GEOQUÍMICA DE LOS MENES Y RELACIÓN...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA GEOQUÍMICA DE LOS MENES Y RELACIÓN GEOLÓGICO – ESTRUCTURAL CON LA FALLA EL TIGRE, SECTOR CACHIRI, ESTADO ZULIA Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGÍA PETROLERA Autor: Ing. Juan R. Rojas A. Tutor: Dr. Marcos Escobar Maracaibo, Septiembre de 2008
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
GEOQUÍMICA DE LOS MENES Y RELACIÓN GEOLÓGICO – ESTRUCTURAL CON LA FALLA EL TIGRE,
SECTOR CACHIRI, ESTADO ZULIA
Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Ing. Juan R. Rojas A.
Tutor: Dr. Marcos Escobar
Maracaibo, Septiembre de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: GEOQUÍMICA DE LOS MENES Y
RELACIÓN GEOLÓGICO-ESTRUCTURAL CON LA FALLA EL TIGRE, SECTOR
CACHIRI, ESTADO ZULIA, que él Ing. Juan Rafael Rojas Arteaga, C.I.: 4.899.754
presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de
Ingeniería en cumplimiento del 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
MAGISTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
_____________________________ Coordinador del Jurado
Marcos Escobar C.I. 3.805.898
_______________________ __________________________ Giuseppe Malandrino Américo Perozo C.I. 15.887.087 C.I. 2.880.248
________________________________ Director de la División de Postgrado
Dra. Gisela Páez
Maracaibo, Septiembre de 2008
Rojas Arteaga, Juan Rafael. Geoquímica de los Menes y Relación Geológico– Estructural con la Falla el Tigre, Sector Cachiri, Estado Zulia. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Dr. Marcos Escobar.
RESUMEN El área de estudio (Cachirí) esta ubicada al SW del estado Zulia, Municipio Mara; donde afloran rocas sedimentarias del Terciario inferior representadas por las formaciones Marcelina y Misoa, y rocas cretácicas del Grupo Cogollo. Las emanaciones de hidrocarburos en forma de mene en Cachiri, ubicadas al este de la falla El Tigre, están asociadas a la misma. Corroborando lo anterior por medio de geología de superficie y las líneas sísmica MLP-82C-10 y MLP-82C-12 respectivamente e integrando esta información, se puede constatar que esta fractura natural ocurrió en el Eoceno-Oligoceno, presenta una dirección preferencial de N40ºE y se considera como inversa de alto grado de buzamiento; asociada al patrón estructural de la Sierra de Perija. Analizando el grado de fracturamiento de las rocas existentes en superficie y en el subsuelo con los menes muestreados, se concluye que es muy probable que el petróleo utilizó esta vía como medio de migración para salir a la superficie en forma de mene. La interpretación de las distribuciones de biomarcadores en los menes objeto de estudio, permiten concluir que las muestras analizadas han sido generadas por una roca madre calcárea, depositada en un ambiente marino, bajo condiciones altamente reductoras. Este hecho, correlacionado con lo que se conoce de la geoquímica del petróleo en la cuenca del lago de Maracaibo, permite concluir que estos fluidos orgánicos han sido generados de la Formación La Luna de edad cretácica, reconocida como roca madre de la gran mayoría del petróleo presente en esta cuenca. Adicionalmente, esta unidad, al momento de generar los menes habían alcanzado la madurez térmica. Palabras Clave: Rocas Sedimentarias, Menes, Trampas Petrolíferas, Falla El Tigre, Patrón Estructural, Geoquímica. E-mail: [email protected]
Rojas Arteaga, Juan Rafael. Geochemistry of the Menes and Geologico Structural Relationship with “el Tiger Fault Cachiri Sector, Zulia State. Master Degree Thesis. (2008) University of Zulia. Faculty of Engineering. Post Graduate Division, Maracaibo, Tutor: Dr. Marcos Escobar.
ABSTRACT
The Area of study (Cachirí) is located at the south west of Zulia state, Mara Municipality where rocks from lower Tertiary represented by the Marceline and Misoa formations and cretaceous rocks from The Cogollo Group outcrops. The oil seeps in Cachirí are located to the east of the Tigre fault and associated to itself. This had been corroborated by surface geology and the seismic lines MLP_82C-10 and MLP-82C-12 respectively. Integrating the information it can be confirmed that this natural fracture occurred in the Eocene - Oligocene, presenting a preferential direction of N40ºE and it is considered as a high dip angle inverse fault associated to the structural pattern of Perija Range. Analyzing the fracture degree of the existing rocks on the surface and in the subsoil with the oil seeps sampled it is probable that the petroleum used this pathway as a migration route to emerge to the surface. Oil seeps biomarker interpretation leads to the conclusion that the analyzed samples has been produced by a calcareous source rock deposited in a marine environment under high reductive conditions. The fact hereto is related to the petroleum geochemistry in the Maracaibo Lake basin originate the conclusion as such organic fluids has been generated from thermally matured source rocks of the Cretaceous La Luna Formation recognised as the main source rock of the basin. Key Words: Sedimentary Rocks, Menes, Petroleum Tramp, Fault The Tiger, Structural Pattern, Geochemistry. E-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS Todopoderoso por haberme dado la luz necesaria durante mis estudios
de maestría y permitir culminar mi postgrado con satisfacción.
A mis hijos, Maria Virginia y Juan Diego que con su cariño y amor me permitieron
alcanzar este importante logro.
A la memoria de mi madre; que aun estando ausente en la vida terrenal; siempre
ha sido fuente de mi inspiración en cada una de las metas que me he trazado.
AGRADECIMIENTO
En especial a mi esposa Rosa e hijos, Maria Virginia y Juan Diego, por su apoyo
incondicional, por entender mis largos momentos dedicados a la culminación de este
importante trabajo.
Al Dr. Marcos Escobar un agradecimiento especial por la responsabilidad con la
que asumió mi tutoría, por brindarme su confianza así como sus conocimientos y
comprensión.
Un agradecimiento especial a la empresa Caño Seco; en representación del Dr.
Ely Saúl Vásquez y el Ing. Ian Hyner; por facilitarme parte de la logística de campo;
como también algunos mapas que fueron incluidos en este trabajo.
A los todos los bachilleres cursantes del V semestre, de la asignatura métodos
de campo I del primer periodo del año 2008, agradezco su valiosa colaboración en
cuanto al levantamiento geológico estructural del área de estudio.
A todas aquellas personas que de una manera desinteresada, pudieron contribuir
al logro de este importante proyecto.
A Dios gracias, por permitirme alcanzar otra importante etapa de mi vida personal
y profesional.
TABLA DE CONTENIDOS
Página
RESUMEN ……………………………………………………………………………. 3
ABSTRACT …………………………………………………………………………… 4
DEDICATORIA ……………………………………………………………………….. 5
AGRADECIMIENTO …………………………………………………………………. 6
TABLA DE CONTENIDO ……………………………………………………………. 7
LISTA DE TABLAS ………………………………………………………………….. 9
LISTA DE FIGURAS …………………………………………………………………. 11
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN
1.1. Planteamiento del Problema ……………………………………………………
1.2. Objetivos de la Investigación …………………………………………………..
1.2.1. Objetivo General ………………………………………………………..
1.2.2. Objetivos Específicos …………………………………………………..
1.3. Justificación de la Investigación ……………………………………………….
1.4. Delimitación de la Investigación ………………………………………………..
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CAPITULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Generalidades ……………………………………………………………………
2.2. Antecedentes de la Investigación ……………………………………………..
2.3. Bases Teóricas ………………………………………………………………….
2.3.1 Estratigrafía Regional …………………………………………………..
2.3.2. Geología Estructural Regional …………………………………………
2.3.2.1. Falla de Oca …………………………………………………………..
2.3.2.2. Falla El Tigre ………………………………………………………….
2.3.2.3. Sinclinal de Manuelote………………………………………………..
2.4. Menes……………………………………………………………………………..
2.5. Estudio geoquímico del petróleo………………………………………………
2.6. Geoquímica de exploración: Correlaciones geoquímicas……………………
2.7. Geoquímica de producción …………………………………………………….
2.8. Análisis SARA ……………………………………………………………………
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2.9. Análisis de saturados y aromáticos por cromatografía de gases…………..
2.10. Análisis de Estéranos y Terpanos por Cromatografía de Gases –
Espectrometría de Masas. …………………………………………………………...
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CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Investigación…………………………………………………………….
3.2. Diseño de la investigación ……………………………………………………..
3.3 Población ………………………………………………………………………….
3.4. Muestra …………………………………………………………………………..
3.4.1. Muestreo …………………………………………………………………
3.5. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos………………………….
3.6. Análisis y Procesamiento de los Datos ……………………………………….
3.7. Procedimiento de la Investigación …………………………………………….
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CAPITULO IV. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
4.1. Presentación y Análisis de los Resultados ……………………………………
4.2. Descripción del área de Estudio ……………………………………………….
4.2.1. Rasgos fisiográficos. ……………………………………………………
4.2.2. Precipitación …………………………………………………………….
4.2.3. Temperatura ……………………………………………………………
4.2.4. Red Hidrográfica ………………………………………………………
4.3. Descripción de la Geología Local ……………………………………………
4.3.1. Levantamiento geológico-estructural de la sección de río Cachiri…
4.3.2. Levantamiento geológico estructural de la parte baja de caño
Aljibe ……………………………………………………………………………………
4.4. Geología Estructural Local ……………………………………………………
4.4.1 Plegamiento …………………………………………………………….
4.4.2. Sinclinal de Manuelote. ………………………………………………
4.4.3 Diaclasamiento ………………………………………………………..
4.4.4. Fallamiento……………………………………………………………..
4.5. Falla El Tigre ……………………………………………………………………
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4.6. Interpretación Geofísica de las líneas sísmicas MLP-82C-10 Y …………
MLP-82C-12.
4.6.1. Principios fundamentales del método sísmico de reflexión…………
4.6.2. Línea sísmica MLP-82C-10 ……………………………………………
4.6.3. Línea sísmica MLP-82C-12 ……………………………………………
4.7. Discusión de Resultados ……………………………………………………….
5. Implicaciones Económicas del Análisis Geoquímico a los Menes asociados
a La Falla El Tigre en el Sector Cachiri ……………………………………………
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CONCLUSIONES …………………………………………………………………… 129
RECOMENDACIONES ……………………………………………………………… 130
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ……………………………………………… 131
APÉNDICES ………………………………………………………………………… 134
LISTA DE TABLAS
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Precipitación estación El Carbón. (Fuente: Departamento de Ambiente
de Carbones del Guasare, S.A) ……………………………………………
Resultados SARA, para los menes analizados objeto de estudio………
Relaciones pristano/fitano, pristano/n-C17 y fitano/n-C18 para menes
objeto de estudio. ……………………………………………………………
Parámetros calculados para los biomarcadores analizados
(fragmentogramas m/z 191 (terpanos), 217 (estéranos) y 253
(esteroides monoaromáticos)) sobre las muestras de menes objeto de
estudio. ………………………………………………………………………..
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LISTA DE FIGURAS Figura Página
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Afloramiento de mene. Sector Hacienda “Santa María”. Cachiri.
Estado Zulia. …………………………………………………………………
Delimitación del área de investigación…………………………………….
Mapa de ubicación de los menes de Cachiri. Tomado de Urbani y
Galárraga, 1991. ……………………………………………………………..
Tabla de correlación cronoestratigráfica tomado de Evaluación de
Formaciones de Venezuela…………………………………………………
Falla de Oca …………………………………………………………………
Corte transversal del sinclinal de Manuelote (Fuente INGEOMIN)
escala 1:150.000 ……………………………………………………………
Mene en la Hacienda “San Mateo”. Cachiri, estado Zulia. ……………..
Sección Hipotética a lo largo de un área en etapa de exploración
temprana tomada de Waples (1981)……………………………………..
Diagrama ternario de los tres grupos constituyentes de crudo. Tomado
de Escobar, M ()......................................................................................
Cromatógrafo de Gases. Incluye cromatografía esquemática…………..
Cromatograma típico, para la fracción C15+ de hidrocarburos
saturados, de un crudo o bitumen………………………………………….
n-alcanos de peso molecular comprendido entre C25 y C33, con un
máximo frecuente entre C27 y C29 …………………………………………
Esquema de formación de gitano y pristano a partir de fitol, alcohol
derivado de la degradación de la clorofila. Tomado de Tissot y Welte
(1984)………………………………………………………………………….
Gráfica de pristano/n-C17 vs. fitano/C18. Hunt, (1996)…………………….
Estudio geoquímico de los fenantrenos por cromatografía de gases (a)
y cromatografía de gases acoplada con espectrometría de masas (b-
d), utilizando fragmentos de relación m/z específicos para fenantreno,
metifenantrenos y dimetlfenantrenos………………………………………
Distribución de Hidrocarburos Saturados C4-C7 en Bitúmenes de
Rocas Madres y en Crudos de la Cuenca de Williston, Estados Unidos
de América (tomado de Williams, 1968)…………………………………..
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Relación de Aromaticidad vs. Relación de Parafinicidad, mostrando
campos composicionales de crudos con distintos grados de alteración
(Thompso, 1987)……………………………………………………………..
Esquema de un Cromatógrafo de Gases – Espectrómetro de Masas…
Fragmentogramas de m/z 191 (terpanos) y 217(esteramos)……………
Estructura y nomenclatura de esteranos y terpanos……………………..
Fragmentogramas de masa que muestran la distribución de los
triterpanos (ión m/z 191) y estéranos regulares (ión m/z 218) de
dos crudos de origen marino de la Cuencas de: a) Maracaibo y b)
Oriental de Venezuela y de un crudo de origen terrestre c) de la
Cuenca Oriental de Venezuela……………………………………………..
Ubicación de la zona de estudio. Hoja Tule. …………………………….
Toma de datos estructurales en la Formación Marcelina……………….
GPS tipo Garmin Extrex 5…………………………………………………..
Toma de muestras en los menes…………………………………………..
Mapa de Ubicación de Menes………………………………………………
Mapa tectónico del occidente de Venezuela………………………………
Principal sistema de drenaje. (Fuente: MEyP 2005) escala 1:135.000..
Afloramiento de arenisca y lutita sector río Cachiri……………………….
Plano de falla medido en el afloramiento Nº 2 sector río Cachiri………
Petroglifos en areniscas de la Formación Misoa sector riecito Mache…
Anticlinales y sinclinales en rocas de la Fm Marcelina Sector río
Cachiri ………………………………………………………………………..
Intercalación de lutitas y arenisca con niveles concreciónales sector
río Cachiri …………………………………………………………………….
Microfalla observada en arenisca de la Formación Misoa………………
Capa de arenisca descrita en afloramiento 7 sector Cachiri……………
Capa de carbón observada en el afloramiento 8…………………………
Secuencia de limolita, lutita y arenisca en el punto 9……………………
Anticlinales y sinclinales evidenciando el tectonismo de la zona………
Anticlinal con plano axial casi vertical y fallado…………………………..
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Anticlinal simétrico sector parte media superior de río Cachiri…………
Poligonal de caño Aljibe…………………………………………………….
Intercalación e arenisca, lutita y limolita, caño Aljibe, Cachiri………….
Columna estratigráfica de caño Aljibe…………………………………….
Intercalación de arenisca y lutita de la Formación Marcelina…………..
Capa de arenisca calcárea, caño Aljibe, Cachiri…………………………
Intercalaciones de areniscas grises y gris claro, caño Aljibe, Cachiri…
Secuencia de capas de areniscas interestratificadas…………………….
Poligonal de la sección del río Cachiri …………………………………….
Roseta de orientación de rumbos …………………………………………
Histograma de buzamiento de estratificación…………………………….
Concentración de polo de estratificación………………………………….
Roseta de Orientación de diaclasas (%)…………………………………..
Histograma de Buzamiento de diaclasas (%)……………………………
Concentración de polos de diaclasas……………………………………..
Medición de diaclasas en un afloramiento de la FM. Marcelina sector
Paraíso………………………………………………………………………..
Falla inversa en rocas de la Fm Misoa sector rio Cachiri……………….
Falla normal con alto grado de buzamiento sector río Cachiri………….
Estructura plegada asociada a la falla El Tigre…………………………..
Análisis de fotografías aéreas y cortes geológicos de la falla el Tigre…
Evidencias de la falla El Tigre. Plano de Falla, espejo de falla y estrías
de falla…………………………………………………………………………
Sección transversal estructural del área de estudio…………………….
Fallas longitudinales inversas………………………………………………
Mene en el sector Santa Maria-Cachiri……………………………………
Línea sísmica MCP-82C-10………………………………………………..
Diagrama ternario de las concentraciones (en % en peso) de
hidrocarburos saturados, aromáticos y resinas más asfáltenos, para
los menes 1, 2 y 3……………………………………………………………
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Cromatograma de gases (fragmentograma de ión total) para los
menes 1, 2 y 3………………………………………………………………..
Cromatograma de gases del crudo Alt-37. Las señales prominentes
corresponden a las n-parafinas (denotadas varias de ellas por el
número de átomos de carbono) y a los hidrocarburos isoprenoides
fitano, pristano y nor-pristano……………………………………………….
Menes 1, 2 y 3: Fragmentogramas de relación m/z 71, 85 y 97 en los
cuales se identificó pristano, fitano y n-parafinas. Ejemplo = n-C17 =
17 átomos de carbono………………………………………………………
Relaciones fitano/n-C18 vs. pristano/n-C17, menes objeto de estudio..
Fragmentograma de relación m/z = 191, menes 1, 2 y 3, para ver
diterpanos tricíclicos (señales xx-3) y hopanos, o triterpanos
pentacíclicos (señales 29, 30, etc.). Ts y Tm son terpanos
tetracíclicos. Del pico C31 a C35, se reportan dobletes,
correspondientes a isómeros ópticos de configuración S y R,
respectivamente………………………………………………………………
Correlación entre concentraciones de los diterpanos tricíclicos C23/C21
vs. C23/C24, menes objeto de estudio………………………………………
Fragmentograma de relación m/z = 177, menes 1, 2 y 3, para ver
hopanos demetilados (evidencias de biodegradación intensa, Peters y
Moldowan, 1993)…………………………………………………………….
Fragmentograma m/z 177 de crudo altamente biodegradado del
Campo Costanero Bolívar, cuenca del Lago de Maracaibo (Tomado
de Cassani et al., 1988)……………………………………………………
Fragmentograma de relación m/z = 217, menes 1, 2 y 3, para ver
estéranos. El mene 1 incluye la identificación de las principales
señales………………………………………………………………………..
Ampliación del intervalo entre 50 y 56 minutos de análisis, figuras
correspondientes al fragmentograma m/z = 217, para identificar
estéranos regulares de 27, 28 y 29 átomos de carbono…………………
Fragmentogramas de relación m/z = 218, menes 1, 2 y 3, para ver
estéranos regulares con configuración ββ: C27; C28 y C29…………….
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CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. Planteamiento del Problema
El petróleo es una sustancia mineral que desde su descubrimiento, ha sido
utilizada como fuente de generación de energía. El origen del petróleo radica, en la
existencia de una cuenca sedimentaria donde exista la posibilidad de acumulación de
sedimentos conjuntamente con la de material orgánico formado a partir de organismos
marinos (plancton, algas, peces) y de restos vegetales arrastrados por los ríos desde el
continente.
La roca madre es una de las partes más importantes de una cuenca
sedimentaria; es la responsable de la generación del petróleo y gas natural
(hidrocarburos). Una vez formado, el petróleo migra en el subsuelo por medio de rocas
permeables y porosas, así como también por la acción de factores estructurales (fallas,
diaclasas, pliegues, etc.), hasta conseguir en su trayecto rocas impermeables o arreglos
estructurales que permitan el entrampamiento del mismo. De esta manera, se
constituye tanto la roca almacén, donde se acumulan los hidrocarburos que se extraen
comercialmente, también conocida como yacimiento petrolífero, y la roca sello,
secuencia litológica de porosidad y permeabilidad reducidas, la cual sirve como sello a
la migración del petróleo, y soporta la constitución de una trampa petrolífera.
Los menes son emanaciones naturales de hidrocarburos, las cuales afloran en la
superficie por medio de fracturas (fallas y diaclasas), o a través de rocas permeables o
porosas permitiendo que la migración del hidrocarburo fluya naturalmente hasta los
sitios de su emanación. (Fig. 1).
Figura 1. Afloramiento de mene. Sector Hacienda “Santa María”. Cachiri. Estado Zulia.
Actualmente, se están utilizando métodos de exploración sofisticados para la
ubicación de posibles yacimientos petrolíferos, conjuntamente con geología de
superficie, geoquímica y geofísica. García y Cabrera (2006), y Puertas y Castaño
(2007), concluyeron en su trabajo de investigación realizado sobre once menes
encontrados en el sector Cachiri, municipio Mara del estado Zulia, que el crudo que
emana desde el subsuelo es de origen marino, postulando como su roca madre a la
Formación La Luna.
Debido a la incertidumbre de la posible ruta de migración que el petróleo podría
estar recorriendo para alcanzar la superficie, incluyendo la posibilidad de que parte de
estos hidrocarburos se hayan quedado acumulados en el subsuelo (trampa con fugas),
se han combinado estos aspectos geológicos con la poca información de investigación
de las características geoquímicas del petróleo existente en este sector.
Con este estudio geoquímico detallado, se logró caracterizar los biomarcadores
presentes en las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos; así como
determinar los niveles de metales trazas (vanadio y níquel) y las concentraciones de
azufre presentes en los crudos. Esta última información ha sido interpretada, utilizando
herramientas de la geoquímica orgánica del petróleo. Esto ha permitido realizar un
sistema de clasificación de crudos (Hunt, 1996; Tissot y Welte, 1984; Moldowan y
Peters, 1993) para establecer el ambiente depositacional de la roca madre que generó
estos fluidos orgánicos; así como los vínculos genéticos que tienen entre si las
muestras analizadas. Paralelamente, se realizó la interpretación geológico-estructural
de la falla El Tigre y su relación con las emanaciones de hidrocarburos, en el área de
estudio.
1.2. Objetivos de la Investigación
1.2.1. Objetivo General
Caracterizar geoquímicamente los menes y establecer su relación geológico-
estructural con la falla El Tigre, sector Cachiri, estado Zulia
1.2.2. Objetivos Específicos
Describir las unidades geológicas aflorantes en el área de estudio.
Ubicar y trazar la falla El Tigre a través de una línea sísmica con ayuda del
mapa geológico de superficie. Utilizar esta información para postular rutas de
migración del petróleo a la superficie.
Determinar el (los) tipo (s) de menes a través de análisis Sara, cromatografía
de gases, acoplado a un espectrómetro de masa a las fracciones de
saturados y aromáticos y correlación crudo – crudo.
Establecer las características fisicoquímicas y geoquímicas del paleoambiente
de depositación de la(s) posible(s) roca(s) madre(s) de los menes analizados.
1.3. Justificación de la Investigación
Actualmente Venezuela esta ubicada dentro de los primeros países productores
y exportadores de hidrocarburos, lo que amerita realizar estudios exploratorios al detalle
y semidetalle para conseguir nuevas reservas, que garanticen al país continuar con esta
posición privilegiada a nivel internacional.
La existencia de menes en el área de Cachiri, posibilita la realización de un
estudio sistemático donde se caracteriza geoquímicamente el petróleo aflorado en el
área, el cual se encuentra íntimamente asociado a una estructura principal, conocida
como la falla El Tigre, de dirección N 40º E; así como también al sistema de
fracturamiento asociado a los eventos tectónicos que han afectado a este sistema
principal de fallas, afectando a su vez a la secuencia Cretácica representada por la
Formación La Luna y el Grupo Cogollo. Hacia el Oeste de la zona de estudio se
encuentra ubicado el sinclinal de Manuelote, cuyo estudio podría contribuir a la
interpretación geológico - estructural del lugar donde se tomaron las muestras de
hidrocarburos analizados.
Con esta caracterización, se podría proponer la reactivación de los campos
petrolíferos San José y El Totumo, Ubicados muy cerca del área de estudio. Esto podría
inclusive incluir al campo Amana, ubicado al NE del área de trabajo, así como plantear
nuevos objetivos exploratorios. Paralelamente, se propondría un estudio de geología de
superficie al Oeste del cerro La Corbata; con la finalidad de constatar la presencia de
hidrocarburos en forma de mene, y revisar si sus características geoquímicas son
similares a las de los analizados en este estudio.
De ser positiva la investigación, conllevaría al aumento de reservas probables,
aplicando así nuevas tecnologías de extracción, estudios geológicos y geoquímicos,
petrofísicos, geofísicos y de ingeniería de petróleo; incorporados en la re-exploración,
para la determinación de nuevos yacimientos comercialmente explotables.
1.4. Delimitación de la Investigación
La investigación estuvo dirigida a caracterizar geoquímicamente los menes
asociado a la falla El Tigre, sector Cachiri Parroquia Marcos Sergios Godoy, municipio
Mara estado Zulia. Con los cuales se pretende abarcar un área de 64 km2.
Figura 2. Delimitación del área de investigación
El tiempo para la realización del estudio se estimo en el periodo mayo 2007
hasta noviembre del mismo año; tiempo prudencial para las respectivas recopilaciones
bibliográficas, levantamiento geológico estructural de la parte media del río Cachiri y
caño Aljibe, toma de muestras de menes; así como los respectivos análisis geoquímicos
de las muestras de menes, redacción y discusión de los resultados obtenidos, a fin de
dar a conocer los aportes de la investigación.
Asimismo, en cuanto al contenido y teoría, se siguió la línea de investigación
“caracterización de menes”, utilizando los aportes teóricos de algunos autores citados a
lo largo del estudio; los cuales sirvieron de marco referencial a este trabajo, por lo cual
se circunscribió al área de posible potencial de yacimientos petrolíferos
económicamente explotable.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Generalidades
En este apartado se enmarca lo concerniente a la sustentación teórica de los
objetivos de la investigación, lo cual implica para el investigador una revisión y análisis
tanto de las teorías desarrolladas y demostradas por autores reconocidos dentro del
área de estudio, así como de los antecedentes de otras investigaciones que hacen
referencia al problema investigado.
Al respecto, Méndez (2001) señala:
El marco teórico tiene dos aspectos diferentes. Por una parte, permite ubicar el tema objeto de investigación dentro del conjunto de teorías existentes, con el propósito de precisar en cuál corriente de pensamiento se inscribe y en qué medida se significa algo nuevo o complementario. Por otra parte, el marco teórico es una descripción detallada de cada uno de los elementos de la teoría que serán directamente utilizados en el desarrollo de la investigación. De esta manera, el marco teórico está completamente determinado por las características y necesidades de la investigación. (p.110)
2.2. Antecedentes de la Investigación
La presencia común de menes petrolíferos y asfalto a lo largo del pie de monte
de la Sierra de Perijá; constituyó un atractivo de investigación, en la primera fase de
exploración de hidrocarburos en Venezuela. Tales investigaciones han arrojado un
aporte importante de datos, evidencias y trabajos detallados de los menes existentes de
hidrocarburos y de su geología. Como soporte para este trabajo, se consultaron
diferentes antecedentes, donde se ha enfocado o evaluado aspectos relacionados con
el objeto de estudio, a fin de tener referencias y establecer pautas para el desarrollo del
mismo.
Como un primer antecedente: Sutton (1930) y Hedberg (1931) mencionaron la
presencia de menes de crudo, emanaciones de gas y depósitos de asfalto, a lo largo de
los flancos de la Cuenca del Lago de Maracaibo. En el piedemonte de la Sierra de
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Perijá, el primer autor hizo énfasis en los menes de Inciarte (Sur del Municipio Mara; 12
hectáreas cubiertas por asfalto) y La Paz (actual campo La Paz; 6 ha.). De hecho, estos
menes sirvieron como guía para el descubrimiento de los campos petroleros La Paz y
La Concepción, por el grupo Shell, en el año de 1925.
Por su parte, Hedberg (1931) completó estudios de campo y laboratorio sobre las
calizas de la Formación la Luna del Cretáceo Superior, recolectadas en afloramientos
en el flanco oriental de la Sierra de Perijá, y concluyó que esta unidad es roca madre de
petróleo, y debió haber contribuido de modo importante, a la formación de las
acumulaciones de hidrocarburos conocidas en esta cuenca, para el momento de la
realización del citado estudio.
Urbani y Galárraga (1991) presentaron un inventario de menes de la Sierra de
Perijá. Los autores reportaron la presencia de cuatro menes, todos hacia el lado norte
de la carretera que conduce desde el caserío Cachiri hasta el río del mismo nombre.
Tres de ellos están en la Hacienda El Paraíso, al oeste de la alcabala policial de
Cachirí, mientras que el cuarto, se localiza unos 250 m antes de la alcabala.
En el mapa geológico perteneciente a la Creole Petroleum Corporation (Fig. 3),
están graficados algunos menes ubicados en el área de influencia de esta investigación;
así como también los analizados por Urbani y Galárraga en el año 1991; los menes
objeto de este estudio están localizados en las haciendas Santa Maria, San Mateo y el
Rodeo, respectivamente; y de acuerdo a su ubicación geográfica (coordenadas UTM);
son emanaciones de crudo totalmente diferentes a los analizados en el desarrollo de
este trabajo.
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Figura 3. Mapa de ubicación de los menes de Cachiri. Tomado de Urbani y Galárraga, 1991.
Pérez (1991) realizo una evaluación geoquímica de rocas madres, crudos, y
menes en un área comprendida entre la quebrada Totumo y el caño Buena Esperanza,
ubicado al sureste de la zona de estudio; analizaron 12 menes, 8 crudos y muestras de
afloramiento y canal (pozo ARI-3).
Se determinaron el carbono orgánico total, porcentaje de carbonatos, el
contenido de bitumen, y se realizaron análisis de pirolisis Rock-Eval en las muestras de
rocas. Se cuantificaron las fracciones constituyentes de los bitumenes extraídos, crudos
y menes (saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos) y se analizaron las fracciones de
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saturados por cromatografía de gases, obteniéndose las distribuciones de marcadores
biológicos tipo terpano y esterano por cromatografía de gases asociada a
espectrometría de masas.
En crudos y menes se determinó la concentración de V, Ni y S por fluorescencia
de Rayos X. Además se realizaron experiencias de maduración artificial por
hidropirólisis en las muestras que presentaron menor nivel de madurez y análisis de
petrografía orgánica en querógenos y roca total de todas las unidades litológicas
estudiadas.
Sobre la base de estos análisis se determinó que el Miembro Machiques de la
Formación Apón y la Formación La Luna poseen excelentes características de cantidad,
calidad y madurez de la materia orgánica para la generación de hidrocarburos. Dicho
estudio contribuyo en la determinación del origen de la roca madre del crudo analizado
en la zona de investigación. Etchart H., (1986) realizo el estudio de la geología regional
de la región de los ríos Socuy y Cachiri; determino que el extremo norte de la sierra ha
sido afectado por una serie de eventos compresivos y de fallas transcurrentes durante
la orogenesis Andina.
La conformación actual de la sierra de Perijá es producto de esta ultima orogenia,
que ha reactivado antiguos sistemas de fallas y se ha sobre impuesto a los efectos de
las orogenesis Acadiana, Kimmeriana y Larámica, que marcan episodios importantes
dentro de la evolución de los terrenos de esta cordillera. Este estudio contribuyo a
reafirmar la presencia de la falla El Tigre, como una estructura principal asociada a la
presencia de los menes analizados en esta investigación.
Atencio y Camacaro (2002), realizaron un estudio geológico estructural al detalle
en la sección media del río Cachiri; aproximadamente a 6 Km. del área de trabajo; se
reconoció la existencia de algunos sinclinales y anticlinales asociados al trazado en el
terreno de la falla El Tigre; así como también la presencia de la Formación Marcelina;
infrayacente a las areniscas poco consolidadas e impregnadas de hidrocarburos, de la
Formación Misoa.
En tal sentido, este trabajo de investigación constituyó un aporte importante, por
cuanto se establece la relación geológica estructural y estratigráfica, evidenciando la
impregnación de hidrocarburos en la Formación Misoa, la cual se constituye como parte
del objeto de estudio de este trabajo.
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Otro de los trabajos consultados fue el de Aparicio y Olivares (2005), quienes
evaluaron estructuralmente la serranía La Corbata, para realizar un plan de explotación
de calizas de la zona. Los autores revisaron varios afloramientos; de acuerdo a la
descripción obtenida en campo, corresponden litológicamente al Grupo Cogollo de edad
Cretácico (Albiense Tardío - Cenomaniense), representado por una secuencia de
calizas grises correspondientes a las formaciones Lisure y Maraca. También se realizó
un estudio químico sobre estas rocas, consideradas de ambiente plataformal
carbonático, y su resultado fue de 96 % de carbonato de calcio (CACO3), implicando
esto un interés geoeconómicamente explotable.
En general, esta investigación representa una contribución a los fines de este
estudio, por cuanto las calizas del Grupo Cogollo están asociadas a la tectónica que
afectó la zona donde se encuentra los menes objeto de este estudio.
En la misma línea de investigación, García y Pineda (2002) realizaron un estudio
a las capas de carbón existentes en el cauce del río Cachiri (parte media); con la
finalidad de corroborar que dichos afloramientos pertenecen a la parte media superior
de la Formación Marcelina, asociados estrictamente a la estructura principal de la falla
El Tigre, la cual se puede correlacionar con los afloramientos existentes en caño Aljibe.
En consecuencia, este trabajo de investigación se constituyo en un aporte
importante, permitiendo corroborar que la falla El Tigre pone en contacto rocas del
Terciario, representadas por la Formación Marcelina y rocas del Cretácico
correspondientes al Grupo Cogollo. Este trabajo también evidencia que la falla presenta
un alto ángulo de buzamiento con una dirección preferencial de N 35º E, admitiendo la
existencia de hidrocarburos asociados a las fracturas y fallas transversales existentes
en la zona de estudio.
Igualmente, se consulto el trabajo de Gallango y col. (2002), reportando en su
trabajo realizado a través de estudios sísmicos, estructurales y geoquímicos en el
cinturón plegado de la Sierra de Perijá al oeste de la Cuenca del Lago de Maracaibo, la
existencia de evidencias de trampas estructurales que fueron colmadas en dos eventos
migratorios de crudos. De hecho, los resultados reportan por lo menos cuatro grandes
eventos de deformación identificados en el área desde el Cretáceo Tardío hasta el
Holoceno, los cuales se consideran alternados entre compresivos y distensivos.
Basados en correlaciones crudo – crudo y crudo – roca madre, y un modelo
teórico unidimensional de geoquímica, fundamentado en el Índice Tiempo-Temperatura
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de Lopatin (TTI), fueron propuestas dos fases para la generación y migración del
petróleo, como responsables de la acumulación del petróleo en el cinturón plegado de
Perijá central. Concluyeron que los crudos encontrados en los pozos del área y los
menes en superficie, han sido generados de la Formación La Luna.
De hecho, la referencia de Gallango y col. (2002), se constituyó en una
herramienta fundamental a nivel práctico, teórico y metodológico para el desarrollo de
este proyecto, cuyos resultados se esperan sean concluyentes para corroborar a la
Formación La Luna como la roca madre de los menes objeto de estudio.
Por otro lado, se tiene el trabajo de García y Cabrera (2006), los cuales
estudiaron una serie de menes que no presentaron antecedentes de estudios anteriores
y cuyas características y propiedades físicas fueron objeto de estudio. Determinaron
que el crudo encontrado es medianamente viscoso; evaluaron algunas propiedades
fisicoquímicas y concluyeron que los crudos provienen de una roca madre de origen
marino. Procedieron a presentar la propuesta de estudios y de perforaciones
exploratorias, así como también levantamientos sísmicos para determinar las
estructuras presentes.
En tal sentido, este trabajo de investigación fue un importante aporte, para
ampliar el área donde afloran los menes analizados por estos autores, y tomar las
muestras respectivas para corroborar el origen y madurez del petróleo existente en el
área de estudio.
2.3. Bases Teóricas
2.3.1 Estratigrafía Regional
La transgresión cretácica considerada en conjunto comienza en el Barremiense y
es consecuencia del hundimiento registrado en el borde septentrional del cratón de
Guayana, consecuencia de la rotura o ¨rifting¨ de Pangea (súper-continente que reunía
las masas continentales de América, Europa y África actuales, WEC, 1997) cuya lenta
subsidencia continua hasta el Santoniense. La morfología del substratum sobre el cual
se desarrolla la transgresión había sido afectada por largos periodos erosivos lo cual,
unido a pequeñas oscilaciones verticales ocurridas durante el largo periodo de
subsidencia, produjo avances y retrocesos en las aguas, que ocasionaron a su vez
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cambios de ambientes, modificación en la naturaleza de los detritus procedentes de las
provincias distributivas y repetición de litotipos. (González de Juana y col., 1980, p.
911).
En Venezuela occidental la transgresión cretácica tuvo lugar en forma similar,
controlada igualmente por la rata de subsidencia del borde septentrional del cratón de
Guayana; el substratum estuvo constituido en la parte meridional por rocas ígneo
metamórficas del Paleozoico superior.
Igualmente, el autor señala que la transgresión cretácica comienza con la
sedimentación de la Formación Río Negro (Barremiense-Aptiense inferior); cuya base
se desconoce, por lo cual representa los horizontes cretácicos más antiguos que se han
podido observar.
En el Cretáceo, la plataforma del Lago de Maracaibo, estaba rodeada de un área
de mayor subsidencia: Surco de La Guajira al norte, surco Uribante en los Andes al sur,
surco de Machiques al oeste y el surco de Barquisimeto (actualmente reconocidos
como grábenes, consecuencia de la ruptura de Pangea, WEC, 1997), los cuales fueron
rellenados por clásticos básales de origen continental, representados por la Formación
Río Negro (González de Juana y col., 1980).
Después, de este ciclo sedimentario se deposita el grupo Cogollo, representado
por las formaciones Apon, Lisure y Maraca; caracterizadas por grandes espesores de
carbonatos con persistencia lateral y vertical. A estas formaciones se les asigna una
edad de Apítense superior-Albiense medio.
En el Cenomaniense-Coniaciense ocurre la máxima cobertura marina y
desarrollo de ambientes euxínicos en toda la zona de la plataforma del Lago de
Maracaibo, representados por la Formación La Luna; caracterizada por calizas, ftanitas
y lutitas negras con alto contenido de carbono orgánico (González de Juana y col.,
1980). Esta invasión marina coincide con el pulso mundial transgresivo del Cretácico
Tardío, responsable de la sedimentación de calizas, lutitas y ftanitas ricas en materia
orgánica tanto en América como en Europa (WEC, 1997).
En el Santoniense-Maestrichtiense, comienza un ciclo regresivo marcado por el
Miembro Socuy que pasa verticalmente a las lutitas de la Formación Colon y las
areniscas de la Formación Mito Juan.
El Terciario, en la zona de estudio, esta representado de base a tope, por la
Formación Guasare, caracterizada por calizas fosilíferas intercaladas con areniscas,
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localmente glauconíticas y lutitas. Hacia la parte superior se encuentra una lutita gris,
carbonosa y glauconítica; depositada en un ambiente deltáico, se le atribuye una edad
de Paleoceno inferior a medio.
El Paleoceno medio a superior, esta representado por la Formación Marcelina;
cuya característica principal es la presencia de diferentes capas de carbón que oscilan
entre 0,80cm a 13m de espesor, el ambiente de deposición es pantanoso a paludal
(Fig.4) ; González de Juana y col., 1980).
Figura 4. Tabla de correlación cronoestratigráfica tomado de Evaluación de Formaciones de Venezuela.
La Formación Misoa, litológicamente esta representada por areniscas de grano
fino a conglomerática, intercalada con limolitas en la parte superior de la secuencia. En
el subsuelo del Lago de Maracaibo la formación representa la alternancia de ambientes
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de llanuras deltáicas altas con llanuras deltáicas bajas y condiciones marinas de aguas
llanas a marginales (González de Juana y col., 1980).
El Oligoceno-Mioceno esta representado por el Grupo El Fausto, el cual esta
constituido por cuatro formaciones: Ceibote, Peroc, Macoa y Cuiba.
El Cuaternario-depósitos recientes, esta actualmente bajo régimen de erosión,
produciendo sedimentos del tipo cantos rodados, hasta arcillas. Estos son
transportados por las quebradas y los ríos los cuales se depositan cuando disminuyen
los caudales de los mismos (González de Juana y col., 1980).
Una descripción detallada de las distintas formaciones de interés para el
presente trabajo, se encuentra en el (Apéndice No. 1).
2.3.2. Geología Estructural Regional
El sistema montañoso del norte de Venezuela, y el área cubierta por las costas
del mar caribe están controladas por un gran sistema de fallas longitudinales con
movimiento lateral; dentro de las cuales se pueden mencionar las siguientes: La falla de
Oca, ubicada al norte de Maracaibo con un movimiento lateral aproximado de 10 Km.; la
falla de Bocono, en los Andes con un desplazamiento lateral del Pleistoceno tardío de
80 a 100 m.; la cual se presenta paralela al cauce del río Bocono, la falla del Ávila
ubicada en la región de Caracas y la falla El Pilar al este de Venezuela y norte de
Trinidad Rod, E (1958).
Aproximadamente en el paralelo N 9º, la cordillera oriental de Colombia se acoda
y cambia su rumbo N20ºO a N25ºE, dirección que se conserva en la Sierra de Perijá,
desde su comienzo en Venezuela hasta la planicies de la Guajira, por una distancia
aproximada de 250 Km. La cresta de la Sierra de Perijá marca la frontera entre
Colombia y Venezuela y la extensión de esta subprovincia fisiográfica, dentro de
Venezuela, es de unos 7500 Km2. González de Juana y col. (1980).
2.3.2.1. Falla de Oca
En un mapa topográfico del norte de América del sur, la morfología de la falla de
Oca esta bien definida. La Sierra de Perijá forma parte de la zona limítrofe entre
Colombia y Venezuela, la cual se manifiesta por sus diferentes características
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topográficas. También se puede observar que la zona norte de la Sierra Nevada en
Santa Marta, es la continuación lineal este-oeste de la Sierra de Perijá. Liddle (1946,p.
562) interpreto que este relieve abrupto de la Sierra de Perijá se origino por movimiento
este-oeste, evidenciado en las rocas mas antiguas, Sutton (1946, pp. 1625, 1719),
Bucher (1952, p. 8), y González de Juana (1952, p. 414) concluyeron que estos rasgos
topográficos se denominan la falla de Oca (Fig. 5).
Figura 5. Falla de Oca
El sistema longitudinal, esta representado por las fallas Perijá y Tigre, además de
numerosos rasgos fisiográficos que se observan en la parte oeste y este de la Sierra de
Perijá. El trazado de la falla Cuiba definió el sistema de fallamiento al sur de la Sierra
Perijá y al frente del río Aricuaisa; los cuales se consideran como otro patrón
longitudinal. En el cauce del río Palmar se observa la intersección de cuatro fallas
principales, el alineamiento arqueado de las fallas Socuy-Cuiba, esta cortado por el
alineamiento de la falla Tigre-Perijá. Las fallas Socuy, Cuiba y Arena Blanca forman un
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patrón longitudinal arqueado y continuo sugiriendo una estructura lobate thrust-block
Miller, J, B (1962)
2.3.2.2. Falla El Tigre
La falla el Tigre presenta un gran desplazamiento a lo largo del lado noroeste
del arco de Totumo-Iniciarte y el flanco sureste del sinclinal de Manuelote (Dibujo).La
dirección longitudinal de la falla es de N 35º E. Se puede observar un espesor
considerable de una sección del Eoceno; así como también una sección completa del
Paleoceno y Cretáceo, faltando sobre la cresta del arco del Totumo. Todas estas
formaciones están preservadas al oeste de la falla; en el sinclinal de Manuelote. El
desplazamiento de esta falla pone en contacto rocas metamórficas con rocas ígneas,
indicando un desplazamiento de 1500 m aproximadamente.
El trazado de las fallas Tigre y Perijá es evidente. En la zona de estudio se
observa un sinclinal que esta directamente asociado a estas estructuras lo que permite
afirmar el trazado de las mismas. Desde un punto de vista genético las dos fallas están
relacionadas; probablemente se convierten en una sola falla a grandes profundidades.
Sin embargo, se puede observar que la falla El Tigre y Perijá se originaron
posteriormente al sistema de fallas Cuiba y Macoa; las cuales están relacionadas con la
falla El Tigre. En una depresión ubicada al oeste del arco de Totumo-Iniciarte de edad
Eoceno, es evidente que la mayoría de la dislocación de la falla El Tigre fue absorbida
por las dislocaciones de las fallas Cuiba, Cogollo, la Ge, y Totumo.
Rod (1956) y Alberding (1957) clasifican la falla El Tigre como transcurrente con
un movimiento lateral sinestral. Sus características físicas, son similares a las de la falla
Perijá, comúnmente atribuido a un fallamiento transcurrente. No obstante, la suposición
de que el desplazamiento lateral sinestral ocurrió en un tiempo bastante reciente --
puede ser cuestionada. Un estudio del área de intersección de la falla El Tigre con la
falla de Oca, no demuestra evidencia de una interferencia entre estas dos estructuras
que permitan evidenciar el desplazamiento lateral sinestral; es realmente más fácil
asociar los lugares donde aflora la falla El Tigre; se observa el desplazamiento lateral
destral. La falla presenta un alineamiento paralelo con el patrón longitudinal de los
pliegues y normal a la compresión de los esfuerzos de la orogenia tardía del Terciario.
Es probable que la tensión tangencial y los cambios de rumbo y deslizamiento sobre el
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patrón estructural de la de la falla El Tigre puedan haberse originado antes del Terciario
medio.
2.3.2.3. Sinclinal de Manuelote
Este pliegue sinclinal esta ubicado en el occidente de Venezuela, en el distrito
Mara del estado Zulia. Su localidad tipo se encuentra en Manuelote, tiene una extensión
total: 11,8 Km. y una orientación promedio: NE. Las formaciones involucradas son del
Terciario. Se encuentra aproximadamente a 6 Km. de los pozos Amboy-1, Guasare-1,
Amana-1 y a 2 Km. del pozo Soloi. Afloran las formaciones La Barra, Playa Quemada,
Mostrencos, Los Ranchos Etchart.; (1987) (Fig. 6).
Figura 6. Corte transversal del sinclinal de Manuelote (Fuente INGEOMIN) escala 1:150.000
2.4. Menes
El petróleo se menciona desde la llegada de los españoles a Venezuela. Al
recorrer las costas, de Maracaibo a la Isla de Cubagua, y llegando a esta ultima, es
donde descubren ese “Licor Verde”. Desde esa fecha, se empieza hablar de un aceite
de olor desagradable que fluye de manera natural, “junto al mar”, al que los aborigen
dan diversos usos: Calafatear sus barquichuelos, proteger ciertos enseres, hacen luz
quemándolo y en aplicación con fines medicinales.
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Este mineral que describe Fernández de Oviedo G. y Valdez (1535), en su
Historia Natural de los Indios y Tierra Firme del Mar Océano, lo llama “según los
naturales starcus daemonii o Mene, como lo denominan los indígenas del Lago de
Maracaibo. Es el emperador Carlos V quien, en 1539, recibe el primer barril de petróleo
exportado por un país, enviado desde la isla de Cubagua por el Tesoro de Nueva Cádiz
Francisco de Costellao, para aliviar la gota del emperador. Es una señal de lo que seria
el signo de la Venezuela del siglo XX Muñoz, N. (1987).
Los menes son emanaciones petrolíferas que provienen del subsuelo y afloran o
salen a la superficie de forma natural, a través, de la porosidad de la roca o fracturas
abiertas. El termino mene es el nombre que le asignaron nuestros indígenas. La
existencia de un mene podría ser los primeros indicios de la presencia de hidrocarburos
en el subsuelo, los primeros geólogos exploradores de petróleo lo usaban como signo
de la existencia de un posible yacimiento petrolífero (Fig. 7).
Figura 7. Mene en la Hacienda “San Mateo”. Cachiri, estado Zulia.
2.5. Estudio geoquímico del petróleo
El estudio geoquímico del crudo consiste en la caracterización y determinación
de la composición química del mismo, en termino de sus constituyentes (parafinas,
azufre, metales traza, etc.) con el propósito de establecer los procesos naturales
responsables de la composición química encontrada.
Los principales procesos geológicos que influyen en la composición final de los
crudos, son los siguientes:
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El paleoambiente depositacional; materia orgánica marina versus continentales,
rocas madres detríticas o carbonática.
La evolución térmica; historia de soterramiento de la roca madre, gradientes
geotérmicos.
La alteración del crudo en el depósito; biodegradación, fraccionamiento
evaporativo, entre otros.
En tal sentido, el análisis composicional, comúnmente empleado en la
geoquímica del petróleo comprende una serie de determinaciones químicas, tales
como: el análisis SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos), la cromatografía
de gases sobre las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos, la
cromatografía de gases acoplada a la espectrometría de masas sobre estas mismas
fracciones (estudio de biomarcadores), y la cuantificación de porfirinas, azufre, vanadio
y níquel Escobar, M (2005).
Toda esta información puede ser orientada hacia la búsqueda de nuevos
yacimientos (estudio de correlaciones crudo-crudo y crudo-roca madre), a través de las
distintas aplicaciones de la geoquímica de exploración. También puede ser de utilidad
en la geoquímica de producción, la cual esta abocada al manejo eficiente de
yacimientos maduros y prospectos marginales (estudio de fingerprint de crudos).
2.6. Geoquímica de exploración: Correlaciones geoquímicas
El propósito de la geoquímica de exploración es el establecimiento de relaciones
crudo-crudo y crudo-roca madre. Las primeras pueden definirse como el
establecimiento de nexos genéticos entre varias muestras de crudo procedentes de
distintos pozos perforados en una cuenca sedimentaria. Las correlaciones crudo-crudo
se fundamentan en la comparación entre ciertas características o parámetros
geoquímicas, los cuales han sido previamente determinados sobre los crudos Escobar,
M (2005).
Con estas correlaciones crudo-crudo se pretende conocer si estos derivan de
una, o varias, rocas fuentes. A pesar que las correlaciones crudo-crudo no permiten
saber cual es la roca madre de los mismos, si permiten el reconocimiento de las
características depositacional de esta roca, lo cual facilita la escogencia de los mejores
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intervalos de posibles rocas madres, presentes en una columna sedimentaria, para
realizar posteriormente correlaciones crudo-roca madre.
Una correlación crudo-roca madre puede ser definida como la determinación de
nexos genéticos entre muestras de petróleo procedentes de distintos yacimientos, y el
material orgánico asociado a un estrato sedimentario con características geoquímicas
de rocas fuentes. Similar al caso anterior, las correlaciones se realizan por comparación
entre una serie de características composicionales, que han sido determinadas sobre
los materiales orgánicos objetos del estudio (Fig. 8).
Figura 8. Sección Hipotética a lo largo de un área en etapa de exploración temprana tomada de
Waples (1981)
La figura representa una sección hipotética en un área en la cual se realiza una
exploración con fines petrolero. En la misma, se muestra la ubicación del pozo 1, el cual
arrojó volúmenes comercialmente interesantes de crudo, y el pozo 2, pozo estratigráfico
con fines de revisión de las unidades geológicas presentes en la cuenca, el cual resultó
seco. Del estudio realizado sobre las rocas se estableció la presencia de una unidad
con características de roca madre (indicada en la figura 8).
Los estudios geofísicos arrojan tres nuevos prospectos, denotados con las letras
A, B. C. la geoquímica del petróleo puede aportar directrices a cerca del cual debe ser
considerado el principal objetivo exploratorio. Si se establece una correlación en el
crudo presente en el pozo 1 y la roca madre recolectada en el pozo 2, la localización A
se vuelve el objetivo exploratorio principal. La sección del objetivo B depende de la
historia tectónica del área. Si no hay correlación entre el crudo del pozo 1 y la roca
madre, el punto C se transforma en el objetivo principal exploratorio.
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El establecimiento de correlaciones crudo-crudo y crudo-roca madre, hace de la
geoquímica orgánica una herramienta de prospección fundamental en la evaluación del
potencial petrolero de una cuenca sedimentaria. Uno de los principales objetivos es el
saber si una serie de yacimientos en una cuenca bajo exploración han sido llenados con
crudos procedentes de una o varias rocas fuentes. Esta información, acoplada con el
conocimiento de la geología del área en cuestión (estratigrafía, estructuras favorables
para una acumulación, etc.) y con estudios geoquímicos sobre intervalos con
características de roca madre, que permitan reconocer el origen de los crudos, es de
mucha importancia en la definición de nuevos objetivos exploratorios.
Los parámetros más comúnmente empleados en la literatura, son la distribución
de n-parafinas, o hidrocarburos aromáticos, ambos por cromatografías de gases; la
relación prístino/fitano; la distribución de estéranos y terpanos por cromatografía de
gases-espectrometría de masas; y la relación vanadio/níquel. Recientemente, se han
incorporado nuevas variables, como por ejemplos los diagramas estrellas, y relaciones
entre otros biomarcadores, como por ejemplo los benzotiofenos y los benzocarbazoles .
La escogencia de los parámetros composicionales a ser correlacionados,
dependerán de la evaluación previa de una serie de procesos de alteración que puedan
afectar al crudo, no solamente durante su migración, sino posterior a su acumulación en
el yacimiento. Procesos tales como la cromatografía natural asociada a la migración, la
biodegradación, el lavado por aguas, la deasfaltación y la maduración térmica en el
yacimiento, afectan de diverso modo a ciertas características de los crudos a
correlacionar. En adición, debe considerarse el hecho de que una roca madre, genera
crudo de distintas composiciones a medida que es soterrada a mayores profundidades,
con consiguiente aumento de la temperatura.
Todo esto significa, que debe realizarse una evaluación previa de los parámetros
a comparar, a objeto de asegurarse en lo posible de que tales parámetros no han sido
alterados por los procesos antes descritos. Es importante recalcar que un estudio de
correlaciones geoquímicas confiable, debe estar soportado como mínimo por tres o
cuatro parámetros independientes de correlación, de modo de minimizar en lo posible el
efecto de los diversos procesos antes mencionados y brindar validez científicamente
rigurosa .
37
2.7. Geoquímica de producción
La geoquímica de producción es una nueva división de la geoquímica del
petróleo que se ocupa de la delimitación areal de los yacimientos. Tales bloques
estructurales son definidos sobre la base del reconocimiento de heterogeneidades
moleculares en los fluidos presentes (gases, crudos y aguas de la formación), las
cuales pueden estar asociadas tanto a los pulsos de llenados de un yacimiento como a
los procesos de alteración posteriores a la acumulación Escobar, M (2005). Esta
metodología permite, en conjunción con la ingeniería de yacimiento, sísmica de 3D y
otras disciplinas, el establecimiento de modelos interdisciplinarios que facilitan la
postulación de rutas de llenado y la existencia de conexiones areales y verticales entre
los diferentes sectores del yacimiento, permitiendo además la predicción de la
viscosidad y gravedad API actual y futura del petróleo almacenado.
Todo esto redunda en un manejo más eficiente del yacimiento, posibilitando la
definición de zonas con crudos de mejor calidad, lo cual permite afinar las diferentes
estrategias de producción petrolera en yacimientos complejos o en cuencas
sedimentarias de gran extensión.
Otra, línea de acción que contempla la geoquímica de producción consiste en la
caracterización de derrames petroleros, en términos del reconocimiento de su fuente,
nivel de alteración y recomendaciones acerca de su saneamiento.
2.8. Análisis SARA
Consiste en la determinación de las cuatro familias de compuestos químicos que
conforman el crudo, en términos de la concentración de hidrocarburos saturados,
aromáticos, resinas y asfáltenos.
En términos del ambiente deposicional de la roca madre del crudo, un análisis del
tipo SARA que incluya el fraccionamiento de los hidrocarburos saturados en sus tres
grupos moleculares constituyentes (n-alcanos, alcanos ramificados y ciclo alcanos o
naftenos), posibilita la construcción de un diagrama ternario, en el cual se representan
las concentraciones (%en peso) de alcanos normales más ramificados en un vértice,
naftenos en otro, y aromáticos mas resinas más asfáltenos en el tercero (Fig. 9)
Escobar, M (2005)
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Figura 9. Diagrama ternario de los tres grupos constituyentes de crudo. Tomado de Escobar, M ()
Este gráfico muestra tres campos composicionales principales. El primero
corresponde al campo principal de los crudos derivados de rocas madres depositadas
en un ambiente marino, las cuales contienen keroseno tipo II. Los crudos generalmente
se corresponden con los tipos parafínicos-nafténicos o aromáticos intermedios, aunque
también se incluyen crudos térmicamente inmaduros, ricos en resinas y asfáltenos.
El segundo campo composicional ha sido asignado a crudos de rocas fuentes no
marinas, depositado en medios continentales, usualmente deltáicos, que presentan
kerógeno tipo III en su composición. En casos muy especiales de cuencas
geológicamente restringidas, las rocas madres continentales pueden contener kerógeno
tipo I (kerógeno sapropélico). En esta situación, los crudos producidos poseen
concentraciones muy elevadas de hidrocarburos saturados y bajas de azufre (menos de
0.5% en peso), y son del tipo parafínicos, o a veces parafínicos-nafténicos (Hedberg,
1968; Tissot y Welte, 1984).
El tercer campo señalado corresponde a crudos pesados alterados
(biodegradación, fraccionamiento evaporativo, lavado por aguas), generalmente
enriquecidos en aromáticos, resinas y asfáltenos, aunque también pueden estar
presentes en este campo composicional, muestras de petróleo derivadas de rocas
madres que no han alcanzado la etapa principal, de generación de hidrocarburos, o
39
ventana de petróleo (Tissot y Welte, 1984), las cuales se conocen como crudos
inmaduros
2.9. Análisis de saturados y aromáticos por cromatografía de gases.
Consiste en la separación física de sustancias, que se basa en su solubilidad
diferencial (partición) entre dos fases, una fija (estacionaria; el relleno de la columna) y
otra móvil (el medio transportador, en este caso un gas).
La cromatografía de gases separa los componentes de una mezcla compleja en
el estado de vapor. Las moléculas vaporizadas presentan solubilidades diferentes entre
la fase estacionaria y la fase móvil gaseosa, atendiendo a sus configuraciones
estructurales, tamaños moleculares, polaridades y/o grupos funcionales. La mezcla
compleja es disuelta en un solvente orgánico e inyectada a la columna por medio de
una jeringa y un orificio vaporizador. Un gas inerte bajo presión sirve como gas de
arrastre para transportar la fase móvil a través de una columna que contiene fase
liquida estacionaria, donde ocurre la partición. Los componentes separados que van
fluyendo de la columna son enviados a un detector, donde son transformados en una
señal eléctrica que va a un registrador. El reporte final consiste en un trazado lineal
donde aparecen una serie de picos, los cuales se presentan, con distintas intensidades,
a varios tiempos de retención (Fig. 10).
40
Figura 10. Cromatógrafo de Gases. Incluye cromatografía esquemática.
La figura 10 representa una grafica de respuesta relativa del detector utilizado en
el equipo (detector de ionización a la llama, o FID), respecto al tiempo de retención de
los distintos compuestos. Se muestra en ella una serie de señales, cada una
correspondiendo a un hidrocarburo saturado especifico, aunque también aparecen
“lomos” o “jorobas”, atribuidas a cicloparafinas que la columna cromatrografica no fue
capaz de separar (resolver). Se identifican una serie de señales prominentes a
espaciados regulares entre ellas, correspondiendo cada pico a una n-parafina
especifica (entre C10 y C20). También se ven los principales los hidrocarburos
isoprenoides presente en este tipo de muestras (Gitano C20; pristano C19; norpristano,
C18; farnesano, C15) así como la región donde eluyen dos familias importantes de
alcanos nafténicos; los hopanos y los estéranos (se analizan por cromatografía de
gases acoplada a un espectrómetro de masas) (Fig. 11).
41
Figura 11. Cromatograma típico, para la fracción C15+ de hidrocarburos saturados, de un crudo o
bitumen
C25 y C33, con un máximo frecuente entre C27 y
C29 (Tissot y Welte, 1984) (Fig. 12).
.
La distribución de n-parafinas ha sido generalmente utilizada como un indicador
del ambiente depositacional de la roca madre (Leythaeuser y Welte, 1969; Tissot y
Welte, 1964). La materia orgánica depositada en n ambiente marino consiste
principalmente en fitoplancton con cantidades menores de zooplancton y algas
bénticas. El patrón de distribución de n-parafinas características de la evolución térmica
de este material, consiste predominantemente de n-parafinas de peso molecular
comprendido entre C12 y C29 con un máximo frecuente en C15 y C17, visto en el
cromatógrafo de gases. Por otro lado, La materia orgánica acumulada en un ambiente
continental consta principalmente de restos de plantas superiores como raíces, tallos y
hojas, con presencia de polen, esporas, cutículas y ceras, materiales conformados por
parafinas pesadas. Sus constituyentes son más evolucionados y complejos que los de
origen marino, generando moléculas de mayor peso molecular, así, el patrón de
distribución de las n parafinas en este caso, consiste predominantemente de n-alcanos
de peso molecular comprendido entre
42
iguraFy
12. n-alcanos de peso molecular comprendido entre C25 y C33, con un máximo frecuente entre C27
C29
s petróleos maduros estarán caracterizados por
carboxilado,
mbiente ligeramente oxidante) para dar origen al pristano (C19) (Fig. 13).
Otro parámetro importante para reconocer el nivel de madurez térmica de la roca
madre que dio origen al crudo, derivado de la distribución de n-parafinas por
cromatografía de gases, es el Índice Preferencial de Carbonos (CPI = Carbo Preferente
Index; Bray y Evans, 1961). Crudos provenientes de rocas madres inmaduras
presentaran valores de CPI generalmente mayores que la unidad, aunque bitumenes
asociados a secuencias de carbonatos, podrán tener valores inferiores a este valor. Sin
embargo, para ambos casos, lo
resultados de CPI cercanos a 1,0.
Los hidrocarburos isoprenoides aciclicos pristano y gitano, presentes en crudos y
bitumenes no alterados, son derivados de las transformaciones que sufre la molécula
de la clorofila en los medios naturales de acumulación de materia orgánica. Por
hidrólisis, este compuesto da origen a una molécula de feofitina (precursora de las
porfirinas) y otra de fitol. Este ultimo alcohol puede ser directamente reducido
(ambiente fuertemente reductor) para formar fitano (C20), o ser oxidado y de
(a
43
Figura 13. Esquema de formación de gitano y pristano a partir de fitol, alcohol derivado de la degradación
xilacion, observándose valores bajos para esta relación (Powell y Mckirdy,
de la clorofila. Tomado de Tissot y Welte (1984).
Debido a que el pristano representa un producto de un proceso oxidativo
(decarboxilacion), la relación pristano/gitano (Pr/F) tiende a ser alta en ambientes de
acumulación de materia orgánica relativamente oxidantes, como por ejemplo pantanos
y turba. En ambientes anoxicos, los procesos reductores prevalecen sobre la
decarbo
1973).
En estudios de correlación de crudos, las relaciones entre los hidrocarburos
isoprenoides y sus n-parafinas asociadas (pristano/n-C17 y fitano/n-C18) son
44
comúnmente utilizadas, ya que suministran información acerca de la maduración,
biodegradación y origen de la roca madre (Connan y Cassou, 1980; Shanmugan, 1985;
Talukdar et al., 1993., Hunt, 1996). Las relaciones bajo consideración disminuyen con el
incremento en la madurez térmica del crudo, debido a la tendencia creciente de
generación de n-parafinas a partir del kerógeno, como resultado del incremento en su
maduración con la temperatura. Estas relaciones aumentan con el progresivo
incremento en la biodegradación (sirven como indicadores de biodegradación
s
epos
Figura 14. Gráfica de pristano/n-C17 vs. fitano/C18. Hunt, (1996)
incipiente), debido a la perdida de n-alcanos por acción de las bacterias.
Como una aplicación de lo anteriormente expuesto, Hunt, (1996) presenta una
grafica de pristano/n-C17 vs. fitano/C18 (Fig. 14), el uso de la cual permite clasificar
crudos y extractos de rocas de acuerdo a su origen, incluyendo el nivel de oxido-
reducción de su paleoambiente depositacional. Crudos parafinosos continentales de
Australia (Gippsland), derivados posiblemente de carbones (kerógeno tipo III) se ubican
en la parte superior del grafico. En contraposición, crudos marinos generados de las
formaciones La Luna y Querecual de Venezuela, constituidos por rocas madre
d itadas en paleoambientes reductores, se agrupan en la parte inferior del mismo.
tano
C17
Pris
Fitano n/c18
45
Los hidrocarburos aromáticos mas estudiados por cromatografía de gases
pertenecen a las series de los naftalenos (Radke et al., 1986), fenantrenos mono y
disustituidos (Radke et al., 1982) y benzo mas dibenzotiofenos (Hudges, 1985). Se ha
demostrado que en la zona correspondiente a la ventana del petróleo, las relaciones
entre diversos homólogos de estas familias de compuestos aromáticos, cambian en una
forma regular con el incremento en la madurez térmica de la materia orgánica. Un
ejemplo que representa una aplicación geoquímica al establecimiento de la madurez
térmica del crudo o bitumen, es el índice de Metilfenantreno.
Este parámetro se fundamenta en la distribución del hidrocarburo aromático
metilfenantreno y de sus homólogos metilados, vista a través del uso de cromatografía
de gases o cromatografía de gases acoplada con espectrometria de masas sobre la
fracción de hidrocarburos aromáticos del bitumen o crudo (Fig. 15), la cual muestra un
cambio progresivo durante la maduración térmica de la roca madre (Radke et al., 1982).
Los fenantrenos metilados pueden derivarse de esteroides y triterpenoides
originalmente presentes en el material biológico de partida, o pueden originarse a partir
de reacciones de metilación del fenantreno. En cualquier caso, los isomeros
termodinámicamente más estables, son 2- y 3- metilfenantrenos, frente a los isomeros
1- y 9-metilados. La expresión para el MPI 1 (Methylphenanthrene Index 1) quedara:
46
Figura 15. Estudio geoquímico de los fenantrenos por cromatografía de gases (a) y cromatografía de gases acoplada con espectrometría de masas (b-d), utilizando fragmentos de relación m/z específicos para fenantreno, metifenantrenos y dimetlfenantrenos.
MPI = 1,5(2-metilfenantre. + 3-metilfenantre.)/(fenantreno+1-metilfent. +9-metifent.)
Una expresión similar, utilizada como control (auque su valor es completamente
superior, debido a una ligera predominancia de 2- sobre 3-metil en el petróleo) es:
MPI 2= 3,0 (2-metilfenatre.)/(fenantreno + 1-metilfenant. + 9 metilfenant.)
Se ha encontrado una relación bastante alta entre los valores de MPI 1 y la
reflectancia de vitrinita, en estudios realizados en Canada y Alemania, lo cual ha
permitido a Radke y Welte (1983) la postulación de ecuaciones para calcular valores de
Rm a partir de datos de MPI 1:
Rm= 0,60 MPI 1 + 0,40 (0,65 ≤ Rm≤ 1, 35)
Rm= 0, 60 MPI 1 + 2, 30 (1, 35 ≤ Rm ≤ 2,00)
La idea es que el valor de MPI 1 determinado sobre una muestra de bitumen
permita conocer la reflectancia de vitrinita para la correspondiente roca madre, a menos
que este extracto de roca haya recibido un aporte de hidrocarburos aromáticos no
indigenos, por migración. En adición, el MPI es particularmente útil para conocer la
madurez de la materia orgánica en margas y calizas donde las partículas de vitrinita son
escasas, tal es el caso del kerógeno tipo I y algunos del tipo II (Tissot y Welte, 1984).
En años recientes, se han incrementado las aplicaciones en geoquímica del
petróleo del estudio de la fracción de hidrocarburos C15-, obtenida del análisis
cromatografico de crudo total (incluye saturados y aromáticos). Los resultados
obtenidos han sido orientados hacia el reconocimiento de correlaciones crudo-crudo y
crudo-roca madre (Williams, 1968), la discriminación de procesos de alteración
(Thompson, 1987) y el establecimiento de continuidad de yacimientos, por medio de la
construcción de diagramas estrella (análisis fingerprint).
Williams (1968) presento el que se ha constituido el trabajo mas citado en la
literatura de geoquímica acerca del tópico de correlaciones geoquímicas. La figura 16
muestra dos diagramas ternarios de correlación entre las concentraciones totales de n-
47
alcanos, alcanos ramificados y cicloalcanos, en el intervalo C4-C7 de mas de 80 crudos
y betumenes de rocas, todos pertenecientes a la cuenca de Williston (EEUU).
Figura 16. Distribución de Hidrocarburos Saturados C4-C7 en Bitúmenes de Rocas Madres y en Crudos de la Cuenca de Williston, Estados Unidos de América (tomado de Williams, 1968)
El triangulo ubicado a la derecha, demuestra distintos campos composicionales
para los tres tipos de crudos presentes en esta cuenca (correlación crudo-crudo), junto
con la ubicación para cada campo de bitumenes correspondiente a su respectiva roca
madre (correlación crudo-roca madre). Así, los crudos tipo I se originaron de la
formación Winnipeg, los petróleos tipo II de la Formación Bakken y los fluidos orgánicos
tipo III de la unida Tyler. Esta ultima unidad resulto litologicamente similar a la
Formación Heath (ver triangulo izquierdo) y ambos presentaron características de rocas
madres, pero claramente se distingue cual de las dos unidades dio origen a los crudos
tipos III.
Un análisis detallado de la fracción de gasolina en crudo total (Thompson, 1987),
permitió la definición de una serie de relaciones [(benceno/n-hexano); (tolueno/n-
heptano); (m- y p-xileno/n-octano)] que definen aromaticidad y son una medida de
fraccionamiento evaporitico (Fig. 17), ya que valores altos de la misma, son
característicos de los crudos residuales que han sufrido un avanzado efecto de perdida
de fracciones livianas por tal proceso de alteración. Otros cocientes definidos por el
ante citado autor , [(n-hexano + n-heptano)/(ciclohexano+metilciclohexano); (n-
48
heptano/metilciclohexano)] definen parafinicidad, cuyos valores crecientes son una
medida de los crudos con madurez térmica mayor, los cuales no han sufrido cambios o
perdidas de fases; y cuyos valores decrecientes son una medida de aumento en la
biogradación del petróleo.
Figura 17. Relación de Aromaticidad vs. Relación de Parafinicidad, mostrando campos composicionales de crudos con distintos grados de alteración (Thompso, 1987). 2.10. Análisis de Estéranos y Terpanos por Cromatografía de Gases –
Espectrometría de Masas.
La principal utilización de este instrumento de análisis químicos (Fig. 18) en la
geoquímica del petróleo, tiene que ver con el análisis molecular detallado del crudo o
sus fracciones constituyentes, con énfasis en el estudio de los biomarcadores.
49
Figura 18. Esquema de un Cromatógrafo de Gases – Espectrómetro de Masas
El primer paso que dio la geoquímica orgánica en el estudio de estos
compuestos fue el descubrimiento de porfirinas en materiales geológicos, hecho por
Treibs, 1934. Eglinton y Calvin (1965) los denominaron “Fósiles Geoquímicos” y Calvin
(1969) los llamo “Fósiles Moleculares”. La denominación de marcadores biológicos la
introdujeron Speers y Whitehead en 1969 siendo mas tarde acordada a
“Biomarcadores” por Seifert y Moldowan en 1981.
Los marcadores biológicos mas utilizados en estudios geoquímicos son la n-
parafina, los hidrocarburos isoprenoides pristano y fitano, los hopanoides, los
hopanoides, los terpenoides triciclitos, los esteroides y las parafinas.
Los hopanoides son terpenoides pentaciclicos que han sido hallados en la
fracción de hidrocarburos saturados de crudos y bitumenes. Los mas abundantes son
los hopanos 17ά (H), 21β (H) (C27 a C35)), probablemente provenientes de bacterias
(Rohmer y Ourisson, 1976) y, aunque usualmente en menor concentración, los
moretanos (Volkman et al., 1983). Otros triterpenoides no hopanoides, encontrado en
este tipo de muestras, so el gammacerano (Seifert et al., 1984 y el 18 ά (H) oleanano
(Smith et al 1970), este ultimo característicos de crudos derivados de materia orgánica
continental (Tissot y Welte, 1984). Terpanos triciclitos de C19 a C35 han sido
identificados en crudos y extractos de rocas. Terpanos triciclito han sido identificados en
crudos y extratos de rocas (Fig. 19).
50
Figura 19. Fragmentogramas de m/z 191 (terpanos) y 217(esteramos)
La utilización de parámetros geoquímicos derivados de la caracterización y
análisis de los estéranos y terpanos (Fig. 20-a), contribuye al establecimiento del origen
y ambiente depositacional de la roca fuente, así como el grado de madurez térmica de
la materia orgánica.
51
TRITERPANOS PENTACICLICOS
Figura 20-a. Estructura y nomenclatura de esteranos y terpanos
Cassani et al . (1988) clasifico los crudos venezolanos de acuerdo con su origen,
de la siguiente manera: Los crudos marinos se caracterizan por poseer:
52
Abundante n-alcanos en el rango C20 y C24 (Fig. 20-b )
Relación pristano/fitano cercanas a la unidad.
Relaciones pristano /n-C17 menores de 0,5.
Abundancia relativa de terpanos triciclicos.
Relaciones hopanos/esteranos menores de 3, típicamente entre 2 y 3.
Distribución de esteranos regulares con άββ C27 mayor que C28 y C29, con
ligeros cambios en la concentración de C27 o C29 dependiendo del tipo de
materia orgánica.
Ausencia generalizada del compuesto 18 ά(H) oleanano.
Abundancia de esteroides aromáticos y petroporfirinas, siendo las de vanadio
las más predominante.
Figura 20-b. Fragmentogramas de masa que muestran la distribución de los triterpanos (ión m/z 191) y estéranos regulares (ión m/z 218) de dos crudos de origen marino de la Cuencas de: a) Maracaibo y b) Oriental de Venezuela y de un crudo de origen terrestre c) de la Cuenca Oriental de Venezuela.
53
54
Respecto a la biodegradación, Cassani (1988) señala que en Venezuela, la Faja
Petrolífera del Orinoco (F.P.O) es el área donde se encuentra la mayor cantidad de
crudo biodegradado en reservorios someros, seguida por el área mayor de Oficina,
Temblador y Jobo donde el crudo esta parcialmente biodegradado (bajas
concentraciones de n-alcanos). En la cuenca del Lago de Maracaibo se han identificado
crudos parcialmente biodegradados en yacimientos del Mioceno y Eoceno de la parte
noroccidental y sur del campo costanero Bolívar, los crudos muy biodegradados se
encuentran en niveles poco profundos (menos de 5000´ ) del Mioceno y Eoceno
Superior de la parte oriental y noroccidental de la cuenca.
55
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En esta fase se presenta el marco metodológico que constituye la medula de
cualquier estudio por cuanto refiere en forma detallada sobre como trabajar en la
investigación, explicando lo relativo al tipo de diseño o método, población, muestra,
muestreo, técnica e instrumento de recolección de datos, utilizados para obtener,
procesar, evaluar e interpretar los resultados obtenidos de la investigación, así como el
procedimiento llevado a cabo para el estudio.
3.1. Tipo de Investigación
En este punto es importante acotar lo señalado por Chávez (2001), para quien el
tipo de investigación se determina de acuerdo con el tipo de problema a resolver, así
como de los objetivos que se pretenden lograr, y algo sumamente relevante, la
disponibilidad de recursos al momento de emprender la investigación.
Por otro lado, de acuerdo el tipo de estudio, dependerá la estrategia que se
seguirá en el desarrollo de la investigación, así como también el diseño, los datos
necesario a recolectar, la manera como se obtendrán, el muestreo y los demás
componentes del proceso de investigación.
Dentro de este marco, la presente investigación se clasifico según el método
utilizado como descriptiva, pues busca especificar las propiedades importantes que
describen la caracterización geoquímica de los menes asociados a la falla El Tigre, en
función de un grupo de variables respecto a la cual existe una hipótesis ya establecida.
Para Salkind (1998, p.11), reconsidera como investigación descriptiva aquella en
la cual “se reseña las características o rasgos de la situación o fenómeno objeto de
estudio”.
Para Cerda (1998), tradicionalmente se define la palabra “describir” como el acto
de representar, reproducir o figurar a personas, animales o cosas; es decir, se deben
describir aquellos aspectos mas característicos distintivos y particulares de estas
personas, situaciones o cosas, o sea, aquellas propiedades que las hacen reconocibles
a los ojos de los demás.
56
De acuerdo con este autor, una de las funciones principales de la investigación
descriptiva es la capacidad para seleccionar las características fundamentales del
objeto estudio y su descripción detallada de las partes, categorías o clases de dicho
objeto.
Al respeto, Hernández, Fernández y Baptista (2003), señalan que con frecuencia
el propósito de todo investigador es básicamente describir situaciones y eventos; es
decir, definir los fenómenos en términos de cómo es y como se manifiestan.
En este orden de ideas, Dankhe, citado por Hernández y otros (2003), define los
estudios descriptivos como aquellos que buscan especificar las propiedades
importantes de las personas, grupos o comunidades o cualquier otro fenómeno
sometido a análisis.
Los mismos autores y tomando el criterio de Dankhe, acotan que los estudios
descriptivos se centran en medir con la mayor precisión posible y para ello requieren un
considerable conocimiento del área a investigar para formular las preguntas especificas
a responder.
Por otro lado, Chávez (2001) conceptualiza las investigaciones descriptivas como
todas aquellas orientadas a recolectar informaciones relacionadas con el estado real de
las personas, objetos, situaciones o fenómenos, tal cual como se presentaron en el
momento de su recolección. Describe lo que se mide sin realizar inferencia ni verificar
hipótesis.
Según Tamayo y Tamayo (2003), la investigación descriptiva comprende la
descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, y la composición o
procesos de los fenómenos. El enfoque se hace sobre conclusiones dominantes o
sobre como una persona, grupo o cosa se conduce o funciona en el presente.
Igualmente, señala como la investigación descriptiva trabaja sobre realidades de hecho,
y su característica fundamental es la de presentar al investigador una interpretación
correcta.
En el mismo orden de idea, Méndez (2001, p. 137) asegura: “el estudio
descriptivo identifica características del universo de investigación, señala formas de
conducta y actitudes del universo investigado, Establece comportamientos concretos,
descubre y comprueba la asociación variables de la investigación”.
57
No obstante, para Tamayo y Tamayo (2003), por su carácter, fue de tipo
cuantitativo, definida como aquella en la cual se recogen y analizan datos cuantitativos
sobre variables; es decir, estudia la asociación o relación entre variables cuantificadas.
La investigación cuantitativa trata de determinar la fuerza de asociación o
correlación entre variables, la generalización y objetivación de los resultados a través de
una muestra para hacer inferencia en la poblaron de la cual toda muestra procede. Tras
el estudio de la asociación o correlación pretende, a su vez, hacer inferencia causal que
explique porque las cosas suceden o no de una forma determinada.
En tal sentido, y en el caso concreto del presente trabajo, se describieron
aspectos relacionados con la caracterización geoquímica de los menes, asociados a la
falla El Tigre, tales como: Toma de muestras de menes aflorantes en el área de estudio,
levantamiento geológico estructural de la sección de caño Aljibe y una sección de la
parte media del río Cachiri, interpretación de datos estratigráficos y estructurales.
Además, se aplico el análisis SARA.
3.2. Diseño de la investigación
El diseño de la investigación se constituye en el plan o las estrategias que guían
al estudio en la búsqueda de las respuestas a las preguntas planteadas tendientes a
resolver un problema de investigación.
En orden a lo anterior, la presente investigación fue experimental, por cuanto las
variables objetos de estudio, “caracterización geoquímica de menes, asociados a la falla
El Tigre”, fue sometida a algún tipo de manipulación o variación, se observo su
comportamiento en su ambiente real y en un momento dado, determinándose cuales
fueron, entre otras, el origen de los menes, la litología , la estructura principal, la calidad
y finalmente asociar geológicamente al tipo de ambiente en el cual se formo el
hidrocarburo, motivo de esta investigación.
Ahora bien, tomando en consideración la evolución del fenómeno estudiado la
investigación fue del tipo transversal, ya que durante el desarrollo de la misma cada
variable se midió una sola vez; es decir, en un momento dado de su evolución (Chávez,
2001).
En tal sentido, siguiendo a Hernández y otros (2003), este diseño tiene la
finalidad de estudiar o realizar una sola observación del estado de una o diversas
58
variables en un momento dado, o bien cual es la relación entre un conjunto de variables
en un punto en le tiempo. Es decir, los diseños de investigación transeccional o
transversal, se define como aquellos que recolectan datos en un solo momento, en un
tiempo único. Su propósito es describir las variables, y analizar su incidencia e
interrelación en un momento dado.
Por otro lado, esta investigación se califico de campo tomando en cuenta el
método a utilizar, pues su desarrollo se efectuó en contacto directo con el objeto de
estudio, es este caso tomar la muestras de menes en los alrededores del sector Cachiri
Municipio Mara, parroquia Marcos Sergios Godoy del estado Zulia.
Para Sabino (1999), los diseños de campo de campo constituyen aquellos
basados en información o datos d e orden primario, obtenidos directamente de la
realidad, aunado a la opinión de Sierra (1999), quien afirma que estos se refieren a las
investigaciones hechas observando al grupo de fenómenos en su ambiente natural; en
efecto, y en el caso que ocupa, los datos se obtuvieron directamente de las mediciones
geológica estructural y toma de muestras en su ambiente natural.
3.3 Población
En esta parte de la investigación, el interés consiste en definir quienes y que
características deberán tener los sujetos (personas, organizaciones o situaciones y
factores) objeto de este estudio (Bernal, 2000).
De acuerdo con Fracica (1988, p. 36), “población es el conjunto de todos los
elementos a los cuales se refiere la investigación. Se puede definir también como el
conjunto de todas las unidades de muestreo”.
Para Jany (1994, p. 48), “población o unidad de análisis, es la totalidad de
elementos o individuos que tienen ciertas características similares y sobre las cuales se
desea hacer inferencia”.
En efecto, según Tamayo y Tamayo (2003, p.114) una población esta
determinada por sus características definitorias; por tanto, el conjunto de elementos con
esta característica se denomina población o universo. De allí que la poblaron se defina
como la “totalidad del fenómeno a estudiar donde las unidades de población poseen
una característica común, la cual se estudia y da origen a los datos de la investigación”.
59
Por otro lado, Hernández y otros (2003) acotan la importancia de definir la unidad
de análisis; es decir, quienes van a ser medidos (personas, organizaciones, entre
otros). Para ello se hace necesario delimitar la población a estudiar y sobre la cual se
pretende generalizar los resultados. Igualmente, Selltiz, Jahoda Deutsch y Cook (1994),
conceptualizan la población como el conjunto de todas las cosas convergentes con una
serie de especificaciones.
Asimismo, señalan la importancia de establecer claramente las características de
la población, a fin de delimitar cuales serán los parámetros muéstrales que se fijaran
para lograr la selección de una muestra representativa.
En este sentido, se definió como población objeto de esta investigación , el
complejo de menes asociados a la falla El Tigre; así como también la gran cantidad de
datos geológicos estructurales que afloran en los alrededores del sector La Línea, El
Paraíso, Hda. Santa Maria y Cachiri del municipio Mara, parroquia Marcos Sergios
Godoy del estado Zulia.
3.4. Muestra
Con respecto a la muestra, Bernal (2000) acota que es la parte de la población
seleccionada, y de la cual realmente se obtiene la información para el desarrollo de la
investigación y sobre la cual se efectuaran la medición y la observación de las variables
objeto de estudio.
Asimismo, Parra (2000, p. 14) la define como “una parte (subconjunto) de la
población, obtenida con el propósito de investigar propiedades que posee la población.
Es decir, se pretende que dicho subconjunto represente a la población de la cual se
extrajo”.
En este mismo orden de ideas, Hernández y otros (2003) definen la muestra
como un subgrupo de la población. Un subconjunto de elementos pertenecientes a ese
conjunto definido en sus características al que se llama población. Igualmente, todas las
muestras deben ser representativas; es decir este subconjunto debe ser un reflejo fiel
del conjunto poblacional.
Para Tamayo y Tamayo (2003), la muestra es una parte representativa de la
población. La muestra descansa en el principio de que las partes representan al todo, y
por tal reflejan las características de la población de la cual fue extraída; esto le indica al
investigador su representatividad. Es decir, para hacer una generalización exacta de
60
una población, es necesario una muestra representativa, y por lo tanto, la
generalización depende de la validez del tamaño de la muestra.
Dentro de este marco, Sierra (1999, p. 174) expresa: “la muestra es
simplemente, en general, una parte representativa de un conjunto, población o universo,
cuyas características deben reproducirse en pequeño lo mas exactamente posible”. De
modo mas científico, la define “como una parte de un conjunto o población debidamente
elegida, que se somete a observación científica en representación del conjunto, con el
propósito de obtener resultados validos, también para el universo total investigado”.
La muestra para este estudio quedo conformada por tres; las cuales fueron
sometidas a su respectivo análisis geoquimico.
3.4.1. Muestreo
Según lo expresa Chávez (2001, p. 167), “el muestreo constituye un conjunto de
operaciones que realiza el investigador para seleccionar la muestra de la investigación.
Es una técnica empleada para escoger los sujetos, objetos o fenómenos de estudio”.
El muestreo utilizado en este estudio fue de tipo no probabilístico a criterio del
investigador, pues la selección de un elemento de la población como parte de la
muestra, se basa hasta cierto punto en el criterio del investigador de campo, no
existiendo ninguna posibilidad conocida de seleccionar elemento particular de la
población.
Dentro de este procedimiento, el tipo seleccionado fue el muestreo de los menes
tomando en cuenta la ubicación aflorante de los mismos, este se asiente generalmente
sobre la base de un buen conocimiento de los estratos de la población y/o de los
individuos mas representativos para los fines de la investigación (Parra, 2000, p. 20).
Para ello fue necesario dividir la población por sectores, y seleccionar una o dos
muestras por cada estrato.
3.5. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
La recolección de datos se efectuó empleando la técnica de la observación
mediante encuesta, definida por Chávez (2001), citando a Sierra, como aquella que
consiste en la obtención de datos de interés en la investigación, mediante la
interrogación de los miembros del universo en estudio.
61
De igual forma, para Sabino (1999) un instrumento de recolección de datos es
cualquier recurso metodológico del cual se vale el investigador para acercarse a los
fenómenos estudiados y extraer de ellos la información.
En consecuencia, para determinar la existencia de los menes en los sitios donde
se recolectaron las muestras, se realizaron una serie de pregunta a personas de
diferentes edades sobre el conocimiento de la existencia de un material negruzco con
olor a hidrocarburo que emanaba naturalmente del subsuelo y que se esparce sobre la
superficie terrestre, dejando una costra dura y sólida al compactarse.
En ese mismo orden de ideas, Tamayo (1999, p. 99) en esta técnica se inicio la
búsqueda de materiales descritos a fin de captar su planteamiento esencial y aspecto
lógico de su contenido y propuesta para extraer los datos bibliográficos de interés para
la investigación.
Se efectuó, una observación documental o bibliográfica en la cual se consultaron
textos relacionados con el tema, proporcionados por la División de Postgrado de LUZ,
así como también, Trabajos Especiales de Grado que se ubican en la biblioteca de la
Escuela de Petróleo de la Universidad del Zulia. Para la ubicación de los mapas
topográficos y geológicos estructurales de la zona se acudió al Instituto Geográfico
Simón Bolívar y las oficinas del Instituto Nacional de Geología y Minas respectivamente.
Posteriormente, se realizo una salida de reconocimiento a la zona de estudio;
con la finalidad de ubicar el campamento base; que sirvió como punto estratégico de
estadía durante los trabajos de campo.
Sucesivamente, se programaron tres salidas de campo de cuatro días cada una
durante las cuales se realizaron las siguientes tareas: Ubicación de las vías de
penetración, ubicación de los menes objeto de este estudio, levantamiento geológico
estructural de caño Aljibe y sección media del río Cachiri, levantamiento de poligonal de
los mismas secciones, elaboración de mapa base, construcción de secciones
geológicas y columnas estratigráficas y finalmente la toma de muestra de los menes
seleccionados.
Para la ubicación de las vías de acceso al área de estudio, se utilizo la hoja
cartográfica Tule (1967) a escala 1:100000, suministrada por el Instituto Nacional de
Cartografía Simón Bolívar; donde se pueden apreciar con claridad los mejores sitios de
penetración al área de trabajo. (Fig. 21).
62
Figura 21. Ubicación de la zona de estudio. Hoja Tule. Escala 1:100.000 tomada de Cartografia Nacional.
La ubicación de los menes, se realizo a través de las encuestas personales a los
habitantes cercanos; así como también la consulta a profesionales de la geología y
minería que habían trabajado en la zona. Posteriormente estos sitios fueron
posicionados con aparatos más sofisticados donde se utilizo un GPS del tipo Garmin 5,
cuya precisión es bastante exacta; ya que tiene un error de corrección de 5 cm.
aproximadamente.
El levantamiento geológico estructural de caño aljibe y la sección media del río
Cachiri se realizo a través de la utilización de un GPS de precisión del tipo Garmin 5; el
levantamiento consistió en la ubicación de los afloramientos en el cauce del río y el
caño; donde se pueden apreciar con claridad las diferentes unidades formacionales
aflorantes en el área de la investigación; así como también las estructuras principales
producto de esfuerzo compresivos y distintivos que afectan la roca después de la
deformación dentro de esta estructuras se pueden mencionar: Diaclasas, fallas,
pliegues, entre otros (Fig. 22).
63
Figura 22. Toma de datos estructurales en la Formación Marcelina.
Para el levantamiento de las poligonales de caño Aljibe y parte media de río
Cachiri, se utilizo inicialmente la brújula Brunton; cuyos datos fueron corroborados
posteriormente con el posicionador satelital GPS Garmin 5; suministrado por la empresa
de exploración carbonífera Caño Seco, la cual se encuentra realizando trabajos de
exploración en el área. Dicho levantamiento se realizo a través del cauce del río y del
caño; con la finalidad de observar los cruces o cambio de dirección de los mismos para
luego estos cambios ser posicionados con la brújula y respectivamente con el GPS (Fig.
23).
El tipo de GPS utilizado fue del tipo Garmin Extrex 5; el cual es un Sistema de
Posicionamiento Global, funciona como un dispositivo que permite a través de un
sistema de satélites, calcular o determinar la ubicación exacta de una persona, vehiculo
o lugar. El mismo fue diseñado por el departamento de defensa de los Estados Unidos
en el año 1978.
El GPS funciona a través de 24 satélites sincronizados que cubre toda la
superficie del planeta tierra. El dispositivo envía una solicitud que es respondida por al
menos 4 satélites conjuntamente infiriendo la respuesta solicitada.
64
Figura 23. GPS tipo Garmin Extrex 5
Paralelamente, al avance de los trabajos de campo; se fue elaborando un mapa
base del área; con la finalidad de llevar un control estratigráfico y estructural que nos
permitiera una interpretación cabal y precisa de la presencia de los menes en el área y
a su vez nos conduciría a levantar la información con los menores errores posible y así
tener un resultado del mapeo muy cercano a la realidad.
Para la elaboración de la columna estratigráfica local se utilizaron las secciones
geológicas encontradas en el río y caño levantados; se procedió a calcular el espesor
real de los puntos geológicos tomando como referencia, en la mayoría de los casos el
espesor aparente de los afloramientos; posteriormente se ubico la dirección del río y
teniendo en cuenta el rumbo y buzamiento de las capas se pudo calcular el espesor real
de la sección levantada y por ende se construyo a columna estratigráfica local de la
zona de trabajo.
Cabe hacer mención que los sitios donde se ubican los menes objeto de este
estudio; son pocos accesibles, de hecho para llegar a los mismo fue necesario contar
con vehiculo de doble tracción y en la mayoría de los casos burros y mulas; a fin de
lograr acceder a lo mas cercano de la emanación de hidrocarburo (Fig. 24).
65
Figura 24. Toma de muestras en los menes.
Dentro de los instrumentos utilizados para realizar la referida investigación se
pueden mencionar: Libreta de campo, Piqueta, Cinta Métrica, Lupa, Brújula, GPS, HCL,
Varilla especial para la toma de muestra de mene, entre otros.
La Libreta de Campo utilizada fue la Field Book 102, donde se realizaron las
anotaciones de campo claras y precisas; se incluyen la descripción litológica
estratigráfica, estructurales y los datos de poligonales; con los respectivos dibujos de
los puntos geológicos levantados.
La piqueta utilizada fue la de geólogo; se caracteriza por poseer dos extremos:
uno en forma de martillo para golpear las rocas duras arenisca, caliza, granito, carbón,
etc. y la otra de punta aguda, la cual se utiliza para tomar muestra de roca blanda lutita,
limolita, yeso, entre otras.
La cinta métrica se utilizo exclusivamente para medir los espesores reales y
aparentes de los estratos existentes en los puntos geológicos estudiados; así como
también el largo y ancho de las vetas y vetillas de oxido de hierro, cuarzo etc.
Existentes en las areniscas de la Formación Misoa específicamente.
La Lupa (10X), se utilizo para describir microscópicamente las muestras
encontradas en los afloramientos estudiados; con la finalidad de observar los minerales
que pudieran estar relacionados con el ambiente de depositación de la Formación
geológica descrita.
La Brújula es un instrumento dispositivo, el cual sirve para indicar, (en un plano
horizontal) direcciones relativas a la Tierra, por medio de una aguja magnética".
GLOSSARY OF GEOLOGY (1972, Pág. 143).
66
La brújula Brunton utilizada en esta investigación, se compone de brújula
ordinaria, pínulas plegables, un espejo y un clinómetro, accionado por una corta
palanca en el respaldo de la capa de la brújula. El clinómetro presenta dos arcos
graduados, uno interno dividido en grados y otro externo en % de pendiente. LAHEE
(197D, Pág. 55). La brújula Brunton digital tiene como parte de su estructura una escala
digital, colocada sobre el espejo, cuya lectura presenta un error de medio grado (en la
práctica el error es insignificante). (GEGTIMEG, Vol. 22, NQ 12, Pág. 17).
El HCL fue utilizado durante el trabajo de campo, con la finalidad de observar
cuales las rocas que están mineralizadas con carbonato de calcio o mejor dicho;
identificar las calizas del Grupo Cogollo, perteneciente al cretáceo y caracterizada por
tres formaciones geológicas, de más antigua a más joven se identifican como: Apon,
Lisure y Maraca.
Las muestras recolectadas fueron envasadas en frascos medianos de vidrio;
previamente esterilizados y tapados tratando que fuese los más hermético posible; con
la finalidad de mantener la muestra aislada de agentes contaminantes.
3.6. Análisis y Procesamiento de los Datos
Chávez (2001, p. 287) expresa: “la tabulación de datos es una técnica que
emplea el investigador para procesar la información recolectada, la cual permite lograr
la organización de los datos relativos a una variable, indicadores o ítem”. Requiere de
un proceso sistemático y cuidadoso en relación con el traslado de las respuestas
emitidas por cada sujeto de la muestra seleccionada al cuadro de tabulación.
En torno a ello, la tabulación implica de hecho agrupar los datos, lo cual permite
su organización, para así lograr adecuadamente su procesamiento y obtener la
información pertinente. Seguidamente, los datos obtenidos fueron procesados en unas
tablas de forma automatizada utilizando el programa Microsoft Excel 2000, el Autocad
para el diseño de la poligonal de la geología local de caño Aljibe y río Cachiri y su
levantamiento geológico, a través de una columna litoestratigráfica y el CG-EM con el
fin de evaluar la distribución de biomarcadores por cromatografía de gases-
espectrometría de masas de las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos.
67
68
3.7. Procedimiento de la Investigación
Primera Fase: Recopilación bibliográfica, ubicación de mapas topográficos y
geológicos, localizaciones de los menes, análisis de la información geológica,
geoquímica, sísmica y estructural relacionada con el área de estudio.
Segunda Fase: Recolección de muestras, se efectuaron tres salidas de campo al
área de estudio, con la finalidad de tomar las muestras. Las mimas fueron analizadas
geoquímicamente en el laboratorio. Además de realizar un levantamiento geológico
estructural de caño Aljibe para conocer la estratigrafía de la zona.
Tercera Fase: Análisis de Laboratorio: Se realizaron los siguientes ensayos:
Análisis SARA, cromatografía de gases-espectrometría de masas sobre las fracciones
de saturados y aromáticos para evaluar biomarcadores (n-parafinas, hidrocarburos
isoprenoides, estéranos, terpanos, fenantrenos, benzotiofenos, etc.), concentración de
azufre y determinación de porfirinas, vanadio y níquel sobre crudo total.
Cuarta Fase: Análisis de resultados y redacción: Se realizo el análisis de los
resultados encontrados, con el fin de efectuar una evaluación geoquímica final a los
crudos del área, así como también tratar de determinar los procesos de alteración en
los crudos estudiados, además de los posibles vínculos con otros crudos de la Sierra de
Perijá y su posible relación con la estructura principal del área como lo es la falla El
Tigre.
69
CAPITULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
4.1. Presentación y Análisis de los resultados
En el siguiente capitulo se presentan los resultados obtenidos de la investigación
mediante el procesamiento, análisis e interpretación de los datos arrojados por la
población estudiada. Estos hallazgos se lograron a través del levantamiento geológico
estructural de dos secciones levantadas en el campo, paralelamente a la toma de
muestras de los menes que posteriormente fueron analizados en el laboratorio, los
cuales permitieron dar respuesta a los objetivos específicos formulados al inicio de la
investigación, a fin de determinar la caracterización geoquímica de los menes aflorantes
en el sector Cachiri, municipio Mara del estado Zulia.
4.2. Descripción del área de estudio
El área de estudio se encuentra ubicada a 80 km, al suroeste de Maracaibo;
específicamente en el sector denominado Cachiri, perteneciente al municipio Mara
parroquia Marcos Sergio Godoy del estado Zulia (Fig. 25).
Abarca un área aproximada de 16 km2, limitado al norte por el embalse de
Manuelote y Sierra Marimonda, al sur por la Sierra de Guineos y la hacienda El Milagro,
al este por el río Cachiri y al oeste por el parcelamiento Socuy.
Las coordenadas que enmarcan el sector donde se tomaron las muestras de
menes son las siguientes:
1) N: 1.200.000; E: 804.000 2) N: 1.196.000; E: 804.000
3) N: 1.196.000; E: 796.000 4) N: 1.200.000; E: 796.000
70
Figura 25. Mapa de Ubicación de Menes
Estructuralmente la zona de estudio esta influenciada por la falla El Tigre; la cual
se considera como una falla inversa de alto grado de buzamiento, de dirección
aproximada N 400 E; donde se pueden observar rocas Terciarias del Grupo El Fausto,
en contacto directo con rocas graníticas de edad paleozoicas, evidenciando la fuerte
compresión a la cual fue sujeta la zona de estudio. (Fig. 26)
Otra de las estructuras importante que se aprecia al oeste; es el sinclinal de
Manuelote o sinclinal de El Dibujo; el cual involucra formaciones de edades
terciarias, con una extensión de 11,8 km orientación promedio NE, situado a 6 km de
los pozos Amboy-1, Amana 1 y a 2 km del pozo Saloi.
Estratigráficamente en la zona de estudio, afloran rocas pertenecientes al Grupo
Cogollo (sin diferenciar), hacia el sur se aprecia una cuña de la parte media de la
Formación Marcelina; donde se encuentra una capa de carbón de 6 m de espesor.
71
N
Figura 26. Mapa tectónico del occidente de Venezuela
4.2.1. Rasgos fisiográficos.
Topográficamente el área esta representada por una planicie, limitada al suroeste
por un conjunto montañoso de la cordillera de Perijá, del sector Cachiri. Los datos
básicos considerados como parámetros climatológicos son: la precipitación y la
temperatura, tomados de la estación El Carbón.
4.2.2. Precipitación
Según el histograma de precipitación de la estación climatológica El Carbón, la
distribución media para cuatro años (periodo 2001 – 2004), es bimodal, las máximas
precipitaciones se producen entre los meses de septiembre a noviembre, las mínimas
se registran entre los meses de diciembre a agosto (Ver tabla 1 y grafico 1).
TTaabbllaa 11 PPrreecciippiittaacciióónn eessttaacciióónn EEll CCaarrbbóónn..
72
((FFuueennttee:: DDeeppaarrttaammeennttoo ddee AAmmbbiieennttee ddee CCaarrbboonneess ddeell GGuuaassaarree,, SS..AA))
Año Ene Feb Mar Abril Mayo Junio Julio Ago Sep Oct Nov Dic
2001 1.0 0.9 0.0 61.6 117.3 2.6 66.6 11.1 120.0 280.6 175.1 95.2
2002 10.7 0.0 1.8 71.0 61.1 31.7 0.3 128.1 38.6 242.8 210 166.0
2003 0.4 0.0 0.4 91.3 11.6 84.5 22.8 85.7 91.1 376.4 414.0 159.8
2004 8.4 1.9 0.3 24.5 156.0 12.5 12.8 93.3 88.7 317.2 399.0 100.8
total 20.5 2.8 2.5 67.1 86.5 37.82 25.6 43.5 112.9 329.3 247.5 97.8
Estación El Carbón
0
5 0
10 0
15 0
2 0 0
2 5 0
3 0 0
3 5 0
Meses
Pre
cip
itac
ión
Precipitación
Grafico 1. Precipitación estación El Carbón. (Fuente: Departamento de Ambiente de Carbones del Guasare, S.A.)
4.2.3. Temperatura
La temperatura mínima media varia entre 21,1 0C y 23,5 0C en la estación El
Carbón. Con un promedio anual de 23,1 0 C. La temperatura máxima media varia entre
31,5 0 C y 35,2 0 C con un promedio anual de 32,5 0 C.
4.2.4. Red Hidrográfica
El principal sistema de drenaje en la zona, esta representado por los ríos Cachiri,
Socuy y Guasare. El rió Guasare recorre un gran trayecto montañoso (Sierra de Perijá)
en dirección S–N, para desembocar en la planicie cerca del caserío El Escondido. El rió
73
Cachiri desemboca en el embalse de Tulé; a su vez es afluente del el río Socuy, en su
curso inferior recibe el nombre de rió Limón, desembocando en el Lago de Maracaibo,
frente a isla de Toas.
Estos ríos tienen agua durante todo el año, pero su caudal baja
considerablemente formándose pozos y meandros durante la estación seca, mientras
que en la estación lluviosa se registran grandes crecidas que inundan las zonas
circunvecinas causando grandes daños a los cultivos e igualmente, dificultan las labores
de explotación carboníferas (Fig. 27).
En general, el drenaje esta correlacionado principalmente con la resistencia, la
permeabilidad y la erosión de los estratos de roca existentes, siendo este de tipo
dendrítico, de moderada densidad y en su mayor parte tipo estacional.
FFiigguurraa 2277.. PPrriinncciippaall ssiisstteemmaa ddee ddrreennaajjee.. ((FFuueennttee:: MMEEyyPP 22000055)) eessccaallaa 11::113355..000000
4.3. Descripción de la Geología Local
4.3.1. Levantamiento geológico-estructural de la sección de río Cachiri. Afloramiento No. 1 Ubicación N: 1.197.997, E: 796.932 h: 110 msnm Intercalación de areniscas y lutita. La lutita es color gris, meteoriza a marrón
rojizo, físil, con intercalaciones de areniscas de grano fino, laminada, con material
carbonoso. En la parte media del afloramiento se observan capas delgadas de
areniscas, color fresco marrón, meteoriza a grisáceo y marrón rojizo, grano fino,
subangulosos a subredondeados, contiene cuarzo, material carbonáceo, ferruginoso y
74
mica, matriz arcillosa moderadamente compactada y cementada, con estructura flaser.
En la parte superior se observa una capa de arenisca, color gris claro, meteoriza a ocre,
grano fino, subanguloso a subredondado, contiene cuarzo, material carbonoso, material
ferruginoso y mica, matriz arcillosa, compacta y moderadamente cementada. El espesor
total del afloramiento es de 2,5 m (Fig. 28). Rumbo y buzamiento N45ºE, 25º NW.
Fig. 28 Afloramiento de arenisca y lutita sector río Cachiri
Afloramiento No 2 Ubicación N 1.197.876, E796.973 h: 89 msnm
Corresponde a una capa de arenisca, color gris oscuro, meteoriza a gris verdoso,
grano fino a medio, subanguloso a subredondeado, con cuarzo, material carbonaceo,
mica , impregnada de hidrocarburo, matriz arcillosa, compacta y bien cementada, las
intercalaciones de capas de arenisca oscilan entre 15 y 60 cm. de espesor.
Presentando el afloramiento un espesor total de 5.50 m (Fig. 29).
Rumbo y buzamiento N30ºE, 75ºNW
Falla: N44ºE, 24ºNE.
75
Fig. 29. Plano de falla medido en el afloramiento Nº 2 sector río Cachiri
Afloramiento No. 3 Ubicación: N: 1.197.847, E: 796.793 h: 86 msnm
Secuencia de estratos caracterizado de tope a base, por una capa de arenisca,
color gris claro, meteoriza a marrón verdoso, grano medio a grueso, subredondeado,
cuarzosa, micácea, material ferruginoso impregnaciones de petróleo, moderadamente
compacta y cementada, matriz arcillosa, la presencia de hidrocarburo se encuentra
asociada a la laminación de la arenisca, los espesores
Individuales oscilan entre 80cm a 1.30 m de espesor. La capa presenta un espesor total
de 9 m. Infrayacente a esta secuencia se presenta una capa de arenisca, color gris
claro, meteoriza a marrón verdoso, grano medio, subredondeado, cuarzosa, micácea,
impregnaciones de hidrocarburo, matriz calcárea, moderadamente compacta, bien
cementada. Presenta pequeños lentes con forma geométrica definida de material
lutitico, color gris a marrón, con espesores individuales que oscilan entre 40cm a 90 cm.
Observándose un espesor total de 2 m (Fig. 30).
76
Fig.30. Petroglifos en areniscas de la Formación Misoa sector riecito Mache
Hacia la parte inferior del afloramiento se encuentra una capa de arenisca, color
gris a marrón verdoso, grano fino a medio, redondeado a subredondeado, cuarzosa,
impregnaciones de hidrocarburo, material ferruginoso, micácea; matriz calcárea,
compacta, cementada; con laminación de hidrocarburo; los espesores individuales de
las capas oscilan entre 80 cm. a 1 m. Presentando un espesor total de 2,50 m.
Rumbo y Buzamiento N 50º E, 30º SE
Falla: N 74º W, 80º NE
Afloramiento No. 4 Ubicación N 1.197.750, E 796.765 h: 90 msnm
En la parte inferior, se presenta una capa de lutita carbonácea, color gris oscuro
a marrón claro, físil, fractura plana, dura, presenta laminaciones de arenisca, las cuales
se incrementan hacia el tope de forma lenticular, con un espesor de 40 cm.
Suprayacentemente se observa una capa de arenisca, color marrón grisáceo, meteoriza
a marrón claro, grano fino, redondeado a subredondeado, cuarzosa, material
ferruginoso, material carbonaceo, micácea; matriz silicea, compacta, cementada,
presenta laminaciones ferruginosas, restos de raíces y materia orgánica, fracturas
rellenas con material calcáreo. Continuando con la secuencia se presenta una
77
intercalación de areniscas y lutitas. Las areniscas son de color gris oscuro, meteoriza a
marrón grisáceo, grano fino a medio, redondeado, bien seleccionado, cuarzosa,
micácea, material ferruginoso, matriz silicea, moderadamente compacta, cementada,
presenta delgadas capas de lutitas carbonáceas, con estratificación flaser. La lutita
carbonacea es de color negro a marrón, físil, fractura plana con laminación. El espesor
total de este afloramiento es de 30 m.
Rumbo y buzamiento N 43º E, 64º NW.
A escasos metros de la zona descrita anteriormente, se observa un área donde
se pueden apreciar algunas deformaciones (pliegues, fallas y diaclasas), producto de
los esfuerzos tectónicos que afectaron el patrón estructural de la Sierra de Perijá y
posiblemente estén asociados a la falla El Tigre, presente en los afloramientos descritos
(Fig. 31).
Fig. 31. Anticlinales y sinclinales en rocas de la Fm Marcelina Sector río Cachiri
En este sector se realizaron las respectivas medidas estructurales del anticlinal y
sinclinal presentes en este punto:
Anticlinal: Plano Axial: N 20º E, 82º NW Eje Axial: 26º NE
Flanco derecho: N 12º E, 34º SE Flanco izquierdo: N 43º E, 62º NW
78
Sinclinal Plano Axial: N-S, Vertical Eje Axial: 36º NE
Flanco derecho: N 48º E, 35º SW Flanco izquierdo: N 12º E, 34º SE
Afloramiento No. 5 Ubicación N: 1.197.817; E: 796.702 h: 70 msnm
Intercalaciones de lutita con niveles ferruginoso; la lutita es de color marrón
negrusco y meteoriza a marrón, quebradiza, físil, con alto contenido de jarosita,
impregnada de asfaltita. Los niveles de oxido de hierro son concreciónales, presentan
un espesor que varia entre 10 y 20 cms; paralelo al plano de estratificación
predominante en el área de estudio, estos niveles presentan la particularidad que
reaccionan con acido clorhídrico, evidenciando que poseen material calcáreo en su
interior. El espesor total del afloramiento es de 107,07 metros; se correlaciona con la
parte media superior de la Formación Marcelina (Fig. 32).
Fig. 32. Intercalación de lutitas y arenisca con niveles concreciónales sector río Cachiri
Afloramiento No. 6 Ubicación N: 1.197.589 E: 796.801 h: 98 msnm
En la parte inferior del afloramiento, se observa una capa de arenisca, color gris,
meteoriza a marrón, grano fino, subredondeado a redondeado, cuarzosa, micácea, con
79
impregnación de hidrocarburo, material ferruginoso, matriz calcárea, compacta y
cementada. Presenta un espesor de 2 m. Suprayacentemente se observa una capa de
lutita, color marrón, meteoriza a gris, físil, con laminaciones paralelas a un nivel de
concreciones ferruginosas, con intercalaciones de arenisca, color marrón, meteoriza a
marrón grisáceo, grano fino a medio, redondeados a subredondeados, cuarzosa,
micácea, con impregnación de hidrocarburo, material
ferruginoso, matriz calcárea, moderadamente compacta, se observa estratificación
lenticular y flaser. Presentando un espesor de 5,30 m.
Esta zona al igual que el punto geológico anterior, se encuentra bastante
tectonizada; donde se observan microfallas de dirección N 50º E, 51º NW, con un
desplazamiento de 5 cm.; también se observan niveles de asfaltita rellenado las grietas
presentes en el afloramiento (Fig. 33).
Fig. 33. Microfalla observada en arenisca de la Formación Misoa
La lutita es carbonacea, gris oscuro, físil, con alto contenido de jarosita. Presenta
un espesor de 4.50 m. Suprayacentemente se observa una capa de arenisca, color
marrón oscuro, meteoriza a gris claro, grano fino, redondeados, cuarzosa, material
carbonaceo, con impregnaciones de hidrocarburo, compacta. Con un espesor de 60 cm.
Rumbo y buzamiento N 15º E, 47º NW.
80
Afloramiento No. 7
La descripción de este afloramiento se realizó de base a tope, iniciándose con
una capa de arenisca, color gris claro, meteoriza a gris oscuro, grano medio,
redondeados a subredondeados, moderadamente seleccionados, cuarzosa, micácea,
material ferruginoso, matriz silicea, compacta, cementada. Presentando un espesor de
2.40 m. Hacia el tope se observa una capa de arenisca, color gris, meteoriza a gris
oscuro, grano medio a fino, redondeados, cuarzosa, micácea, con impregnaciones de
hidrocarburo, material ferruginoso, mica. Sucesivamente a esta secuencia se continúa
observando capas de areniscas con similares características a las descritas
anteriormente. Presentando un espesor total del afloramiento de 35.7 m (Fig. 34).
Rumbo y buzamiento N 55º E, 26º SE
Fig. 34. Capa de arenisca descrita en afloramiento 7 sector Cachiri
Afloramiento No. 8 Ubicación N: 1.197.426 E: 796.878 h: 84 msnm
Este punto geológico, se inicia con una capa de arenisca color gris, meteoriza a
gris oscuro, grano fino, redondeados, cuarzosa, material carbonáceo y
ferruginoso, micácea, matriz silicea, compacta, cementada. Presenta un espesor de
81
5,30 m. Suprayace una capa de arenisca, color marrón, meteoriza a marrón oscuro,
grano fino, redondeados, cuarzosa, material carbonoso, con impregnaciones de
hidrocarburo, micácea, compacta, cementada. Presenta un espesor de 4.80 m.
Intraformacionalmente se observa una falla normal de dirección N 40º E, 60º SE; la cual
fue rellenada por asfaltita posteriormente.
En este mismo punto aflora una capa de carbón, de 1,5 m de espesor; en la parte
superior se observa una capa de arenisca, color marrón, meteoriza a marrón oscuro,
grano fino, redondeados, cuarzosa, micácea con impregnación de hidrocarburo,
compacta y bien cementada. Presenta un espesor de 4 m (Fig. 35).
En el tope del afloramiento se observa, una capa de arenisca, color gris oscuro,
meteoriza a marrón oscuro, grano fino, redondeados, cuarzosa, micácea, impregnada
de hidrocarburo, compacta y bien cementada. Espesor 4,5 m.
Rumbo y buzamiento N 20º E, 74º SE.
Fig. 35. Capa de carbón observada en el afloramiento 8
Afloramiento No. 9 N: 1.197.415, E: 796.841 h: 105 msnm
Capa de limolita, color gris, meteoriza a gris rojizo, presenta laminaciones de
hidrocarburo, con restos de raíces, material ferruginoso. Presenta un espesor de 2,45
82
m; intercalado a esta capa se encuentra un nivel de concreciones ferruginosas de 45
cm. de espesor. Suprayacente se observa una capa de lutita carbonacea, gris oscura,
meteoriza a marrón ocre, físil, con alto contenido de jarosita y presencia de
laminaciones de asfaltita, con un espesor de 1,20 m (Fig. 36).
Subiendo sección, se presenta otra capa de limolita color gris, meteoriza a gris
rojizo, con laminaciones de asfaltita, restos de raíces y materia orgánica,
moderadamente contenido carbonaceo. Presenta un espesor de 4,20 m.
Fig. 36. Secuencia de limolita, lutita y arenisca en el punto 9
Esta secuencia, esta afectada por una falla intraformacional de dirección N 4º W,
83º SW; rellenada por asfaltita; en contacto directo con la falla se observa una capa de
lutita carbonacea, gris oscura, meteoriza a marrón ocre, físil, con alto contenido de
jarosita y laminaciones de asfaltita. Presenta un espesor de 1,50 m; así como también
se observa una capa de limolita carbonacea, color gris claro, meteoriza a gris medio,
con alto contenido de jarosita e intercalaciones de arenisca, color marrón negruzco,
meteoriza a gris medio, con alto contenido de material carbonáceo e
impregnaciones de hidrocarburo las; cuales se presentan de aspecto pastoso y sólido;
en la parte superior se observa una capa de lutita carbonacea, color gris oscuro,
meteoriza a marrón ocre, físil, con alto contenido de jarosita, con laminaciones de
83
asfaltita. Presenta un espesor de 2.4 m. En el tope del afloramiento se observa una
intercalación de areniscas y limolita carbonacea. Presentan un espesor de 15.70 m.
Rumbo y buzamiento N 20º E, 72º NW.
Afloramiento No 10 Ubicación N: 1.197.222 E: 796.758 h: 102 m
Se realizo la descripción de este afloramiento de tope a base, encontrándose una
capa de limolita, color marrón oscuro, meteoriza a gris verdoso, con material carbonoso,
pequeñas grietas rellenas con asfaltita, hacia la base esta capa se presenta mas
ferruginosa, presentando contenido de jarosita. Con un espesor de 2m.
Infrayacentemente se observa una capa de limolita, color, marrón oscuro, meteoriza a
marrón amarillento, con contenido de jarosita, material ferruginoso y pequeñas
laminaciones de asfaltita. Presenta un espesor de 3 m.
En la parte inferior de esta capa, se observa una capa de lutita, color marrón
grisáceo, meteoriza a marrón rojizo, físil, con contenido de jarosita y material
ferruginoso, de 50 cm. de espesor; infrayace una capa de limolita, color gris claro,
meteoriza a marrón claro, con contenido de jarosita. Presenta 1m de espesor.
Continuando, bajando sección se observa una capa de lutita carbonosa, color
gris, meteoriza a marrón rojizo, físil, con un incremento del material ferruginoso hacia la
base. Presenta 40 cm. de espesor. Finalmente se encuentra una capa de limonita,
color rojizo, meteoriza a marrón verdoso, con pequeñas láminas de material carbonoso
y material ferruginoso; la cual presenta un espesor de 50 cm.
En este punto se comienza a observar que la secuencia descrita anteriormente,
se encuentra afectada fuertemente por los esfuerzos tectonicos que actuaron en la
zona; los cuales se manifiestan en las estructuras fuertemente plegados y falladas en
menos de 250 m de sección. (Fig. 37)
Anticlinal:
Plano Axial: N: 43º E / 57º SE Eje Axial: 53º SW
Flanco derecho: N 30º E / 71º NW Flanco izquierdo: N 30º E / 21º SE
Sinclinal:
Plano Axial: N 13º E / 72º SE Eje Axial: 31º SW
Flanco derecho: N 36º E / 36º SE Flanco izquierdo: N 30º E / 71º SW
84
Fig. 37. Anticlinales y sinclinales evidenciando el tectonismo de la zona.
Subiendo sección, se observa un sinclinal donde el núcleo esta representado por
una lutita carbonacea, color marrón oscuro, meteoriza a marrón grisáceo, físil, con
delgadas laminaciones de limolitas; suprayacentemente se observa una capa de lutita
color gris oscuro, meteoriza a marrón claro, físil con material carbonáceo.
Posteriormente se presenta una capa de limolita con intercalaciones de lutitas (Fig. 38).
Fig. 38. Anticlinal con plano axial casi vertical y fallado
85
Este afloramiento culmina con un anticlinal donde las capas se presentan bien
estratificadas; caracterizadas por una secuencia monótona de areniscas, lutitas y
limolitas las cuales se observan en la figura 39.
Fig. 39. Anticlinal simétrico sector parte media superior de río Cachiri
Anticlinal
Plano Axial N 43º E / 2º NW Eje Axial 1º SW
Flanco derecho N 30º E / 13º NW Flanco izquierdo N 35º E / 13º SE
4.3.2. Levantamiento geológico estructural de la parte baja de caño Aljibe
El objetivo principal de este levantamiento, fue la correlación geológica
estructural de las unidades aflorantes en el área de estudio; así como también estudiar
el comportamiento estructural de la falla El Tigre, que atraviesa varias formaciones
geológicas en el piedemonte de la sierra de Perijá.
El caño Aljibe esta ubicado a 1 km, aproximadamente al suroeste de la zona
donde se tomaron las muestras de menes, motivo de esta investigación. Presenta una
longitud de 4 km y un ancho promedio que oscila entre 1-5 m en su parte baja y media;
a 2 m en su parte alta (Fig. 40).
86
PUNTO A PUNTO B DISTANCIA
(MTS) AZIMUT 0 1 22,6 N23° 1 2 23,2 N75° 2 3 13,3 N38° 3 4 79,1 N13° 4 5 19,9 N3° 5 6 55,7 N330° 6 7 46,1 N290° 7 8 16,7 N327° 8 9 19,7 N24° 9 10 19,6 N344° 10 11 60 N48° 11 12 36,2 N44° 12 13 26 N30° 13 14 21,8 N340° 14 15 19 N310° 15 16 50 N50° 16 17 20 N120° 17 18 27,5 N80° 18 19 65,5 N357° 19 20 58 N55° 20 21 26,2 N46° 21 22 39 N53° 22 23 31,9 N320° 23 24 53 N357° 24 25 10,7 N93° 25 26 50,7 N145° 26 27 20 N99° 27 28 12 N40° 28 29 17 N5° 29 30 26 N32° 30 31 20 N6° 31 32 24 N24° 32 33 14 N73° 33 34 11 N76° 34 35 14 N7°
Fig. 40 Poligonal de caño Aljibe
87
Afloramiento 1 Ubicación: N 1.198.768 E 798.125 h: 20 msnm
A 48 m del punto de poligonal 3, se observa una secuencia ínterestratificada de
arenisca, lutita y limolita. Las areniscas son de color gris claro, meteorizan a marrón
claro, grano fino a medio, cuarzosa, medianamente micáceas, con puntos de oxidación,
moderadamente calcárea, matriz arcillosa. Ínter estratificada con areniscas de muy
poco espesor, color gris claro, moderadamente calcárea; a su vez se observan
delgadas capas de lutitas y limolitas, color gris oscuro que meteorizan a marrón. Es
importante resaltar que esta secuencia esta afectada por un anticlinal simétrico; el cual
se presenta fallado y estructuralmente bastante fracturado; probablemente este
afectado por la cercanía de la falla El Tigre que corta transversalmente al caño Aljibe
(Fig. 41). R: N 71º E; Bz: 69ºSE
Fig. 41. Intercalación e arenisca, lutita y limolita, caño Aljibe, Cachiri
Afloramiento 2 Ubicación: N 1.198.904, E 798.001 h: 22 msnm
Coincide con el punto de poligonal No. 8; se observa una capa de arenisca en la
base y en el tope una capa de carbón. La arenisca es masiva, color fresco gris claro,
meteoriza a marrón claro, grano fino a medio, subanguloso a subredondeado, cuarzosa,
88
con puntos de oxidación, restos de material orgánico, ligeramente calcárea,
moderadamente dura, matriz arcillosa. El carbón es color negro brillante, fractura
concoidea, bituminoso a su bituminoso, el espesor real de este manto de carbón es de
5,40 m; lo que indica que se está en la presencia de la parte media de la Formación
Marcelina (Fig. 42). R: N 53º E , Bz: 73º NW.
Fig. 42. Columna estratigráfica de caño Aljibe.
Afloramiento 3 Ubicación: N 1.198.938 E 797.997 h: 82 msnm
Este punto geológico, esta ubicado a 10.70 m del punto de poligonal No. 9,
aguas arriba de caño Aljibe; esta caracterizado por una alternancia de areniscas y
limolitas. La arenisca es de color gris claro, meteoriza a marrón claro, grano medio,
subangulosos, cuarzosa, con restos de materia orgánica, masiva, matriz arcillosa. La
limolita es de grano fino, matriz arcillosa, con restos de raíces y materia orgánica. El
afloramiento se puede correlacionar con la Formación Marcelina (Fig. 43).
R: N 60º E; Bz: 73º NW
89
Fig. 43. Intercalación de arenisca y lutita de la Formación Marcelina
Afloramiento 4 Ubicación: N 1.198.989 E 798.034 h: 86msnm
Este afloramiento esta representado por una capa de arenisca, color fresco gris,
meteoriza a marrón, grano fino a medio, subangulosos a subredondeados, cuarzosa,
matriz arcillosa-calcárea ( Fig. 44). R: N 50º E, Bz: 70º NW
Fig. 44. Capa de arenisca calcárea, caño Aljibe, Cachiri
90
Afloramiento 5 Ubicación: N 1.199.108 E 798.094 h: 92.4 msnm
Este punto esta representado por una capa de arenisca, color fresco marrón
claro, meteoriza a marrón oscuro, grano fino a medio, cuarzosa con puntos de
oxidación, matriz arcillosa (Fig. 45) R: N 45º E, Bz: 87º NW
Fig. 45. Intercalaciones de areniscas grises y gris claro, caño Aljibe, Cachiri
Afloramiento 6
Secuencia ínterestratificada de capas de areniscas, color fresco marrón claro,
meteorizan a marrón, grano fino a medio, cuarzosa, micáceas, con oxido de hierro,
presentan un espesor de estratificación individual que oscilan entre 10-30 cm. (Fig. 46).
R: N 45º E , Bz: 86 NW
91
Fig. 46. Secuencia de capas de areniscas interestratificadas
4.4. Geología estructural local
En la zona de estudio se reconoce un periodo de plegamiento y tres sistemas de
fracturamiento, donde existe uno principal y dos secundarios.
La interpretación de pliegues, fallas y diaclasas se realizo a través de datos de
campo y análisis fotogeológicos. La interpretación de los esfuerzos fue realizada
mediante análisis de diagramas estadísticos de rosetas de rumbos e histograma de
buzamiento de la estratificación y el diagrama de concentración de polos de
estratificación y diaclasas, para así poder determinar la dirección predominante de los
esfuerzos. Falta colocar las figuras que me enseñaste, y discutirlas un poco.
4.4.1 Plegamiento
En la zona de trabajo se pueden observar, una serie de anticlinales y sinclinales
de gran magnitud, paralelos entre si. También se pueden observar pliegues de menor
tamaño que los anteriores y de igual forma se observan pequeños pliegues a nivel de
afloramiento, principalmente en la Formación Marcelina. Los ejes de estos pliegues
presenta una dirección aproximada de N 35º E, un declive hacia el sureste,
92
generalmente el plano axial presenta un buzamiento que varia entre 30º y 80º al
sureste. Los pliegues principales son de grandes dimensiones, llegando a atravesar
toda la zona de estudio.
Para la clasificación de las estructuras se utilizaron los términos introducidos por
Fleuty (en Ramsay, 1967, p. 378-390).
En los levantamientos geológicos estructurales realizados en la parte media del
río Cachiri y en la parte baja del caño Aljibe, se pueden notar evidencias de pliegues
simétricos y asimétricos según la clasificación antes señalada. En el afloramiento No 10
del rió Cachiri, se pueden observar perfectamente estos tipos de pliegues, asociados a
la secuencia estratigráfica correlacionable con la Formación Marcelina. (Fig. 47)
Fig. 47. Poligonal de la sección del río Cachiri.
P2P3
P4
P6
P7
P8P9
P10 P11
P12
P13
P14P16P15
P17
P18
P19
P20
P21
P22
P23
P2P30
P5
P24P25
P26P27
P289
5750
5469FM. M
ARCELINA
71
5
106 7
45
518
3060
8554
FM. M
ARCELINA
FM. M
ISOA
85
58
FM. M
ISOA
FM. MARCELIN
A
GR.COGOLLO
GR.COGOLLO
93
De acuerdo a la roseta de orientación del rumbo; la estratificación predominante
presenta un rumbo que varia entre N40ºE y N50ºE al igual que los ejes de los pliegues.
El histograma de buzamiento indica dos direcciones predominantes que varia entre
30º-40º al norte y la otra entre 30º-40º al sur. (Ver Fig. 48 y 49)
0 5 10 15 20 25510152025
010
2030
40
50
60
70
80
90
010
2030
40
50
60
70
80
90 EW
N
Roseta de OrientaciónN° 52 = 100%
10 20 30 40 50 60 70 80 901020304050607080
10
5
20
25
15
H ISTO GRAM A
SN
Fig. 48. Roseta de orientación de rumbos
Fig. 49. Histograma de buzamiento de estratificación
94
Según el diagrama de concentración de polos y corroborado con la roseta de
orientación de rumbo; se afirma que la dirección preferencial de esfuerzo en la zona de
estudio fue de N 40º W y S 35º E, lo cual evidencia el fuerte plegamiento observado en
los afloramientos estudiados; sobre todo los de la Formación Marcelina ( Fig. 50).
Fig. 50. Concentración de polo de estratificación
4.4.2. Sinclinal de Manuelote.
Este pliegue se encuentra ubicado al oeste de la falla El Tigre, distrito Mara
estado Zulia. Su localidad tipo se encuentra en Manuelote, tiene una extensión de 11,8
Km. y una dirección promedio de N 40º E. las formaciones involucradas en esta
importante estructura del occidente de Venezuela son de edad terciaria. Encontrándose
a 6 Km. de los pozos Ambos-1, Guasare-1, y a 2 Km. del pozo Soloi. Afloran rocas
pertenecientes al Grupo El Fausto.
95
4.4.3 Diaclasamiento
En la zona de estudio se midieron un total de 55 diaclasas, las cuales se
utilizaron para elaborar el diagrama de frecuencia de rumbos, el histograma de
buzamiento y el diagrama de concentración de polos.
Las diaclasas en la zona de estudio están controladas por la resistencia de los
diferentes litotipos y el espesor de los mismos; siendo más frecuentes en las areniscas.
De acuerdo al análisis de la roseta de orientación de rumbos de las diaclasas,
corroborado con el diagrama de concentración de polos; se puede observar que existen
diaclasas en todas las direcciones; el histograma de buzamiento indica que existen
diaclasas verticales y otras cuyo buzamiento varia entre 5-80º al norte y sur
respectivamente (Fig. 51, 52 y 53).
Roseta de Orientaciónde Diaclasas (%)
0 8 16 24 32 40816243240
010
2030
40
50
60
70
80
90
010
2030
40
50
60
70
80
90 EW
N
Figura. 51. Roseta de Orientación de Diadasas (%)
96
10 20 30 40 50 60 70 80 901020304050607080
10
5
20
25
15
H ISTO GRAM A DE BUZAM IENTO DE D IACLASAS (% )
SN90
Figura 52. Histograma de buzamiento de diaclasas (%)
Figura 53. Concentración de polos de diaclasas
97
Generalmente se observan diaclasas cerradas y abiertas predominando las
abiertas; la frecuencia por metro varían entre 1:1 y 15:1.
En la zona de estudio las diaclasas se presentan en las areniscas y calizas,
donde corresponden a fracturas de distensión encontrándose normalmente dos familias
de ellas; perpendiculares entre si y perpendiculares a los planos de estratificación (Fig.
54)
Fig. 54. Medición de diaclasas en un afloramiento de la FM. Marcelina sector Paraíso
Según Billings (1972. p. 122-128), hasta la actualidad no se ha encontrado
todavía relaciones convincentes para establecer el origen de las diaclasas; pero sin
embargo, distingue dos tipos principales: diaclasas de tensión, las cuales se forman
perpendicularmente a las fuerzas que tienden a separar a las rocas y diaclasas por
cizallas las cuales se forman a partir de fuerzas que tienden a deslizar una parte de la
roca contra otra adyacente.
4.4.4. Fallamiento
En la zona de estudio se observan tres sistemas de cizallamiento: longitudinal
inversa, transversales normales y un tercer sistema transversal en el cual no fue
98
posible determinar evidencias convincentes que pudieran establecer el movimiento de
los bloques (Fig. 55 y 56).
Fig. 55. Falla inversa en rocas de la Fm Misoa sector rio Cachiri
Fig. 56. Falla normal con alto grado de buzamiento sector río Cachiri
99
Las fallas principales son del tipo longitudinal inversas que siempre están
asociadas a sistemas de pliegues que ocurrieron en el primer periodo de deformación;
mientras que las fallas secundarias o transversales son posteriores a las fallas
longitudinales y corresponden a un segundo periodo de deformación.
La compresión NW-SE denominada por Murany (1972) como “compresión de
2do Orden”, dio origen el plegamiento y fallas longitudinales inversas ( Fig. 57).
Fig. 57 Estructura plegada asociada a la falla El Tigre
4.5. Falla El Tigre
Esta estructura es un factor importante para poder completar algunos objetivos
específicos, motivo de esta investigación; ya que se encuentra relacionada directa o
indirectamente a las emanaciones de petróleo existente en el bloque este de la misma.
Miller (1960) realizo un estudio de la geología regional del área a través de
fotografías aéreas, determino que existen tres direcciones estructurales preferenciales
N35ºE, N 10º E y una tercera E-W representada por la falla de Oca, al norte de la zona
de trabajo.
El mismo autor, resalta que la dirección preferencial de las estructuras es de N
35º E, representado por la falla El Tigre en el noreste del área y la falla de Perijá al
100
suroeste. También considera al sinclinal de Manuelote como uno de los pliegues más
notorio, presentado su plano axial cierto paralelismo con la traza de la falla El Tigre;
este pliegue esta ubicado al oeste de la falla. Las fallas en su mayoría son del tipo
inverso con un buzamiento bastante inclinado (Apéndice 1).
Según Miller (1960), estas estructuras fueron el resultado de esfuerzos
compresivos aparentemente alineados a lo largo del rumbo S 55º E, formando un
ángulo recto con el plegamiento lineal principal. La magnitud de algunas de estas fallas
principales (El Tigre, Perijá) es de 1000 m a 1.500 m y pone en contacto rocas del
Cretáceo y del Paleoceno en el área de estudio, perteneciente a la era del post-
Oligoceno.
La trayectoria de la falla El Tigre, es paralela al patrón estructural de la Sierra de
Perijá N 30º-40º E; poniendo en contacto rocas terciarias representada por la Formación
Marcelina y rocas del cretáceo representada por las calizas del Grupo Cogollo. La
extensión longitudinal de esta falla en la zona de trabajo es de 4 km, con una extensión
al sur y al norte en la hoja cartográfica Tule. Así como también, en algunos lugares, esta
falla pone en contacto rocas terciarias con rocas graníticas.
Dicha falla esta asociada a estructuras plegadas, cuyos ejes son paralelos a la
dirección de la falla y subperpendiculares a las fallas transversales que permiten el
desplazamiento vertical de la misma.
La falla El Tigre bordea al piedemonte oeste de la serranía La Corbata y
Marimonda respectivamente; hacia el este, se encuentran ubicados las emanaciones de
menes de petróleo objeto de esta investigación.
Por el análisis de fotografías aéreas y cortes geológicos, se detecta que existe un
bloque levantado al oeste del plano de falla y un bloque deprimido al este de la misma
(Fig. 58).
En la sección geológico-estructural de río Cachiri y caño Aljibe; la falla el Tigre se
hace evidente en cuatro puntos geológicos, cuya dirección es de N35ºE y un
buzamiento 85º S; así como también se observan algunas características de campo que
permiten afirmar que estamos presentes en este tipo de estructura tales como: Espejo
de falla, plano de falla, zona de milonitizacion, grandes bloques con bordes angulares a
subangulares a lo largo del plano de falla, lineamiento de pozos profundo en el
transcurso del cauce del río, cambio brusco en el cauce del río Cachiri, etc. (Fig. 59 y
60).
101
Fig. 58. Análisis de fotografías aéreas y cortes geológicos de la Falla el Tigre
102
103
Figura 59. Evidencias de la falla El Tigre. Plano de Falla, espejo de falla y estrías de falla
Figura 60. Sección transversal estructural del área de estudio.
En algunos puntos observados en el cauce del río Cachiri, se aprecia en contacto
de falla la Formación Misoa con el Grupo Cogollo; específicamente en caño Aljibe la
Formación Marcelina esta en contacto directo con el Grupo Cogollo; donde se observa
una gran cantidad de impregnación de petróleo en el plano de la falla El Tigre, asociado
a una zona de fracturas y de variación en el buzamiento de los planos de estratificación;
Todo esto indica que existe una emanación perenne de petróleo en la zona. Gracias a
estas evidencias, se puede explicar la existencia de los menes en la penillanura del río
Cachiri asociados a la falla El Tigre y a sus fracturas transversales.
También, se observa en algunos puntos geológicos, fallas transversales del tipo
normal que pone en contacto rocas de la Formación Marcelina con rocas de la
Formación Misoa; donde se evidencia que dichas formaciones, sobre todo la Formación
Misoa esta bastante impregnada de hidrocarburos. Las fallas transversales normales,
corresponden al periodo del cese de los esfuerzos compresivos que originaron las fallas
longitudinales inversas (Fig. 61).
Figura 61. Fallas longitudinales inversas
104
En este periodo existen bloques que se desploman, en respuesta al desequilibrio
físico que ahora presenta la roca; una vez libre de compresión, la misma busca su
equilibrio, originando movimientos de gravedad que permiten el desarrollo de fallas del
tipo normal.
En la zona de estudio las fallas transversales normales presentan una dirección
que varia entre N35-50ºW; son fallas que se consideran secundarias porque cortan las
fallas longitudinales y desplazan los ejes de los pliegues.
Murany (1972), considera que la deformación sufrida por el promontorio
sedimentario, es debida a un enorme campo de esfuerzo, que surge cuando la placa
tectónica del Pacífico empuja a la Sierra de Perijá al este, causando un colapso de la
secuencia estratigráfica al ser esta presionada contra el cratón de Guayana;
originándose los pliegues, sobrecorrimientos y fallas tales como El Tigre, Cuiba, Perijá,
Icotea, Bocono etc.
En concordancia con las estructuras antes descritas; se justifica que la presencia
de petróleo aflorante muy cerca del trazado de la falla el Tigre, es producto de la roca
madre por excelencia en la cuenca del lago de Maracaibo como lo son las lutitas y
calizas negras de la Formación La Luna del Cretaceo tardío; así como también, se
puede evidenciar que las calizas fracturadas del Grupo Cogollo sirven de sitios de
migración del petróleo; al no encontrar en el subsuelo una roca sellante que sirva de
entrampamiento del mismo; por lo tanto, fluye con naturalidad y sale a la superficie en
forma de mene ( Fig. 62)
Fig. 62. Mene en el sector Santa Maria-Cachiri
105
4.6. Interpretación Geofísica de las Líneas Sísmicas MLP-82C-10 Y MLP-82C-12.
4.6.1. Principios fundamentales del método sísmico de reflexión.
Si en un punto del terreno se provoca una explosión, las ondas generadas se
propagan a través del subsuelo y se van amortiguando. El tiempo necesario para que
lleguen a los receptores ubicados en la superficie, depende de la naturaleza y
disposición de las formaciones geológicas. La prospección sísmica se basa en el
estudio de estos tiempos de propagación.
En el método sísmico de reflexión, todo contacto entre capas geológicas de
diferentes velocidades y densidad constituyen un reflector que reenvía las ondas hacia
la superficie. La cantidad de energía reflejada es tanto mayor cuanto mas grande sea el
contraste entre las velocidades y densidades de las capas en contacto.
La resolución de la sísmica de reflexión va a depender de la profundidad de
investigación; ya que en las reflexiones someras prevalecen las altas frecuencia y en
las reflexiones profundas prevalecen las bajas frecuencias. Las altas frecuencias
pueden detectar capas delgadas pero las bajas no, en todo caso, saltos de fallas y
espesores menores de 50 pies no pueden ser detectados por la sísmica de reflexión
convencional.
4.6.2. Línea sísmica MLP-82C-10
Esta línea sísmica se encuentra ubicada a 18 km al norte de la zona de trabajo,
con la particularidad que atraviesa subperpendicularmente a la traza de la falla El Tigre
en el terreno; con una dirección NW-SE; donde se pueden identificar las siguientes
coordenadas N: 1.217.600, E: 816.200, y N: 1.220.000, E: 805.000
respectivamente; las cuales permiten direccional dicha línea (Apéndice 2).
La línea sísmica es de reflexión, donde se incluye la interpretación geológica.
Sobre la base de las unidades que afloran en el área de investigación, se pueden
distinguir desde el tope hasta la base, un solo intervalo con características
estratigráficas y estructurales bien definidas.
Hacia el tope de la secuencia se observa una continuidad estratigráficamente
bien definida; hacia la base de la misma, estas características se acentúan con
106
horizontes que presentan una continuidad lateral bien marcada que podría
correlacionarse con calizas o areniscas del Grupo Cogollo o la Formación Marcelina.
En toda la secuencia estudiada, se observa un claro ejemplo de deformación
compresiva; que involucra los niveles más resaltantes y continuos de la sección; estos
niveles se presentan plegados y posteriormente fallados. La estructura principal
esta representada por la falla El Tigre, la cual se interpreta como una falla inversa de
alto grado de buzamiento, que varia entre 75º y 80º al SW y un rumbo de N 40º E, esta
considerada como la estructura que produjo el fracturamiento de las formaciones
geológicas aflorantes en el sector de Cachiri; consecuentemente, el petróleo migra por
estas fracturas y de una forma natural sale a la superficie en forma de mene. En la
sección presentada, esta falla se interpreta hacia la parte derecha de la secuencia
estratigráfica presente en el subsuelo (Fig. 63).
Figura 63. Línea sísmica MLP-82C-10
107
La falla El Tigre esta circundado por algunas fallas secundarias paralelas al
rumbo de dicha estructura y otras fallas normales de ajuste transversal a las fallas
inversas, constituyendo todo esto un sistema de fallas muy probablemente originadas
por un mismo evento tectónico.
Se observa que el rumbo de la secuencia y el buzamiento de las capas se
mantiene constante y a medida que se acerca a la falla El Tigre, el buzamiento de la
secuencia se va incrementando paulatinamente hasta llegar a una inclinación de las
capas que oscilan entre 45º-60º, en dirección del buzamiento de la falla El Tigre.
También se pueden observar una gran cantidad de pliegues de arrastres;
asociados a la falla El Tigre que pueden correlacionarse con los micropliegues que se
observan en caño Aljibe y río Cachiri; donde se realizo el estudio detallado de geología
de superficie que nos permitió evidenciar la presencia de las formaciones geológicas y
el trazado de la falla El Tigre en el área de la investigación.
4.6.3. Línea sísmica MLP-82C-12
Esta línea es paralela a la descrita anteriormente, esta ubicada a 3 km al
suroeste de la misma y aproximadamente a 22 km al norte de la zona donde se
tomaron los menes analizados en este trabajo. Presenta una dirección de N60ºW
subperpendicular a la falla El Tigre, la cual esta completamente relacionada a la
existencia de los brotes de petróleo en la zona de Cachiri (Apéndice 2 y 3)
La línea sísmica es de reflexión, donde se puede notar una continuidad lateral de
las unidades estratigráficas aflorantes; las cuales se encuentran interrumpidas por
algunas fallas transversales a la estructura principal que domina el patrón estructural del
pie de monte de la Sierra de Perijá, como lo es la falla El Tigre.
Analizando la línea sísmica, se afirma que la falla El Tigre es del tipo inverso con
un alto grado de buzamiento hacia el suroeste y una dirección de N35ºE; lo que
corrobora la existencia en un periodo geológico de fenómenos tectónicos compresivos;
cuya dirección fue de NW-SE; subperpendicular a los ejes de pliegues que predominan
en la secuencia estratigráfica de la Sierra de Perijá; así como también a la dirección
preferencial de los planos de estratificación.
108
La existencia de la falla El Tigre a lo largo del piedemonte de la Sierra de Perijá;
esta directamente relacionada con el fracturamiento de las rocas terciarias y cretácicas
que se observan en la superficie y corroborado por la línea sísmica en el subsuelo de la
superficie terrestre, se puede afirmar que la existencia de los menes en el área, es
producto de la migración del petróleo desde el subsuelo hasta llegar a la superficie por
las fracturas o diaclasas; y a su vez por las fallas estructurales.
4.7. Discusión de Resultados
La discusión de los resultados tal como lo señala Chávez (2001), es una sección
de gran importancia, de hecho constituye la esencia de los resultados sobre la base de
un análisis critico, donde el investigador verifica si los postulados teóricos sobre los
cuales se baso su marco conceptual se mantuvieron en el estudio o no se confirmaron.
Es así, como el investigador trata en la medida de lo posible, especificar las
coincidencias y contradicciones producto de los resultados de la investigación, así como
de estudios anteriores reseñados en los antecedentes, los cuales coadyuven en la
elaboración de las respectivas conclusiones y recomendaciones.
Una vez finalizado el análisis de los resultados se procedió a realizar la discusión
de los mismos con base a cada uno de los objetivos sobre los cuales verso la
investigación.
En este sentido, al analizar el primer objetivo especifico orientado a describir las
unidades geológicas aflorantes en el área de estudio, se detectó la presencia de rocas
terciarias perteneciente a la parte media de la Formación Marcelina y a la base de la
Formación Misoa; así como también rocas cretácicas representada por el Grupo
Cogollo sin diferenciar, las cuales afloran en la sección media-baja de rió Cachiri y en la
parte baja de caño El Aljibe, respectivamente; ubicados al suroeste del área de
investigación.
Los resultados anteriores corroboraron lo señalado por algunos de los autores
consultados en materia de estratigrafía, basados en levantamientos geológicos
realizados en áreas de influencias de la presencia de los menes, tal es el caso de
Atencio y Camacaro (2002), Aparicio y Olivares (2005), García y Pineda (2002).
Al realizar una comparación de los resultados obtenidos en las diferentes
investigaciones que sirvieron como sustento a este trabajo, y partiendo del hecho que
109
los mismos corroboraron la existencia de rocas terciarias y cretácicas, tal es el caso del
trabajo efectuado por Etchart (1980 ), Levantamiento Geológico Estructural de la Hoja
de Tule, quien al estudiar las características estratigráficas evidencio la presencia de la
Formación Marcelina y el Grupo Cogollo, tal como se puede constatar en este proyecto.
En relación al segundo objetivo especifico, ubicación y trazado de la falla El
Tigre, a través de dos líneas sísmicas; con la ayuda del mapa geológico de superficie,
se realizó el levantamiento geológico estructural de las secciones de la parte media baja
del río Cachiri y de la parte baja de caño Aljibe, respectivamente; en la primera sección,
se observaron tres puntos geológicos donde existen evidencias de la existencia del
trazado de la falla El Tigre, tales como: Plano de falla, espejo de falla, zona de
milonitizacion, trazado rectilíneo del cauce del río Cachiri y micropliegues asociado al
plano de falla. Asimismo, en el punto geológico 3 de caño Aljibe se nota la presencia de
la falla El Tigre asociada a las rocas de la Formación Marcelina y al Grupo Cogollo; la
cual se puede correlacionar perfectamente con los puntos observados en el cauce del
río Cachiri.
Al respecto, se interpretaron las líneas sísmicas MLP-82C-10 y MLP-82C-12 ; las
cuales sirvieron para corroborar la presencia en el subsuelo de la falla El Tigre, dando
como resultado la dirección preferencial de N35ºE, con un buzamiento que oscila entre
80º-85º al suroeste, observándose un desplazamiento de bloques que permite afirmar
que la falla El Tigre es el tipo inverso. Paulatinamente, dicha falla se va horizontalizando
a medida que profundiza en el subsuelo y logra poner en contacto las rocas terciarias
de la Formación Marcelina y Formación Misoa con las rocas cretácicas del Grupo
Cogollo sin diferenciar.
En este orden de idea, comparando estos resultados con los consultados para
esta investigación, García y Pineda (2002), corroboran la existencia del trazado de la
falla El Tigre la cual pone en contacto rocas terciarias con rocas cretácicas en el área
de investigación, Tal como se constata en este trabajo.
Igualmente, Gallango y col. (2002) reportan en su trabajo realizado a través de
estudios sísmicos, estructurales y geoquímicos en el cinturón plegado de la Sierra de
Perijá, al oeste del Lago de Maracaibo, la existencia y evidencia de trampas
estructurales que fueron colmadas en dos eventos migratorios de crudos; como se
evidencia en la zona de estudio.
110
En cuanto, al tercer objetivo especifico, realizar análisis SARA (saturados,
aromáticos, resinas y asfáltenos). Se caracterizara la composición de un crudo de
manera total, este método determinara el porcentaje de componentes volátiles de bajo
peso molecular C10- en las muestras de crudos y el porcentaje relativo de C10+ de
hidrocarburos saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos. Disponiendo de esta manera
las fracciones de saturados y aromáticos para otro tipo de estudio como por ejemplo
cromatografía de gases acoplada con espectrometría de masas (CG/EM), para ver
biomarcadores.
Este método esta dividido en tres secciones: 1- Evaporación de los C10-
compuestos volátiles 2- Separación y cuantificación de los asfáltenos 3- Separación y
cuantificación de los maltenos (saturados, aromáticos y resinas por cromatografía
liquida (LC) y por cromatografía en columna.
Se disertara, sobre las relaciones entre los biomarcadores que más comúnmente
son utilizados en la literatura especializada en la geoquímica del petróleo. Con esta
información se han podido establecer parámetros geoquímicos como la madurez
térmica de la roca fuente de los fluidos orgánicos estudiados, el tipo de roca madre de
los mismos, en términos de su paleoambiente depositacional, las condiciones
fisicoquímicas bajo las cuales se depositaron los sedimentos junto con la materia
orgánica que le dio origen a los menes, y los procesos de alteración que pudieran haber
afectado a los menes posterior a su migración a la superficie terrestre.
No obstante, a las tres muestras de menes recolectadas, motivo de esta
investigación; se les realizaron sus respectivos análisis para la obtención de la fracción
SARA (Tabla 2).
Tabla 2. Resultados SARA, para los menes analizados objeto de estudio.
MUESTRA %Saturados %Aromáticos %Resina+Asfáltenos
Mene-1 3,88 27,52 68,60
Mene-2 21,99 6,47 71,54
Mene-3 28,70 24,79 46,51
La Figura 64 incluye un diagrama ternario en el cual se representan, en cada
vértice, las concentraciones (en % en peso) de hidrocarburos saturados, aromáticos y
111
resinas más asfáltenos, tomada de Tissot y Welte (1984). Esta gráfica incluye un
conjunto de 636 muestras de crudos analizados en cuencas de todo el planeta.
Figura 64. Diagrama ternario de las concentraciones (en % en peso) de hidrocarburos saturados, aromáticos y resinas más asfáltenos, para los menes 1, 2 y 3.
Interpretación: Se observa que todos los menes caen en el campo
correspondiente a los crudos pesados alterados, con valores de resinas más asfáltenos
entre 47 y 80% en peso.
Las fracciones de saturados y aromáticos fueron posteriormente analizadas
usando la técnica de cromatografía de gases acoplada a espectrometría de masa,
mediante la cual se identificaron los compuestos orgánicos conocidos en la literatura
como biomarcadores. Los resultados obtenidos se expresan en forma de
“Fragmentogramas”, o cromatogramas de familias de compuestos cuya fragmentación
112
en el espectrómetro de masas genera iones con las relaciones m/z (masa/carga)
programadas en el equipo, las cuales son características de los grupos de
biomarcadores analizados. La identificación de los hidrocarburos indicados en las
figuras, se realizo a través de la utilización de muestras patrones, o datos obtenidos de
la literatura.
Las Figuras 65 y 66 muestran los cromatogramas correspondiente a la fracción
total de saturados, para los menes 1 al 3. Estas figuras permiten ver en el eje de las
accisas, la intensidad relativa de las señales, mientras que en el eje de las ordenadas,
se grafica el tiempo de duración del análisis.
Figura 65. Cromatograma de gases (fragmentograma de ión total) para los menes 1, 2 y 3.
113
Interpretación: Se observan pocas señales, así como una línea base irregular,
en forma de joroba, correspondiendo esto último a la presencia de compuestos
orgánicos que la columna no ha sido capaz de separar. Los menes, exhiben una serie
de señales de baja intensidad, equidistantes entre si, en el intervalo entre 25 y 40
minutos, las cuales se propone que corresponden a n-parafinas. Adicionalmente, todos
los cromatogramas poseen una serie de señales en el intervalo entre 55 y 70 minutos,
atribuidas a los cicloalcanos de la familia de los hopanos.
La ausencia casi total de n-parafinas, presentes en los crudos convencionales, es
indicativa que las muestras de menes objeto del estudio, han sido biodegradadas. Este
proceso de alteración, el cual explica la posición de los menes en el diagrama ternario
SARA (Figura 62), es característico de fluidos orgánicos recolectados en condiciones
superficiales (caso de los menes objeto de estudio), ya que la presencia de aguas con
oxígeno disuelto y bacterias, constituye una condición idónea para que este proceso
ocurra. A fines de comparación con un crudo del campo Alturitas que no ha sido
afectado por este proceso, la Figura 65 muestra un cromatograma de gases de la
muestra procedente del pozo Alt-37, campo Alturitas, produciendo de la Formación
Marcelina, en la cual se observa la distribución completa de n-alcanos, así como los
hidrocarburos isoprenoides pristano y fitano.
Figura 66. Cromatograma de gases del crudo Alt-37. Las señales prominentes corresponden a las n-parafinas (denotadas varias de ellas por el número de átomos de carbono) y a los hidrocarburos isoprenoides fitano, pristano y nor-pristano.
114
A fin de evaluar el grado de biodegradación que han sufrido los menes, se
presenta a continuación los fragmentogramas de relación masa/carga (m/z) 71, 85 y 97,
característicos de alcanos acíclicos ramificados (figuras 67 y 68).
Figura 67. Menes 1, 2 y 3: Fragmentogramas de relación m/z 71, 85 y 97 en los cuales se identificó pristano, fitano y n-parafinas. Ejemplo = n-C17 = 17 átomos de carbono.
Interpretación: Se reporta en los fluidos analizados la presencia, tanto de
algunos n-alcanos en el intervalo entre n-C15 y n-C25, como de los hidrocarburos
isoprenoides pristano y fitano. En primer término, la persistencia de estos compuestos
en los menes objeto de estudio, permite establecer un proceso de biodegradación
clasificado como ligero. También, se observa en el mene 1 (Figura 65) una alternancia
115
en la concentración de n-parafinas en el intervalo entre 17 y 26 átomos de carbono, con
dominio de las n-parafinas pares sobre las impares. Este resultado es atribuido a crudos
inmaduros derivados de rocas madres calcáreas depositadas en ambientes marinos
fuertemente reductores. En segundo término, se observó la presencia de los
hidrocarburos isoprenoides acíclicos pristano y fitano. La Tabla 3 muestra los valores de
las relaciones pristano/fitano, pristano/n-C17 y fitano/n-C18.
Tabla 3. Relaciones pristano/fitano, pristano/n-C17 y fitano/n-C18 para menes objeto de estudio.
MUESTRA Prist/Fit Prist/17 Fit/18 Mene-1 0,52 0,45 0,43 Mene-2 0,51 0,38 0,38 Mene-3 0,92 0,52 0,35
Relaciones pristano/fitano inferiores a la unidad, son características de fluidos
orgánicos generados a partir de rocas madres depositadas bajo condiciones
fisicoquímicas altamente reductoras. Este es el caso común de los crudos presentes en
la Cuenca del Lago de Maracaibo, originados a partir de la Formación La Luna del
Cretáceo, la cual es la principal roca madre de petróleo en esta Cuenca. Se reportan
valores de estas relaciones, que oscilan entre 0,51 y 0,92.
Las diferencias en cuanto a las relaciones pristano/fitano, podrían indicar que el
proceso de biodegradación ha comenzado a afectar a estos compuestos de modo
diferenciado entre las muestras estudiadas, o que estos fluidos orgánicos han sido
derivados de rocas madres depositadas bajo condiciones reductoras, con niveles de
anoxia ligeramente diferentes para cada grupo de menes analizados en el presente
estudio. Esto no significa necesariamente rocas madres distintas, sino fluidos
generados de la misma roca madre, pero en posiciones distintas dentro de la cuenca
del Lago de Maracaibo. Esto se deriva del hecho que se ha demostrado que la relación
pristano/fitano no es alterada por el proceso de migración del petróleo.
La Tabla 4 también incluye las relaciones pristano/n-C17 y fitano/n-C18. Estos
cocientes han sido utilizados, tanto como criterio de madurez térmica (valores inferiores
a la unidad corresponden a fluidos orgánicos derivados de rocas madres inmaduras
térmicamente), o como criterio de biodegradación (resultados menores a uno indican
biodegradación, ya que las n-parafinas se afectan en primer término por el ataque de
las bacterias) (Fig. 68).
116
Figura 68: Relaciones fitano/n-C18 vs. pristano/n-C17, menes objeto de estudio.
A continuación, se presentan en la Figura 69, los fragmentogramas de relación
m/z 191, característico de los hidrocarburos de la familia de los terpanos.
Figura 69. Fragmentograma de relación m/z = 191, menes 1, 2 y 3, para ver diterpanos tricíclicos (señales xx-3) y hopanos, o triterpanos pentacíclicos (señales 29, 30, etc.). Ts y Tm son terpanos tetracíclicos. Del pico C31 a C35, se reportan dobletes, correspondientes a isómeros ópticos de configuración S y R, respectivamente.
117
Interpretación: La Tabla 5 muestra varios parámetros calculados para los
biomarcadores analizados sobre las muestras objeto de estudio. Lo primero que se
observa en estas figuras, es que el proceso de biodegradación no ha afectado de modo
evidente, las distribuciones de los cicloalcanos de la familia de los terpanos. La
comparación con muestras no alteradas de crudos en la cuenca del Lago de Maracaibo
(Talukdar et al., 1986, Azuaje, 2006), así lo confirma. En los diterpanos triciclicos (m/z =
191, ver compuestos C21 a C25 en la figura 69) se observa la predominancia del
diterpano C23, lo cual permite concluir que los menes han sido generados de una roca
madre carbonática depositada bajo condiciones fuertemente reductoras.
Tabla 4: Parámetros calculados para los biomarcadores analizados (fragmentogramas m/z 191 (terpanos), 217 (estéranos) y 253 (esteroides monoaromáticos)) sobre las muestras de menes objeto de estudio.
Leyenda: Parámetros derivados de terpanos, esteranos y esteroides monoaromáticos: C21-3, C23-3, C-24-3 = Diterpanos tricíclicos de 21, 23 o 24 átomos de carbono; C30H = Triterpano pentacíclico regular (hopano) de 30 átomos de carbono; Ts = 18()H – 22,29,30 Trisnorneohopano; Tm = 17()H – 22,29,30 Trisnorhopano; Ind. HH = índice de homohopano (relación porcentual C35 / (suma C31 a C35) de los hopanos S y R); TT/S = relación hopano C30/esteranos C29 (S + R); % 29 (esteranos , C29) = 100 x ,, (R+S)/(esteranos totales); % 20S (esterano C29 ) = 100 x 20S/(20S+20R); % 22S (,C33 trishomohopanos) = 22S/(22S+22R); C27 est= suma de esteranos regulares C27; C29 est = suma de esteranos regulares C29; MA(I)/MA(I)+(II) = Suma de esteroides aromáticos C21 + C22 / C27 + C29.
La relación C23-3/(C23-3+C30) correlaciona las concentraciones del diterpano
tricíclico C23 y el triterpano pentacíclico regular (hopano) C30. Se obtuvo valores entre
0,30 y 0,46 para los menes 1 al 3. Según Hanson et al. (2000), valores mayores a 0,2
indican una roca madre para los menes objeto de estudio, depositada en un
paleoambiente sedimentario marino.
Las primeras conclusiones que se derivan de estos resultados, coinciden con la
interpretación presentada durante la discusión de la relación pristano/fitano, en el
sentido que la roca madre de los menes, corresponde a una secuencia de calizas
depositadas en un medio sedimentario marino bajo condiciones fisicoquímicas
118
fuertemente reductoras, proclives a la preservación de la materia orgánica; todas estas
evidencias apuntan hacia la Formación La Luna del Cretáceo como la roca madre de
los menes objeto de estudio.
El gráfico de los terpanos tricíclicos C23/C21 vs. C23/C24 (figura 70) ha sido
propuesto (Cassani et al., 1988a) como indicador de la variación de la madurez térmica
en un grupo de muestras de petróleo.
Figura 70: Correlación entre concentraciones de los diterpanos tricíclicos C23/C21 vs. C23/C24, menes objeto de estudio.
Este resultado indica, por una parte, poca variación de madurez térmica entre
estas muestras y, segundo, que los menes corresponden al mismo tipo geoquímico de
crudo, muy probablemente derivado de las rocas madres de la Formación La Luna del
Cretáceo de esta cuenca.
La distribución de los hopanos (m/Z=191, compuestos C29 a C35) entre los tres
menes también es similar entre si. Los hopanos provienen principalmente de la
contribución de la masa bacteriana a los sedimentos que conforman la roca madre de
119
los crudos. La similitud reportada para todas estas muestras, en los fragmentogramas
del ión 191, corrobora que tanto los menes objeto de estudio, como los crudos que se
producen del campo Alturitas, son el mismo tipo geoquímico de crudo.
La presencia del triterpano pentacíclico 18(α) H-oleanano ha sido usada como
indicativa de crudos derivados de rocas madres del Terciario, conteniendo materia
orgánica de origen continental. En los cromatogramas correspondientes al ión m/z 191
(figura 69) se aprecia la ausencia generalizada de este compuesto, lo cual coincide con
las características de los crudos cuyo origen es la Formación La Luna.
El índice de homohopano (relación porcentual C35 / (suma C31 a C35) de los
homohopanos 17�(H),21�(H), 22S y 22R), en petróleos marinos, es usada como
indicador del potencial Redox (Eh) durante e inmediatamente después de la
depositación de los sedimentos de la roca madre. Estos valores oscilan entre 0,15 y
0,17 (Tabla 5). Petróleos y bitúmenes de madurez térmica similar que muestran alta
concentración de homohopanos C33, C34 o C35, comparado con sus homólogos de más
bajo número de átomos de carbono, indican ambientes marinos altamente reductores
(bajo Eh) con poco oxígeno libre disponible. Se debe tomar en cuenta que este índice
puede verse afectado por cambios en la madurez.
En relación con la madurez térmica de la materia orgánica presente en la roca
que dio origen a los menes, se calculó la relación %22S (α,βC33 trishomohopanos;
%22S = 22S/ (22S+22R) (Señales C33, S y R, figura 69), la cual representa la
isomerización del carbono C22 sobre el hopano C33. Su valor aumenta de 0 a 0,6 con el
incremento de la madurez. Los cálculos realizados sobre las muestras objeto de análisis
(Tabla 6), produjeron valores de 60 ± 3%, los cuales son característicos de crudos
térmicamente maduros. Adicionalmente, los valores de Ts/(Ts + Tm) oscilaron entre
0,69 y 0,78. Este parámetro se incrementa de 0 en inmadurez, a 50 en el inicio de la
ventana del petróleo y puede llegar a 80, en madurez térmica avanzada. Debe
recordarse que el mene 1 arrojó una alternancia de n-parafinas que se interpretó como
derivada de una muestra térmicamente inmadura, conclusión que deberá ser
contrastada con otros datos.
A objeto de revisar la interpretación relativa al grado de alteración de los
hidrocarburos terpanos, debido al proceso de biodegradación alcanzado por los menes
120
estudiados, se presenta a continuación los fragmentogramas de relación m/z 177
(Hopanos demetilados, figura 71)
Figura 71: Fragmentograma de relación m/z = 177, menes 1, 2 y 3, para ver hopanos demetilados (evidencias de biodegradación intensa, Peters y Moldowan, 1993).
121
Interpretación: Estudios realizados en la Faja Petrolífera del Orinoco,
corroboraron que los triterpanos desmetilados son muy útiles en la determinación del
grado de biodegradación de los crudos. Los hopanos desmetilados son el producto de
la biotransformación de los hopanos normales en las etapas avanzadas de la
biodegradación (etapa 8 de la Tabla 3). La alta concentración relativa del hopano
desmetilado C29, respecto a su homólogo normal de 29 átomos de carbono en el
fragmentograma de hopanos, en el crudo del área de Cerro Negro, es indicativa de
biodegradación avanzada, y este compuesto ha sido también encontrado en crudos del
campo Costanero Bolívar (Figura 72; Cassani et al., 1988).
Figura 72: Fragmentograma m/z 177 de crudo altamente biodegradado del Campo Costanero Bolívar, cuenca del Lago de Maracaibo (Tomado de Cassani et al., 1988).
En las Figura 72 se observa la presencia, aunque en muy baja concentración, de
los compuestos denominados “norhopanos”, vistos en la Figura 71. La confirmación de
la presencia de tales compuestos, confirmaría un nivel de biodegradación avanzado, lo
cual es contradictorio con la conclusión alcanzada al comienzo de este capítulo. Sin
122
embargo, la incertidumbre en la identificación precisa de la existencia de norhopanos,
lleva a ratificar que los menes objeto del presente estudio, han sufrido un proceso de
biodegradación transcurrido únicamente en sus primeras etapas, caracterizadas
exclusivamente por la desaparición de las parafinas normales.
A continuación, se presentan los fragmentogramas de relación m/z 217,
característicos de los hidrocarburos de la familia de los esteranos (figura 73).
Figura 73: Fragmentograma de relación m/z = 217, menes 1, 2 y 3, para ver esteranos. El mene 1 incluye la identificación de las principales señales.
Interpretación: Los fragmentogramas de relación m/z 217 permiten reconocer la
familia de los cicloalcanos tetracíclicos conocidos como esteranos. Se identifican los
esteranos regulares y sus isómeros ópticos, denotados en la ampliación presentada en
la Figura 73 para aquellos de 27, 28 y 29 átomos de carbono. Lo primero que resalta en
las Figura 72, es que en el mene 2, se observa claramente que los estéranos regulares
de 27 a 29 átomos de carbono, están ausentes, o en muy baja concentración, respecto
123
a sus homólogos de 21 y 22 átomos de carbono. Así mismo, el mene 1 muestra indicios
de alteración (destrucción) de los esteranos regulares C27 respecto a sus homólogos
de 28 y 29 átomos de carbono. Estos resultados son característicos de muestras que
han alcanzado el nivel 6 de biodegradación, presentado en la Tabla 3 (Hunt, 1996),
hecho absolutamente incompatible con la presencia de n-parafinas en estos menes.
Figura 74: Ampliación del intervalo entre 50 y 56 minutos de análisis, figuras correspondientes al fragmentograma m/z = 217, para identificar estéranos regulares de 27, 28 y 29 átomos de carbono.
Los resultados altamente contradictorios entre niveles de biodegradación para los
menes objeto de estudio, no son fáciles de explicar. En muestras de petróleo presentes
en medios naturales que han sido sometidos a temperaturas por encima de 150°C, se
ha reportado el proceso de alteración conocido como maduración térmica en el
yacimiento. Este consiste en el craqueo térmico de moléculas pesadas (asfáltenos) para
generar hidrocarburos livianos, entre los cuales están las n-parafinas. Este no sería el
caso de las muestras bajo estudio, ya que corresponden a menes recolectados en el
borde de la cuenca (piedemonte de la Sierra de Perijá), en los cuales no se supone que
se alcancen tales temperaturas para los crudos que llegan a la superficie en forma de
menes.
La segunda alternativa, consiste en la presencia a niveles someros, de petróleo
fuertemente alterado por biodegradación, el cual este siendo parcialmente disuelto y
llevado a la superficie por crudo liviano térmicamente maduro, quien se está
comenzando a biodegradar a su vez. Esto explicaría la divergencia de efectos de
124
alteración por bacterias en una sola muestra. Tal crudo liviano, no fue detectado en los
inicios de la etapa exploratoria petrolera en esta parte de la cuenca, a comienzos del
siglo XX (Sutton, 1946), por lo que es posible que haya migrado en años recientes. Esto
pudo haber ocurrido como consecuencia del movimiento de petróleo entrampado en
niveles estratigráficos más profundos, a través de rutas de migración (fallas, etc.)
reactivadas por tectonismo muy reciente; fluidos de bajo peso molecular provenientes
de acumulaciones de crudo más profundas, por procesos de fraccionamiento
evaporativo; o podría tratarse de petróleo generado hace muy poco tiempo de sus rocas
madres de la Formación La Luna.
Los modelos de evolución térmica de esta unidad que han sido publicados
(Blazer y White, 1984; Talukdar et al., 1986), junto con las evidencias de la migración
primaria de petróleo que han sido establecidas sobre núcleos de perforación
recolectados de estas rocas calcáreas en pozos cercanos (Escobar et al., 1989)
establecen la factibilidad que la Formación La Luna sea generadora activa de petróleo
en la región norte-central de la costa occidental del Lago de Maracaibo (Escobar, 1987).
Este fenómeno de mezcla de crudos con distintos niveles de biodegradación,
visto por la presencia de 25-norhopanos en crudos livianos inalterados, ha sido
reportado en Venezuela, específicamente en la costa oriental del Lago de Maracaibo
(Gallango et al., 1985; Cassani et al., 1988), en trampas estratigráficas someras en las
cuales el sello está representado por tapones de crudo asfáltico altamente
biodegradado (González de Juana, et al, 1980).
A continuación, se mostrará la utilidad de los hidrocarburos de la familia de los
estéranos en la elucidación del grado de madurez térmica de los fluidos orgánicos y su
ambiente depositacional. Se hace la salvedad que para algunas muestras analizadas,
esta interpretación presentada a continuación no fue posible.
Los estéranos han demostrado ser útiles para establecer el nivel de madurez
térmica de la roca madre del petróleo. La relación % 20S (esterano C29
α,α,α) =
20S/(20S+20R)), la cual representa la isomerización del carbono C20
sobre el esterano
regular ααC29
, aumenta desde 0 a 50 a medida que aumenta el grado de madurez
térmica (Seifert y Moldowan, 1978; 1981). Los valores encontrados (entre 58 y 60,
Tabla 5) se corresponden con crudos generados por rocas madres, cuya materia
125
orgánica posee madurez térmica cercana al máximo de la ventana del petróleo (Tissot y
Welte, 1984).
La relación % ββ (esteranos β,β C29) = α,β,β (R+S)/(esteranos C29 totales) que
representa la isomerización hacia los carbonos C14 y C17 en el esterano C29, aumenta
desde 0-50 hasta 70-75 con el aumento en la madurez (Seifert y Moldowan, 1978;
1981). Esta relación alcanza el equilibrio más lentamente que la relación %20S y, en las
muestras analizadas (entre 48 y 49, Tabla 5), se alcanzó un resultado característico de
crudos prácticamente maduros (Farrimond et al., 1998).
La naturaleza y tipo del ambiente sedimentario de formación de la roca madre de
los menes bajo estudio, será mostrada a continuación.
Seifert y Moldowan (1981) han propuesto una relación entre las concentraciones
de los hopanos (m/z=191) y estéranos (m/z= 217), como indicativo adicional del
paleoambiente depositacional de la roca madre de los petróleos. Según estos autores,
la llamada relación TT/S (triterpanes/steranes) se determina como un cociente entre las
concentraciones del hopano regular C30 y la suma de los valores correspondientes a los
dos estéranos C29 con configuración αα. Se encontró que para todas las muestras
estudiadas, la relación hopanoC30/EsteranoC29 resultó menor a 5 (3,3 a 4,7 (tabla 5)
exceptuando el mene 2, en el cual se reportó alteración de los estéranos), lo cual ha
sido empleado por estos autores como un indicador de crudos derivados de materia
orgánica marina con una contribución dominante de algas planctónicas y/o bénticas
(Moldowan et al., 1985).
Los resultados obtenidos de la interpretación de las distribuciones de estéranos,
en aquellos menes en los cuales ha sido posible realizar este ejercicio, corroboran que
la roca madre de los menes, corresponde a una secuencia de calizas depositadas en un
medio sedimentario marino bajo condiciones fisicoquímicas fuertemente reductoras,
proclives a la preservación de la materia orgánica; todas estas evidencias apuntan
hacia la Formación La Luna del Cretáceo de la cuenca del Lago de Maracaibo, como la
roca madre de los menes objeto de estudio.
La predominancia del estérano C27
respecto a C28
y C29, como puede ser
observada en los fragmentogramas correspondientes a los iones m/z 218 de la fracción
de saturados (Figuras 73 y 74), también ha sido interpretada como indicativa de origen
marino para la roca madre; (Seifert y Moldowan, 1978). Los valores de la relación
126
C27est/C29est (Tabla 5), cociente que corresponde a la relación de la suma de las
concentraciones de los esteranos regulares de 27 respecto a 29 átomos de carbono,
están por encima de 1,0 en aquellos menes en los cuales los esteranos no han sido
alterados. Esto puede ser visto en los fragmentogramas correspondientes a los iones
m/z 218, los cuales permiten observar exclusivamente a los compuestos con
configuración ββ (R+S) de 27, 28 y 29 carbonos.
Figura 75: Fragmentogramas de relación m/z = 218, menes 1, 2 y 3, para ver esteranos regulares con configuración ββ: C27; C28 y C29.
127
5. Implicaciones Económicas del Análisis Geoquímico de los Menes Asociados a
la Falla El Tigre en el Sector Cachirí
Los fundamentos geológicos y petrofísicos indican que los menes son indicios de
presencia de crudo en el subsuelo, pues estos han sido utilizados como guía en los
procesos de exploración, en combinación con procesamiento e interpretación de datos
geológicos, geofísicos y geoquímicos, para precisar con certeza la presencia de
hidrocarburos en el subsuelo. Sin embargo, el aprovechamiento de los menes, como
agente de suministro de hidrocarburos a nivel comercial, tiene una naturaleza no
rentable, pues no poseen las condiciones necesarias para un entrampamiento en
grandes cantidades en el área de afloramiento.
No obstante, la Geoquímica Orgánica realizada a los menes, los vuelve
rentables, al proporcionar una evaluación anticipada de las posibilidades de encontrar
hidrocarburos en el subsuelo, a partir de la determinación de parámetros
imprescindibles en la evaluación del potencial generador de una unidad estratigráfica,
como lo son la cantidad, calidad y madurez térmica de la materia orgánica presente en
rocas sedimentarias de grano fino. La geoquímica también proporciona evidencias para
el conocimiento del origen, tiempo de expulsión y migración del crudo y del gas de la
roca generadora, y su posterior acumulación en las rocas reservorio, utilizando para ello
diversas técnicas o grupos de técnicas que van desde la extracción y cuantificación del
bitumen en la roca, hasta los análisis por CG-EM para el estudio de biomarcadores.
128
CONCLUSIONES
1.- En la zona de estudio, afloran rocas pertenecientes al terciario inferior;
representadas por las formaciones Marcelina y Misoa, y rocas cretácicas del grupo
Cogollo sin diferenciar; las cuales se encuentran en contacto por la falla El Tigre; esta
falla es una de las estructuras principal del área donde afloran los menes objeto de esta
investigación.
2.- La falla El Tigre, presenta una dirección preferencial de N 40º E; con un alto
grado de buzamiento que oscila entre 80-85º al suroeste; además esta asociada a
algunas fallas transversales y a una zona donde las rocas se encuentran muy
fracturadas o diaclasadas en la superficie y posiblemente en el subsuelo, lo que permite
concluir que dicha falla es un factor principal de migración de hidrocarburos; el que se
manifiesta en la superficie en forma de mene.
3.- Las muestras de menes analizados, han sido generado por una roca madre
calcárea, depositada en un ambiente marino, bajo condiciones altamente reductoras.
Este hecho correlacionado con la geoquímica del petróleo en la cuenca del lago de
Maracaibo, permite concluir que estos fluidos orgánicos han sido generados de la
Formación La Luna de edad cretácica, reconocida como roca madre de la gran mayoría
del petróleo presente en esta cuenca. Adicionalmente, esta unidad, al momento de
generar los menes habían alcanzado la madurez térmica.
129
RECOMENDACIONES
Los menes presentes en el área de estudio, se encuentran alineados a lo largo
del trazado de la falla El Tigre; estas emanaciones abarcan un área que se extiende al
este; evidenciándose en los campos Totumo-Inciarte, La Paz etc.
Se recomienda realizar un estudio sistemático e integrado que involucre geología
de superficie, geoquímica, geofísica y nuevas técnicas de extracción, que permita la
reactivación de los campos petroleros ubicados en el perímetro de la zona estudiada;
con la finalidad de fijar nuevas perspectivas para el desarrollo económico y social de la
población indígena que habita en los sectores de Cachiri, Socuy, La Barra, Tule, La
Orchila; y así mejorar su calidad de vida; además de servir de fuente de trabajo, para
estas poblaciones que están bastante necesitadas.
130
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Schlumberger, informe interno.
134
135
DATOS DE PLANOS DE ESTRATIFICACIÓN
Nº de Medidas RUMBO BUZAMIENTO
1 N 45º E 70º NW
2 N 55º E 85º NW
3 N 60º E Vertical
4 N 30º E 88º NW
5 N 40º E 57º NW
6 N 50º W 60º NE
7 N 85º E 67º NW
8 N 54º W 50º SE
9 N 29º W 20º SE
10 N 35º E 70º NW
11 N 30º E 71º NW
12 N 30º E 65º NW
13 N 30º E 60º NW
14 N 10º E 30º NW
15 N 50º E 85º NW
16 N 35º E 50º NW
17 N 35º E 52º NW
18 N 32º W 71º SE
19 N 35º W 17º NE
20 N 7º W 46º NE
21 N 10º E 76º NW
22 N 75º W 27º NE
23 N 15º W 58º SE
24 N 15º E 69º SE
25 N 20º E 78º SE
26 N 20º E 66º SE
27 N 25º E 50º NW
28 N 28º E 51º NW
29 N 45º E 45º NW
30 N 33º E 45º NW
31 N 75º E 35º SE
32 N 45º E 65º NE
33 N 40º E 85º SE
34 N 50º E 60º SE
136
35 N 45º E 21º SE
36 N 45º E 87º NE
37 N 43º E 55º SW
38 N 85º E 85º SW
39 N 62º E 50º SW
40 N 55º E 49º SW
41 N 53º E 68º NW
42 N 40º E 63º SE
43 N 44º E 55º SE
44 N 43º E 50º SE
45 N 57º E 51º SE
46 N 54º E 38º SE
47 N 63º E 65º SE
48 N 51º E 40º SE
49 N 52º E 38º NW
50 N 50º E 77º NW
51 N 50º E 73º SE
52 N 45º E 73º SE
137
DATOS DE DIACLASAS
Pto. Geol.
Rumbo y buzamiento
1
N 45º W, 85º NW; N 55º E, 42º SE; N 20º W, 85º NW; N 65º E, 35º SE; N 40º W, 82º NE; N 40º E, 82º SE
2
N 50º W, 75º NE; N 40º E, 12º SE
3
N 40º E, 76º NW; N 16º W, 71º NE; N 40º E, 44 NW; N 50º W, 69º SW; N 48º W ; 84º NE; N 46º E, 30º SE; N 50º W, 27º NE; N 33º E, 53º SE; N 12º W, 66º NE; N 35º W,16º SE
4
N 53º W, 65º NE; N 54º W, 16º NE; N 33º W, 65º SW; N 44º E, 23º NE; N 40º W, 82º S; N46º E, 20º SE; N 26º W, 60 SW; N 20º W, 23º NE; N 42º E , 41º NW; N 45º E, 32º SE; N 40º W, 62º SE; N 45º E, 19º NW; N 7º W, 40º NE
6
N 33º E; 73º SE; N 65º W, 84º SW
7
N 70º W, 74º SW; N 26º E; 69º NW
9
N 16º W, 79º SW; N 10º W, 56º NE; N 76º W, 66º SW; N 20º E, 29 NE
10
N 20º W, 79º NE; N 48º E, 22º NW; N 60º W, 85 NE; N 35º E, 62º SE; N 36º E, 64º SE; N 40º W, 70º SW; N 20º W, 60º NE, N 30º W, 27 SW; N 60º W, 70º NE; N 5º W, 26º SW; N 20º E, 46º NW; N 55º W, 81º NE; N 50º W, 81º NE; N 5º E, 25º SE ; N 40º W, 82º NE; N 55º W, 56º NW
138
139
Apéndice 1
140
Apéndice 2
15
Apéndice 3
16
17
