Alquitrana Los pozos de Alquitrana fueron perforados 18 km. al sureste de San Cristóbal, en base a manifestaciones superficiales de petróleo. Desde la colonización española se describían manaderos de petróleo en distintas regiones del país. Fallas del terreno y discordancias litológicas servían como canales de migración desde las capas del subsuelo hasta la superficie. El Dr. José María Vargas analizó en 1839 muestras de petróleo recogidas en las cercanías de Escuque, Estado Trujillo, donde era embotellado y vendido para iluminación como “aceite colombio”.
En 1875 el terremoto de Cúcuta fracturó las rocas en la quebrada La Alquitrana, al suroeste de la ciudad de San Cristóbal, ensanchando las grietas por donde fluía un líquido viscoso reconocido cinco años antes como petróleo por el Dr. Carlos González Bona. Se cavaron zanjas para recogerlo. El pozo descubridor "Eureka", perforado a mano por la Compañía Nacional Minera Petrolia del Táchira en 1882, con 125’ de profundidad, fue ubicado
en un lote de derechos exclusivos contratado al Gran Estado Los Andes en 1878, para la explotación de “hulla o alquitrán mineral”. Para 1887, los pozos
perforados a percusión con un equipo adquirido en 1880, sumaron ocho (la profundidad máxima alcanzada fue 304’)
En 1913 Wilson y Hammer, geólogos enviados por el Dr. Ralph Arnold, bajo contrato con The Caribbean Petroleum Company, estudiaron el “Campo de un Pozo” y realizaron el levantamiento de
6.000 acres de parcelas de explotación en el área de Alquitrana. 86
De 1928 a 1930 se reactivó el campo con 9 pozos exploratorios hasta 130 metros de profundidad. La Petrolia administraba 8 estaciones de gasolina, propiedad de la empresa. Con la explotación y la refinación creciente en los yacimientos del Zulia se establece una fuerte competencia de precios; además, la instalación de la planta eléctrica de Rubio (1932) le resta el mercado de la iluminación por kerosene, y la Petrolia empieza a sufrir pérdidas en sus operaciones. El Ministerio de Fomento niega a la Petrolia una solicitud de renovación y ampliación de la concesión minera, y declara en 1938 la extinción de los derechos. Dos meses y medio después se otorgan esos derechos a la Venezuelan Oil Development Company quien años más tarde perfora sin éxito comercial el pozo profundo Alquitrana-1. Estratigrafía La columna estratigráfica del área comprende, sobre las calizas cretácicas de la formación La Luna, las lutitas de Colón y lulitas y areniscas a reniscas de Mito Juan.
ALQUITRANA EDAD
G/M/F
LITOLOGÍA
O NSUPERIOR E C MEDIO O EINFERIOR
CARBONERA
Conglomerados y Arenas Lutitas Carbonosas
MIRADOR
Areniscas Conglomeraticas Capas de Carbón
PALEOCENO
OSUPERIOR E C A T E R MEDIO C
ELOS CUERVOS U C BARCO O R O CATATUMBO
MITO JUAN
COLON
Continúa, el Paleoceno, con las formaciones Catatumbo, Barco y Los Cuervos (Grupo Orocué), de areniscas, lutitas y arcilitas.
Y culmina la secuencia con las formaciones Mirador y Carbonera Lutitas y Arcilitas (Eoceno), conglomerados basales Areniscas, Lutitas, Carbón gradando a arenas de grano fino, con Lutitas y Areniscas finas intercalación de carbón en su sección Lutitas con Areniscas media. Lutitas masivas
Tres Esquinas LA LUNA
Calizas y Lutitas Calcáreas
COLUMNA ESTRATIGRAFICA Estructura Las formaciones cretácicas y paleocenas fueron sometidas a esfuerzos compresivos en el post-Eoceno, que originaron el anticlinal asimétrico de La Alquitrana, y el sistema de fallamiento inverso evidente en geología de superficie y confirmado por el pozo Alquitrana-1, que lo cortó longitudinalmente en dirección noreste.
87
Producción El petróleo (33.2º API) se obtuvo de areniscas de la formación cretácica Mito Juan (Maestrichtiense). El primer pozo taladrado a percusión obtuvo 29 galones/día. En los siete siguientes la prueba inicial subió en algunos hasta 400 galones/día. En 1913 el primer pozo producía 40 galones de petróleo por día, y la refinería recibía lotes de 600 galones de petroleo por día, obteniendo 2.7% de bencina, 53% de kerosene y 44% de carbolene o asfalto de carretera. Para el término de la concesión (1938), aún producían petróleo los pozos "Eureka" y "El Salvador" de la Petrolia del Táchira. Un pozo produjo 30 gal/día durante 30 años.
88
Unidad Colón Los campos del área de Casigua-El Cubo se encuentran 100 km al oeste del extremo sur del Lago de Maracaibo. En 1887 el Ministro de Fomento de los Estado Unidos de Venezuela entregó títulos de explotación de petróleo en las cercanías de Encontrados a Teodoro Tacite Raoul Delort, Constance Bourbon y Cayetano Besson. En 1907 el Gobierno Nacional otorgó inmensas concesiones de explotación petrolera por 50 años. Dos millones de hectáreas fueron concedidas a Andrés Jorge Vigas Sánchez, el 31 de enero, cubriendo todo el Distrito Colón. La concesión fue traspasada el 30 de septiembre de 1913 a The Colon Development Company, Ltd. (Shell). El pozo que descubrió la producción del área, a 2.875’, fue el
T-1 (Toldo-1) en el Campo Las Cruces, localizado por geología de superficie que delineó el anticlinal de Las Cruces en afloramientos y los manaderos de petróleo de Río Chiquito (Redondo). Perforado a percusión en el extremo sur de la concesión, el pozo fue completado el 16 de Julio de 1916 con producción de 800 b/d. En la misma área, hacia el norte y en la alineación de Las Cruces, la CDC encontró la acumulación de Concordia (1916) y de Los Manueles (CM-1, 1927). En la frontera con Colombia, West Tarra (WT-2, 1947), 15 km al oeste de las Cruces.
E T N A L A C S E O I R
A M A H C O I R
O T I N A R A U G O I R
El campo colombiano Petrólea forma la parte sur de la alineación, y se encuentra dentro de la extensa concesión otorgada en octubre de 1905 al general Virgilio Barco, quien construyó un destilador para los manaderos de crudo abundantes en el área. La concesión fue cancelada en 1926 y se otorgó a la la Colombian Petroleum Company, Company, en 1931, por Ley del Congreso. El primer pozo, Petrólea-1, lo perforó COLPET en 1933 hasta 490’, según indicaciones de geología de superficie. Situado en el flanco este del domo norte, encontró petróleo de 46° API, reventó, se incendió por 47 días y fue abandonado. El segundo pozo penetró 56’ del basamento hasta 3.008’ y fue completado a 1.299’ en las calizas de Cogollo (850 b/d). 89
Siguieron los descubrimientos de Carbonera (1938), Tres Bocas (1940), Tibú y Sardinata (1940), Socuaró, extensión hacia la frontera Venezolana del Campo Tibú (1942). En 1963 laChevron Petroleum Company encontró Río Zulia. En 1993 Maraven suscribió suscribió convenio operativo en la segunda ronda de licitacones de la apertura petrolera para la reactivación de los campos petrolíferos de la Unidad Colón (reservas remanentes de 134 millones de barriles de petróleo liviano y producción acumulada de 267 millones millones de barriles) barriles) con el consorcio integrado por Tecpetrol (Techint, Argentina), Nomeco Oil Oil & Gas Company (E.U.A.), Corexland B.V. (Francia) y Wascana de Venezuela (Wascana Energy Inc., Canadá) para desarrollar los campos Casigua, Rosario, Rosario, Tarra, Las Cruces, Tres Bocas, Los Manueles, West Tarra, Río de Oro, Bonito y Concordia. La reactivación comenzó en 1.995. Para diciembre del 2000 se habían perforado 21 de los 76 pozos activos y se proyectaba para el 2001 cinco pozos terciarios y uno cretácico. Se levantaron 200 km de sísmica en el área de La Palma. En 1996 la Unidad Catatumbo, al este de los campos de Colón, fue incluida en los lotes anunciados bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas. La licitación de Catatumbo fue declarada desierta. Estratigrafía La columna estratigráfica comprende formaciones del Cretáceo, Paleoceno, Eoceno y Post-Eoceno, sobre la formación Mucuchachí ( Carbonífero). En la concesión Barco la clasificación estratigráfica fue establecida por el Dr. H.D. Hedberg, quien publicó un mapa geológico detallado de los anticlinales de Petrólea y de Río de Oro. Se inicia el Cretáceo con un ambiente fluvio-continental de areniscas cuarzosas de grano grueso, formación Río Negro. Sigue el Grupo Cogollo, con las calizas de la formación Apón (miembros Tibú, Guáimaros y Mercedes); Mercedes); y continúa la transgresión cretácica a las formaciones Aguardiente Aguardiente y Capacho (miembros La Grita, Grita, Seboruco, Seboruco, Guayacán), que culminó con las calizas La Luna del Cretáceo medio y las lutitas masivas de la formación Colón. Termina el Cretáceo con la formación Mito Juan de lutitas con capas de arenisca. Se presenta después un ciclo regresivo Orocué-Mirador, y un ciclo transgresivo Mirador-Carbonera. El Paleoceno está representado por el Grupo Orocué con sus tres formaciones (Catatumbo, Barco y Los Cuervos) de lutitas y limolitas, depositadas en ambiente de plano deltáico bajo a alto de un ciclo regresivo, granocreciente. Discordantemente, continúan las formaciones eocenas Mirador y Carbonera, de areniscas, lutitas, limolitas y carbón. Mirador, de ambiente fluvial de ríos meandriformes y Carbonera de plano deltáico medio-alto en un ciclo transgresivo granodecreciente. La formación Carbonera fue mencionada por Kehrer en 1930 como “Lutitas Arenosas”. La empresa Shell la llamó “Primer horizonte de carbón”, nombre inválido
aplicado en la región de Cúcuta, reemplazado en 1944 por Carbonera. Se compone principalmente de arcilitas y lutitas con areniscas arenosas. Presenta una notoria capa de carbón sub-asfáltico de uno a tres metros de espesor, excelente estrato-guia en pozos y 90
afloramientos desde Colombia hasta el campo Los Manueles, recubierto por el intervalo petrolífero de 500’ denominado informalmente “areniscas de El Cubo”.
Sigue la columna estratigráfica con la formación León del Oligoceno tardío y Mioceno temprano (lutitas y areniscas carbonáceas); y el Grupo Guayabo (formaciones Palmar, Isnotú y Betijoque) representando la sedimentación miocena con areniscas, arcillas carbonáceas y conglomerados que se extienden hasta el Plioceno.
CAMPOS DEL DISTRITO COLON
EDAD
G/F/M
LITOLOGIA
PLEISTOCENO
ROSARIO
Conglomerados Arenas y Gravas
NECESIDAD
Arcillas y Areniscas
PLIOCENO O N E C O I M
SUPERIOR MEDIO
O B A Y A U G
BETIJOQUE
Arcillas carbonáceas
ISNOTU
Areniscas y conglomerados
PALMAR
Areniscas y Lutitas
INFERIOR
Lutitas y areniscas carbonáceas
LEON
OLIGOCENO O SUPERIOR N E MEDIO C O E INFERIOR
PALEOCENO
CARBONERA MIRADOR E U C O R O
Lutitas y arcillas, carbones
BARCO
Areniscas, Lutitas Y Limolitas
CATATUMBO
Lutitas, Arcillas y areniscas
MITO JUAN COLON
C A
SANTONIENSE
Lutitas con areniscas Lutitas
Tres Esquinas/ Ftanita del Táchira
CAMPANIENSE E
Arcilitas, Areniscas capas de carbón Areniscas conglomeráticas Lutitas y arcillas, carbones Areniscas masivas y Arcillas
LOS CUERVOS
MAESTRICHTIENSE
O
Lutitas
LA LUNA
Calizas y lutitas calcáreas
CONIACIENSE TURONIENSE
T E CENOMANIENSE R C
CAPACHO
Guayacán Seboruco La Grita
AGUARDIENTE ALBIENSE APTIENSE BARREMIENSE
APON
Mercedes Guaimaros Tibú
Calizas Lutitas Calizas Arenisca calcáreas y Calizas arenosas Calizas con Lutitas y Areniscas Lutitas Calizas con Lutitas calcáreas Areniscas conglomeráticas 91
NEOCOMIENSE
RIO NEGRO
Conglomerados y Areniscas
COLUMNA ESTRATIGRAFICA
92
TABLA DE ESPESORES
EDAD
G/F/M
O N E C O I M
SUPERIOR MEDIO
BONITO - LAS CRUCES
LOS MANUELES
500
1000
500
1350
1430
1320
350
840
LOS CUERVOS
730
860
BARCO
350
390
CATATUMBO
480
380
328 - 885 CATATUMBO
2490
240
885 - 1380 MITO JUAN 690 - 1400 COLON
190
170
80
40 480
PETROLEA
ROSARIO
PLEISTOCENO PLIOCENO
ESPESORES (PIES)
NECESIDAD O B A Y A U G
BETIJOQUE ISNOTU PALMAR
INFERIOR LEON
OLIGOCENO O N SUPERIOR E C MEDIO O E INFERIOR
PALEOCENO
MAESTRICHTIENSE
CARBONERA
MIRADOR E U C O R O
MITO JUAN COLON
CAMPANIENSE Tres Esquinas/ Ftanita del Táchira
SANTONIENSE
O
C
CAPACHO
Guayacán Seboruco La Grita
TCENOMANIENSE E
AGUARDIENTE
R
ALBIENSE
Mercedes
C
APTIENSE
APON
Guaimaros Tibú
BARREMIENSE
LA LUNA
720 - 1445
COGOLLO
1380 - 1640
URIBANTE
LA LUNA
CONIACIENSE TURONIENSE
E
A
145 - 275
RIO NEGRO
650
100 400
480
400 100 400
400 70 360
40
35
NEOCOMIENSE
93
TABLA DE CORRELACION EDAD
DISTRITO COLON
CONCESIÓN BARCO
PLEISTOCENO
ROSARIO NECESIDAD
NECESIDAD
PLIOCENO O N E C O I M
SUPERIOR MEDIO
O B A Y A U G
BETIJOQUE ISNOTU
GRUPO GUAYABO
PALMAR
INFERIOR
Machete
LEON
LEON
OLIGOCENO CARBONERA O N E SUPERIOR C MEDIO O EINFERIOR
PALEOCENO
MAESTRICHTIENSE
CARBONERA
MIRADOR E U C O R O
MIRADOR
LOS CUERVOS
LOS CUERVOS
BARCO
BARCO
CATATUMBO MITO JUAN
CATATUMBO MITO JUAN
COLON CAMPANIENSE O E
SANTONIENSE CONIACIENSE TURONIENSE
COLON
TRES ESQUINAS / FTANITA DEL TACHIRA
LA LUNA
LA LUNA
C A T CENOMANIENSE
COGOLLO
CAPACHO Seboruco
E
La Grita
R C
Guayacán
Guayacán
AGUARDIENTE ALBIENSE APTIENSE BARREMEINSE
APON
Aguardiente
E Mercedes T N A Guaimaros B I R Tibú U
RIO NEGRO
LA QUINTA
Tibú TAMBOR
NEOCOMIENSE
JURASICO
Mercedes
R A O R I G
GIRON
94
Estructura Los campos originalmente denominados Tabla, Toldo, Las Cruces, El Cubo y Los Manueles se encuentran todos sobre la estructura del anticlinal de Tarra. Esta estructura presenta declive casi contínuo hacia el norte desde la frontera con Colombia y se reconoce en superficie por una extensión de 75 km. Hay por lo menos tres inversiones en el declive, las cuales han dado lugar a las estructuras de Las Cruces, Tarra y Los Manueles. En Colombia, el Campo Petrólea es la estructura más pronunciada de la alineación Petrólea-Tarra con dos áreas separadas (domos Norte y domo Sur), e incluye al sur los anticlinales menores Leoncito y González. La estructura es un domo alargado con dirección preferencial norte-sur; es asimétrica y muy fallada. El flanco este buza 15 y los buzamientos del oeste son muy pendientes y volcados. La mayor parte de las fallas son longitudinales e inversas, y existe también un sistema de fallas normales. En el domo norte aflora la formación Colón y en el domo sur la formación Cogollo.
El campo Río Zulia, Zulia, al sureste de Petrólea, es una estructura anticlinal estrecha y asimétrica de rumbo NE con doble declive. Presenta cabalgamiento hacia el este por fallamiento inverso crestal y fallas normales transversales noroestesureste.
95
Al sur de Las Cruces el anticlinal de Tarra es muy estrecho y de flancos casi verticales; mas al norte, al iniciarse el domo de Tarra, se desarrolla en la cumbre un corrimiento noreste-suroeste con buzamiento oeste que monta el flanco oeste sobre el flanco este. El desplazamiento del corrimiento alcanza en Las Cruces hasta unos 1.500 metros, y la deformación disminuye de sur a norte, siendo menos marcada en Los Manueles. El Campo Las Cruces es un domo fallado alargado en dirección NE-SO sobre el corrimiento de Tarra. El corrimiento LAS CRUCES determina tres unidades tectónicas: el flanco oeste sobrecorrido, una cuña de falla entre dos planos convergentes, y un flanco este afectado a su vez por fallas convergentes. Se aprecia un sistema de fallas inversas transversales, de rumbo noreste-suroeste y buzamiento oeste con desplazamiento de 100 hasta 1.000 pies.
El anticlinal de Tarra, simétrico y de rumbo norte-sur, se desarrolla mejor sobre el flanco sobrecorrido, en cuyo extremo este presenta un sinclinal menor y varios anticlinales simétricos pequeños situados sobre el flanco del corrimiento, denominados anticlinales de Aguas Calientes. Otra característica notable es la presencia de una cuña delgada de capas 96
inclinadas entre dos planos de falla convergentes, arrastrada por el corrimiento. El plano del sobrecorrimiento buza solamente so lamente unos 15°, 15°, pero se inclina a profundidad.
El campo Bonito es una nariz estructural con declive noreste, en el extremo suroccidental del campo Las Cruces, cortada por fallas inversas norte-sur con desplazamiento de 400' y buzamiento oeste. Dos de estas fallas separan a Bonito del campo Las Cruces, ubicado al este.
BONITO
Unos 15 km al norte de Tarra se encuentra la estructura de Los Manueles, Manueles, menos complicada. Está definida por una nariz estructural con declive hacia el noreste, cortada al este por la prolongación al norte del fallamiento inverso que define la estructura de Las Cruces y Tarra. T arra. Los flancos presentan buzamiento suave de 10°; 10°; el plano de falla buza unos 97
45° y el desplazamiento de la falla es de unos 400 metros. La parte sur de Los Manueles es un pequeño bloque fallado separado por una depresión estructural.
LOS MANUELES
98
Tarra Oeste es un anticlinal de menor relieve en dirección norte-sur, situado 10 km al oeste de Tarra y limitado al oeste por falla inversa de alto buzamiento oeste. Al tope del Cretáceo la estructura está definida por un domo cerrado ligeramente fallado, de 11 km de longitud por 5 km de ancho, separado del anticlinal de Tarra por una ligera pendiente.
TARRA OESTE
Producción La acumulación de petróleo está limitada por la estructura, por fallas inversas mayores, y por cambios de facies en ambiente deltáica a los extremos de las estructuras. En Las Cruces, Cruces, el flanco oriental infracorrido se encuentra afectado por fallas convergentes que limitan la producción hacia el este. La formación Mirador es altamente porosa y permeable; y contiene agua dulce proveniente de las montañas al oeste. El flanco occidental, sobrecorrido, produce de las formaciones Barco y Carbonera. En el flanco oriental, debajo, la formación Mirador. El crudo terciario es de 30º API. La principal zona petrolífera en el Campo Tarra es la sección de areniscas lenticulares de la formación Barco del Paleoceno, (Grupo Orocué); el mecanismo principal 99
de impulso es por gas disuelto. Las formaciones Mirador y Carbonera del Eoceno también son productoras en Tarra; estos yacimientos presentan empuje de agua. El pozo Toldo-1 produjo 800 b/d de la formación Carbonera en 1916. Los yacimientos principales de Bonito son las calizas y areniscas cretácicas; y como objetivo secundario las areniscas jurásicas de la formación La Quinta. En el bloque hundido por el fallamiento inverso se descubrió petróleo de la formación Aguardiente. En Los Manueles, Manueles, la formación Mirador del Eoceno es la primera unidad petrolífera. Las areniscas eocenas de la sección inferior de Carbonera son también productivas. Durante los años 1957 y 1958 fue descubierta acumulación de petróleo en las formaciones Carbonera y Mirador del domo norte de Los Manueles. También se encontró producción de las areniscas Barco (Paleoceno) del flanco este en 1957. El entrampamiento principal es por fallamiento, pero también existen trampas estratigráficas. La mayor producción proviene del labio levantado de la estructura. En Tarra-Oeste el objetivo se dirige principalmente a las calizas cretácicas. La Luna obtuvo la primera producción producción a 6.682’ en 1947. Son también petrolíferos los miembros Tibú
y Mercedes (formación Apón) y el miembro Guayacán (formación Capacho). En 1951 se encontró petróleo en las arenas del Paleoceno. La gravedad del crudo cretácico en Tarra Oeste es de 41° API y la RGP de 2.800 a 3.200 pcb. La producción petrolera de la Concesión Barco se obtiene del Terciario y del Cretáceo:
En Petrólea produce la formación La Luna, y la formación Barco (Paleoceno) es importante yacimiento de petróleo. Se explotan seis intervalos cretácicos: el Grupo Uribante, cuatro horizontes de Cogollo y la formación La Luna, con gravedad de 44º API. El primer pozo (Colpet) encontró enc ontró petróleo de 46°API 46°API y se incendió. En el campo Río Zulia ( Richmond Petroleum Company) producen las formaciones Mirador y Barco, con otros yacimientos en Carbonera y Los Cuervos. En 1999 el campo producia 1200 b/d, operado por Petronor. En Tibú-Tres Bocas-Socuavo el crudo producido muestra 30-47° API. En el área fronteriza, los pozos de Socuaró han obtenido, bajo convenio operativo, excelente rendimiento. Un oleoducto de 8” de diámetro transporta la producción de los campos venezolanos
de la Unidad Colón y de Rosario desde la estación de bombeo El Capitán, en la desembocadura del río Escalante, hasta el sistema de oleoductos en el centro del Lago. El gasducto Casigua-La Fría suministra el combustible utilizado por la Central Eléctrica de La Fría.
100
Rosario El campo petrolífero Rosario está ubicado en el municipio Catatumbo del Estado Zulia, región occidental de la Cuenca de Maracaibo. Fue descubierto en 1958 con el pozo CR-4X (14.240’) de la Compañía Shell de Venezuela, productor cretácico perforado en base a interpretación sísmica. El pozo CR-5X llegó el mismo año a la formación La Quinta (15.491’) y CR -9 al Basamento (Mucuchachi). Ya en los años 20 la Colon Development Company (Shell) habia perforado en el área el pozo CR-1X (6.842’) y CR -2 (9.031’), y otro pozo más sin obtener producción .
CAMPO ROSARIO M APA DE UBICACION
En 1977 el área fue asignada a Maraven, y transferida transferida a Corpoven en 1982. En 1986 Corpoven perforó el pozo CR-12X y programó el CR-13 hasta Mito Juan, con objetivo Mirador y Barco, que fue completado como productor por Maraven. En la segunda ronda de la apertura petrolera, Maraven firmó en 1993 convenio operativo de la Unidad Colón, incluyendo el Campo Rosario, con el consorcio TecpetrolCorexland-Wascana-Nomeco. 101
Tecpetrol descubrió en 1999 una nueva estructura al sur del Campo Rosario con el Pozo La Palma-1X, en arenas del Paleoceno; igualmente, obtuvo excelente rendimiento de arenas terciarias en los pozos Socuavo, al suroeste de La Palma. Estratigrafía El pozo CR-4X llegó al Cretáceo (15.225’) y penetró 1.847’ de calizas. CR -5X alcanzó el Jurásico ( formación formación La Quinta ). CR-9X y CR-11 encontraron el basamento metamórfico. Sobre el basamento de edad Carbonífero (asociación Mucuchachí), unidad litodémica del Paleozoico tardío con pizarras, carbonosas y filitas finamente laminadas, se depositó discordantemente en el Jurásico la formación La Quinta de ambiente fluvio-continental, con areniscas conglomeráticas, limolitas y material tobáceo. En discordancia, se inicia el Cretáceo con depósitos basales de relleno de surcos, conglomerados, areniscas, arcillas, calizas, de la formación Río Negro. Continúa la columna estratigráfica con la formación Apón y sus tres miembros, Tibú de calizas densas y lutitas, Guáimaros de lutitas, areniscas y calizas dolomíticas, y Mercedes de calizas, lutitas carbonáceas y escasas areniscas. La formación Aguardiente es concordante sobre la formación Apón, con areniscas calcáreas y calizas arenosas. Siguen transicionales, los tres miembros de la formación Capacho (La Grita de calizas, Seboruco con lutitas no calcáreas, y Guayacán de calizas y lutitas ). Suprayacente y concordante, la formación La Luna de calizas, margas y lutitas, que se continúa con las formaciones lutíticas Colón y Mito Juan sin diferenciar, para cerrar el Cretáceo. Concordante, el Grupo Orocué ( Cretáceo tardío hasta Eoceno temprano ) con sus tres miembros: Catatumbo (Cretáceo tardío – Paleoceno) esencialmente de arenas, lutitas y arcilitas, Barco de areniscas, lutitas carbonáceas, limolitas y carbones, y Los Cuervos con arcilitas y areniscas. Sobre el grupo Orocué comienza el Eoceno con la formación Mirador de areniscas masivas carbonáceas y arcillas limosas. Sigue, sobre un hiatus, la formación formación Cabonera (Eoceno tardío-Oligoceno) de arcilitas, arcilitas, lutitas y areniscas con algunas capas de lignito y calizas, la cual pasa en discordancia a la formación León (Oligoceno tardío-Mioceno temprano) con lutitas duras y escasa capas de arenisca. La formación León sigue concordante y transicional con el Grupo Guayabo (Mioceno) de ambiente sedimentario terrestre, de arcilitas, areniscas y conglomerados. 102
Estructura La estructura es un anticlinal alargado de rumbo noreste-suroeste de unos 24 km. de largo por 5 km de ancho con doble declive, flanqueado por dos fallas inversas longitudinales paralelas al eje de la estructura y buzando hacia el plano axial. Ambas fallas determinan un pilar tectónico y muestran buzamiento promedio de 15º. A nivel de La Luna, la falla inversa que corta el flanco oriental, más inclinado, tiene un salto de 1.500’ a 1.800’. El buzamiento del flanco oeste
es menos pronunciado y está cortado longitudinalmente por la otra falla inversa con un salto de 1.000 pies. La falla Rosario Norte se encuentra al noroeste del área. Es norte-sur con buzamiento este y con desplazamiento de 1.400’.
Afecta las
formaciones hasta el Mioceno y su dirección es semejante a las fallas Macoa y Rosario Sur, cambiando su rumbo al extremo meridional de modo similar a la falla Boscán. Al sur del Campo Rosario fue perforado el pozo La Palma –1X, exploratorio de nuevo yacimiento sobre un anticlinal nortesur con doble declive. Encontró las arenas Mirador-1 a 8.762’.
Producción La formación Mirador produce petróleo de 28° API. Las calizas cretácicas contienen crudo de 40° API. La Quinta ha mostrado acumulación. a cumulación. El pozo CR-3 (13.784’), llegó en 1964 hasta la formac ión La Luna y fue completado en la formación Mirador con 800 b/d, b /d, 28° API, 0.2 SyA. Siguieron en Mirador CR-7, CR-8. EL área petrolífera cubre aproximadamente 7.5 km por 2.5 km de Mirador en la cumbre de la estructura.
103
El pozo CR-4 (14.680’) fue complet ado (1958) en las formaciones Capacho y Aguardiente con 3.180 b/d, 40° API, 1.0 SyA. CR-9 obtuvo 1.284 b/d, 42.1° API en 1983. EL pozo CR-12 probó petróleo de 42° API, 1.6 SyA, de la formación Río Negro en 1987, y fue completado en Apón con 1.444 b/d. El crudo cretácico ha mostrado una RGP de 1.200 pcb en la formación Apón y más de 2.200 en la formación Capacho. La formación La Quinta produjo 700 b/d, 8.0 SyA, hoyo desnudo, en el pozo CR-5 (15.491’ 1973) y gas y condensado en CR-9 (1983). El pozo La Palma-1X produjo 1.806 b/d, 28° API, 41% AyS, del horizonte Mirador-1. Mirador -1. LPT-2 mostró alto porcentaje de agua. Para febrero de 2002 el pozo LPT-5 probó 3.000 b/d con 3% AyS. Los pozos de Socuavó, al suroeste de La Palma, encontraron muy buena producción terciaria. El gasducto Rosario/Casigua/La Fría suministra el gas que consume la planta
termoeléctrica de La Fría
104
Río de Oro El campo petrolífero está ubicado ubicado 40 kilómetros al norte de Tarra Occidental y 40 km al oeste de Rosario, en la frontera colombo-venezolana, donde los yacimientos han sido desarrollados bajo concesiones otorgadas por cada país en su territorio. En octubre de 1905 el Gobierno del general Rafael Reyes Prieto confirió al general Virgilio Barco el permiso para la explotación de fuentes de petróleo de propiedad de la Nación Colombiana que fueran descubiertas en terrenos baldíos del Departamento Norte de Santander (186.805 Ha). El crudo de los manaderos se procesaba en un rudimientario alambique, y el taladro no llegó hasta 1920. El general Juan Vicente Gómez, Presidente de Venezuela, otorgó en 1907 extensas concesiones de explotación petrolera por 50 años que cubrían cubrían el occidente del país. El 31 de enero se concedieron los derechos sobre todo el Distrito Colón del Estado Zulia (dos millones de hectáreas) a Andrés Jorge Vigas Sánchez. En 1909 el gobierno venezolano concede al Sr. John Allen Tregalles una concesión para la exploración de hidrocarburos con 27 millones de hectáreas, que cubría todo el territorio al norte de los ríos Apure y Orinoco,. La concesión revirtió a la Nación el 10 de diciembre de 1911, y el Dr. Rafael Max Valladares, abogado de la General Asphalt, adquirió por dos años los derechos de exploración de la concesión Tregalles el 2 de enero de 1912. La selección de las parcelas de explotación solicitadas dos años después por la Caribbean Petroleum Company (organizada por la General Asphalt y más tarde Grupo Shell) no incluyó la región norte y occidental del Zulia, que ya habían sido adjudicadas en 1907 a Antonio Aranguren y a Andrés Jorge Vigas Sánchez. El contrato Vigas fue negociado el 30 de septiembre de 1913 con The Colon Development Company, Ltd. (Grupo Shell), quien perforó los pozos de Casigua-El Cubo y de Río de Oro.
105
El primer pozo de Río de Oro, Orden-1, fue iniciado en territorio venezolano (julio de 1914) por The Colon Development Company, según geología de superficie y la presencia de cinco manaderos de petróleo observados en la cumbre del sector colombiano del anticlinal. Las operaciones fueron suspendidas por la guerra mundial, y cuando se reanudaron en 1915. El pozo Orden-2 reventó en 1915 y descubrió el campo con acumulación del Paleoceno. En 1951 se encontró la producción cretácica con pozos más profundos. En el año 1920 el general Virgilio Barco interesó a Henry L. Doherty & Co., de Nueva York, para la prospección por taladro en su concesión de la Cuenca del Catatumbo, y se comenzó en ese año el pozo Oro No 1, exploratorio, pequeño productor de la sección colombiana del anticlinal de Río de Oro, en el cual se habían perforado los primeros pozos Orden del sector venezolano. La concesión de General Barco se termino en 1926 y en 1931 la Colombian Petroleum Company (Subsidaria de la Gula Oil Corporation) firmó contrato para la explotación de gran parte de la Concesión Barco, que fue transferida en 1936 a las empresas Mobil y Texas.
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Estratigrafía En lo alto del anticlinal aflora el Grupo Orocué (Paleoceno), rodeado por sedimentos eocenos de la formación Mirador.
La columna estratigráfica de la Concesión Barco fue establecida por el Dr. H. D. Hedberg, quien publicó el mapa geológico detallado de los anticlinales de Petrólea y de Río de Oro. Las calizas del Cretáceo temprano y medio, formaciones Apón (Uribante), Lisure (Aguardiente), Maraca (Capacho) y La Luna, continúan con las unidades del Cretáceo tardío, la caliza Socuy, las lutitas de la formación Colón, y las lutitas con areniscas de la formación Mito Juan. 107
El miembro Río de Oro de la formación Mito Juan fue descrito por Hedberg y Sass (1937) en el pozo Oro N° 2, sección-tipo, como una facies calcárea desarrollada en la parte superior de Mito Juan, y una excelente capa-guía que la separa de las condiciones ambientales regresivas del complejo deltáico del Paleoceno (Grupo Orocué). La formación Catatumbo (Paleoceno) fue definida por Notestein (1944) en la Concesión Barco y su sección tipo fue elegida en el pozo Oro N° 3. Constituye la unidad más baja del Grupo Orocué (formaciones Catatumbo, Barco y Los Cuervos), secuencia con 500 a 600 metros de lutitas, arcilitas y areniscas con algunas vetas de carbón. Sigue, el Eoceno con la formación Mirador, que en los pozos de Río de Oro alcanza unos 600 metros de espesor con un 50% de areniscas y un intervalo intermedio (20 a 30 metros) de arcilitas y lutitas localmente carbonáceas. Continúa discordante la formación La Sierra (Eoceno tardío – Oligoceno temprano) de areniscas, lutitas y calizas de ambientes costeros y deltáicos, y El Grupo El Fausto (Oligo – Mioceno), también discordante con arcilitas, limolitas y algunas areniscas, sedimentadas en ambiente de aguas someras salobres, que se hacen más arenáceas y conglomeráticas hacia las capas más altas.
Estructura En la Serranía de Perijá se destaca un fallamiento inverso predominante que afecta ambos flancos de la Sierra con un rumbo noreste y buzamiento convergente hacia el eje de la Sierra. Río de Oro forma parte de la Serranía, y su anticlinal sigue la dirección general noreste. Es una estructura pronunciada con menes de petróleo en la cumbre, que se extiende 14 km en el sector colombiano y se prolonga 20 km hacia el este en territorio venezolano, haciendo girar su plano axil progresivamente hacia el norte. El anticlinal presenta fallas de cabalgamiento, que afectan la sección del Terciario. Esta característica tectónica se acentúa más hacia el oeste, en territorio colombiano, aunque otros de mayor profundidad se presentan hacia el este. El flanco oriental sobrecorre al occidental. Información del subsuelo evidencia la existencia de fallamiento normal secundario dispuesto transversalmente al eje de la estructura. Las fallas Zumbador y San Lucas, con dirección noreste se encuentran en el flanco occidental del anticlinal de Río de Oro. El plegamiento está presente en las secuencias cretácicas y eocenas, por lo cual se ha relacionado con el levantamiento mio-pleistocénico de la Cordillera de Los Andes.
108
Producción El pozo descubridor, Orden-2, reventó en 1914 con 450 b/d del Paleoceno, a los 1.070’ de profundidad y fue suspendido. La gasolina para las operaciones se obtenía de un
alambique improvisado con el equipo de un ingenio de azúcar (10b/d).
La sección productora de los pozos Orden corresponde a la formación Catatumbo (Paleoceno) con 27°API y a las calizas cretácicas de 48° API, pero no se ha logrado un potencial de producción que compense comercialmente los altos costos de operación. En el sector colombiano se ha obtenido producción de las formaciones Catatumbo, Mito Juan y Uribante. El primer pozo perforado en la Concesión Barco en 1920 resultó un pequeño productor en la cumbre del anticlinal de Rio de Oro. En 1951 el pozo Oro-14 (8296’) de COLPET inició producción cretácica con 539 b/d. Se ha encontrado alguna
acumulación en el Basamento fracturado. La formación La Quinta ha resultado petrolífera.
SECCIÓN ESQUEMÁTICA
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Aricuaizá El área de Aricuaizá se encuentra al norte del Campo Rosario y al sur del Campo Alturitas, en la zona de plegamiento intenso del borde este de la Serranía de Perijá. El primer pozo perforado, ARI-1X (Lagoven), fue iniciado el 07-11-79 y abandonado por razones mecánicas, sin alcanzar el Cretáceo. Los pozos de avanzada atravesaron las calizas. El ARI – –2X llegó a la base de la formación Río Negro con profundidad de 18.100’, y ARI-3X a los 18.650’. El área quedó incluida en el convenio operativo de la Unidad Colón en la segunda ronda de licitaciones de la apertura petrolera.
Estratigrafía 110
Las capas más antiguas penetradas en el campo corresponden a la formación La Quinta, del Jurásico. Encima, discordantes, la formación Río Negro y las calizas cretácicas, seguidas por las lutitas de Colón y Mito Juan. Se ha postulado una discordancia local entre las formaciones La Luna y Colón. Finalizan, los sedimentos deltáicos del Terciario inferior y los continentales del Terciario superior. TABLA DE CORRELACION
Estructura 111
Se han localizado dos estructuras principales, separadas por una falla mayor de rumbo norte-sur. Al oeste, un alto estructural arqueado, alargado en sentido norte-sur, conformado por tres pequeños domos de orientación noroeste, norte-sur, y noreste, (de sur a norte) en los cuales se ubicaron ARI-4X y ARI-3X. Al este de la falla, un domo mayor de rumbo noreste, en el cual se perforaron los pozos ARI-1X y ARI-2X. El plegamiento está presente en las secuencias cretácica y terciaria, por lo cual se relaciona con el levantamiento de la Sierra de Perijá durante la Orogénesis Andina (MioPlioceno) Se señalan dos sistemas de fallamiento que no afectan la secuencia post-La Luna, uno con orientación NO-SE y otro de rumbo NE-SO.
Producción El pozo ARI-1X no llegó al Cretáceo; la formación Mirador fluyó 100% agua. El segundo pozo, ARI-2X, probó la formación Marcelina Marcelina (42 b/d, 70% SyA) y selectivamente el Cretáceo (Apón y Río Negro) encontrando petróleo de 40° API, con alto porcentaje de agua y rápida pérdida de presión. Ambos pozos fueron perforados en el flanco oriental, tres kilómetros buzamiento abajo de la cumbre de Aricuaizá Este. ARI-3X y ARI-4X, en el flanco occidental probaron petróleo cretácico de 40° API, con tasas desalentadoras y muy baja presión.
112
113
Machiques Los pozos de Machiques Machiques fueron ubicados al noroeste de Alturitas. Alturitas. La concesión fue asignada en 1944 a la Richmond Exploration Company. Revertió a la Nación en 1970. En el proceso de nacionalización la responsabilidad exploratoria fue asignada a Lagoven, y posteriormente a Corpoven. Se inició la perforación del pozo Machiques-1 el 02-02-81 (reemplazando un hoyo originalmente perforado hasta 17.859’ y abandonado por razones mecánicas), para una
profundidad de 18.057' que alcanzó la formación La Quinta.
Machiques-2 fue suspendido el 23-2-83, con una profundidad de 18.390',en la formación la Quinta(Jurásico). Machiques-3 alcanzó los 18.764' en la formación Río Negro. En 1993 Maraven firmó convenio operativo por 20 años, para la reactivación de la unidad Desarrollo Zulia Occidental (DZO), incluyendo el campo Machiques.
114
Estratigrafía La perforación alcanzó la formación La Quinta (Machiques-2) con más de 120' La estratigrafía corresponde a la sección tipo del área de Perijá, con todas las formaciones presentes.
MACH - 1 FORMACIÓN La Sierra Mirador Marcelina Guasare Mito Juan Colón Socuy La Luna Maraca Lisure Apón Río Negro
TOPE ESPESOR 10.420’ 11.083’ 11.300’ 12.098’ 12.706’
13.290 15.784’
15.858 16.284’ 16.384’ 16.700’ 17.940’
663’ 217’ 798’ 608’ 584’ 2.494’ 74’ 406’ 120’ 314’ 1.240’ 54’
115
Estructura Los pozos se perforaron en rasgos estructurales característicos de Perijá, anticlinales y domos, combinados con un sistema principal de fallas inversas de rumbo norte-sur y dos patrones de falla normal con rumbo este-oeste y noreste-suroeste.
Producción Machiques-1 probó las calizas del Grupo Cogollo y la formación La Luna, (2.954 b / d , 34ºAPI) pero la presión del yacimiento no logró mantener un flujo contínuo.En Machiques-3 la formación Apón, acidificada, produjo 3.600 - 1.440 b / d de crudo con gravedad promedio de 37° API y 5.63 MMpc de gas.
116
Alturitas El campo está ubicado en la zona de Perijá, Estado Zulia, 30 km al sur de Machiques. En 1926 la empresa Richmond perforó cinco pozos (Novedad-1 al -5) en la formación La Villa, con menos de 1.100 pies de profundidad. La Creole Petroleum Petroleum Corporation explorada el área de Perijá desde 1926. En 1929 realizó un extenso levantamiento con balanza de torsión de toda el área oeste del Lago de Maracaibo. Entre 1930 y 1937 se efectuaron levantamientos magnetométricos y sísmicos de refracción y de reflexión, y desde 1947 llevó a cabo un detallado programa de exploración gravimétrica y sísmica, y entre 1950 y 1958 perforó cinco pozos en base a estudios geofísicos; los dos primeros penetraron el Cretáceo. Alturitas-1 (17.039’) el pozo más profundo fuera de Norteamérica para esa fecha, descubrió el campo el 15 de octubre de 1950. En una segunda etapa de evaluación se asignó a Lagoven en la nacionalización la responsabilidad exploratoria del área; realizó un nuevo levantamiento sismográfico sismográfico hasta 1982 y reanudó las actividades de perforación, completando pozos productores. Corpoven reactivó la perforación hasta Alturitas-17 (18.550’ en la formación La Quinta).
CAMPO ALTURITAS MAPA DE UBICACION
117
En 1993 Maraven firmó convenio operativo por 20 años con la empresa Occidental de Hidrocarburos, Inc. (Occidental Petroleum International Exploration and Production, de Bakersfield, California) para la reactivación de la Unidad Desarrollo Zulia Occidental (DZO, 399.752 Ha, reservas remanentes de 426 millones de barriles de crudo liviano, mediano y pesado, producción acumulada de 24 millones de barriles) con los campos Alpuf, Alturitas, San José, San Julián, Machiques, Urdaneta-García, Ensenada y El Totumo. De 1995 hasta 1998 la Unidad DZO fue operada por Unit Texas Petroleum; y traspasada en 1998 a ARCO (Atlantic Richfield) y, finalmente, a British Petroleum-ARCO, con BP Venezuela Holdings Limited como operadora. Para comienzos de 2001 se habían perforado 38 pozos nuevos. En 2002 Bp comenzó negociaciones para traspasar el convenio a la empresa francesa Perenco. Estratigrafía La nomenclatura estratigráfica aplicada en Alturitas es la misma que actualmente prevalece en la Sierra de Perijá. La formación La Quinta (Jurásico) presenta más de 300' de limolitas calcáreas y rocas volcánicas. COLUMNA ESTRATIGRAFICA CAMPO ALTURITAS EDAD GR / FM / MBRO LITOLOGIA PLIOCENO LA VILLA ESPECIALMENTE ARENISCAS
MIOCENO
LOS RANCHOS CUIBA MACOA
O I
ARCILITAS Y ARENAS LUTITAS Y ARENAS
R
OLIGOCENO
A E C R E
EOCENO
T
PALEOCENO
E L F A U S T O
SUPERIOR MEDIO INFERIOR LA SIERRA
C O R E P
MIRADOR / MISOA MARCELINA GUASARE
LUTITAS ARCILITAS ARENISCAS ARENISCAS ARENISCAS ARENISCAS/LIMOLITAS/CARBON CALIZAS
MITO JUAN O C O I E
SUPERIOR
O C
Z A T
O S
E
LUTITAS
COLON Socuy
MEDIO
LA LUNA
CALIZAS / MARGAS CALIZAS
MARACA
CALIZAS
LISURE
CALIZAS / ARENISCAS
R
E C M
INFERIOR
PICHE
CALIZAS
118
El Cretáceo, discordante sobre el complejo ígneo-sedimentario de la LUTITAS formación La Quinta, tiene unos 1.520 TIBU CALIZAS RIO NEGRO metros de espesor y está compuesto CONGLOMERADOS en orden ascendente por las siguientes ARENISCA Y BRECHA VOLCANICA TRIA -JURASICO LA QUINTA unidades litológicas: arenas y conglomerados de la formación Río Negro; calizas del grupo Cogollo y de la formación La Luna; calizas del miembro Socuy de la formación Colón; lutitas de la formación Colón; lutitas y areniscas de grano fino en la formación Mito Juan. La formación Apón, la más antigua del Grupo Cogollo, está constituida en la sección basal por calizas y lutitas arenosas, indicativas de la transición desde las areniscas Río Negro, y puede ser diferenciada en sus tres miembros: Tibú, Machiques y Piché. MACHIQUES GUAIMAROS
CALIZAS
El Terciario descansa sobre el Cretáceo, transicionalmente. El ciclo Paleoceno-Eoceno tiene un espesor aproximado de 965 metros y se compone, de abajo hacia arriba, de lutitas, areniscas y calizas de la formación Guasare; areniscas, lutitas y carbones de Marcelina y Mirador; lutitas y arenisca basal de La Sierra. Contactos discordantes separan La Sierra, la más alta de esta sucesión, de la formación Mirador infrayacente y del grupo El Fausto suprayacente.
La formación La Sierra (Eoceno tardío-Oligoceno temprano) comprende: un miembro inferior arenoso (Los Tanques), el intermedio lutítico, y el miembro superior (Rincón) arenoso. La formación Ceibote (Oligoceno), es considerada por algunos geólogos como el miembro superior de La Sierra, y por Key y otros autores como la arenisca basal de la formación Peroc. Consiste en arenas masivas de estratificación cruzada con ocasionales lentes conglomeráticos, depositadas en abanicos fluviales coalescentes. El ciclo sedimentario Oligo-Mioceno, con más de 3000 metros de espesor, está constituido por arcillas y areniscas del Grupo El Fausto y de la formación Los Ranchos. El Grupo El Fausto incluye las formaciones Peroc, Macoa y Cuiba; Cuiba; pasa gradacionalmente a las areniscas de la formación Los Ranchos, suprayacente, la más joven de Alturitas. Alturitas.
Estructura
119
Los rasgos estructurales más resaltantes del área de Perijá están representados por anticlinales con dirección variable, fallas inversas mayores de rumbo aproximado Norte-Sur, un patrón de fallas normales de rumbos EsteOeste y fallas normales de rumbo Noroeste-Sureste. En Alturitas se puede observar hacia el sur un anticlinal simétrico de rumbo noroeste-sureste, limitado al este por la falla de Alturitas. Al este de la falla se encuentra un anticlinal asimétrico limitado al este y oeste por dos fallas de rumbo aproximado Norte-Sur y al norte por una falla de rumbo Este-Oeste. En la parte central del área se encuentra una estructura dómica de rumbo Norte-Sur; y al este se encuentran tres domos pequeños, siempre siguiendo la tendencia regional Norte-Sur. Todas esas estructuras han sido perforadas y han demostrado un buen potencial petrolífero.
Producción La acumulación está limitada por la posición estructural. 120
Alturitas-1 demostró la existencia de petróleo pesado en las formaciones Marcelina y Guasare y petróleo liviano (34-36º API) de las calizas del Cretáceo. En ALT-2 (17.167’)probaron petróleo las formaciones La Q uinta, Río Negro, Apón, Mito Juan, Los Cuervos y La Sierra. La formación Apón del Grupo Cogollo produce crudo de alta gravedad con buen rendimiento. Alturitas-6 probó más de 3000 b/d, 33º API; Alturitas 17-X obtuvo 2.530 b/d de crudo de 30° API y 9.650.000 pc/d de gas), Lisure, Maraca y La Luna han demostrado menor potencial y rápida declinación. La formación Mito Juan (18° API) presenta producción escasa y elevado porcentaje de agua. Fue probada en Alturitas-8, Alturitas-10 y Alturitas –16. Marcelina produjo en ALT-4 500 b/d de petróleo (18.5° API). El pozo Alturitas –5 fue abandonado en la Formación Guasare. La Sierra (28°API) (28°API) mostró bajo ba jo rendimiento y poca presión. p resión. Los pozos Alturitas-32 y Alturitas-40, del convenio operativo, obtuvieron en 1996 excelente producción en la formación Marcelina del Paleoceno. (ALT-32: 4.300 BNPD). La formación Marcelina tiene en Alturitas 60-80’ de arena neta y se encuentra a 11000’ de profundidad. En el año 1996 la empresa Occidental de Hidrocarburos perforó bajo convenio DZO el pozo horizontal más profundo del hemisferio occidental y el tercero de su tipo en el mundo: el pozo productor Alturitas-20H alcanzo 17.450’ de profundidad y desde los 15.000’ fue guiado horizontalmente en la formación Apón del Grupo Cogollo. El pozo Alturitas-22H perforó la sección más larga (1.933’) a 33’ de la marca mundial.
En noviembre de 1998 se aplicó la estimulación matricial al horizonte Marcelina superior en el pozo ALT-38, con incremento del índice de productividad hasta una tasa similar al valor inicial de producción (584 b/d). El cuadro siguiente muestra la gravedad del crudo de los principales yacimientos del campo.
CAMPO ALTURITAS YACIMIENTO AL-MAR-1 AL-GUAS-1 AL-MJ-1 AL-K-1 AL-K-2 AL-K-3 ALK-4
FM. PRODUCTORA MARCELINA GUASARE MITO JUAN APON APON-MARACA-LA LUNA APON APON
DESCUBRIDOR ALT-08 ALT-16 ALT-08 ALT-06 ALT-12
° API 21° 18° 21° 33° 34°
ALT-15 ALT-09
33° 31° 121
Para comienzos del 2001 había en Alturitas 41 pozos activos, de los cuales 20 producían por bomba electrosumergible. La producción de Marcelina superior se sostenía en 16.000 b/d con declinación anual de 16.5%. Se inyecta agua en sistema radial a Marcelina superior en los pozos de la zona central del yacimiento.
122
San Julián El campo San Julián se encuentra al sureste de Machiques, en el Municipio Perijá. Perijá. El pozo Calcaño D-1, perforado en 1930 por las empresas California Petroleum Company y Union National, atravesó las capas miocenas en el flanco este de una estructura dómica, y fue abandonado a 5.778' sin encontrar yacimientos de hidrocarburos.
En 1980 Lagoven completó el pozo descubridor, San Julián-1(18.485’), que encontró la formación
Río Negro a los 18.462’. Fue ubicado mediante levantamientos sísmicos de de
1978 y 1979 realizados por la Western Geophysical. En 1983 se perforó San Julián-2.
123
Estratigrafía En el Cretáceo: arenas de la formación Río Negro y calizas y lutitas del Grupo Cogollo, formaciones Apón (Miembros Tibú, Guáimaros, Machiques, Piché) Lisure y Maraca; las calizas de La Luna; las lutitas de Colón (con la caliza Socuy) y Mito Juan. Siguen lutitas, calizas, areniscas, carbones paleocenos de Guasare y Marcelina; el Eoceno con areniscas y lutitas de la formación Mirador; y conglomerados basales, lutitas y areniscas de la formación La Sierra, para concluir con limolitas, arenas y conglomerados de Los Ranchos-La Villa.
124
Estructura Dos fallas normales delimitan un domo alargado de acentuado buzamiento este. Al norte, el domo está cortado transversalmente por una falla normal de rumbo este-oeste que aísla un bloque pequeño, con la parte sur limitada por falla normal NE-SO. En el pozo SL-1 se encontró una sección de la formación Maraca repetida por una falla inversa.
FORMACIÓN O MIEMBRO Cuiba Macoa Peroc
JL-1 TOPE
ESPESOR
4.400’ 6.131’ 7.313’
1.731’ 1.182’ 3.361’ 125
La Sierra Mirador Marcelina Guasare Mito Juan Colón Socuy La Luna Maraca Lisure Apón Río Negro
10.674’ 11.370’ 11.862’ 12.568’ 13.233’ 13.800’ 16.194’ 16.280’ 16.710’ 16.896’ 17.236’ 18.462’
696’ 492’ 706’ 665’ 567’ 2394’ 86’ 430’ 186’
340 1.226’
Producción La formación Maraca aportó originalmente el 93% de la producción de San Julián-1. El mecanismo de impulso es por gas en solución, y el rendimiento inicial de 3.120 b/d (1981), 31° API, con RGP 866, 0.0 AyS, 300-400 ppm p pm H2S. La formación La Sierra es un buen horizonte productor.
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San José El campo San José está situado 110 km al suroeste de Maracaibo, 20 km al este de Machiques de Perijá, al norte del campo Alturitas y al noreste de San Julian. La concesión, otorgada en 1944 a la Richmond Exploration Company, revertió a la Nación en 1975. El pozo Zulia36E-1 (SJO-1) fue perforado en 1948 por la Richmond, en base sísmica y geología de subsuelo, hasta una profundidad de 11.475’, y encontró el yacimiento eoceno con producción de 300 b/d. Posteriormente, la empresa perforó Z36E-2 (16.237’), Z36E -3 y
Z36E-4.
la Richmond había comprobado la existencia de petróleo en San José, y en 1971 insistió en su esfuerzo exploratorio con el quinto pozo (SJO-5), (SJO-5), que demostró producción en el Eoceno (1.000 b/d), pero fue suspendido por la gravedad del crudo (15.2° API), condición que había llevado al abandono de los pozos anteriores.
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Con la nacionalización, la concesión fue asignada a Lagoven, y posteriormente a Corpoven. En 1976 Boscaven realizó estudios geofísicos, que se continuaron durante 1977-78 y 1981-82. En 1980 Lagoven perforó el pozo San José-1(16.448’), con el fin de evaluar la sección cretácica y confirmar el yacimiento eoceno de los pozos Zulia36-E. En la apertura petrolera, el campo San José quedó incluido en el convenio operativo DZO (Unidad Desarrollo Zulia Occidental) y la British Petroleum rehabilitó el pozo SJO-5 en 1996 y recompletó en 1997 el SJO-2 (originalmente cretácico). Continuó el desarrollo del campo, y en 1998 entraron a producción SJO-10 y SJO-11, perforados en 1997. Para 2002 el campo San José tenía 11 pozos, incluyendo cuatro abandonados y se ha programado la perforación de tres pozos desviados desde una ubicación común. Estratigrafía En el Cretáceo, calizas, lutitas, areniscas de la formación Apón (miembros Tibú, Guáimaros, Machiques, Piché), lutitas arenosas, calizas y areniscas finas de la formación Maraca y calizas de la formación La Luna. Suprayacentes, las lutitas de la formación Colón con las calizas del miembro Socuy en la base. Siguen lutitas y areniscas de la formación Mito Juan.
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Sobre Mito Juan, lutitas, areniscas calcáreas y calizas de las formaciones paleocenas Guasare y Marcelina, y el Eoceno temprano a medio, representado por areniscas de grano fino intercaladas con lutitas, de la formación Mirador. La formación La Sierra (Eoceno tardío-Oligoceno temprano), discordante sobre Mirador, comprende los miembros Los Tanques, Caña Brava y Rincón, que pasan desde areniscas y conglomerados de playas transgresivas a lutitas, areniscas y calizas de isla barrera, hasta arcillas y areniscas conglomerática de relleno fluvio-deltáico. Fue truncada por la erosión regional regional del Eoceno Estructura El campo San José está situado en un alto estructural fallado rumbo norte-sur, de 14 km de largo por 5 km de ancho, con cresta suave y flancos relativamente relativamente inclinados. El anticlinal demuestra dos culminaciones pronunciadas, y está cortado en la parte sur por dos fallas inversas de rumbo noroeste, la mayor de las cuales se prolonga hacia el anticlinal de Alturitas; estas dos fallas originan una cuña que se encuentra separada de la estructura regional. El cierre estructural en las calizas cretácicas es de unos 500 pies. Producción El pozo descubridor, Zulia 36E-1 Rexco, obtuvo en una prueba de formación 300 b / d del Eoceno. 36E-2 Rexco, probó en 1958 el Cretáceo con 2.140 b / d.d. El campo presenta dos acumulaciones petrolíferas principales: las calizas cretácicas del Grupo Cogollo y las arenas eocenas de las formación La Sierra. El pozo San José-1, Lagoven, en el sur del domo, produjo petróleo cretácico de la formación Apón en hueco abierto: 1.232 b / d de crudo de 32° API, 2,5% AyS, 1.346 ppm H2S. Después de acidificación subió a 3.318 b/d, 1747 RGP, 0.0% AyS, 30 ppm H2S. San José-2X probó 250 b / d , 27° API, de la formación Apón, con hasta 80% de AyS. En
Enero
de
2001
se 129
recompleto el SJO-8 en la Formación La Sierra, con producción que superó los 2100 b/d con 3% A y S.
130
131
Alpuf El campo Alpuf está ubicado en los Municipios Rosario de Perijá y La Cañada de Urdaneta del Estado Zulia. La primera actividad exploratoria fue realizada por la Richmond Exploration Company en el año 1926. En esta primera etapa se perforaron seis pozos en el Eoceno, de los cuales cinco fueron abandonados. Para el año 1978, la empresa Corpoven recibe una asignación de 43.850 hectáreas; perfora nuevos pozos y descubre petróleo cretácico con el pozo Alpuf-3X, completado en el año 1980. La actividad exploratoria en este campo se ha concentrado básicamente en la interpretación sísmica y la evaluación del área. Se perforaron 15 pozos exploratorios; de los primeros pozos de Alpuf, siete llegaron al basamento ígneo-metamórfico ígneo-metamórfico con profundidad mayor a 5.100’.
En 1993 el Campo Alpuf quedó incluido dentro del convenio operativo de la Unidad de Desarrollo Zulia Occidental en la segunda licitación de la apertura petrolera.
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CAMPO ALPUF PERFORACION EXPLORATORIA POZO AÑO PROF.FINAL FM. ALCANZADA ALPUF-1 1928 696 LA VILLA 36E-1 1947 3497 GUASARE 36E-2 1956 4949 APON 36E-3 1958 5036 BASAMENTO ALPUF-2 1959 4162 MITO JUAN 36E-4 1971 3392 LA SIERRA ALPUF-3X 1980 5013 APON ALPUF-4X 1981 5154 APON ALPUF-5X 1982 5140 BASAMENTO ALPUF-6X 1982 5160 BASAMENTO ALPUF-7X 1962 5207 BASAMENTO ALPUF-8X 1982 4131 MITO JUAN ALPUF-9X 1983 5185 BASAMENTO ALPUF-10X 1983 5124 BASAMENTO ALPUF-8AX 1984 5193 BASAMENTO Estratigrafía La secuencia estratigráfica en el área Alpuf comprende rocas de edad desde PreCretáceo hasta Reciente, con espesor que alcanza los 5.200 m. En el Pre-Cretáceo, un Basamento de rocas graníticas. Al oeste, tobas volcánicas y cuarcitas de la formación Macoita (Jurásico). En el Cretáceo, areniscas conglomeráticas de Río Negro. Concordantes y transicionales, calizas masivas y areniscas calcáreas del Grupo Cogollo; las calizas de las formación La Luna; la caliza Socuy; y las lutitas laminadas de Colón y Mito Juan con delgadas areniscas en la sección superior. En el Paleoceno, la formación Guasare (calizas y areniscas calcáreas), y la formación Marcelina (areniscas, limolítas y carbones). En el Eoceno, la formación Misoa (areniscas calcáreas y lutitas carbonáceas arenosas); y la formación La Sierra discordante (areniscas, limolitas y lutitas con carbón). En el Oligoceno-Mioceno, las formaciones Ceibote, Peroc (arcilitas, limolitas, areniscas); Macoa-La Rosa (arcilitas, limolitas, areniscas y lignitos); Cuiba e Icotea (arcilitas, areniscas y capas de lignito); Los Ranchos y La Villa (arenas y arcillas). En Alpuf, Quijada y Caldera (1983) identifican la formación Icotea (Oligoceno), que grada lateralmente al oeste en la formación Peroc.
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COLUMNA ESTRATIGRAFICA CAMPO ALPUF ESP. EDAD FORM. (m) LITOLOGIA ALUVION Suelo MILAGRO Arena, de grano grueso 500 ONIA a fino LA VILLA Areniscas y LOS 1200 Arena, Arcillas RANCHOS Arcilita, Arenisca y O CUIBA 750 Lignitos MIOCENO T O S Arcilita, Arenisca y U I Se interdigita A 380 Lignitos. F MACOA con La fm. La Rosa R L hacia el Este E A Arcilita, limolita, PEROC O I arenisca, anhidrita y P U Lignitos. Pasa 700 COLIGOCENO R lateralmente a la fm. GCEIBOTE R Icotea hacia el Este Areniscas, Limolitas y E 160 LA SIERRA Lutitas con carbón T EOCENO Areniscas glauconiticas 350 y Calcáreas. Limolitas, MISOA Lutitas RECIENTE PLIOPLEISTOCENO
Limolitas y MARCELINA 140 Areniscas, Carbón PALEOCENO glauconíticas y GUASARE 130 Calizas Areniscas calcáreas Lutitas laminadas con MITO JUAN intercalaciones 600 arenosas en la parte O SUP COLON E superior C Socuy 25 Calizas A MED LA LUNA 110 Calizas masivas con T Intercalaciones Intercalaciones de E MARACA 30 R LISURE 140 areniscas calcáreas y Calizas arcillosas, INF C APON 220 Areniscas y RIO NEGRO 10 Conglomerados Rocas ÍgneoPRE-CRETACEO BASAMENTO ? Metamórficas
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o t s u a F l E . G
Estructura A nivel cretácico, la formación La Luna presenta en el occidente del área un domo alargado de bajo relieve, con dirección norte-sur, que forma parte del anticlinal de San José. Varios anticlinales fallados de rumbo NE y buzamiento suave han sido descubiertas hacia el sureste.
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Se han definido dos sistemas de fallamiento: uno, de rumbo NO-SE al oeste del área, relacionado con la zona de falla de Macoa, que corta la sección desde el Basamento hasta el Terciario; y otro, NE-SO, de fallas inversas, que sigue el alineamiento de la Sierra de Perijá y afecta la secuencia estratigráfica desde el Cretáœo inferior hasta el Plioceno.
Producción En el área se han definido varios horizontes con potencial petrolífero: calizas de Apón, Maraca y La Luna, areniscas Mito Juan y La Sierra. Los pozos producen crudo mediano a liviano en flujo natural, con gravedad de 22.530.4° API, RGP 530, 0.0 AyS, 200 ppm H 2S. En 1994 se probó el pozo Alpuf-3X (650-1.300 b/d, RPG 264, 36.0 A y S, 400 H2S) y se le aplicó un proceso de endulzamiento inyectado dos diferentes compuestos químicos a nivel del pozo, sin remoción eficiente del H 2S.
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Macoa El campo Macoa se encuentra situado en el extremo oeste del Municipio Rosario en el borde de la Serranía de Perijá, 110 km al suroeste de Maracaibo. Comprende dos áreas, Norte y Sur, separadas por el Río Cogollo. Desde diciembre de 1912 y durante 1913 la General Asphalt exploraba con geología de superficie las concesiones que fueron transferidas a Colon Development Company, en el occidente de la Cuenca de Maracaibo hasta la frontera con Colombia, a pesar de la resistencia de los motilones. Encontraron atractivas estructuras y manaderos de petróleo a lo largo de Perijá. Un extenso mene de asfalto seco se encuentra en el fondo de una quebrada al sur de Macoa, y los geólogos recomendaron la prospección prospecc ión por taladro. El pozo Zanza-1, perforado en 1916, resultó seco. El pozo Macoa-1, ubicado por la Richmond en 1927 según geología de superficie, produjo 60 b / d de crudo con 13° API. El pozo 26D-1, Rexco (11.540’), logró crudo cretácico en 1946 (485 b / d que declinó rápidamente a 300 b / d.d. ).
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Estratigrafía Aflora la formación Macoa. Sobre el Basamento se encuentra, discordantemente, el conglomerado basal de Río Negro, las calizas y lutitas cretácicas, y el Paleoceno de Guasare y Marcelina; discordantemente, la formación La Sierra (Eoceno tardío a Oligoceno temprano); y también en discordancia, Peroc (Oligoceno), Macoa, Cuiba y Los Ranchos - La Villa (Mioceno). CAMPO MACOA COLUMNA ESTRATIGRAFICA
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Estructura En la región de Macoa y El Totumo existen varias fallas que se ramifican a partir de los alineamientos de El Tigre-Cuiba y continúan más hacia el sur en la Cuenca de Maracaibo. Una de ellas es la falla inversa de ángulo alto cuyo plano buza hacia el este y corta rocas pre-cretácicas en el área de Macoa. El Alto de Macoa es una estructura compresional altamente fracturada por fallamiento inverso. Está limitada al este por la zona de falla de Macoa y hacia el oeste se integra a la Serranía de Perijá. Comprende varias estructuras principales: 1. Una estructura de pronunciado buzamiento buzamiento sur en un bloque cretácico levantado, limitada por dos fallas ubicadas al oeste de la gran falla de Macoa. 2. Cierre estructural limitado limitado al este por la falla Macoa y al norte por una pequeña falla normal NO-SE de buzamiento norte. 3. Nariz estructural cretácica cretácica con rumbo este-oeste, limitada limitada al oeste por la falla Macoa y al suroeste por una falla normal NO-SE de buzamiento sur. 4. Cierre estructural limitado al noreste y al suroeste por dos fallas normales de rumbo NO-SE.
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