípeto y en espaldera. Esta tipología resultante es fruto de la

clase de suelo existente en el área de drenaje y de la erosión del mismo por

la acción de los cursos fluviales. En ocasiones, el agua fluye hacia un valle

profundo a causa del drenaje de tipo centrípeto, dando lugar a un lago, o

erosiona zonas localizadas entre crestas y cordones montañosos, lo que

origina valles encajonados.

Figura Nº 22 (a y b). Pozo La Piscina. Coordenadas: N 96625 E 259459. Receptor Carmín GPS MAP76s. Datum WGS 84. Fecha: 20/01/2007.

Fuente: González (2007)

73

2.2.8 Definición de trampas geológicas

Desde 1884, Logan había notado que los indicios superficiales de

petróleo se encontraban principalmente en los anticlinales. En 1885, White,

considerado el padre de la teoría anticlinal de la acumulación de los

hidrocarburos, mostraba que en los Apalaches, sólo producían petróleo y

gas, los pozos perforados en los ejes de los anticlinales. Esta fue una teoría

muy discutida al principio, sin embargo se convirtió en una de las grandes

reglas de la prospección, siendo la búsqueda de estructuras uno de los

principales objetivos de los geólogos petroleros.

Una de las objeciones a esta teoría era la existencia comprobada de

yacimientos en los flancos de algunos anticlinales cuya cresta era estéril.

Fue entonces cuando apareció el término de “trampa”, definiéndose como

“una anomalía geológica cuyo origen sea tectónico (pliegue anticlinal, falla,

flexión), estratigráfico (acuñamiento, arrecife) o litológico (pérdida de

permeabilidad), que da techo a la roca almacén, es decir, donde la porosidad

o permeabilidad desaparecen”, según Levorsen (1956).

Es importante mencionar que el yacimiento es la unidad de

acumulación de hidrocarburos representada por volumen continuo de terreno

impregnado. La acumulación de un único yacimiento puede ser controlada

por una única trampa o por varias trampas combinadas. (pag 108).

Existen diversas clasificaciones de trampas, se citan algunas:

Wilson (1934) distingue cuatro categorías:

• Almacén cerrado por una deformación local de las capas

74

Plegamiento: Anticlinales y domos, sinclinales y cuencas

cerradas.

Fallas que afectan a capas monoclinales.

Combinación de pliegues y fallas.

Intrusiones de sal o de rocas ígneas.

Almacén desarrollado en fisuras.

• Almacén cerrado por variaciones de porosidad

En areniscas

En calizas y dolomías

En rocas ígneas y metamórficas

En capas truncadas y selladas por: recubrimiento, hidrocarburos

viscosos.

• Combinación de plegamiento local y variación de porosidad.

• Combinación de fallas y lenticulación.

Sanders (1943) presenta una clasificación simple:

• Trampas estructurales (anticlinales y fallas)

Normales

Modificadas estratigráficamente

• Trampas estratigráficas

Simples

Complejas

Modificadas estructuralmente

En el interior de una trampa estructural

• Combinación de trampa estructural y estratigráfica.

Flandrin (1955) clasifica las trampas en:

75

• Trampas estructurales.

Formas Anticlinales (simples, fallados, complejos, repliegues

sincilinales)

Fracturas (monoclinales fallados, pliegues-fallas).

Diapiros (Domos de sal, anticlinales diapíricos)

• Trampas paleogeográficas

Anticlinales erosionados bajo discordancia.

Acuñamientos

Relieves fósiles.

• Trampas litológicas

Una estadística de Knebel (1956), establecida sobre 236 campos, entre

los más importantes del mundo (exceptuando Rusia), localizados en 42

cuencas diferentes, muestra la siguiente repartición:

Tabla Nº2. Distribución de Reservas y Campos por Categoría de las

Trampas Geológicas

Reservas Campos

Categoría de las Trampas Volumen en Mm3

% Número %

Anticlinales 27580 80 156 58.2

Fallas 429 1.2 21 7.8

Discordancias 969 2.8 16 6

Arrecifes calcáreos 826 2.4 13 4.9

Otras trampas estratigráficas

2513 7.3 30 11.2

Mixtas 2179 6.3 32 11.8

76

Es decir, que para esa fecha, las trampas estructurales constituyen el

mayor número de acumulaciones de hidrocarburos a nivel mundial hasta la

presente fecha.

2.2.9 Perforación Exploratoria

Exploración es el término utilizado en la industria petrolera para designar

la búsqueda de petróleo o gas.

Desde sus inicios hasta la actualidad se han ido desarrollando nuevas y

complejas tecnologías. Sin embargo este avance, que ha permitido reducir

algunos factores de riesgo, no ha logrado hallar un método que permita de

manera directa definir la presencia de hidrocarburo; es por ello que para

comprobar la existencia de hidrocarburos se necesita la perforación de

pozos exploratorios.

La perforación exploratoria tiene como propósito obtener información en

un área nunca antes explotada de la cual se presume la presencia de crudo

por información previa obtenida de los métodos de exploración, pero se

realiza la perforación para comprobar la existencia o no de hidrocarburos en

cantidades comerciales. El éxito de un pozo exploratorio no se mide en

función de los barriles producidos, sino por la información recolectada; por lo

cual se debe considerar la mayor obtención de información posible:

presiones iniciales de las formaciones, saturaciones iniciales de fluidos,

presión de burbuja de petróleo, gas en solución inicial, etc., obtenidos a partir

de análisis PVT de los fluidos del yacimiento, pruebas de presión, toma de

núcleos, análisis de muestras de subsuelo a distintas profundidades y

medición directa a diferentes profundidades de las propiedades y

características del terreno (rayos gamma, perfilaje eléctrico, geoquímica, etc).

77

Las trampas estructurales son las más fáciles de reconocer y explorar.

Los yacimientos atrapados en condiciones estructurales son los que permiten

la explotación más regular, más racional y con mejores porcentajes de

recuperación, considerando que no existan variaciones de facies

importantes. Sin duda alguna, el área Torondoy, de contener hidrocarburos

en forma rentable, estaría constituido principalmente por elementos

estructurales.

2.2.10. Proyecto de Inversión

Un proyecto es una propuesta de acción técnico económica para resolver

una necesidad utilizando un conjunto de recursos disponibles, los cuales

pueden ser, recursos humanos, materiales, tecnológicos, entre otros. El

proyecto está formado por una serie de estudios que determinar si la idea es

viable, si se puede realizar y dará ganancias.

La fase preliminar para la ejecución de un proyecto se conoce como pre-

inversión y, permite mediante elaboración de estudios, demostrar las

bondades técnicas, económicas-financieras, institucionales y sociales del

proyecto. Involucra:

• Generación y análisis de la idea del proyecto.

• Estudio de el nivel de perfil.

• Estudio de pre-factibilidad.

• Estudio de factibilidad.

De esta manera por se define el problema por resolver en fases de

estudios. En tal sentido, si una etapa se llega a la conclusión de que el

proyecto no es viable técnica y económicamente, carece de sentido continuar

con las siguientes, evitando incurrir en gastos innecesarios

78

2.2.10.1 Generación y Análisis de la Idea de Proyecto.

La generación de una idea de proyecto de inversión surge como

consecuencia de necesidades insatisfechas, de políticas, de la existencia de

otros proyectos en estudios o en ejecución, etc. En el planteamiento y

análisis del problema corresponde definir la necesidad que se pretende

satisfacer o se trata de resolver, establecer su magnitud y establecer a

quienes afectan las deficiencias detectadas (grupos, sectores, regiones o a

totalidad del país). Es necesario indicar los criterios que han permitido

detectar la existencia del problema, verificando la confiabilidad y pertinencia

de la información utilizada. De tal análisis surgirá la especificación precisa del

bien que desea o el servicio que se pretende dar.

2.2.10.2 Estudio del nivel de perfil.

En esta fase se estudian todos los antecedentes que permiten formar un

juicio respecto a la conveniencia y factibilidad técnico –económico de llevar a

cabo la idea del proyecto. En la evaluación se deben determinar y explicitar

los beneficios y costos del proyecto para lo cual se requiere definir previa y

precisamente la situación "sin proyecto", es decir, prever que sucederá en el

horizonte de evaluación si no se ejecuta el proyecto.

El perfil permite, en primer lugar, analizar su viabilidad técnica de las

alternativas propuestas, descartando las que no son factibles técnicamente.

En esta fase corresponde además evaluar las alternativas técnicamente

factibles.

El perfil permite adoptar alguna de las siguientes decisiones:

Profundizar el estudio en los aspectos del proyecto. Para facilitar esta

profundización conviene formular claramente los términos de referencia.

79

Ejecutar el proyecto con los antecedentes disponibles en esta fase, o sin

ellos, siempre que se haya llegado a un grado aceptable de certidumbre

respecto a la conveniencia de materializarlo.

Postergar la ejecución del proyecto o abandonar definitivamente el

proyecto si el perfil es desfavorable.

2.2.10.3 Estudio de pre-factibilidad

En esta fase se examinan en detalles las alternativas consideradas más

convenientes. Para la elaboración del informe de pre-factibilidad del proyecto

deben analizarse los aspectos que inciden en la factibilidad y rentabilidad de

las posibles alternativas. Entre estos aspectos sobresalen:

a. El mercado.

b. La tecnología.

c. El tamaño y la localización.

d. Las condiciones de orden institucional y legal.

Conviene plantear primero el análisis en términos puramente técnico, para

después seguir con los económicos. Ambos análisis permiten calificar la

opción del proyecto.

2.2.10.4 Estudio de factibilidad

En esta última fase de aproximaciones sucesivas iniciadas en la

preinversión, se abordan los mismos puntos de la pre-factibilidad. Además de

profundizar el análisis el estudio de las variables que inciden en el proyecto,

se minimiza la variación esperada de sus costos y beneficios. Para ello es

80

primordial la participación de especialistas, además de disponer de

información confiable.

Sobre la base de las recomendaciones hechas en el informe de pre-

factibilidad, y que han sido incluidas en los términos de referencia para el

estudio de factibilidad, se deben definir aspectos técnicos del proyecto, tales

como localización, tamaño, tecnología, calendario de ejecución y fecha de

puesta en marcha. El estudio de factibilidad debe orientarse hacia el examen

detallado y preciso de la alternativa que se ha considerado viable.

El informe de factibilidad es la culminación de la formulación de un

proyecto y constituye la base de la decisión respecto de su ejecución.

81

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

Este capítulo presenta las estrategias metodológicas concebidas para

responder a las preguntas de la investigación y a los objetivos planteados en

la investigación, comprende el tipo y diseño del estudio y procedimientos de

la investigación así como las fuentes y técnicas de recolección de datos

utilizadas.

3.1 Tipo de Investigación

Para llevar acabo los aspectos metodológicos se tomaron en cuenta dos

tipos de estudio investigativo.

3.1.1 Investigación Descriptiva

Según Navarro y Nava (1992): “La investigación descriptiva es aquel tipo

de investigación cuyo objetivo fundamental es señalar las particularidades de

una situación, hecho o fenómeno”. (p.40).

En atención a las características mencionadas anteriormente, el presente

estudio obedece a una investigación de tipo descriptiva, ya que se

fundamenta en la descripción estructural y estratigráfica del Área Torondoy, a

fin de establecer el marco geológico que permita, posteriormente, proponer

un diseño para la realización de un levantamiento sísmico y perforación

exploratoria.

82

3.1.2 Investigación Experimental

Según Kerlinger (1979): “Es aquella donde el investigador construye

deliberadamente una situación a la que son expuestos varios individuos o

variables” (p.115)

Siguiendo este orden de ideas, esta investigación aplicó conceptos

experimentales, ya que luego de recolectar muestras de filtraciones de crudo

en el río Playa Grande, se realizaron mediciones en un laboratorio parar

cuantificar características o propiedades de los menes que aflorantes en el

área Torondoy. Es decir, las muestras fueron manipuladas para determinar

su gravedad API y sometida al análisis SARA para determinar su

composición porcentual de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos.

3.2 Diseño de la Investigación.

3.2.1 Diseño Transeccional Descriptivo.

Según Sampieri (2003) “Los diseños de investigación transeccional

descriptivo recolectan datos en un solo momento, en un tiempo único. Su

propósito es describir variables, y analizar su interrelación en un momento

dado” (p.186).

El presente estudio corresponde con un diseño transeccional descriptivo,

ya que las muestras de menes fueron recolectadas en un único momento, en

el río Playa Grande del Área Torondoy.

83

3.2.2 Diseño Correlacional. Según Sampieri (2003) “Describen relaciones entre dos o mas variables

en un momento determinado. También describe, pero no variables

individuales sino sus relaciones”

Es un diseño correlacional ya que los valores medidos en el laboratorio

permiten inferir relaciones entre el valor de gravedad API obtenido y el tipo

de crudo entrampado.

3.3 Procedimiento Metodológico

Para lograr los objetivos específicos planteados, se procedió de la

siguiente manera:

I. Fase de Documentación o Revisión Documental

Revisión de bibliografía existente, la cual consistió en recolectar

información referente a estratigrafía, ambiente sedimentario, litología, de las

diferentes formaciones que conforman la columna estratigráfica del Área y,

en especial, de aquellas que afloran en el río Playa Grande.

Revisión de mapas, específicamente, el mapa geológico estructural del

área, suministrado por Ingeomin, Maracaibo.

II. Fase de Estudio de Campo.

Recolección de muestras de crudo en el río Playa Grande, considerando

que las unidades experimentales del estudio lo constituyen los menes

ubicados en el Río Playa Grande, cuyas muestras fueron identificadas

84

confirmando coordenadas geodésicas con un navegador. Así mismo, fueron

identificadas, las diferentes formaciones que conforman la columna

estratigráfica.

III. Fase de Análisis.

A continuación se desglosan las actividades llevadas a cabo durante la

fase de Análisis.

Interpretación de mapas, consistió en identificar presencia de fallas,

orientación de los estratos, formaciones aflorantes, identificación de

coordenadas.

Sectorización del área en estudio en bloques, aporte fundamentado en las

características estructurales del área.

Determinación de la gravedad de crudo recolectado, realizado con el

propósito de inferir si se trata de yacimientos de crudos livianos, medianos,

pesados, etc; sin embargo, debe tomarse en consideración la exposición de

la muestra a superficie, lo cual favorece a la volatilización de los

componentes más livianos.

Determinación de porcentaje de saturados, aromáticos, resinas y

asfaltenos (Análisis S.A.R.A)

IV. Fase de Diseño

Consiste en las secciones explicadas en el capítulo IV, por cuanto

constituyen los resultados de la investigación:

85

Propuesta del levantamiento sísmico del área, en función de la dirección

de los estratos, distancias entre estaciones receptoras, entre otros, con el

propósito de identificar las estructuras geológicas presentes en el subsuelo

así como la continuidad de los estratos.

Ubicación de perforación exploratoria, basados en las consideraciones

estructurales y estratigráficas del área.

Estructura de costos para el levantamiento sísmico y perforación

exploratoria, en función de las características del área Torondoy.

86

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

Este capítulo comprende el análisis detallado de cada una las fases de

la investigación que fueron planteadas en el capítulo III.

4.1 Sectorización del Área Torondoy

Basado en la geología de superficie (afloramientos y estructuras de las

formaciones que conforman la columna estratigráfica), se sectorizó el mapa

geológico – estructural del área obtenido de Ingeomin y elaborado por la

Compañía Creole (1957), ver Figura Nº 14, en tres bloques: Occidental,

Central y Oriental.

Mapa Geológico de Torondoy

LEYENDA

Tpmb Fm BETIJOQUE Kl Fm LA LUNA

Tmpa Fm PALMAR Kcp Fm CAPACHO

Tep Fm PAUJI Kag Fm AGUARDIENTE

Tem Fm MISOA PE GRUPO IGLESIAS

Kc Fm COLON

87

Figura Nº 23. Mapa geológico – estructural del Área Torondoy

(Tomada de tesis de postgrado en Geología petrolera

Barreto, 2003). Escala 1:50000

Figura Nº 24. Secciones Geológicas

Tmpa Fm PALMAR Tep Fm PAUJI Tem Fm MISOA Kc Fm COLON Kl Fm La Luna Kcp Fm CAPACHO Kag Fm AGUARDIENTE PE GRUPO IGLESIAS

Falla Asumida

Falla de Corrimiento

Anticlinal

Sinclinal

Tmpa Tep Tem Kc Kl Kcp Kag PE

88

4.1.1 Bloque Occidental

Como se observa en la siguiente figura, se encuentra delimitado hacia el

este por el lado izquierdo del polígono y hacia el oeste por la falla La Culebra

89

Figura Nº 25. Bloque Occidental del Área Torondoy

A continuación los comentarios geológicos del bloque:

.- Corresponde al flanco sur de un anticlinal, afectado por una falla normal

de dirección norte franco, post-deposicional.

.- Es un área de menor complejidad estructural.

.- En este bloque aflora casi toda la columna estratigráfica.

.- La sección geológica Nº 1 atraviesa el mencionado bloque.

.- Las formaciones que forman la columna estratigráfica conforman un

flanco de anticlinal, accidentado por dos fallas normales, paralelas al eje de

la estructura, dejando la parte más hundida hacia el noroeste del bloque y la

parte más levantada hacia el suroeste del bloque.

Falla la Culebra

Rio Playa Grande N E264120

N998244

90

4.1.1.1 Análisis de Muestras de Menes Recolectadas en el Bloque Occidental

Consistió en la toma de muestras y análisis de menes a lo largo del río

Playa Grande.

La muestra del Mene No 1. (Figura No. 26) se recolectó en las

Coordenadas: N 997218 E 259160, altura 141 m, Latitud: 452’9º 00,892’.

Longitud: 71º 11; obtenida del receptor Garmín GPS MAP76s.

Datum WGS 84.

Figura Nº 26. Muestra de mene Nº1. Fecha: 20/01/2007.


La muestra No. 2. del Mene (figura No. 27). Corresponde a las

Coordenadas: N 997241 E 259136. Altura: 134 m, Latitud: 456’9º 00,905.

Longitud: 71º 11, con el mismo equipo

91

Figura 27. Muestra de Mene Nº 2 (1). Fecha: 20/01/2007.


La siguiente figura ilustra una segunda toma de la muestra No. 2.

Figura Nº 28. Muestra Nº2 (2). Fecha: 20/01/2007.


92

Determinación de la Gravedad API del Crudo

Las muestras de mene fueron tratadas con 50 ml de dicloro-

metano por ser un solvente de rápida evaporación y sometidas a un

catalizador magnético sin aplicación de temperatura y posteriormente

separada por gravedad utilizando un embudo y papel de filtro, para

separarse en residuos orgánicos.

Los crudos se dejaron a condiciones normales por 24 horas a fin de

volatilizar el solvente. La figura No. 20 ilustra las muestras dejadas en

reposo para eliminar el solvente.

Figura Nº 29. Muestras en el laboratorio


No pudo llevarse a cabo determinación de gravedad API por hidrómetro

debido a la poca cantidad de mene que pudo obtenerse. La determinación

por picnómetro no resulta la más idónea por ser crudo visible de baja

93

gravedad API; por estas razones, se determinó gravedad por determinación

de peso por balanza de precisión, peso específico y ºAPI por fórmula: ºAPI =

(141,5/ γ) – 131,5. La figura No. 27 muestra la balanza de precisión utilizada.

Los valores ºAPI de las muestras son presentados en la siguiente tabla.

Tabla Nº 3. Determinación de Peso específico y gravedad ºAPI de las

muestras

Muestra Peso de crudo (gr) Peso de agua (gr) Peso específico (γ) ºAPI

1 0.9621 0.9996 0.96248499 15.5

2 0.9687 0.9996 0.96908764 14.5

Tales resultados indican la presencia de crudo pesado, sin embargo debe

considerarse la pérdida de compuestos volátiles.

La figura a continuación ilustra el agitador magnético.

Figura Nº 30. Agitador magnético utilizado para catalizar las muestras


94

En las figuras No. 31, 32 y 33, se muestra el proceso de separación por

gravedad realizado en el laboratorio.

Figura Nº 31. Separación por gravedad


Figura Nº 32. Separación por gravedad (2)


95

Figura Nº 33. Acercamiento de crudo separado por agitación y

gravedad.


Figura Nº 34. Balanza de cuatro dígitos de precisión utilizada en los

ensayos


96

Determinación de Saturados - Aromáticos - Resinas – Asfaltenos

Se realizó análisis SARA solamente a la muestra Nº 2 por

razones de costo.

Para la determinación de Asfaltenos se tomó una muestra del mene

tratado de 1,9920 gramos (grs) y se vertió 50 ml de n-heptano. La

muestra permaneció 24 horas en reposo y luego fue centrifugada para

la decantación de los asfaltenos. Se vertieron los maltenos en un vaso

de precipitado (beaker) y posteriormente se pesaron los asfaltenos

obteniendo 0.1081 grs, lo cual representa 5.4 % en porcentaje. Las

figuras 25 y 26 ilustran parte del proceso antes descrito.

Figura Nº 35. Tubo con muestra de asfaltenos.


97

Figura Nº 36. Muestra de maltenos obtenidas del ensayo.


Para la determinación de Saturados se utilizó la muestra de maltenos

separados en el ensayo anterior. A tales efectos, se utilizó cierta cantidad de

sílica gel durante 24 horas a 200 ºC. El ensayo consistió en verter 0,1886

grs de maltenos en una columna de fraccionamiento empacada con sílica gel

para iniciar la polarización con hexano y separar los compuestos menos

polares, en este caso, los saturados. Se continuó vertiendo hexano en la

columna mientras salían de la misma los saturados hasta alcanzar 15 ml en

el beaker identificado como “saturados”. Las figuras No. 34 y 35 ilustran parte

del proceso de determinación de saturados.

98

Figura Nº 37. Determinación de Saturados.


Figura 38. Alejamiento del ensayo SARA


99

Para la determinación de Aromáticos se realizó un ensayo similar al descrito

anteriormente pero cambiando el solvente a tolueno, por polarizar y separar

los componentes aromáticos. Visiblemente pudo notarse la separación de la

interfase naranja. La solución de 15 ml obtenida en el beaker fue de

coloración naranja, característica de los aromáticos en este análisis. Las

figuras No. 39, 40 y 41 muestran parte del ensayo.

Figura Nº 39. Determinación de Aromáticos.


100

Figura Nº 40. Foto de alejamiento para Determinación de

Aromáticos


Figura Nº 41. Acercamiento de ensayo para Determinación de Aromáticos.


101

Para la determinación de resinas se procedió similarmente a los casos

anteriores, cambiando el solvente a diclorometano, por ser solvente de mayor

polarización (para resinas o polímeros naturales), hasta alcanzar 15 ml en el

precipitado.

Las tres muestras identificadas en los diferentes beakers se dejaron en

reposo durante 48 horas para permitir la evaporación de los solventes

respectivos y proceder entonces a pesarlos para determinar el porcentaje en

peso/peso de cada uno de los componentes de la muestra de maltenos.

El análisis S.A.R.A. arrojó los siguientes resultados en la Tabla No. 4.

Tabla Nº 4. Resultados de análisis SARA

% Saturados % Aromáticos % Polares 42, 7 48,8 8,5

Esto indica la presencia de un crudo que pudiera servir como materia

prima para la producción de derivados oleicos y nafténicos y debido al poco

porcentaje de compuestos polares (resinas y asfaltenos), el riesgo de la

formación de asfaltenos durante manejo del crudo, sería bajo.

4.1.2 Bloque Central

Delimitado hacia la izquierda la Falla La Culebra y hacia la derecha por el

afloramiento igneo-metamórfico, como se aprecia en la Figura Nº 42.

102

Figura Nº 42. Bloque Central del Área Torondoy

Anticlinal Guaca

Este bloque fue subdividido en sub-bloques: Noroeste, Central, noreste,

sur y sur este, en respuesta a la complejidad y diversidad estructural.

- Sub - Bloque Noroeste

.- La estructura predominante en este bloque es el anticlinal Guaca

(eje NE – SO) extendida en todo el sub-bloque (como se observan en

secciones geológicas 2 y 3).

.- Hacia el flanco norte del anticlinal Guaca afloran las formaciones

más recientes: Palmar y Post-Palmar mientras que hacia el sur del

mencionado anticlinal afloran las formaciones más antiguas (Basamento,

Cretáceo y Eoceno)

N998244

E274120

N

Anticlinal Mullapas

103

- Sub – Bloque Central

.- Es una estructura compleja caracterizada por un sistema de fallas de

dirección norte franco, plano-transcurrentes, que favorece los espesores de

la Formación Paují.

.- Los fenómenos orogénicos que conducen a la formación de estas

estructuras, por lo general ocasionan un efecto de dispersión de

hidrocarburos más que un efecto de concetración.

- Sub – Bloque Noreste

.- Área de poca complejidad estructural representada por el anticlinal

Mullapas.

.- Solamente aflora la formación Palmar.

- Sub – Bloque Sur

.- Representado por un sinclinal de dirección este franco en cuyo eje

aflora la Fm. Palmar

- Sub – Bloque Sureste

.- Constituido por un sistema de fallas normales de dirección norte

franco.

.- Afloran las formaciones más antiguas, desde el basamento hasta la

Fm. Misoa.

.- Se considera, al igual que el sub-bloque central de alta complejidad

estructural, por lo que, para fines exploratorios dicha complejidad descarta

una localización.

104

4.1.3 Bloque Oriental

Las características geológicas se muestran a continuación

.- Hacia el norte del bloque (Figura Nº 43) se ubica la falla de Las

Virtudes de dirección noreste, la cual separa discordantemente 2.5 kms de

las formaciones post-miocénicas de las formaciones ígneas-metamórficas;

siendo éstas últimas, las formaciones que abarcan casi la totalidad del

bloque. La falla de Las Virtudes es de tipo Cabalgamiento, por lo cual debajo

del plano de falla, las formaciones pueden repetirse como resultado de un

plegamiento tumbado.

Figura Nº 43. Norte del Bloque Oriental del Área Torondoy

E284120

E274120

N1008244

N

105

.- El resto del bloque se caracteriza por el afloramiento del Basamento

Figura Nº 44. Sur del Bloque Oriental del Área Torondoy.

.- Las formaciones Post. Palmar hacia el norte tienen una longitud de 10,

5 km con espesor promedio de 2.5 km mientras que el basamento aflora 9

km con espesores entre 6 km hacia el norte del bloque y 9 km hacia el sur

del mismo.

4.2 Consideraciones para el diseño de Líneas Sísmicas

En base a la sectorización del área, se propone 6 líneas sísmicas de

dirección N 5º E, perpendiculares a la dirección de los estratos.

La determinación del intervalo de grupo (D) se obtuvo de la siguiente

fórmula:

D = ½ * (V interválica / F máx) / sen θ

D = ½ * (5000 m/s / 65 Hz) / sen 45º

N100824

N998244

106

Donde la velocidad interválica (V interválica) fue obtenida del área

Tomoporo y el buzamiento máximo (F máx) se obtuvo de secciones

geológicas.

D = ½ * 108,78 =54, 4 m

De donde fue calculado el número de receptores alineados a 50mts entre

si. (Ver Tabla Nº 5). Se decidió ubicar fuentes de disparo en cada línea

distanciados entre sí, cada 100mts.

Tabla No. 5. Coordenadas iniciales y finales de las líneas propuestas

Coordenadas

iniciales Coordenadas finales Longitud

Número de Estaciones

Nº de Fuentes o Disparo

línea Nº N E N E (kms) 1 996444 262120 1001344 258420 5,6 112 56 2 996844 266120 1002944 262120 6,9 138 69 3 997244 268720 1004644 266620 7.7 154 77 4 997644 272820 1006644 270120 9 180 90 5 998244 276620 1008644 275520 10.5 210 105 6 1000744 275020 1009644 274520 10.4 208 104

4.3 Prospecto Geológico para la perforación exploratoria

Se propone perforar en la región occidental del área Torondoy como

primera opción por presentar estructuras geológicas favorables al

entrampamiento de crudo (flanco de anticlinal fallado) con poca complejidad

estructural. Las Coordenadas de superficie para el pozo exploratorio son los

siguientes: E 259220 y N 999444.

107

Figura Nº 45. Ubicación del Pozo Exploratorio

Figura Nº 46. Localización propuesta

De acuerdo a la escala de la sección geológica Nº 1, se estima

alcanzar los topes de las formaciones de la Columna Geológica según la

Tabla Nº 6.

E264120

N998244

Columna Estratigráfica

Tmpa Tep Tem Kc Kl Kcp Kag PE

Pozo Exploratorio

108

Tabla Nº 6. Prognosis Geológica

El prospecto geológico primario de la perforación exploratoria corresponde

a la formación Aguardiente, argumentado que el 70% de esta formación está

constituida por arenas con alternancia de limolitas, lutitas, lutitas

carbonáceas y capas delgadas de carbón; siendo las areniscas de grano

grueso a fino, bien escogidas.

En la formación Aguardiente se pueden distinguir cinco litofacies desde la

letra “A” hasta la letra “E”, siendo las tres primeras las consideradas de

mayor calidad de roca. Las litofacies A consiste en capas de areniscas de

cuarzo de grano medio a grueso que van de 1 metro a 4 metros (la cual

aflora masivamente en el río Playa Grande); Litofacies B, consisten en

areniscas de espesores de 0.5 a 2 metros con presencia de glauconita y

wackas de cuarzo y glaucomita (En el Río Playa Grande esta litofacie

consiste en areniscas y limolitas con bioturbación y rizaduras de corriente,

microscópicamente son bien escogidas y de grano muy fino). Las litofacies C

también está constituida por cuerpos de arena, sin embargo, en el área

Torondoy estas litofacies no aparecen en todas las secciones por lo que se

Formación Tope (BNM) (Pies)

Espesor estimado (Pies)

Base (Pies)

Post-Palmar Superficie 3280 3280 Palmar 3280 1640 4920 Paují 4920 820 5740 Misoa 5740 1640 7380 Colón 7380 1312 8692 La Luna 8692 1312 10004 Capacho 10004 1312 11316 Aguardiente 11316 820 12136 Basamento 12136 - -

109

infiere un carácter lenticular. El resto de las litofacies (D y E) no son

favorables como roca almacén por alto contenido lutítico.

El prospecto secundario corresponde a la formación Misoa principalmente

por predominar en su litología el contenido de arenisca en un 80% con

granos muy finos con intercalaciones de lutitas y limolitas hacia el área Sur y

Sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Específicamente en el Río

Playa Grande, el afloramiento de la formación Misoa muestra materiales

arenosos con desarrollo de barras y canales, propias de un ambiente de

sedimentación fluvio – deltaico, en el cual se depositó esta formación. Otra

consideración importante es la cercanía de los Campos Barúa- Motatán y

Tomoporo que producen principalmente de las areniscas de Misoa.

4.4 Pre-Factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria.

4.4.1 Factibilidad Técnica

Consistió en la consideración de los siguientes aspectos:

.- Selección del tipo de sísmica a emplear. Por ser un área exploratoria se

propuso sísmica 2D para reconocimiento de área, es esto es, identificación

de estructuras geológicas como potenciales trampas de hidrocarburo así

como medición de continuidad de horizontes geológicos.

.- Definición del número y dirección de líneas sísmicas, tomando en

cuenta dirección de los estratos o de las formaciones en el área. Consistió

en definir coordenadas iniciales y finales de las líneas sísmicas y en

110

determinar la extensión de las mismas, aspecto que afectará la

determinación de costos y la forma de las estructuras geológicas presentes.

.- Determinación de los parámetros básicos para la adquisición de

sísmica 2 D:

Previamente el intervalo de grupos, es decir, separación entre estaciones

receptoras, en función de parámetros geológicos y geofísicos del área.

.- Proposición de la perforación exploratoria, en función de las

consideraciones estructurales y estratigráficas del área, como complejidad

estructural, presencia de estructuras geológicas favorables al

entrampamiento de hidrocarburo (anticlinales y / o fallas), afloramiento de

formaciones de alta calidad de roca. A tales efectos, el bloque occidental fue

considerado el más prospectivo para la perforación del pozo exploratorio,

considerando como posibles horizontes de interés las formaciones: Misoa del

eoceno y Aguardiente del cretáceo.

4.4.2. Factibilidad Económica.

Los costos exploratorios asociados a este estudio involucran costos

sísmicos y costos de perforación exploratoria.

A continuación se muestra una estructura de costos, utilizada por PDVSA

Occidente para la licitación de levantamiento sísmico en tierra, los cuales

serán los costos considerados.

111

Tabla Nº 7. Estructura de Costo para el Levantamiento de la Sísmica por

actividades

Actividades para el Unidad Precio Unitario Cant Precio Total

Levantamiento de la Sísmica US$ US$ Movilizacion / desmovilizacion - 1.600.000,00 1 1.600.000,00 Topografia (con trocha a estacado de 50 m) Km. 621,81 50 31.090,50

Perforacion (perforado y cargado, 1 hoyo a 15 m y 1 kg) PUNTOS 161,06 500 80.530,00

Grabacion en tierra PUNTOS 165,75 1.000 165.750,00 Tiempo de espera topografía (50 m) Hr 38,86 100 3.886,25

Tiempo de espera perforación Hr 100,66 100 10.066,20 Tiempo de espera grabación en tierra Hr 207,19 100 20.718,70

Total 1.912.041,65

En cuanto a los costos aproximados por fase de la perforación

exploratoria en el área Torondoy fueron considerados costos actuales de

pozos cretáceos en Tierra perforados por PDVSA en el área de Tomoporo y

Motatán, cercanos al área en estudio. Adicionalmente, se tomó en cuentas

las consideraciones de pozo tipo en el área, el cual cuenta con tuberías de

revestimientos intermedios y de producción en las bases de las formaciones

Paují, Misoa y Colón asociados a problemas de pérdidas de circulación y

atascamiento de tubería.

112

Tabla Nº 8. Estructura de Costos de la Perforación Exploratoria por actividad

Actividad Costo en M$ Tiempo en Dias

Mudanza del Taladro 476,2 6 Perforación de hoyo superficial 202,4 4 Asentamiento y Cementación de Revestidor de Superficie 952,4 2 Perforación de hoyo intemedio (12 1/4") 3333,3 27 Asentamiento y Cementación de Revestidor de Intermedio 761,9 4 Perforación de hoyo intermedio de 8 ½" 1523,8 11 Asentamiento y Cementación de liner de 7 5/8" 857,1 11 Perforación de hoyo de producción 6 ½" 1904,8 24 Asentamiento de liner de 5 ½" 761,9 11 Captura de Información 952,4 10 Total 11726,2 110

Así pues los costos totales asociados al levantamiento sísmico (1,91

MM$) y perforación exploratoria contabilizan (11,27 MM$) totalizan 13, 7

MM$.

Período de Recuperación como criterio de decisión para aceptación o rechazo del proyecto.

Se ha considerado de esta técnica para determinar el tiempo que requiere

la entidad que costee en el levantamiento sísmico y perforación exploratoria

para recuperar la inversión inicial. Evidentemente una actividad exploratoria

no se mide por los barriles de petróleo obtenidos sino por la información; sin

embargo, la propuesta de perforación exploratoria en un área, al menos debe

asomar una producción esperada. De acuerdo a perforaciones de áreas

vecinas, históricamente se han obtenido pozos de 5 000 BNPD a 10 000

BNPD, por tal motivo se aplica el criterio de decisión para este rango de

valores.

113

Grafico Nº 1. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 5000

BNPD y declinación del 10 % anual

A continuación se muestra en la tabla Nº 10 el petróleo acumulado por

año y los ingresos obtenidos por la venta de petróleo 20 $/barril (precio

promedio del crudo Merey 16 para el año 2002, por debajo del precio actual

del crudo pesado)

Tabla Nº 9. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a

20 $/barril. Considerando una producción inicial 500 BNPD

Inversión =Costos de sísmica + Costos de Perforación

Inversión= 1,91 MM$ + 11,27 MM$

Inversión= 13,18 MM$.

Año Petróleo Acumulado (MMBs)

MM$ ( a 20 $/barril )

1 1.82 36.4 2 1.64 32.8 3 1.46 29.2 4 1.28 25.7 5 0.93 18.6

BNPD estimados Vs tiempo

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1 2 3 4 5 6

Año

BNPD

114

Como puede observarse ya al primer año de producción del pozo, se ha

recuperado la inversión, ante un escenario de 5000 BNPD de producción

inicial con una declinación anual de la producción del pozo y a 20 $/Bl el

precio del crudo, es decir, en las consideraciones más desfavorables en

cuanto a producción inicial y precio del crudo, por lo tanto, el proyecto resulta

rentable para cualquier otro escenario.

Grafico Nº 2. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 10000

BNPD y declinación del 10 % anual

De acuerdo con este perfil de producción, el petróleo acumulado por

año y los ingresos obtenidos a 20 $/barril, se muestran a continuación:

Tabla Nº 10. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos

obtenido a 20 $/barril. Considerando una producción inicial 1000 BNPD

BNPD estimados Vs tiempo

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 1 2 3 4 5 6

Año

BNPD

115

De acuerdo a estos valores, el tiempo de recuperación de la inversión

sería prácticamente al cierre de producción del primer trimestre a un precio

de 20 $/barril.

Año Petróleo Acumulado (MMBs)

MM$ ( a 20 $/barril )

1 3,65 73 2 3,29 65.8 3 2,92 58.4 4 2,56 51.2 5 1.86 37.2

116

CONCLUSIONES

A continuación se presentan las Conclusiones atendiendo a los

objetivos desarrollados durante el proceso de investigación.

1. Se determinó que en los menes del río Playa Grande, la gravedad

API de los mismos se ubica entre 14° y 15º, es decir, crudo pesado. Los

análisis SARA (Saturados – Aromáticos – Resinas - Asfaltenos) reportan un

alto contenido de parafinas y de aromáticos, lo cual refleja importantes

características para la obtención de derivados oleicos y nafténicos, mientras

que el bajo porcentaje de resinas y de asfaltenos es indicativo de poca

tendencia a la formación de precipitados orgánicos. De acuerdo al análisis

SARA, la composición del mene es tanto de base parafínica (42.7 %) como

nafténica (48.8%).

2. El diseño de levantamiento sísmico comprende 6 líneas sísmicas de

dirección Nº 5 E (perpendiculares a la dirección de deposición de los

estratos) que pretenden definir la continuidad de los diferentes reflectores

que conforman la columna estratigráfica así como la representación de las

diferentes estructuras geológicas presentes en el área. El diseño propone

una separación de estaciones receptoras de 50 m. donde el último reflecto de

interés considerado es la Formación Aguardiente.

3. Estructuralmente, el bloque occidental del Área Torondoy fue

considerado el más prospectivo para la perforación del pozo exploratorio por

117

Presentar menor complejidad estructural con respecto a los bloques central y

oriental. La propuesta de la localización cuenta con el menor número de

variables cuando es un área exploratoria. El bloque occidental conforma un

flanco de anticlinal fallado, dejando la parte más hundida hacia el noroeste

del bloque y la parte más levantada hacia el suroeste del bloque.

4. El prospecto geológico primario de la perforación exploratoria

corresponde a la formación Aguardiente, argumentado en las siguientes

consideraciones:

El 70% de esta formación está constituida por arenas con alternancia

de limolitas, lutitas, lutitas carbonáceas y capas delgadas de carbón.

En general, las areniscas son grises de grano grueso a fino,

generalmente bien escogidas.

Se pueden distinguir cinco litofacies desde la letra “A” hasta la letra

“E”, siendo las tres primeras las consideradas de mayor calidad de

roca. Las litofacies A consisten en capas de areniscas de cuarzo de

grano medio a grueso que van de 1 metro a 4 metros (la cual aflora

masivamente en el río Playa Grande); Litofacies B, consisten en

areniscas de espesores de 0.5 a 2 metros con presencia de

glauconita y wackas de cuarzo y glauconita (En el Río Playa Grande

esta litofacie consiste en areniscas y limolitas con bioturbación y

rizaduras de corriente, microscópicamente son bien escogidas y de

grano muy fino). Las litofacies C también están constituida por

cuerpos de arena, sin embargo, en el área Torondoy estas litofacies

no aparece en todas las secciones por lo que se infiere un carácter

lenticular. El resto de las litofacies (D y E) no son favorables como

roca almacén por alto contenido lutítico.

118

5. En lo que respecta a el prospecto secundario, este corresponde a la

formación Misoa principalmente por predominar en su litología el contenido

de arenisca en un 80% con granos muy finos con intercalaciones de lutitas y

limolitas hacia el área Sur y Sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

Específicamente en el Río Playa Grande, el afloramiento de la formación

Misoa muestra materiales arenosos con desarrollo de barras y canales,

propias de un ambiente de sedimentación fluvio – deltaico, en el cual se

depositó esta formación.

6. Se determinó, que la cercanía de la localización a los Campos Barúa-

Motatán y Tomoporo que producen principalmente de las areniscas de

Misoa, es otro aspecto indicio en la selección de los prospectos geológicos

mencionados.

7. Una perforación exploratoria no se cuantifica por barriles producidos

sino por información obtenida. Sin embargo, considerando una producción

muy por debajo de las obtenidas en las áreas exploratorias cercanas, si el

pozo resultara productor, el período de recuperación de la inversión

exploratoria ocurriría antes del primer año de producción del pozo.

119

RECOMENDACIONES

1. Realizar un estudio de impacto ambiental en el área de río Playa

Grande a fin de evaluar la magnitud de la afectación de flora y fauna y

mitigación de los efectos ocasionados por la adquisición sísmica al medio

ambiente.

2. Realizar el análisis o pruebas de ruido que permitan definir el óptimo

arreglo que atenúe el ruido y refuerce la señal de interés en el los geófonos.

3. Realizar trabajos de campo en los bloques restantes del área

Torondoy, a fin de recolectar y analizar los menes y establecer

comparaciones con los menes estudiados en el sub-área Playa Grande.

120

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

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Torondoy, Estado Mérida”. Universidad del Zulia. Postgrado de Ingeniería.

Maracaibo.

CIED-PDVSA (1998). “Geología de Producción”. Maracaibo. II Edición

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Edición.

Editorial Católica, S.A. Diccionario Rioduero de Geología y Mineralogía

(1972). España

Eve, K (1954). “Applied Geophysics”. Cambridge University. IV edition.

Nueva York

Flores M (1993). “Análisis de Parámetros para el Diseño de Levantamiento

de Sísmicos 2D y 3D”. Universidad Simón Bolívar.

Huamacán C (2001). “Implementación del equipo de adquisición de datos

de prospección sísmica”. Centro Peruano Japonés de Investigaciones

Sísmicas y Mitigación de Desastres.

121

Kerlinger (1979). “Métodos, Tipos y Diseños de Investigación”.

Luzardo, E (1992). “Interpretación paleoambiental y correlación lateral de la

formación Aguadiente (Cretáceo Inferior) Flanco Norandino”. Instituto

Tecnológico de Maracaibo.

Malandrino, G (1998). “Estratigrafía y Posibilidades Petroliferas de la

Región de los Humoracos – El Tocuyo – Estado Lara”. Universidad del Zulia,

Facultad de Ingeniería, División de Post-Grado, Maracaibo.

Mazzarri, C y Rincón, C (2004). “Manual de Procedimientos y Guía para la

Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Tesis Doctoral”. LUZ- Facultad

de Ingeniería, División de Postgrado. I Edición

PDVSA (1991). “Informe sobre el Flanco Norandino”. Russel W (1951). “Principles of petroleum geology”. McGraw-Hill, Inc. New

York

Sampieri Hernández, R (2003) “Metodología de la Investigación”. III Edición

Mc GranHill.

Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo (1963). “Aspectos de la

Industria Petrolera Venezolana”. Caracas. Editorial Sucre.

122

PÁGINAS WEB:

Código geológico de Venezuela www.intevep.pdv.com/~lbc03/.

123

A N E X O S

124

Anexo Nº 1.- Mapa de Ubicación de los Menes de la Zona de Torondoy, Mérida

125

Anexo Nº 2.- Diagrama Mecánico del Pozo Duara-AS. Prueba DST 1

Ubicado a 75 km al noroeste de la localización propuesta

126

Anexo Nº 3.- Diagrama Mecánico del Pozo Duara-AS. Prueba DST 2

127

Anexo Nº 4

Programa Tentativo de Perforación.

1. Hoyo 26” – Conductor de 20”

a. Perforar hoyo de 12 ¼” hasta 3010’. Circular y acondicionar

lodo.

b. Perfilar hoyo con registros re litología, resistividad, porosidad y

calibrador de hoyo. Las profundidades y escalas de registros

se deben emitir en programa detallado respectivo.

c. Ampliar hoyo a 26. Circular y acondicionar.

d. Bajar conductor de 20” hasta 3000’ y cementar según

programa.

e. Instalar casing head housing 21 ¼” x 5000 lpc.

2. Hoyo 17 ½” – Revestidor de 13 3/8”

a. Perforar hoyo de 12 ¼” hasta 20’ debajo de Zapata de 20”.

Circular y homogeneizar. Realizar prueba de integridad de

formación. Continuar perforando hoyo de 12 ¼” hasta base de

la Formación Paují.

b. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y

caliper, de acuerdo a programa detallado.

c. Ampliar hoyo de 12 ¼” a 17 ½” hasta la base de la Formación

Paují. Circular y acondicionar.

d. Bajar revestidor de 13 3/8” y cementar, según programa

respectivo.

e. Instalar cabezal 13 3/8” x 10000 lpc en revestidor y BOP.

Probar cabezal.

128

3. Hoyo 12 ¼” – Revestidor 9 5/8”

a. Limpiar cemento, cuello y zapata con mecha de 12 ¼”. Perforar

20’ de hoyo de 12 ¼”. Efectuar prueba de integridad de

formación.

b. Continuar perforando hoyo de 12 ¼” hasta la base de la

Formación Misoa. Circular hasta obtener retornos limpios.

c. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y


d. Bajar y cementar revestidor 9 5/8” hasta la base de la

Formación Misoa, de acuerdo a programa respectivo

e. Instalar cabezal 13 5/8” x 10000 lpc y BOP. Probar cabezal y

equipo de control.

f. Realizar prueba de producción DST en la Formación Misoa.

g. Efectuar forzamiento de cemento para abandonar los intervalos

probados.

h. Bajar mecha de 8 3/8” hasta cuello flotador. Circular y cambiar

a do invertido, según programa.

4. Hoyo de 8 3/8” – Revestidor de 7”

a. Bajar mecha de 8 3/8”, limpiar cuello y cemento hasta zapata

de 9 5/8”. Circular y acondicionar. Perforar 20’ hoyo. Realizar

prueba de integridad.

b. Continuar perforando hoyo hasta la base de la formación Colón.



d. Bajar y cementar revestidor de 7” hasta la base de la Formación

Colón). Instalar Casing Spool de 11” x 10000 lpc x 7 1/16” x

10000 lpc.

129

5. Hoyo de 5 7/8” – Forro de 4 ½”

a. Después de 24 horas, limpiar revestidor de 7”, bajar mecha de

5 7/8” hasta cuello flotador. Limpiar cuello flotador, cemento y

zapata. Perforar 20’ de hoyo de 5 7/8”. Circular hasta

acondicionar loco y homogeneizar propiedades. Efectuar

prueba de integridad.

b. Continuar perforando hoyo de 5 7/8” hasta alcanzar el

Basamento.



d. Bajar mecha de 5 7/8” hasta Profundidad total. Acondicionar

lodo. Circular hasta obtener retornos. Sacar mecha.

e. Bajar forro liso 4 ½” y cementar de acuerdo a programa.

f. Esperar 24 horas de fraguado. Lipiar revestidor de 7” (con

mecha de 5 7/8”) y forro de 4 ½” (mecha de 3 5/8”). Correr

raspadores para revestidotes de 7” y 4 ½”. Perfilar hoyo con

registros de litología, resistividad, densidad y caliper.

g. Completar pozo de acuerdo a la interpretación de los registros.

republica bolivariana de venezuela … · coordenadas geodésicas de los menes y se recolectaron...

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