Principales Campos de La Cuenca Falcón

8/10/2019 Principales Campos de La Cuenca Falcn

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PRINCIPALES CAMPOS DE LA CUENCA Falcn

Campo de Mauroa:

Los campos El Mene, Media y Hombre Pintado se agrupan conjuntamente como Campos de

Mauroa. Se encuentran al oeste del Estado Falcn, en el lmite con el Estado Zulia. El Mene

dista 62 km. al este de Maracaibo, Media y Hombre Pintado, 5y 18 km. al noreste de El Mene.La concesin "Bernab Planas" para la explotacin de asfalto y petrleo, adjudicada en 1907

por el Ejecutivo Nacional cubra el Distrito Buchivacoa del Estado Falcn, donde se conocan

grandes manaderos activos de petrleo, principalmente en el rea de El Mene.

La primera investigacin geolgica fue realizada en 1912 por E. H. Cunningham Craig y G. W.

Halse, de la Trinidad Petroleum Development Company, Ltd. Ese mismo ao la concesin fue

adquirida por la British Controlled Oilfields, Ltd.

La perforacin en Mauroa comenz en 1920, y para 1930 se haban perforado 279 pozos. El

equipo de percusin demostr gran utilidad en la ubicacin de las zonas petrolferas que en

ausencia de perfilaje elctrico, hubiera requerido en cada pozo a perforacin rotatoria un

excesivo corte de ncleos o un extenso programa de pruebas de produccin.

El campo El Mene fue descubierto en 1921 por la British Controlled Oilfields con el pozo El

Mene-1 (3.100') al perforar buzamiento abajo de los indicios superficiales. Fue seguido por el

campo Hombre Pintado (1926) y el campo Media (1929; 2.700').

Las tres reas fueron desarrolladas de manera intensiva por la British hasta 1952, cuando son

adquiridas por la Talon Petroleum, C.A., quien recibi una disminucin considerable de la

regala e impuestos nacionales en vista del avanzado agotamiento de los yacimientos. De

1953 a 1957 se perforaron los ltimos pozos de los campos de Mauroa.

Estratigrafa:La columna conocida en los pozos comienza con la Formacin Pauj (Eoceno

superior), constituida esencialmente por lutitas y ocasionales secciones arenosas delgadas.

Los movimientos orogenticos del Caribe con movimientos incipientes de los Andes y Perij

confinan el mar hasta un golfo limitado al norte por la elevacin de Aruba, Curazao y Bonaire,

en el oeste del Zulia por una plataforma de erosin, y al sur por el cabalgamiento de las capas

de Matatere durante el Eoceno medio.

Sobre una notoria discordancia, que seala la erosin a finales del Eoceno, la cuenca

comienza a llenarse con sedimentos marinos que alcanzan su mximo desarrollo en el

intervalo entre el Eoceno y el comienzo del Mioceno inferior. La Formacin Agua Clara

(Mioceno inferior tardo) muestra lutitas interestratificadas con capas delgadas de calizas,

lignitos y lentes de arena que hoy aparecen con buzamiento fuerte de hasta 45.

Una prominente discordancia angular separa en el Mene y en Media la Formacin Agua Clarade la Formacin La Puerta (Mioceno superior), secuencia continental de suave inclinacin.

En Media y Hombre Pintado la Formacin Cerro Pelado (Mioceno medio), de ambiente

costero-deltico con intervalos paludales, se encuentra entre las formaciones Agua Clara

(infrayacente concordantemente) y La Puerta (suprayacente, en discordancia).

Intensos movimientos tectnicos del Mioceno superior invierten la cuenca terciaria de Falcn y

hacen subir las rocas ms antiguas en el centro de la cuenca. En la cumbre de la estructura


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de Hombre Pintado aflora la Formacin Agua Clara en El Mene y Media, la Formacin La

Puerta. En El Mene est ausente la Formacin Cerro Pelado, como indicacin de estos fuertes

movimientos del Mioceno.

Estructura: La cuenca de Falcn sufri en el Terciario el desplazamiento, en direccin este-

oeste, de la placa tectnica del Caribe respecto a la placa de Suramrica. En la regin

occidental de la cuenca el movimiento transpresional se manifiesta por tres fallastranscurrentes dextrales principales, la falla Oca-Chirinos, la falla de El Mayal y la falla de

Ancn de Iturre, que hacia el oeste convergen en la depresin de El Tablazo.

La falla Oca-Chirinos separa en Falcn occidental dos regiones diferentes: un rea al norte de

la falla, Bloque Dabajuro, que se extiende hacia el Golfo de Venezuela, y un rea al sur hasta

el frente de montaas.

El rea del norte se muestra con caractersticas de una sedimentacin tranquila y de poca

actividad tectnica, con excepcin de la parte este donde se desarrolla un sistema de fallas

normales.

El rea al sur muestra rasgos de una actividad tectnica mayor, causada por desplazamiento

lateral. Comprende los Bloques El Mayal, Santa Cruz, Cocuiza. En El Mayal se encuentra el

campo Tiguaje, y en Santa Cruz los campos de Mauroa.

El Bloque Santa Cruz se extiende en direccin Este Oeste y est limitado al norte y al sur por

las fallas de El Mayal y Ancn de Iturre. En el extremo sureste del Bloque se encuentran los

campos El Mene, Media y Hombre Pintado.

La estructura dominante en el Bloque Santa Cruz son pliegues anticlinales suaves que se

reflejan sobre el Mioceno superior (Formacin La Puerta), y una gran falla normal NE-SO de

buzamiento norte casi vertical, con desplazamiento de unos 4.000 a 6.000'. Los campos de

Mauroa se encuentran asociados a esta falla.

La estructura de El Mene es un anticlinal asimtrico, con su flanco ms inclinado al norte,donde est cortado por la gran falla longitudinal.

En Hombre Pintado el anticlinal de la Formacin Agua Clara se encuentra entre dos bloques

eocenos levantados.

Produccin: En El Mene la acumulacin est asociada con las discordancias existentes entre

el Eoceno y la Formacin Agua Clara, y entre Agua Clara y la Formacin La Puerta. El

petrleo se encuentra: 1) en algunos lentes de arena de la Formacin La Puerta, (Mioceno

superior); 2) encima y debajo de la discordancia que separa las capas de La Puerta de los

estratos muy deformados y fallados de la Formacin Agua Clara (Mioceno inferior tardo); 3)

en arenas de Agua Clara hasta 600' bajo la discordancia.

Los yacimientos de la Formacin La Puerta son autnticos lentes de arena; las capas en elflanco norte tienen escasa comunicacin entre s y estn casi completamente aisladas de las

del flanco sur por una zona media arcillosa. Los yacimientos de la Formacin Agua Clara son

capas contnuas en las cuales el lmite inferior de la seccin productora es un contacto agua-

petrleo.

El espesor de las arenas petrolferas vara de 10' hasta 40' y tienen poca extensin. La

profundidad promedio de la zona productora es de 800'.


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El Eoceno ha mostrado indicios de petrleo, pero no se obtuvo produccin. En 1949 se

perfor, sin xito, un pozo cretcico.

La produccin de Media est confinada a una franja en la cumbre de la estructura, con dos

kilmetros de largo por un kilmetro de ancho, en acumulacin contra la falla principal.

El intervalo productivo se encuentra encima y debajo de la discordancia La Puerta-Agua Clara.Al sur del campo los pozos penetraron un bloque eoceno petrolfero sobre capas ms jvenes

que continan nuevamente en sedimentos eocenos. La seccin productora se encuentra a los

3.000'.

En Hombre Pintado las arenas petrolferas superiores estn relacionadas con una probable

discordancia intraformacional de la Formacin Agua Clara. La produccin inferior, 1.000' ms

abajo, se presentan en condiciones similares pero en arenas de mayor buzamiento. Produce

la Formacin Agua Clara, que se perfora a profundidad de 1.800'.

Todo el crudo obtenido en Mauroa es de base parafnica.

Algunas trampas antiguas pueden haberse roto por tectnica reciente, y El Mene, Media y

Hombre Pintado pudieran ser un remanente de lo que fue una gran acumulacin petrolfera entoda el rea.

El Mene alcanz la produccin mxima en 1925 (7.400 B/D). La gravedad del crudo es de 32-

34 API.

Media obtuvo su mayor rendimiento en 1933 (4.000 B/D). La produccin se cerr en 1943 y se

reanud en 1951. La gravedad es de 33-34 API.

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

Durante su larga vida productiva, los yacimientos han probado los mtodos convencionales de

produccin: flujo natural, levantamiento por gas y por aire, bombeo mecnico. Los informes de

produccin mencionan adems, para 1937, una inyeccin de gas en las arenas de El Mene yMedia.

Los campos fueron desarrollados de manera tan intensiva que la densidad de pozos

perforados cubre el rea probada dentro de las concesiones de Mauroa. El agotamiento llega

al 96-99%. La complejidad de las estructuras y la corta extensin de los yacimientos no hace

atractiva la perforacin adicional o proyectos de recuperacin secundaria.

Campo Tiguaje:

Tiguaje est situado en la regin de Dabajuro, Estado Falcn, 40 km al noreste de los Campos

de Mauroa.

El petrleo fue descubierto en 1953 con el pozo Tiguaje 1-1, de la Texas Petroleum Company.El pozo fue ubicado segn indicaciones de geologa de superficie y produjo crudo de 29 API.

Varios pozos haban sido perforados sin xito en el rea durante el lapso 1921-1936.

Estratigrafa: Las formaciones Agua Clara (Mioceno inferior tardo), Cerro Pelado (Mioceno

medio) y las eocenas y cretcicas se agruparon operacionalmente como Pre-La Puerta. Agua

Clara y Cerro Pelado conforman una seccin de lutitas con areniscas intercaladas, discordante

sobre estratos de edad eocena, probablemente Formacin Pauj, en el lado deprimido de una


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falla longitudinal; en el bloque levantado, el Grupo La Puerta (Mioceno medio a superior) es

discordante sobre una secuencia espesa de lutitas, determinada tentativamente como

equivalente de la Forrnacin Coln (Cretceo superior).

En el Alto de Dabajuro la sedimentacin del Mioceno medio-Mioceno superior comienza con

ambientes costeros poco profundos que rapidamente pasaron a continentales.

El Grupo La Puerta, de ambiente costero somero, se deposit, en discordancia, sobre las

formaciones ms antiguas. Es un intervalo de lutitas con 3.000 pies de espesor, que en el

sector oriental del campo Tiguaje muestra un notable desarrollo de arenas basales, espesas y

permeables.

Estructura: El patrn estructural de la regin occidental de Falcn sigue una direccin ENE

dominante, que se manifiesta en numerosos pliegues y fallas que dan lugar a estructuras de

rumbo noreste-suroeste, generalmente con el ala sur de escasa inclinacin y un costado norte

de fuerte pendiente, fallado y hasta volcado. Las fallas mayores son longitudinales, inversas y

de buzamiento sur.

El campo Tiguaje se encuentra en el Bloque El Mayal, inmediatamente al sur del Bloque

Dabajuro, del cual est separado por la zona de fallamiento Oca-Chirinos.

La estructura es un anticlinal menor de rumbo este-oeste, con un flanco meridional de suave

pendiente y el flanco norte con alto buzamiento. Presenta en la cumbre fallamiento inverso

longitudinal inclinado al sur, que se complementa con un sistema secundario de fallas

normales noroeste-sureste, que corta el flanco sur y desarrolla una "estructura floral". La falla

Las Palmas marca el lmite sur del anticlinal.

La falla al norte de Tiguaje ha sido considerada como la extensin al este del sistema Oca-

Chirinos. La falla preserva al sur la columna estratigrfica del Eoceno y el Mioceno, cubierta

por los sedimentos ms jvenes del Grupo La Puerta, mientras que al norte de la zona fallada

no se halla evidencia de las formaciones del Paleoceno-Eoceno.

Produccin: La seccin productora es un paquete de lentes de arena desarrollado en el

conjunto luttico basal del Grupo La Puerta. Producen cantidades menores de petrleo otras

arenas lenticulares de la seccin alta de La Puerta y algunas arenas por debajo de la

discordancia.

El crudo obtenido es altamente parafnico, con 23-32 API. La profundidad promedio es de

2.600-3.000 pies.

Desde 1953 hasta 1971 se perforaron 34 pozos, que acumularon 9.200.000 barriles de

petrleo. El agotamiento se calcul en 88%.

En marzo de 1983 Maraven perfor y prob un pozo exploratorio, TIG-42X, con crudo de 42

API, en la Formacin La Puerta (4.513' de profundidad).

Campo Las Palmas:

El campo Las Palmas, 10 km al sureste de Tiguaje, fue descubierto en 1928 segn

indicaciones de geologa de superficie, en concesiones de la British Petroleum Company

transferidas a la Standard Oil Company of Venezuela. Se perforaron trece pozos.


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Estratigrafa: En la base de la seccin perforada se encontraron arcillas, arenas y

conglomerados de la Formacin Castillo (Oligoceno y Mioceno inferior) de ambiente somero

costero y continental, que contiene las arenas denominadas localmente Patiecitos y las arenas

de Monte Claro ("Arenas Superiores").

Contina la estratigrafa con la Formacin Agua Clara (Mioceno inferior tardo), de aguas

moderadamente profundas a someras, concordante y transicional, unidad luttica con arenaslimosas o calcreas intercaladas, que incluye las arenas de Las Palmas.

Sobre Agua Clara, sigue el Grupo La Puerta (Mioceno medio y superior), de lutitas con

areniscas y arcillas de ambiente piemontino y continental a somero costero.

Al noroeste de los campos Tiguaje y Palmas, separados por la falla Oca-Chirinos y en el

sector ms alto del Bloque Dabajuro, la interpretacin ssmica muestra dos elevaciones

estructurales en donde Maraven perfor dos pozos profundos, QMC-1X (1979) y QMD-1X que

encontraron un Basamento que parece tener relacin gentica con el de La Paz-Mara, y una

secuencia cretcica muy similar a la de los campos productores al oeste de la Cuenca de

Maracaibo. QMC-1X alcanz el Paleoceno a 9.240', las calizas cretcicas a los 12.377' y el

basamento gneo a 14.800'.

El pozo QMD-1X indic que durante el Paleoceno se depositaban en el sector sedimentos de

la Formacin Guasare, mientras que en las reas vecinas se encuentra una litologa tipo

Marcelina. La columna estratigrfica suprayacente es muy completa y permite su divisin en

las unidades formacionales asignadas a la regin central de Falcn.

El pozo QMD-1X seala una sedimentacin oligo-miocena al sur y sureste de la Plataforma de

Dabajuro, representada por las formaciones Castillo y Paraiso, en facies ms marinas que en

la regin de Dabajuro.

Estructura: En Las Palmas se refleja la estructura regional al sur del levantamiento de Boroj,

donde aflora el Eoceno medio demarcando un anticlinal de rumbo noreste-suroeste,

relativamente estrecho y de buzamiento apretado. En el flanco norte se presentan doselevaciones estructurales menores; en la ms septentrional se perforaron los pozos de Las

Palmas. Las estructuras estn cortadas por fallas longitudinales, y en el extremo oriental por

una falla transversal que limita el levantamiento.

La falla Las Palmas, casi vertical y con buzamiento norte, sube en el bloque sur la Formacin

Agua Clara hasta colocarla al nivel del Grupo La Puerta, que aflora al norte.

Produccin: Los intervalos petrolferos se encuentran en la arena Patiecitos, de la Forrnacin

Castillo. "Las Arenas Superiores" o arenas de Monte Claro (Formacin Castillo) y las arenas

de Las Palmas (Formacin Agua Clara) mostraron petrleo, sin produccin comercial. Las

operaciones en el campo Las Palmas cesaron en 1930.

Campo El Mamn:

El Mamn se encuentra situado 5 km al norte de la poblacin de Urumaco, en el rea

intermedia entre los campos petrolferos del occidente de Falcn (El Mene, Media, Hombre

Pintado, Tiguaje, Las Palmas) y los del este (Cumarebo, La Vela, Mene de Acosta). Estudios

geolgicos y geofsicos revelaron la estructura, y el petrleo fue descubierto en 1926 por el

pozo Mamn-1A de la empresa Richmond Exploration Company, que continu la perforacin


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hasta el pozo Mamn-6. Traspasado el campo a la Coro Petroleum Company, se perforaron

ocho pozos adicionales.

Estratigrafa: En la estructura de El Mamon aflora la Formacin Urumaco, (Mioceno medio y

superior) seguida por la Formacin Codore (Mioceno superior).

El pozo Mamn-14 alcanzo facies costeras de lutitas y areniscas lignticas de la FormacinCerro Pelado (Mioceno medio temprano).

Sobre Cerro Pelado se encuentran, concordantes y transicionales, lutitas, areniscas y calizas

de la Formacin Socorro (Mioceno medio) y la seccin inferior de la formacin fluvio-lacustre

Urumaco (Mioceno superior y medio) donde aparecen las "Arenas Mamn", productoras.

Estas formaciones, parte inferior y media del Grupo La Puerta, son ms marinas que los

intervalos equivalentes de la regin occidental.

Estructura: El Bloque Dabajuro presenta, en su sector oriental, una nariz estructural con

declive al norte, sobre la cual aparece una pequena culminacin fallada que ha sido llamada

Anticlinal Levantamiento de El Mamn.

Esta elevacin estructural es un domo alargado de rumbo este-oeste asociado a una fallanormal principal de direccin este y buzamiento sur (falla Mamn) que cierra la estructura al

sur. Un ramal de la falla principal, denominado Mamn Norte, que se desprende hacia el

noroeste, corta transversalmente el domo y divide la arena "Mamn" en dos sectores: Mamn-

1 al este, deprimido, en el cual se completaron seis pozos productores de petrleo; y Mamn-

7, gasfero, al oeste. A nivel de la arena "60 pies" el yacimiento de gas ocupa al este de la falla

Mamn Norte, con un intervalo de petrleo (35') y un contacto agua-petrleo al noreste.

Muy al este de El Mamn, en la Plataforma de Coro y al este de la falla de Sabaneta, se

perfor la estructura de Mitare, un anticlinal al oeste de la ciudad de Coro. Es un alto

estructural interpretado por geofsica, alargado en direccin noroeste y limitado lateralmente

por una falla normal longitudinal de buzamiento sur. La estructura presenta fallas normales

transversales de un sistema secundario.

Produccin: La seccin productora est limitada a la parte inferior de la Formacin Urumaco,

en la cual aparecen las "Arenas de Mamn", con marcada lenticularidad y notables cambios

de espesor.

Se encontraron dos intervalos con posibilidades comerciales: la arena "Mamn", petrolfera

(31.0-33.4 API), que fue explotada desde el comienzo de las operaciones, y una arena

gasfera, denominada "60 pies", que se identific en el pozo Mamn-7.

Los yacimientos son predominantemente de carcter margoso, y la arena Mamn aparece en

los perfiles elctricos limpia y con un espesor de hasta 120'.

Gas libre se encuentra en las arenas "Mamn" y "60 pies". Los dos horizontes fueronpenetrados por el pozo Mamn-7, perforado en la cumbre de la estructura. La arena "60 pies"

(2 MMpc/da, 1.200 lpc) suministr el gas requerido para levantamiento artificial y an

conserva 3.1. MMpc de gas. En la arena "Mamn" se encontr gas libre calculado en 1.1.

MMpc.

El mecanismo de produccin original ha sido mediante expansin de fluidos, y luego por gas

en solucin hasta la presin de abandono.


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El pozo Mamn-8, terminado en Enero de 1953, en la arena "Mamn", produjo un total de

44.000 bbls. de crudo. Se utiliz despus como pozo inyector de gas para favorecer el flujo

natural del pozo Mamn-9, del mismo yacimiento.

Las operaciones del campo El Mamn cesaron en 1930. La produccin acumulada alcanzaba

los 400.000 barriles.

Campo Cumarebo:

El Campo Cumarebo est situado en el rea norte del Estado Falcn, 42 km al este de Coro y

5 km al sur de la costa del Mar Caribe.

La estructura sealada por geologa de superficie y la presencia de un manadero de gas en la

cumbre y otro de petrleo en el flanco noroeste, fue delineado en el mapa geolgico levantado

por la North Venezuelan Petroleum Company, Ltd., para solicitar la concesin, en la cual se

asocia en 1930 la Standard Petroleum Company of Venezuela que pas a ser la operadora a

mediados de 1949 la Creole Petroleum Corporation se convirti en la nica propietaria. Desde

1972 el campo ha sido asignado, analizando su reactivacin, a la CVP, a Corpoven y a

Maraven.

El pozo Cumarebo-1 (CU-1), perforado por recomendacin del gelogo H. G. Kugler cerca del

manadero de gas, descubri los yacimientos en 1931. El pozo exploratorio revent a 627', y al

ser dominado se complet a esa profundidad, con produccin de 300 B/D (49 API) en la

arena-8 de la Formacin Cauiarao.

Las actividades alcanzaron su mximo en 1934 cuando se terminaron 26 pozos, y cesaron en

1940. Una reinterpretacin geolgica hizo reanudar la perforacin de avanzada y de desarrollo

en 1942, hasta 1954. Del total de 162 pozos de Cumarebo, 14 resultaron productores. Todas

las operaciones fueron suspendidas en septiembre de 1969.

Un intensivo programa de corte de ncleos se hizo necesario para la correlacin litolgica y

paleontolgica hasta 1933, cuando comenz en el campo el perfilaje elctrico. Durante 1944 y1945 se obtuvo el perfil radiactivo de los pozos viejos que se consideraron importantes para la

correlacin y la interpretacin de la estructura.

Estratigrafa: Los afloramientos en el alto de Cumarebo corresponden al Miembro El Muaco

(Portachuelo), seccin inferior de la Formacin Caujarao (Mioceno medio y superior). Hacia la

parte sur, tanto en el sinclinal del Cerro de los Indios como en los flancos de la estructura,

aflora el Miembro medio de Cauiarao, la caliza de Cumarebo, que se adelgaza y desaparece

al norte en condiciones sedimentarias menos favorables al desarrollo de arrecifes.

A diferencia con otras regiones de Venezuela, en Falcn no se interrumpi la sedimentacin

en el Eoceno. Mientras que en la Cuenca de Maracaibo y en el Caribe se iniciaba el perodo

de un largo proceso erosivo, en Falcn ocurra el comienzo de una cuenca que ms tarde fue

retrocediendo progresivamente hacia el norte y el este. La naturaleza y distribucin de los

sedimentos en el rea de Cumarebo sealan esa regresin continuada originada por

movimientos orogenticos en el sur.

Los ambientes sedimentarios variaron en la zona desde agueas relativamente profundas

(Oligoceno tardo) y nertico (Mioceno) hasta marino somero y litoral (Plioceno) y continental

(Cuaternario), con perodos de erosin y de invasin marina desde el Mioceno tardo.


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El ambiente mioceno en la regin es esencialmente de transicin entre la sedimentacin

tpicamente litoral que se observa hacia el oeste y los depsitos batiales del noreste de

Falcn. Al occidente de Cumarebo los sedimentos corresponden a facies cercanas a la lnea

de playa y reflejan sucesivos avances y retiros del mar; hacia el este, los cambios son menos

marcados y la sedimentacin es esencialmente nertica en comunicacin constante con el

mar.

En profundidad, el pozo Las Pailas-1X (9970'), a 17 kilmetros del declive de la Formacin

San Luis y 9 km al sur del campo, lleg a las calizas cretcicas. Encontr en un anticlinal de

modestas dimensiones, un intervalo de calizas y lutitas (125 metros) con areniscas y limolitas

delgadas dentro de un abanico turbidtico del Mioceno inferior (la Formacin Pedregoso) que

conforma una cua concordante entre la Formacin Pecaya infrayacente y la Formacin Agua

Clara suprayacente. Pasa al oeste a la Formacin Castillo; al norte y noreste es equivalente a

la Formacin San Luis como una facies marginal. Posteriormente, el pozo Las Pailas-2X

(Corpoven) confirm esta condicin.

La seccin perforada en el campo Cumarebo llega hasta la Formacin Socorro (Mosquito) del

Mioceno medio, en espesor de hasta ms de mil metros, con arcillas mas menos laminadas,

areniscas de grano fino y capas margosas, de aguas calidas y poco profundas. En el tramo

superior de Socorro se encuentran intercaladas entre lutitas las llamadas "Arenas de San

Francisco".

El Miembro El Muaco (Portachuelo) de la Formacin Caujarao (Mioceno medio y superior)

yace concordante y transicional sobre la Formacin Socorro. Est formado por arcillas

laminadas, calizas margosas y areniscas cementadas por xido de hierro. La Formacin

Caujarao presenta en Cumarebo caractersticas nerticas.

Estructura: El Campo Cumarebo se encuentra en el sector centro-oriental de la Cuenca de

Falcn, al este del anticlinal de La Vela y al oeste de la estructura de Ricoa.

Las estructuras del norte de Falcn se consideran relacionadas con transgresin dextral en lazona de friccin entre las placas de Suramricas y del Caribe combinada con fallamiento

intenso.

La regin es una zona de buzamiento predominante al norte. Los anticlinales de La Vela,

Isidro, El Saladillo, Cumarebo, son pliegues secundarios en el geosinclinal delimitado al norte

por la lnea de resistencia Paraguan-Curazao y al sur por las sierras de Churuguara y San

Luis.

La estructura de Cumarebo es un domo alargado en sentido noreste, con una longitud

conocida de 5 km. El ancho es de 1.5 km, ligeramente asimtrico, que se inclina 25-30 en el

flanco sureste hacia el sinclinal de Taica, y 40 (hasta 50-55 a los 2.500' de profundidad) en

el ala noroeste que se prolonga en el homoclinal de El Veral hacia el Mar Caribe. Al sur, la

estructura est separada del sinclinal de Cerro de los Indios por la falla San Pedro-San

Vicente, y al norte terrnina en la falla de Santa Rita, fallas normales de desplazamiento al este;

ms all de estas fallas prominentes no aparece la estructura.

Un sistema regional de fallas norrnales transversales con rumbo noroeste-sureste y

desplazamiento al noreste segmenta el domo. Las fallas ms antiguas precedieron al

plegamiento. Dividen el campo en seis sectores y cortan el flanco El Veral-Puerto Cumarebo al

noroeste y el flanco sureste del sinclinal del Cerro de los Indios, siendo visibles hasta la


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planicie aluvial del Ro Ricoa. Los planos de falla buzan unos 35 cerca de la superficie y

hasta 65 a la profundidad alcanzada por los pozos. A este sistema pertenece la falla de El

Hatillito, en la parte central del rea productiva, que separa el extremo suroeste, con un mejor

cierre y ms individualizado como un pliegue anticlinal.

Las fallas ms jvenes, epianticlinales y transversales, normales y con buzamiento

predominante de 75-80 al suroeste, muestran desplazamientos de 25' hasta 500'.

Las fallas regionales se iniciaron al comienzo de la sedimentacin de Caujarao, cuando se

form un arrecife (Dividive) en el bloque occidental elevado de la falla de El Hatillito. En esta

falla los espesores de la columna sedimentaria son mayores en el bloque oriental, deprimido,

sealando crecimiento progresivo de la fractura.

El levantamiento de Cumarebo y el sinclinal de Taica fueron definidos a finales del Mioceno en

el flanco noroeste del levantamiento de Ricoa (una de las estructuras del noreste de Falcn),

con diastrofismo y reactivacin de las fallas anteriores y originando nuevas fallas de tensin en

el alto de Cumarebo.

En el Plioceno, un movimiento epirogentico inclin el rea hacia el noroeste, haciendo

regresar el mar hasta su posicin actual. En la ltima parte del Plioceno fueron deformados los

planos de falla y el pliegue de Cumarebo tom su forma definitiva.

Produccin: La presencia de mltiples arenas y el complejo fallamiento de Cumarebo

encierran un gran nmero de yacimientos (52 de petrleo y 35 de gas). La acumulacin est

limitada por la estructura y se cree que el petrleo es originario de la Formacin Socorro.

La columna productora contiene 17 arenas de grano fino y buen escogimiento, de las cuales

trece son yacimientos petroleros con espesor de arena neta entre 20' y 175'. Comprende el

Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte ms alta de la Formacin Socorro (Mosquito)

del Mioceno medio (con las arenas 15 a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la

seccin basal de la Formacin Caujarao del Mioceno medio y superior (con las arenas 1 al

14). La mayor produccin ha sido obtenida de las arenas 10, 12 y 15 (numeradas del tope a labase).

La arena 15, la mejor productora y de mayor espesor, ha sido separada en tres zonas (A, B y

C); se considera la representacin en el subsuelo de las arenas de San Francisco (Formacin

Socorro) que afloran al sur del campo. Tiene un espesor de 570', debajo de un techo denso y

calcreo que se estima equivalente de la caliza Dividive (base de la Formacin Caujarao). Las

arenas 16 y 17, ms bajas, lenticulares y de escaso desarrollo, tienen unos 40' de espesor y

estn separadas de la arena 15 por un intervalo de 190-260 pies de lutitas y arcillas

arenceas.

El petrleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de 47.5 API. Algunos

yacimientos contienen condensado de 65 API. El contenido de azufre es de solo 0,06%.

Uno de los primeros pozos obtuvo produccin inicial de 1.920 B/D en la arena 15. Algunos

pozos rendan de otras arenas 100-600 B/D, llegando a veces hasta 1.792 (CU-38, arena 9).

El campo alcanz a producir 13.500 B/D (1933). Cuando se suspendi la perforacin (1954) el

promedio estaba en 6.200 B/D (48.6 API). Al cesar las operaciones, en 1969, la produccin

haba descendido a 500 B/D, con 11 pozos en levantamiento por gas y uno de flujo natural.


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El crudo llegaba por la presin del pozo y por gravedad hasta la estacin recolectora,

siguiendo, por gravedad, en un oleoducto de 5 km hasta el terminal martimo de Tucupido.

Varios yacimientos mostraron casquete de gas libre al ser perforados, y otros lo desarrollaron

con el avance de la produccin. En 1932 se comenz una inyeccin de gas a las arenas ms

importantes, que despus se limit a los dos yacimientos mayores.

El petrleo producido sum 57.4 MMBls. El agotamiento del campo se calcul en 97% y las

reservas remanentes probadas y probables en 5.2 MMBls. de petrleo y 33.5 MMpc. de gas. A

la arena 15 le fue asignado el 61% de las reservas originales.

CAMPO LA VELA:

Ubicacin: El campo la Vela se encuentra en la zona Nor-Central del Estado Falcn, al Sur de

la exploracin costa afuera de la Ensenada de la Vela de Coro. El pozo la Vela-l (LV -1) dista 5

Km del Mar Caribe.

Estratigrafa: En la zona de La Vela la columna sedimentaria comienza sobre el bazamento

con el espeso cuerpo de lutitas de la formacin Pecara (Oligoceno), concordante a la

formacin Pedregoso (Mioceno inferior), seccin luttica con intercalacin de areniscas ycalizas.

Sobre Pedregoso, concordante a la unidad productora de la formacin de Agua Clara que

encierra areniscas y calizas dentro de lutitas.

La formacin Cerro Pelado est constituida por lutitas con areniscas y lignitos

interestratificado.

Las formaciones Querales esencialmente luttica con arenas y un conglomerado basal, y

Socorro de lutitas con capas de margas, calizas y areniscas, formacin sobre pelares

tectnicos y plataformas altas.

La formacin La Vela es una unidad de areniscas calcreas intercaladas con lutitas quereflejan su carcter variable desde marino playero en la base hasta estuariano en la parte alta.

La formacin Caujarao compuesta de lutitas arcillosas, con intercalaciones menores pero

distintas de calizas impuras de tendencia margosa, margas y algunas capas de areniscas,

sta formacin tiene tres (3) miembros: el Muaco, Mataruca y Taratara predominantemente

luttico.

En la base Agua Clara hay un buen desarrollo de calizas asignadas al miembro Cauderalito de

la misma formacin ste miembro descansa discordantemente sobre dos tipos de rocas:

l. Una delgada y espordica ocurrencia de arenas costeras-Litorales.

2. Un complejo basal de rocas metamrficas.

En la capa interna de la Ensenada se han encontrado los sedimentos denominados

"capas rojas ", las cuales constituyen la unidad sedimentaria ms antigua encontrada en la

Vela y estn constituidas por lutitas micceas moteadas de color rojo ladrillo o verde plido,

intercaladas con limolitas, silicio ferruginosa de color rojo pardo a gris y areniscas arcsicas de

granos finos a conglomerados de color gris plido Los granos detriticos son de

limoletas siliceas, esquistos, cuarzo lechoso, rocas granticas.


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Estructura: El rango estructural predominante es una gran nariz anticlinal de rumbo N 20 O,

que es perpendicular al anticlinatorio del Norte de Falcn.

Se reconocen dos sistemas de fallas: uno de fallas normales con direccin hacia

el Este y subparalelas al plegamiento, cruzadas por fallas normales perpendiculares al sistema

principal. El entrampamiento se debe principalmente cierres anticlinales y fallamiento en lascalizas del miembro Cauderalito y en basamiento fracturado.

Este campo se desarroll en un domo ligeramente alargado en direccin Noreste,

con una doble cresta originada por el corrimiento de Guadalupe, paralela al plegamiento.

El corrimiento de Guadalupe es la falla ms importante del rea, lanza al Sureste donde se

encuentra el bloque elevado y plegado. La estructura muestra fallas y un declive al Este.

Produccin: Las acumulaciones de Petrleo pertenecen a la formacin Agua Clara, tanto en el

bloque deprimido como en el levantado.

En Cerro Pelado, las arenas productoras se encuentran en el bloque deprimido conjuntamente

con las de Agua Clara.

Slo se han perforado dos pozos, La Vela -6X semi -exploratorio, produjo 1,5 millones de pies

cbicos de gas a 6,289' y 500 barriles por da de crudo de 35 API a 5150' y La Vela- 8X

produjo crudo de 34,9API.

La cuenca Zulia-Falcon:

Localizacion: Esta cuenca se encuentra ubicada en la parte norccidental del pais y es la que

posee mayor produccion de petroleo en Venezuela. Limita al norte con la zona limitrofe

Goajira-Paraguan; al sureste con la Cordillera de Merida y el tramo dentral de la Cordillera de

la Costa; al nordeste con el Mar Caribe y al oeste con la Sierra de Perij.

Caracteristicas.

- Es la cuenca ms importante en visrtud de que concentra el mayor volumen de produccion y

de reservas de hidrocarburos.

- En ella se encuentran localizados los campos petroliferos ms ricos de Venezuela y del

continente, los cuales poseen todas las intalaciones requeridas para el normal funcionamiento

de la industria y el desenvolvimiento de la vida de empleados, obreros y familiares, tales

como: instalaciones de produccion, plantas electricas, oleoductos, vialidad, puestos de

embarques, urbanizaciones, escuelas, centros de recreacion y esparcimiento, campos

deportivos, etc.

- Los campos ms importantes de esta cuenca son, en el estado Zulia: Lagunillas, Tia Juana,

Bachaquero, La Paz, Lama, Lamar, Cabimas, Centro, Boscan, Lago, Ceuta y Grande; en el

estado Falcon: Mene Media, Hombre Pintado, Mene Mauroa y Tiguaje.

- Dentro de esta cuenca pueden incluirse las subcuencas de Aroa, del Golfo de la Vela, de

Paraguana y del Golfo de Venezuela.

La cuenca Barinas-Apure.


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Localizacion: Esta situada al suroeste de la republica. Limita al noreste con la Cordillera de

Merida; al sureste del Escudo Guayanes; al este con el Arco del Baul y al suroeste con los

llanos orientales de Colombia, los cuales constituyen una prolongacion de la cuenca.

Caracteristicas.

- Aun permanece en gran parte como una cuenca cuyo potencial petrolifero esta pordeterminarse, aunque se han hecho descubrimientos de gran importancia al comprobarse la

existencia de petroleo en cantidades comerciales.

- Los campos petroliferos que la constituyen esta cuenca son: Hato Viejo, Maporal, Silvan,

Paez, Sinco y Silvestre.

- En esta cuenca se distingue la subcuenca de Barinas.

La cuenca Oriental de Venezuela.

Localizacion: Esta cuenca ocupa el corredor llanero, que entre la Serrania del Interior de la

Cordillera de la Costa y el rio Orinoco, se extiende desde el Arco del Baul hasta el este en el

Golfo de Paria y el Oceano Atlantico, al este.

Caracteristicas.

- Es una cuenca petrolifera muy importante por ser la segunda cuenca productora despues de

la del Zulia.

- Una caracteristica muy sobresaliente de esta cuenca es la de que en ella se localiza la

llamada Faja Petrolifera del Orinoco, de inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran

singnificacion para el desarrollo futuro de la industria petrolera nacional y para la economia del

pais en conjunto.

- Los campos mas sobresalientes de esta cuenca son en el estado Anzoategui: Oficina,

Guara, Santa Rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona y Yoaples; en Delta Amacuro: Tucupita y

Pedernales; en Guarico: Budare, Las Mercedes, Gaban, Ruiz y Barzo; en Monagas: Lobo,

Acema, Pilon, Quiriquire, Oritupano y Morichal.

- En dicha cuenca se distinguen las suncuencas de Guarico, de Maturin y del Golfo de Paria.

La cuenca del Tuy-Cariaco.

Localizacion: Esta localizada al norte de la cuenca oriental y representa una franja que se

ubica entre el extremo oriental del tramo central de la Cordillera de la Costa, la Peninsula de

Araya y las islas de Margarita, Coche y Cubagua.

Caracteristicas

- Aunque se presentan manifestaciones superficiales de petroleo, su potencial esta todavia pordeterminarse.

- En esta cuenca se manifiestan la subcuenca del Tuy y de Cubagua.

Principales Campos de La Cuenca Falcón

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