REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
“ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”
Trabajo de Grado presentado para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
AUTOR: ING. RENEÉ GONZÁLEZ MARTINEZ TUTOR: MSC. ING. EMILIO BARRETO
MARACAIBO, JUNIO DE 2007
“ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”.
Autor: Ing. Reneé González Martínez C.I: 11.888.960 Tlf: 0264-2519921. Celular 0416-7600744 Correo electrónico: [email protected]
Tutor: MSc Emilio Barreto, Ing. C.I: 11.947.205 Tlf: 0414-0622626 Correo electrónico: [email protected]
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: “ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA EL LEVANTAMIENTO SÍSMICO Y PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN EL ÁREA TORONDOY, ESTADO MÉRIDA”, que el Ingeniero Reneé González Martínez, C.I.: 11.888.960 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento con el artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
Magíster Scientiarum en Ingeniería de Petróleos
Coordinador del Jurado Emilio Barreto C.I.: 11.947.205
Orlando Zambrano. Eglyth Luzardo C.I.: 7.548.612 C.I.: 5.054.482
Director de la División de Postgrado Gisela Páez
Maracaibo, Junio de 2007
DEDICATORIA
A DIOS y a la Virgen Maria, por ser mis guías en todo momento.
A mi familia.
A Victoria por ser como mi hija
AGRADECIMIENTO
A Dios y a la Virgen María por ser fuerza y energía que impulsan a alcanzar metas.
A mis padres: Aida y Alcides, por su amor y confianza incondicional.
Al profesor Emilio Barreto y su esposa por su constante apoyo.
A los profesores Orlando Zambrano y Eglyth Luzardo por sus acertados consejos.
A los estudiantes Luis Albarrán, Manuel Albarrán y Anthony Prince por su apoyo en el
trabajo de Campo en el río Playa Grande.
Al Msc José Rojas por su ayuda para la realización del ensayo SARA
A los profesores de Uniojeda: Ramón Hernández y Asneida Leal
Profesores universitarios
A Marisela y a Jacqueline por su compañía
A todas aquellas personas, que sirvieron de apoyo.
Muchas Gracias
GONZÁLEZ MARTÍNEZ, Reneé Felipe. “Estudio de pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria en el Área Torondoy, Estado Mérida”. Maracaibo. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Estudios para Graduados, Programa Ingeniería de Petróleos, 2007. (Tesis de Magíster).
RESUMEN
La presente investigación persigue realizar un estudio de prefactibilidad para el diseño de levantamiento sísmico y perforación exploratoria en el área Torondoy, Estado Merida, por consiguiente, su importancia esta basada en el descubrimiento de nuevos yacimientos que incorporan nuevas reservas al estado venezolano. Se considera el tipo de investigación descriptivo y experimental, con diseño transeccional descriptivo, utilizando como instrumento para la recolección de datos, muestras que posteriormente fueron analizadas en laboratorio, exponiendo una propuesta prefactible para la confirmación o no de las reservas de hidrocarburos en dicha área. Fue realizado un estudio de campo en el río Playa Grande, sector Monte Bello, donde se apuntaron coordenadas geodésicas de los menes y se recolectaron muestras para determinar gravedad API, obteniendo crudo pesado de 15º y una composición del petróleo de 42.7 % de saturados, 48,8 % de aromáticos y 8,5% de componentes polares. El estudio se fundamenta en dichos análisis y en las consideraciones técnicas y económicas para el diseño de sísmica 2D como método de prospección geofísica y para la perforación exploratoria, utilizando una prognosis en función de la geología regional y en data recolectada durante la investigación de áreas exploratorias vecinas, específicamente pozo DUARA- AS perforado en 1992 y ubicado a 75 kilómetros al noroeste de la localización propuesta. El diseño de adquisición sísmica consta de 5 líneas sísmicas con dirección N 5º O separadas entre sí por 2 kilómetros en un área de 39,7 km2, con un offset mínimo de 1000 m y offset máximo de 6000 m, con una separación de estaciones receptoras de 54,5 m y ristras de 12 geófonos por estación, a fin de identificar las estructuras que pudieran entrampar el crudo aflorante en el área e identificar la profundidad de los reflectores y horizontes geológicos.
Palabras Claves: Pre-factibilidad, Sísmica, Perforación Exploratoria [email protected]
GONZÁLEZ MARTINEZ, Reneé Felipe. Studied of pre-feasibility for the design of seismic rise and exploratory perforation in the Torondoy Area, Mérida state. Maracaibo: University of Zulia, Faculty of Engineering, Division of Graduated Studies for, Program Petroleum Engineering, 2007. (Thesis of Magíster).
ABSTRACT The present investigation studied the Torondoy area of the Mérida state. A field study is made in the river Playa Grande, sector Bello Mount, where geodesic coordinates of menes score and samples are collected to determine gravity API (crude heavy of 15º) and chemical composition of petroleum (saturated 42,7% of, aromatic 8.5% and 48.8% of polestars). Since the area in study is of arbitrary limits, it was decided to focus the design of seismic rise towards the sector Great Beach to during the past few years be the greater number of menes identified. The design to each other consists of 5 seismic lines with separated direction N 5º Or by 2 kilometers in a 39.7 area of km2, with offset minimum of 1000 maximum ms and offset of 6000 m separation of stations of 54.5 ms and strings of 12 geophones’ by station spaced to 2 M.s The design persecutes to identify the structures that could entrapper the crude afloat in the area and to identify the depth of the reflectors and geologic horizons of the area. The location of exploratory wells was based on geologic sections made in previous investigation. These locations must be optimized with the interpretation of the seismic one. An exploratory well with the following coordinates at surface level sets out: And 259220 and N 999444. One second location sets out to and 261220 and N 999444 in order to collate subsoil information seismic-wells. A tentative program of perforation on the basis of the program of exploratory well DUARA - AS (and 283.675 sets out, N 1.011.000) perforated in 1993 and located to 75 kilometers to the northwest of this location, whose depth reached the plinth.
Key Words: pre-feasibility, seismic, exploratory perforation
INDICE DE CONTENIDO
Pág.
Resumen………………………………………………………………………………… 6
Abstract…………………………………………………………………………………… 7
Índice de Contenido…………………………………………………………………….. 8
Índice de Tablas.…………………………………………………………………………. 11
Índice de Gráficos………………………………………………………………………. 12
Índice de Ilustraciones…………………………………………………………………… 13
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………… 15
CAPITULO I. EL PROBLEMA……………..……………………………………….….. 17
1.1.- Planteamiento y Formulación del Problema……………………………………. 17
1.2.- Justificación y Delimitación………………………………………………………. 18
1.3.- Objetivos de la Investigación……………………………………………………… 20
1.3.1.- Objetivo General…………………………………………………………………. 20
1.3.2.- Objetivos Específicos………………………………………………………….. 20
1.4.- Alcance…………………………………………………………………………….. 21
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO………...……………………………..…..………. 22
2.1.- Antecedentes de la Investigación……………………………………….……… 22
2.2..- Bases Teóricas……………………………………………………………..……. 23
2.2.1.- Método de Reflexión Sísmica.……..…………………………………………. 23
2.2.1.1.- Levantamiento Sísmico 2D…………………………………………………. 25
2.2.1.1.1.- Selección de los parámetros del Levantamiento 2D……………………. 25
2.2.1.1.1.1.- Definición del modelo geológico………………………………………… 25
2.2.1.1.1.2.- Offset cercano (Xc)……………………………………………………… 26
2.2.1.1.1.3- Offset lejano (Xl)................................................................................... 26
2.2.1.1.1.4.- Intervalo de Grupo (D)…………………………………………………… 27
2.2.1.1.1.5.- Determinación del arreglo de geófonos………………………………… 27
2.2.2.- Sistema de Adquisición de Datos Sísmicos…………………………………. 28
2.2.2.1.- Geófonos, Cables y Borneras……………………………………………… 28
2.2.2.2.- Amplificadores……………………………………………………………….. 30
2.2.2.3.- Sistema Convertidor Analógico – Digital…………………………………… 31
2.2.3.4.- Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos………………………… 32
2.2.3.- Historia Geológica del Área Torondoy.………………………………………. 34 2.2.4.- Geología Estructural del Área Torondoy………………………………………. 37 2.2.5.- Estratigrafía del Área………………………………………………………….. 39 2.2.5.1.- Grupo Iglesias….……………………………………………………………… 39 2.2.5.2.- Formación Río Negro……………………………………………………….. 39 2.2.5.3.- Formación Apón ……… …………………………………………………….. 43 2.2.5.4.- Formación Aguardiente……………………………………………………….. 46 2.2.5.5.- Formación Capacho………………………………………………………… 51 2.2.5.6.- Formación La Luna.………………………………………………………….. 54 2.2.5.7.- Formación Colon………………………………………………………………. 56 2.2.5.8.- Formación Misoa.……………………………………………………………… 59 2.2.5.9.- Formación Paují……………………………………………………………….. 63 2.2.5.10.- Formación Palmar………………………………………………………….. 66 2.2.6.- Ambiente de Sedimentación de las formaciones que afloran en el río
Playa Grande …………………………………………………………………………… 68 2.2.6.1.- Formación Río Negro……………………………………………………….. 68 2.2.6.2.- Formación Apón ………………………………………………………………. 68 2.2.6.3.- Formación Aguardiente……………………………………………………… 68 2.2.6.4.- Formación Capacho…………………………………………………………… 69 2.2.6.5.- Formación La Luna…………………………………………………………… 69 2.2.6.6.- Formación Colon…………………………………………………………… 70 2.2.6.7.- Formación Misoa……………………………………………………………… 70 2.2.6.8.- Formación Paují.………………………………………………………………. 71 2.2.7.- Drenaje del Área Torondoy..…………………………………………………... 72 2.2.8.- Definición de trampas…………………………………………………………… 73 2.2.9.- Perforación Exploratoria.………………………………………………………. 76 2.2.10.- Proyecto de Inversión ………………………………………………………… 77
2.2.10.1.-Generación y Análisis de la Idea de Proyecto…………………………… 78 2.2.10.2.- Estudio del Nivel de Perfil…………………………….…………………….. 78 2.2.9.3.-Estudio de la Pre-factibilidad………………………….………………………. 79 2.2.9.4.-Estudio de Factibilidad………………………………………………………… 80 CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO………………………………………….. 82 3.1.- Tipo de Investigación……………………………………………………………… 82 3.1.1.- Investigación Descriptiva……………………………………………………….. 82 3.1.2.- Investigación Experimental……………………………………………………. 83 3.2.- Diseño de la Investigación………………………………………………………… 83 3.2.1.- Diseño Transeccional Descriptivo……………………………………………… 83 3.2.2.- Diseño Correlacional…………………………………………………………… 84 3.3.- Procedimiento Metodológico…………………………………………………….. 84 CAPITULO IV. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS………………………………… 87 4.1.- Sectorización del Área Torondoy …..…………………………………………… 87 4.1.1.- Bloque Occidental...…………………………………………………………… 89 4.1.1.1- Análisis de los menes recolectados ……………………….………………… 90 4.1.2.- Bloque Central.…………………………………………………………………… 101 4.1.3.- Bloque Oriental …………………………………………………………………. 104 4.2.- Consideraciones para el diseño de Líneas Sísmicas ……….……………… 105 4.3.- Prospecto Geológico para la perforación exploratoria ……………………… 106 4.4. Pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria …… 109 4.4.1. Factibilidad Técnica …………………………………………………………… 109 4.4.2. Factibilidad Económica………………………………………………………… 110 CONCLUSIONES…………………………………………………………………….... 116 RECOMENDACIONES…..……………………………………………………………… 119 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………………… 120 ANEXOS…………………………………………………………………………………. 123
INDICE DE TABLAS
Pag
Tabla Nº 1. Tipos de Geófonos……………………………………………………
29
Tabla Nº2. Distribución de Reservas y Campos por Categoría de las Trampas
Geológicas …………………………………………………………………………….. 75
Tabla Nº3. Determinación de Peso específico y gravedad ºAPI de las muestras.. 93
Tabla Nº 4. Resultados de análisis SARA …………………………………………… 101
Tabla Nº 5. Coordenadas iniciales y finales de las líneas propuestas …………... 106
Tabla Nº 6. Prognosis Geológica……………………………………………………… 108
Tabla Nº 7. Estructura de Costos para el Levantamiento de la Sísmica por
actividades ……………………………………………………………………………… 111
Tabla Nº 8. Estructura de Costos de la Perforación Exploratoria por actividad … 112
Tabla Nº 9. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a 20
$/barril. Considerando una producción inicial 500 BNPD ………………………….
113
Tabla Nº 10. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a
20 $/barril. Considerando una producción inicial 1000 BNPD ……………………..
114
INDICE DE GRAFICOS
Pag
Grafico Nº 1. Grafico Nº 1. Estimado de producción del pozo con valor inicial
de 5000 BNPD y declinación del 10 % anual ……………………………………… 113
Grafico Nº 2. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 10000 BNPD y declinación del 10 % anual…………………………………………………. 114
INDICE DE ILUSTRACIONES
Pag
Figura 1. Mapa del Estado Zulia………………………………………………………… 20
Figura 2. Geófono Vertical y Cable Conductor de Señales…………………………… 30
Figura 3. Amplificador de 12 canales…………………………………………………… 31
Figura 4. Tarjeta de interface, DAQ Card de Nacional Instruments………………… 32
Figura 5. Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos……………………… 33
Figura 6. Unidad de Amplificación y Unidad de Adquisición y Procesamiento de
Datos……………………………………………………………………………………….
33
Figura Nº 7. Distribución Geográfica de la Formación Río Negro………………… 39
Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Apón…..…………………… 43
Figura Nº 9. Distribución Geográfica de la Formación Aguardiente..……………… 46
Figura Nº 10. Distribución Geográfica de la Formación Capacho………………… 51
Figura Nº 11. Distribución Geográfica de la Formación La Luna.…………………… 54
Figura Nº 12. Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Colón.……… 56
Figura Nº 13. Distribución Geográfica de la Formación Misoa……………………… 59
Figura Nº 14. Distribución Geográfica de la Formación Paují………….…………… 63
Figura Nº 15. Distribución Geográfica de la Formación Palmar…………………….. 66
Figura Nº 16. Afloramiento de la Formación Aguardiente en el río Playa Grande…. 69
Figura Nº 17. Afloramiento de la Formación La Luna en el río Playa Grande……… 70
Figura Nº 18. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (1) .…… 70
Figura Nº 19. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (2) …… 71
Figura Nº 20. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (3) …… 71
Figura Nº 21. Afloramiento de la Formación Paují en el río Playa Grande (3) …… 72
Figura Nº 22 a y b. Pozo La Piscina …………………………..……………………….. 72
Figura Nº 23. Mapa geológico – estructural del Área Torondoy …………………… 87
Figura Nº 24. Secciones Geológicas …………………………………………………. 87
Figura Nº 25. Bloque Occidental del Área Torondoy………………………………… 89
Figura Nº 26. Muestra de Mene Nº1. Fecha: 20/01/2007……………………………. 90
Figura Nº 27. Muestra de Mene Nº 2 (1). Fecha: 20/01/2007.................................. 91
Figura Nº 28. Muestra Nº2 (2). Fecha: 20/01/2007….……………………………….. 91
Figura Nº 29. Muestras en el laboratorio……………………………………………….. 92
Figura Nº 30. Agitador magnético utilizado……………………………………………. 93
Figura Nº 31. Separación por gravedad (1)…………………………………………….. 94
Figura Nº 32. Separación por gravedad (2) .………………………………………….. 94
Figura Nº 33. Acercamiento de crudo separado por agitación y gravedad.……… 95
Figura Nº 34. Balanza de cuatro dígitos de precisión utilizada en los ensayos.…… 95
Figura Nº 35. Tubo con muestra de asfaltenos………………………………………… 96
Figura Nº 36. Muestra de maltenos obtenidas del ensayo…….……………………… 97
Figura Nº 37. Determinación de Saturados…………………………………………….. 98
Figura 38. Alejamiento del ensayo SARA ……………………………………………… 98
Figura Nº 39. Determinación de Aromáticos…………………………………………… 99
Figura Nº 40. Foto de alejamiento para Determinación de Aromáticos …………….. 100
Figura Nº 41. Acercamiento de ensayo para Determinación de Aromáticos ………. 100
Figura Nº 42. Bloque Central del Área Torondoy………………..…………………….. 102
Figura Nº 43. Norte del Bloque Oriental del Área Torondoy ………………………… 104
Figura Nº 44. Sur del Bloque Oriental del Área Torondoy……………………………. 105
Figura Nº 45. Ubicación del Pozo Exploratorio ………………….……………………. 107
Figura Nº 46. Localización propuesta Nº 1 …………………………………………… 107
15
INTRODUCCIÓN
El progresivo aumento de la demanda energética mundial, exige la
necesidad de descubrir y explotar nuevas reservas de hidrocarburos para
satisfacer el mercado petrolero. En tal sentido, la exploración petrolífera
constituye una fase de gran importancia ya que permite identificar nuevas
áreas que pueden incorporar estas reservas.
En este sentido, es importante resaltar que el Occidente Venezolano
constituye una de las áreas mayormente explotadas del país a través de
yacimientos maduros; sin embargo, existen áreas exploratorias que pueden
generar nuevas reservas, como el área Torondoy, la cual es una región que
forma parte de un anticlinal perteneciente al Flanco Nor-Andino inferido por
afloramientos de estructuras anticlinales y de filtraciones de petróleo a lo
largo del río Playa Grande, que atraviesa la región sur-occidental del Pie de
Monte de la Cordillera y está ubicado en la localidad de Monte Bello.
Para comprobar la presencia de hidrocarburos en dicha zona, se han
realizado análisis de muestras de menes y se propone el diseño del
levantamiento de sísmica y definición de bloques geológicos considerando
estratigráfica y estructuralmente el área para la proposición de prospección
de prospectos exploratorios, considerando factores técnicos y económicos
para la pre-factibilidad.
El presente estudio se compone de los siguientes capítulos: I, en el cual se
enfoca el planteamiento y formulación del problema a investigar y los
objetivos que se persiguen con el mismo. II, en el cual se aborda los
conceptos teóricos que fundamentan la investigación así como los estudios
16
previos realizados. III, en el que se enmarca el tipo de investigación así
como las diferentes actividades, técnicas y estrategias utilizadas para la
consecución de los objetivos planteados. IV, donde se establecen los
resultados obtenidos de la investigación, considerando factores técnicos y
económicos en la consideración de la pre-factibilidad.
17
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
A continuación se presentan los puntos principales que dan motivo al
desarrollo de este trabajo de investigación. En este capítulo se plantea el
problema así como también el Objetivo General, Objetivos Específicos,
Justificación, Delimitación y por último, el Alcance de la investigación.
1. 1 Planteamiento y Formulación del Problema
Debido a la creciente demanda energética mundial, resulta imperiosa la
necesidad de identificar nuevas reservas de hidrocarburos a nivel mundial,
por ser el combustible fósil la principal fuente de energía en la actualidad;
por ello, la exploración constituye una fase de gran relevancia en el
descubrimiento de yacimientos, y en su posterior explotación.
Es por ello, que Venezuela constituye uno de los países de mayores
reservas mundiales y aún existen áreas recién descubiertas que se han
convertido en importantes campos petrolíferos. Para llevar a cabo estos
descubrimientos, se realizan estudios geológicos y geofísicos que indican la
posible existencia de acumulaciones de hidrocarburos.
Específicamente en el área Torondoy del Estado Mérida, fueron
identificados varios menes a través de un trabajo de campo de geología de
superficie preliminar en el río Playa Grande, lo cual infiere posibilidades de
18
Acumulación y entrampamiento de hidrocarburos, ya que en la columna
estratigráfica del área, se cuenta con rocas generadoras de hidrocarburos,
almacén y sello, además de estructuras favorables que son factores
necesarios en la conformación de una trampa petrolífera.
Así pues, existe la necesidad un estudio geológico de dicho río a fin de
descubrir afloramientos de estratos y menes y recolectar apropiadamente las
muestras de fluidos de los menes que permitan obtener un análisis
representativo y confiable. Se cree que en las investigaciones anteriores se
desconocía la presencia de algunos menes inéditos y que las muestras de
crudo fueron recolectadas arbitrariamente, reportándose un crudo de 14º
API, cuyo valor pudo haber sido afectado por el proceso de muestreo.
En tal sentido, se formulan los siguientes planteamientos: ¿Puede
aplicarse sísmica a dicha área? De ser posible ¿Cuál sería el diseño del
levantamiento sísmico? ¿Cuáles son las consideraciones estructurales y
estratigráficas para proponer la perforación de un pozo exploratorio en el
Área Torondoy.
1.2 Justificación y Delimitación
Las razones que justifican la presente investigación se apoyan sobre
los siguientes aspectos: en primer lugar, constituye una tarea prioritaria la
definición de un yacimiento de hidrocarburos involucra una secuencia de
actividades previas, como: trabajo de geología de superficie, aplicación de
algún método de prospección geofísica (magnetometría, gravimetría,
sísmica), perforación de pozos (exploratorio, de avanzada, de desarrollo);
luego, el control y seguimiento de los yacimientos a través de la producción
19
de los pozos, todo esto contribuirá a la definición de estrategias de
explotación del mismo.
Basados en lo anterior, el trabajo de campo realizado a nivel de
superficie en el área Torondoy, indica la posibilidad de descubrir nuevas
acumulaciones de hidrocarburos; para confirmar tal hipótesis se debe
realizar un levantamiento sísmico que proporcione data del subsuelo y
permita identificar la presencia o no de estructuras acumuladoras de
hidrocarburos así como la continuidad de los horizontes geológicos en el
área. Para tales efectos, se evaluar el recorrido del cauce del río Playa
Grande para el conocimiento de la geología de superficie del área, recolectar
apropiadamente muestras de los menes y proceder a realizar un estudio de
pre-factibilidad en el área que involucre el diseño del levantamiento sísmico
y la propuesta de la perforación exploratoria, tomando en cuenta factores
geológicos.
Es importante mencionar que, al obtenerse los resultados esperados, ésta
investigación sentaría un precedente en el descubrimiento de acumulaciones
de hidrocarburos, a través del cual se estarían generando nuevas reservas
de petróleo para el Estado Venezolano.
Por otra parte, el área de estudio (ver figura No.1) está ubicada en el
estado Mérida, en la zona conocida como Torondoy la cual dentro de las
coordenadas U.T.M. “A” Norte 998124 y Este 259127,”B” Norte 998244 y
Este 258620,”C” Norte 1006244 y Este 284120, “D” Norte 1008655 y Este
290600, como se indica en el mapa base del Ministerio de Energía y Minas
del año 1997 en Anexo 1 y comprende una superficie de 240 Km2. Limita al
Norte con Las Virtudes (Estado Mérida), al Este con San Cristóbal (Estado
Mérida), al Oeste con Caja Seca (Estado Zulia) y Mucutubán (Estado
Mérida) y al Sur con Santa Apolonia (Estado Mérida).
20
Figura Nº 1. Mapa de ubicación del área en estudio
Fuente: Encarta, Enciclopedia Interactiva 2005
1.3 Objetivos de la Investigación
1.3.1 Objetivo General
Realizar un estudio de pre-factibilidad para el levantamiento sísmico y
perforación exploratoria en el área Torondoy, Estado Mérida.
1.3.2 Objetivos Específicos
• Determinar la gravedad del crudo API de los menes que afloran a lo
largo del Río Playa Grande.
• Proponer un diseño para el levantamiento de sísmica en la Región
Torondoy, tomando en consideración los factores técnicos y
económicos y ecológicos.
Área de Estudio
21
• Proponer la perforación de un pozo exploratorio en base a los criterios
estructurales y estratigráficos en el área Torondoy, Estado Mérida.
1.4 Alcance
Se pretende diseñar el Levantamiento Sísmico del Área Torondoy así
como la definición de bloques geológicos más prospectivos para la
perforación exploratoria, fundamentados en las secciones estructurales y
estratigráficas del área.
22
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Este capítulo comprende los antecedentes de la investigación, bases
teóricas, bases legales, definición de términos básicos, la definición
conceptual y operacional de las variables de estudio.
2.1 Antecedentes de la Investigación
A continuación se presentan los antecedentes relacionados con la
investigación:
TOCCO RAFAEL. “Evaluación Geoquímica de Crudos pertenecientes al
Distrito Colon, Edo. Zulia, Menes del frente Norandino y Rocas Madres de la
Sección Paleocena y Eoceno Superior-oligocena de los Andes de
Venezuela”. Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ciencias e
Ingeniería, Instituto de Ciencias de la Tierra, Julio 1990. Realizó análisis
geoquímico de varios menes del Flanco Norandino. De acuerdo a los
resultados obtenidos, la roca madre o generadora de los menes localizados
en los Estados Trujillo y Mérida pertenecen a la Formación La Luna, incluso
en el área Torondoy y específicamente en el río Playa Grande.
BARRETO SÁNCHEZ, EMILIO. “Evaluación geológica del potencial
petrolífero del área Torondoy Estado Mérida”. Maracaibo. Universidad del
Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Estudios para Graduados, Área
23
Geología. 2003. 107 p. (Tesis de Magíster). Realizó trabajo de campo en el
río Playa Grande encontrando menes inéditos y afloramientos de estructuras
geológicas favorables al entrampamiento de hidrocarburos. Construyó cuatro
secciones geológicas para representar la estructura del área que fueron
utilizadas como insumo del presente estudio.
LUZARDO, EGLYTH. “Interpretación Paleoambiental y Correlación
Lateral de la Formación Aguardiente en el Flanco Norandino”. Describió la
extensión de la formación Aguardiente en el Flanco Norandino y clasificó las
litofacies de dicha Formación. Esta clasificación permite inferir las litofacies
de la Formación Aguardiente más prospectivas de acuerdo a la litología y
extensión lateral. Estudió con detalle el área Torondoy y río Playa Grande.
Los trabajos antes mencionados sirvieron de referencia para la
organización conceptual de la investigación y permitieron formar parte de la
información geológica del área Torondoy.
2.2 Bases Teóricas 2.2.1 Método de Reflexión Sísmica
La reflexión sísmica es la técnica más usada entre todas las técnicas de
prospección geofísica ya que aporta un cuadro directo y detallado de la
estructura geológica del subsuelo: Tamaño, profundidad y geometría, a
través de cuyos datos es posible determinar las profundidades a que se
encuentran las superficies de contactos enterradas, con una exactitud que
solo es mejorada por las medidas efectuadas en pozos.
De acuerdo con esto, las profundidades se determinan observando los
24
tiempos de recorrido de ondas elásticas originadas cerca de la superficie y
reflejadas por las formaciones subterráneas.
Por otra parte, las ondas son provocadas mediante una fuente de energía
(con explosivos enterrados en el suelo o con camiones vibradores)
provocando un frente de ondas elásticas que viajan por el subsuelo y se
reflejan en las interfases por los distintos estratos.
Una ventaja singular del método de reflexión es que permite levantar el
mapa de muchos horizontes desde cada punto de explosión. La precisión
del mapa obtenido es la misma, aproximadamente, para los horizontes más
profundos que para los más someros; en todos los restantes métodos
geofísicos la seguridad decrece al ir aumentando la profundidad del
subsuelo.
En muchos casos, las exploraciones por reflexión van precedidas de
reconocimientos menos costosos hechos con técnicas de gravedad,
magnéticas o de refracción, para poder limitar el trabajo de reflexión a las
áreas que ofrezcan particular interés.
Los métodos de reflexión se emplean casi exclusivamente en la
prospección petrolífera, dado que no son aplicables a las profundidades
pequeñas a las que, de ordinario, se buscan menes minerales; pero algunas
veces es útil para localizar y detallar ciertos tipos de rasgos estratigráficos.
Aunque a la prospección por reflexión se deben descubrimientos en la
mayoría de las comarcas petrolíferas del mundo, existen algunas zonas
donde resulta difícil y costoso obtener reflexiones.
25
2.2.1.1 Levantamiento Sísmico 2D.
La Sísmica 2D es utilizada para el reconocimiento estructuras y
continuidad de reflectores en un área virgen o exploratoria, como el área en
estudio. En zonas ya perforadas se utiliza la sísmica 3 D para fines de
optimización del conocimiento y delimitación del área.
El levantamiento de sísmica 2D permite obtener información de los
estratos del subsuelo mediante la emisión y grabación de energía sísmica
utilizando varias líneas paralelas en superficie, con una distancia entre las
mismas, generalmente de varios kilómetros. En un levantamiento sísmico 2D,
los receptores alineados con la fuente serán los únicos que registren la
información sísmica.
Selección de los parámetros del Levantamiento 2D.
A continuación, se describen los factores técnicos a considerar en el
diseño de parámetros de un levantamiento sísmico 2D.
Definición del Modelo Geológico.
Consiste en el análisis de los estudios de afloramientos, historia
geológica de la zona, estratigrafía del área, información de sísmica
previa (en el caso de que hubiere), profundidad de reflectores de
interés, etc.
Con estos datos se procede a elaborar un modelo que contiene
tiempo de reflexión, velocidad, frecuencia y buzamiento máximo de
26
cada uno de los reflectores de interés, tales como: capa meteorizada,
horizonte somero, horizonte profundo, entre otros.
Offset cercano (Xc):
Es un parámetro que calcula la distancia entre la fuente y la
primera estación receptora. Un buen estimador de este parámetro es
la profundidad del horizonte somero de interés. (Z som). En el caso de
la presente investigación, la formación Palmar de edad mioceno.
Xc < Zsom = (V som * T 2-w) / 2
Donde:
V som: Velocidad de apilamiento al horizonte somero de interés,
expresada en metros por segundo (m/s)
T 2-w: Tiempo doble de viaje al horizonte somero de interés,
expresada en segundos (s).
Offset lejano (Xl)
Es la distancia entre la fuente y el último receptor. Un buen
estimador de este parámetro es la profundidad del horizonte más
profundo de interés (Z prof). En el caso de la presente investigación, la
formación Aguardiente del Cretáceo.
Xl < Zprof = (V prof * T 2-w) / 2
27
Donde:
V prof: Velocidad de apilamiento al horizonte profundo de interés.
T 2-w: Tiempo doble de viaje al horizonte profundo de interés.
Intervalo de Grupo (D)
Es la distancia en superficie entre estaciones receptoras. Para
estimar este parámetro se requieren la velocidad interválica (V int),
frecuencia máxima (F máx) y buzamiento máximo (θ) del reflector
objetivo del levantamiento. Ya que el área Torondoy no cuenta con
data previa, fueron considerados estos factores de áreas vecinas para
la Formación Aguardiente.
D = 0.5 * (V int / F max) / sen (θ)
Determinación del arreglo de geófonos
Se denomina así a un grupo de geofónos conectados entre sí que
producen una salida única. Su propósito es atenuar el ruido y reforzar
la señal de interés. Una estación receptora puede estar compuesta por
uno, dos u otro número de geófonos conectados en serie y/o en
paralelo que contribuyen a sumar una sola respuesta. Pueden estar
espaciados entre 2 a 3 metros entre sí.
Para atenuar un ruido coherente (señal sísmica que no sea
reflexión primaria, a la que se puede identificar frecuencia, amplitud,
etc.), se debe considerar un espaciamiento entre geófonos menor a la
28
mitad de la longitud de onda más aparente a grabar, la cual
generalmente coincide con la longitud de onda del “Ground Roll” u
ondas de superficie consideradas ruido.
Para ello se requiere de Sísmica de Refracción. El estudio
desarrollado, se decidió utilizar el mismo número de geófonos por
estación usados en el levantamiento del flanco norandino en 1992.
2.2.2 Sistema de Adquisición de Datos Sísmicos
A continuación se mencionan los equipos utilizados para la adquisición de
datos sísmicos:
2.2.2.1 Geófonos, Cables y Borneras
Los geófonos constituyen la parte fundamental de la instrumentación.
Técnicamente se denominan transductores o sensores, y transforman los
movimientos sísmicos del suelo en una señal eléctrica de características de
frecuencia y amplitud análogas a las de las ondas sísmicas que detectan.
También se les llama detectores o sismómetros y transforman las
oscilaciones sísmicas del suelo en señales eléctricas. En la exploración
petrolífera, los instrumentos usados normalmente sólo son sensibles a
vibraciones entre 5 y 100 ciclos por segundo (cps) para los trabajos de
refracción y entre 10 y 150 cps para los trabajos de reflexión. En ambas
aplicaciones, el geófono sólo captura la componente vertical del movimiento
del suelo. Para los fines prácticos se considera que el geófono se mueve
como si formara parte del suelo, sea enterrado o simplemente depositado
sobre la superficie.
29
Los instrumentos detectores empleados en la exploración sísmica
funcionan según los mismos principios que los sismógrafos empleados para
registrar los terremotos. Todos los tipos modernos requieren amplificación y
registros eléctricos, ya que se espera que movimientos del suelo de un orden
tan pequeño como 10 -8 cm den inflexiones observables en los registros.
Existen diferentes tipos de geófonos, en cuanto a su diseño y
características de respuesta, éstos se construyen con normas muy estrictas
en cuanto a las características de la señal de salida, para que sean
compatibles con todos los sismógrafos. Los geófonos se agrupan de acuerdo
al sistema de generación o tipo de salida de la señal eléctrica, según se
detalla en la tabla No. 1.
Tabla Nº 1. Tipos de Geófonos
Sistema de Generación de la Tipo de Salida de la Señal
Señal Eléctrica Eléctrica
- Electromagnético - Salida simple
- Reluctancia variable - Preamplificada
- Piezoeléctrico - Señal regulada
- Capacitativo
Fuente: Dobrin, M (1975)
Las conexiones entre los geófonos y los cables no son a prueba de agua,
aunque debe asegurarse que no se producirá un corto circuito por el césped
húmedo, lluvia, etc. Para zonas o áreas cubiertas con agua superficial se
requieren geófonos, cables de geófonos y conectores especiales a prueba de
agua, tal como se ilustra en la figura Nº 2.
30
Figura Nº 2. Geófono Vertical y Cable Conductor de Señales
Fuente: Dobrin, M (1975).
2.2.2.2 Amplificadores
Los sistemas de sismógrafos comerciales emplean amplificadores
eléctricos entre los geófonos y las unidades registradoras que aumenta la
señal a medida que aumentan los tiempos en el registro, lo cual es necesario
porque los acontecimientos tardíos representan ondas que han recorrido
mayores distancias a través del suelo, y por lo tanto, están mucho más
amortiguados que las ondas que llegan a la superficie después de haberse
reflejado en horizontes de poca profundidad.
Cada amplificador recibe la señal de un geófono o combinación de
geófonos conectados al mismo cable conductor, constituyendo lo que se
conoce como un canal de amplificación.
Todos los circuitos están provistos de una serie de filtros para eliminar
frecuencias bajas con el fin de impedir que las ondas superficiales y los
31
ruidos de otro tipo interfieran con las reflexiones. De modo análogo, las
frecuencias elevadas son atenuadas con el fin de eliminar el ruido del viento,
el del agujero, entre otros.
La figura No. 3 ilustra la forma de conectar un amplificador para obtener
un máximo rendimiento del mismo.
Figura Nº 3. Amplificador de 12 canales.
Fuente: Dobrin, M (1975)
2.2.2.3 Sistema Convertidor Analógico – Digital
Para el proceso de adquisición de datos se debe utilizar una tarjeta
insertable, la cual contiene una velocidad de adquisición de datos específica
y estará diseñada para trabajar en una plataforma de hardware y un sistema
operativo específico. Un ejemplo lo constituye la figura Nº 4, Tarjeta DAQ
usado con el software LabView que realiza funciones de conversión
analógicas-digitales.
32
La tarea de este sistema es la medición de señales físicas del mundo real.
Antes que un programa pueda medir una señal física, un sensor o
transductor deberá convertir las señales físicas en una señal eléctrica, como
voltaje o corriente y manejar así la información digital.
2.2.2.4 Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos
Constituye el sistema de registro de los datos sísmicos. Su diseño es
específico y compatible exclusivamente con un tipo de sismógrafo. Ver
Figuras Nº 5 y 6.
Figura Nº 4. Tarjeta de interface, DAQ Card de Nacional Instruments
Fuente: Flores, M. (1993)
33
Figura Nº 5. Unidad de Adquisición y Procesamiento de Datos
Fuente: Flores, M. (1993)
Figura Nº 6. Unidad de Amplificación y Unidad de Adquisición y
Procesamiento de Datos.
Fuente: Flores, M (1993)
34
2.2.3 Historia Geológica del Área Torondoy
El área de Torondoy pertenece a las llamadas zonas de plegamientos
terciarios, esto quiere decir que su configuración se remonta a los
acontecimientos geológicos que tienen lugar en el occidente Venezolano
durante el Cenozoico, era en la cual ocurre una fuerte orogénesis que origina
la formación de grandes cadenas plegadas: Los Andes Venezolanos.
a. Arranca a finales del Precámbrico Superior donde toda la región fue
afectada por la orogénesis Huroniana, y donde se produjeron esfuerzos
compresivos y metamorfismo regional de las rocas de la Facies Sierra
Nevada del Grupo Iglesias. Como producto de esta acción, el área fue
levantada y posteriormente sometida a erosión hasta el Paleozoico Superior,
cuando la Cordillera de Mérida experimentó un nuevo levantamiento,
producto de los movimientos Herciniano – Varístico.
b. Durante el Mesozoico continúa la orogénesis y al final de esta era el
mar invade las tierras, depositando cantidades importantes de sedimentos
arcillosos y calizas.
c. Durante todo el Cenozoico, el área Torondoy, experimenta fuertes
paroxismos que continuaron durante el Cuaternario. Sin embargo, es durante
el Cenozoico cuando esta región alcanza su verdadera fisonomía estructural
ya que a finales del Eoceno se inició un intenso movimiento epirogénico
conocido como orogénesis Andina. Este persistió hasta el final del Oligoceno
Superior y durante este proceso se depositaron sedimentos lacustres, en
pequeñas cuencas aisladas, sobre los depósitos erosionados más antiguos.
d. En el Mioceno, el área Torondoy presentó sedimentación en aguas
salobres a dulces que continuó hasta fines del Mioceno Superior, cuando en
35
un nuevo levantamiento de la Cordillera Andina y producto de una erosión
posterior, se desarrolla una sedimentación de conglomerados.
Finalmente, durante el Plioceno – Pleistoceno, un nuevo levantamiento
produce terrazas a diferentes niveles, las cuales constituyen las áreas planas
de los valles andinos cuyo origen se asocia a la dinámica fluvial. Los valles
andinos son estrechos y profundos, pero los cursos de agua han realizado un
fuerte trabajo de excavación y deposito que se manifiesta en las márgenes
en forma de terrazas o conos de deyección. Las terrazas aluviales o fluviales
constituyen las áreas donde se han levantado las principales poblaciones de
Torondoy.
Tectónica del Área Torondoy
Geomorfológicamente los Andes Venezolanos representan un
levantamiento topográfico-tectónico donde la elevación definitiva de la
cordillera andina ocurrió en el terciario. Esta actividad tectónica se
caracterizó por una compresión lateral intensiva, con plegamientos y fallas de
distintos tipos.
Un ejemplo de estos procesos de denota claramente en la sección del Río
Playa Grande, donde afloran rocas Precámbricas, Cretácicas y Terciarias.
Las rocas precámbricas pertenecen al basamento del arco de Mérida, las
rocas cretácicas representan el periodo de trasgresión y regresión marina y
las rocas terciarias se caracterizan por los sedimentos actuales.
La región del Río Playa Grande está caracterizada por un alto estructural
(Arco de Mérida) durante los comienzos de la trasgresión cretácica, donde el
mar invadió los terrenos occidentales ocasionando durante el Barremiense
36
un ambiente fluvio – deltaico con influencias próxima-costera, donde se
depositó la Formación Río Negro, luego el mar siguió penetrando durante el
Aptiense y condicionó una plataforma marina en corto período de tiempo
donde se depositaron las calizas de Formación Apón.
Luego en el Albiense, ocurrieron pulsaciones orogénicas que levantaron
un poco el área, convirtiéndose la zona en un próximo costero donde se
depositó la Formación Aguardiente. El intervalo comprendido desde el
Cenomaniense hasta el Santoniense se caracteriza por la reactivación de la
máxima secuencia transgresiva y condicionó un ambiente de plataforma
profunda, donde se depositaron las lutitas negras de la Formación Capacho,
luego el mar siguió penetrando durante el Coniaciense y Santoniense
formando así un ambiente marino profundo, donde se depositaron las lutitas
calcáreas, concreciones y calizas de la Formación La Luna, cerrando así el
ciclo transgresivo.
El Campanéense y Maestrichtiense se dió en un lapso regresivo muy
lento de ambiente marino poco profundo sedimentando en este intervalo de
tiempo el amplio espesor de la Formación Colón. Luego ocurre un gran
período de no depositación, ocasionado por el levantamiento del terreno y
por ende la retirada del mar. Posteriormente en el período comprendido entre
el Paleoceno-Eoceno Inferior las montañas quedaron levantadas y en
período de erosión, luego en el Eoceno Medio comienza una nueva
depositación de las areniscas de la Formación Misoa. En el Eoceno medio el
mar invade el continente rápidamente y la zona se transforma en un
ambiente marino profundo donde se depositaron las lutitas negras de la
formación Paují.
En el Oligoceno ocurrió la orogenia Alpina responsable del levantamiento
definitivo de la Cordillera Andina, lo cual dió origen al arreglo estructural
37
actual de los Andes y por ende a la sección del Río Playa Grande, donde se
fractura la corteza y da origen a la falla de las Virtudes con un movimiento
vertical. Durante épocas post-pliocénicas la falla sigue su actividad y se corre
sobre la secuencia cretácica, este corrimiento fractura en forma
perpendicular el terreno y se forman fallas transcurrentes ortogonales a la
falla principal.
2.2.4 Geología Estructural del Área Torondoy
El área Torondoy se caracteriza por ser un área de fuerte tectonismo, que
ha ocasionado la formación de plegamientos regionales, como los
anticlinales Guaca y Mullapas y el sinclinal China. El anticlinal Guaca
atraviesa casi toda la región con dirección NE – SO mientras que el segundo
afecta poco menos de 5 kms del área Norte. En dirección NE – SO casi en
dirección Este franco.
La acción de la tectónica fue tan fuerte en esta región que la mayoría de
las formas originales fueron grandemente alteradas, presentando un
modelado donde los antiguos sinclinales y anticlinales han sido fracturados o
dislocados debido a la interferencia de fuerzas contrapuestas, lo cual indica
la presencia de movimientos tectónicos post-deposicionales.
La región de Torondoy se interpreta como parte de una mega – estructura
anticlinal (junto con el área de Valera) deformada sobre un sistema de
rampas y planos asociada a cabalgamientos de sentido opuesto, donde la
geometría general es la de una zona triangular.
En el área Torondoy se establecen dos fases de deformación.
38
• La primera fase plegante y tangencial orientada noroeste – sureste
que data del Mioceno.
• La segunda fase de edad Plioceno Tardío – Pleistoceno se manifiesta
a continuación por la formación de pliegues orientados noreste –
suroeste en el seno de las formaciones Mio – Pliocenas (formación
Betijoque). Esta deformación se caracterizada por la aparición de
cabalgamientos de sentido noroeste, y por la formación de retro –
cabalgamientos en el interior de la cuenca de flexura de la región
sureste.
Otro rasgo estructural presente en el área Torondoy es el anticlinal de
Boscán el cual se presenta como una estructura superficial suave con
orientación promedio suroeste, desarrollada en las rocas de la formación
Betijoque. El Cierre del pliegue es hacia el suroeste y aflora en las
formaciones del Mio – Plioceno y se interpreta por debajo de terrazas del
Cuaternario.
En el área Torondoy también se destaca el anticlinal Mullapas, posee una
extensión total de aproximadamente 6,2 Km y una orientación promedio
noreste. Esta estructura ubicada al noroeste de la región aflora con la
formación Palmar. Se considera una región de altos peligros sísmicos con
propios focos de importancia y posibles deformaciones en la superficie
terrestre.
Estructuralmente el área Playa Grande está afectada por fenómenos
característicos de esfuerzos compresivos los cuales determinan las
estructuras presentes en dicha zona, tales esfuerzos modificaron en gran
manera la disposición del río y de la roca que la conforman.
39
2.2.5 Estratigrafía del Área Torondoy
2.2.5.1 Grupo Iglesias
Kündig (1938) introdujo este nombre para definir someramente una
unidad heterogénea de rocas sedimentarias e ígneas, intensamente
metamorfizadas. Sutton (1946), añadió algunos datos sobre la unidad.
Schubert (1968), en la región de Barinitas-Santo Domingo, lo subdivide en
tres unidades informales de uso local. Benedetto (1982) lo incluye en la Zona
3 de su Zonación tectónico estratigráfica del noroeste de América del Sur.
Bellizzia y Pimentel (1994) aplican la denominación al Complejo Iglesias para
referirse al basamento del llamado Dominio Mérida.
2.2.5.2. Formación Río Negro
Figura Nº 7. Distribución Geográfica de la Formación Río Negro
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Hedberg H. D. (1931), empleó el término conglomerado de Río
Negro, para designar capas basales de la secuencia del cretáceo en la
40
Sierra de Perijá. Hedberg y Sass (1937 a y b); elevaron la unidad a rango
formacional. Autores posteriores extendieron su reconocimiento a todo el
occidente de Venezuela, en especial a los depósitos de gran espesor
presentes en los surcos de Machiques, Uribante y Barquisimeto (Van
Andel, 1958; Salvador y Hotz, 1963). García Jarpa et al., (1980),
restringen la distribución de la Formación a los Surcos de Machiques y
Uribante, incluyendo las secuencias del Surco de Barquisimeto, en la
Formación Peñas Altas. En la región intermedia, de la plataforma del lago
de Maracaibo se presentan conglomerados de menor espesor,
infrayacentes a la Formación Apón, cuya designación ha sido muy
diversa. Algunos autores, los incluyen en la Formación Río Negro y otros
en la Formación Apón, con términos tales como "Clásticos Basales" o
"Areniscas Basales". El tema ha sido analizado por Maync (1956), O.
Renz (1959), Salvador (1961) y otros. En el cuadro de correlación del
primer Congreso Venezolano del Petróleo (Soc. Venez. Ing. Petról, 1963),
se adoptó el sentido más amplio de la Formación Río Negro, que incluye,
tanto las capas delgadas de la plataforma, como los espesos depósitos de
relleno de surco.
Descripción litológica
La formación Río Negro está constituida por areniscas blancas,
generalmente de grano grueso, conglomerados heterogéneos; arcillas y
lutitas variables, típicamente en tonos brillantes de amarillo, rojo y
morado. De acuerdo con su fuente sedimentaria, las areniscas varían
desde muy cuarzosas (Surco de Uribante), a muy feldespáticas (Surco de
Machiques) (Van Andel, 1958). García Jarpa et al. (1980), describen una
columna estratigráfica, representantiva de esta unidad en la región central
41
de la subcuenca del Uribante, aflorante en la región de La Fundación,
estado Táchira.
Esta secuencia se inicia, con capas de arenisca de grano fino a grueso
y conglomerados, en capas de hasta 1 metro de espesor, de color gris
claro, con manchas rojizas debido a lixiviación de los sedimentos rojos de
la formación La Quinta, infrayacente. Estos estratos están intercalados,
con niveles de lutitas y limolitas negras que se hacen dominantes en los
200 metros basales. Se trata de limolitas y lutitas calcáreas, en parte
carbonosas, muy fosilíferas, intercaladas con capas de caliza y yeso,
entre 1 y 2 metros de espesor. Suprayacente a esta secuencia, se
presenta una alternancia de capas potentes de conglomerados de grano
grueso y de lutitas, distribuidas en estratos que varían entre 1 y 5 metros.
Las capas conglomeráticas, están formadas por clastos, en su mayoría de
cuarzo, redondeados a subangulares; presentan escogimiento pobre
coloración blanca a gris pardo. La textura es variable al igual que su
composición minera lógica. Es frecuente la estratificación cruzada
asintótica, hacia la base y cortada hacia el tope, dentro de un rango que
varía entre 1 centímetro y más de 1 metro. Rellenos de canales son
frecuentes en todo este intervalo, y alcanzan dimensiones variables,
desde pocos centímetros hasta mas de 3 metros de ancho. Las capas
lutáceas y limolíticas intercaladas en la secuencia, son de color gris
oscuro a negro, finamente laminadas y con restos vegetales; localmente
los niveles limosos arenáceos, presentan laminaciones y estratificación
cruzada, que recuerdan las macroestructuras de los estratos
conglomeráticos.
En la parte media de la formación, se presentan horizontes de
coloración rojiza que recuerdan a la Formación La Quinta y es posible que
ello se deba a erosión y resedimentación de estratos de esa formación.
Los términos superiores de esta columna, están formados por capas de
42
areniscas conglomeráticas; con estratos alternantes de poco espesor de
lutitas y limolitas oscuras. El contacto superior, está definido por la
aparición de los primeros horizontes calcáreos de la Formación Apón.
Espesor
En el surco de Machiques, se midieron espesores de 1.500 metros. En
la región de San Cristóbal, espesores de 1.450 metros y la unidad se
adelgaza, cuando se avanza de la depresión del Táchira, hacia el Alto de
Mérida, por ejemplo en la carretera Mérida-Jají, se han medido espesores
de sólo 25 metros, y en la región de Caño Zancudo, solamente 5 metros.
Extensión geográfica
La unidad aflora en la mayor parte del occidente de Venezuela, en los
estados Zulia, Táchira, Mérida. Exhibe buen desarrollo en secciones de la
depresión Táchira. Está ausente en el subsuelo de la cuenca Barinas y en
los ríos del flanco surandino entre las cercanías de Santa Bárbara de
Barinas y el río Calderas (Kiser, 1997).
Correlación
Por su posición similar, infrayacente al Grupo Cogollo, la Formación
Río Negro y el Grupo Yuruma de la península de la Guajira,
aparentemente son correlativas, no obstante, sus litologías diferentes.
Más al este, la Formación Araure y parte de la Formación Barranquín, son
similares en el aspecto litológico y probablemente en edad a la Formación
Río Negro. Esta formación, también es correlacionable con la parte basal,
de la Formación Peñas Altas de la subcuenca Lara-Trujillo.
43
2.2.5.3. Formación Apón.
Figura Nº 8. Distribución Geográfica de la Formación Apón
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
La Formación Apón, cuyo nombre deriva del Río Apón, fue definida por
Sutton (1946), como la división basal del Grupo Cogollo en la región de
Perijá.
Heybroek (1953), en la depresión de Táchira, cartografió los Miembros
Tibú y Guaimaros (Formación Apón).
Rod y Maync (1954) la dividieron en tres miembros: inferior, medio y
superior, basados en la presencia de un intervalo medio de lutitas negras y
calizas laminares que resulta un marcador litológico prominente, no
consideraron la creación un nuevo nombre para su equivalente en los andes.
Renz (1959) propuso los nombres formales de Tibú, Machiques y Piché, e
introdujo el nombre de Lutitas de Guáimaros para una sección que yace
consistentemente por encima de Tibú.
44
Salvador (1961) dió preferencia al uso de Formación Apón en vez de Tibú,
en los andes venezolanos. Discutió el valor estratigráfico que tiene
Guáimaros, y en el área de Barco, subdividió a Apón en dos unidades: una
inferior, calcárea, Tibú, y una superior, clástica, Mercedes, como ya lo habían
propuesto Notestein et al. (1944), para la parte inferior y media de su
Formación Uribante, hoy invalidada.
Posteriormente, Ford y Houbolt (1963) dividen a la Formación Apón en
cuatro miembros, en orden ascendente: Tibú, Lutitas de Guáimaros,
Machiques y Piché, con los dos últimos confinados al Surco de Machiques y
sus alrededores, mientras que los dos primeros se reconocen por todo
occidente.
Fierro y Useche (1985) también describieron a la formación el área Nula
de la depresión Táchira. Esto sería la primera mención publicado de la
presencia de Apón en el subsuelo de la cuenca de Barinas-Apure.
Kiser (1989-a) interpreta la presencia de Apón en el pozo Milagros Sur-1X
del área de Burgua en el intervalo 3265 m-3451 m (10708'-11322' P:F:).
Descripción litológica
Hacia el área de los andes, García Jarpa et al. (1980) describen tres
facies: una inferior, de calizas arenosas de tipo wackestone y packestone,
con dolomita, restos de fósiles, intraclastos, pellets, con espesor entre 2-4
m, intercaladas con lutitas areniscas cuarzosas; la segunda facies
presenta calizas más puras, tipo wackestone y packestone, sin cuarzo y
más fosilíferas, con abundancia de intraclastos y pellets, limolitas y
margas y la facies superior corresponde a las Lutitas de Guáimaros, con
lutitas y limolitas que presentan rombos de dolomita, arenisca fina y
45
wackestone-packestone, con fragmentos de bivalvos, con espesor entre
30-35 m, pero puede desaparecer.
En la plataforma de Maracaibo, León (1975) ha descrito la Formación
Apón del subsuelo, en el campo Urdaneta, como calcarenitas
conglomeráticas fosilíferas, de colores que van de gris claro que puede
llegar a blanco y gris oscuro, con algunas capas de dolomita, con buenas
porosidades, a diferencia de la porosidad promedio (cerca de 8%) de toda
la sección.
Bartok et al. (1981) consideran de base a tope, sus unidades H y G del
Grupo Cogollo, del subsuelo de la cuenca de Maracaibo, como
equivalentes de la Formación Apón.
La secuencia del pozo Milagros Sur-1X se compone, en los 80 m
superiores, de areniscas grises a blancas de grano fino, friables,
calcáreas, glauconíticas, con algunas calizas delgadas micríticas de color
marrón a crema; los 107 m inferiores, hasta la profundidad final del pozo,
consiste en una secuencia de calizas delgadas a gruesas (hasta 6 m de
espesor), cremas y marrones, microcristalinas, calcareníticas,
glauconíticas y piríticas, con intercalaciones de lutita gris a marrón oscura,
fisible, astillosa, calcárea, micácea, pirítica y con vetillas de calcita (Kiser,
1997 comentarios enviados al CIEN).
Extensión geográfica
Se extiende por Venezuela occidental y este de Colombia. Sus
afloramientos forman franjas por el frente oriental de sierra de Perijá y
frente noroccidental de los Andes de Mérida. Estaba expuesta en la isla
de Toas y en la bahía de El Tablazo al norte de Maracaibo. Se extiende
en el subsuelo por las cuencas de Maracaibo y Apure. Se le reconoce en
46
afloramientos de la presión del Táchira y área de El Nula. Se acuña hacia
el flanco suroeste del Surco de Uribante.
Contactos
En la base, el contacto es transicional con la Formación Río Negro
infrayacente, y en su tope, pasa transicionalmente a la Formación
Aguardiente en los andes. En la subcuenca de Machiques y la plataforma
de Maracaibo, infrayace a la Formación Lisure.
2.2.5.4. Formación Aguardiente
Figura Nº 9. Distribución Geográfica de la Formación Aguardiente
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Notestein et al. (1944) introdujeron este nombre al subdividir la
Formación Uribante, en la Concesión Barco, departamento de
Santander, Colombia, en tres miembros: Tibú, Mercedes y
47
Aguardiente, en orden ascendente. Sutton (1946) lo empleó con rango
de formación como componente del Grupo Cogollo. Rod y Maync
(1954) consideraron el intervalo como equivalente a la Formación
Lisure en Perijá.
O. Renz (1959) propuso el nombre de Formación Peñas Altas para
designar el intervalo suprayacente a las lutitas de Guáimaros, e
infrayacente a las calizas de la Formación La Puya (hoy Maraca), en
Los Andes venezolanos. Refiriéndose a la Formación Peñas Altas,
Renz (1959) afirmó textualmente: "Rod y Maync (1954) usaron el
nombre de Formación Aguardiente para designar casi el mismo
intervalo". Este autor correlacionó a la Formación Peñas Altas con el
Miembro Aguardiente y parte del Miembro Mercedes, tal como fueron
usados por Notestein et al. (1944). Ford y Houbolt (1963) siguieron la
nomenclatura de Renz.
Salvador (1961) empleó el nombre de Formación Aguardiente para
designar el intervalo llamado Peñas Altas por Renz (1959), por
considerar innecesaria la introducción de un nombre nuevo. Trump y
Salvador (1964), y el Cuadro de Correlación del Primer Congreso
Venezolano del Petróleo (Soc. Venez. Ing. Petrol., 1963) lo emplearon
en el mismo sentido.
Descripción litológica
Notestein et al. (1944) mencionaron areniscas calcáreas duras, de
color gris a verde claro, grano variable y estratificación cruzada,
localmente glauconíticas, con intercalaciones de lutitas micáceas y
carbonáceas y algunos lechos de caliza en la parte inferior; localmente
las areniscas son tan calcáreas que se aproximan a calizas arenosas.
48
En Táchira, Trump y Salvador (1941) describieron areniscas de
colores claros, duras, en capas de espesor variable, intercaladas con
limolitas y lutitas carbonáceas, y señalaron que al norte y oeste de
Táchira la unidad se hace más calcárea y las capas de caliza
constituyen un elemento litológico característico.
Según Salvador (1961-b), en Táchira, Mérida y Trujillo, esta
formación "presenta una litología muy uniforme, compuesta
predominantemente por areniscas cuarzosas, a veces glauconíticas,
con capas de caliza distribuidas en varios niveles". O. Renz (1959)
acertadamente insistió sobre el carácter cuarzoso y los colores claros
de meteorización de las areniscas, las intercalaciones de lutitas
oscuras, y la presencia de caliza fosilífera de varios tipos.
Espesor
En la Concesión Barco (Colombia) se señalaron espesores de 150-
160 metros; Trump y Salvador (1964) mencionaron 500 metros cerca
de San Cristóbal, y menos de 300 metros en el norte de Táchira;
Salvador (1961-b, Fig. 2) mostró 504 metros en el área Chejendé-
Mitón, y O. Renz (1959) aproximadamente 400 metros en la sección
del Cerro Peñas Altas, en Lara.
Extensión geográfica
La Formación Aguardiente se extiende desde Zulia sur-occidental y
partes adyacentes de Colombia, y Cordillera de Los Andes entre
Táchira y Lara.
49
Litofacies de la Formación Aguardiente
Esta unidad está caracterizada por la presencia de cuerpos de
arena en un 70% con alternancia de limolitas, lutitas, lutitas
carbonáceas y capas delgadas de carbón.
Las areniscas son grises de grano grueso a fino, generalmente
bien escogidas, con partículas de materia orgánica, en la base y en el
tope son glauconíticas. Poseen estratificación cruzada en capas
delgadas y capas gruesas.
En el río Playa Grande se encuentran algunas capas delgadas de
carbonatos con orbitolinas, glauconíticas y están íntimamente
asociadas a areniscas y limolitas glauconíticas.
Según el estudio “Interpretación paleoambiental y correlación
lateral de la formación Aguardiente (Cretáceo Inferior) Flanco
Norandino”, (Luzardo, 1992), los espesores de la formación
Aguardiente en el área en estudio son variables, sin embargo en el
Río Playa Grande alcanzan 130 metros.
Fueron determinadas cinco litofacies presentes en la formación
Aguardiente, a saber:
Litofacies A, areniscas gruesas con algunos niveles de ruditas
Litofacies B, areniscas y wackas, ambas con glauconitas.
Litofacies C, calizas arenáceas y glauconíticas
Litofacies D, lutitas, lutitas carbonáceas y capas delgadas de
carbón.
Litofacies E, alternancia de areniscas, limolitas y lutitas.
50
Las litofacies A consisten en capas de areniscas de cuarzo que,
por lo general son de espesores que van de 1 metro a 4 metros. Las
areniscas son de grano medio a grueso, de escasa matriz. El
cemento es silíceo. Es común observar estratificación cruzada.
Específicamente en el río Playa Grande estas areniscas afloran en
estratos masivos. En la base presentan color negro a consecuencia
de materia orgánica, observándose también niveles rudáceos.
Litofacies B, consisten en areniscas de espesores de 0.5 a 2
metros, de colores claros con tintes verdes por presencia de
glauconita y wackas de cuarzo y glauconita. En el Río Playa
Grande, esta litofacie consiste en areniscas y limolitas con
bioturbación y rizaduras de corriente, microscópicamente son bien
escogidas y de grano muy fino.
Litofacies C, caracterizadas por capas de calizas arenaceas y
calizas glauconiticas. En el área Torondoy esta litofacie no aparece
en todas las secciones lo cual infiere un carácter lenticular. La matríz
es micrítica y presenta algunos intraclastos de dolomita y calcita.
Litofacies D, se componen de lutitas, lutitas carbonáceas y capas
delgadas de carbón. Son cuerpos que se acuñan lateralmente por lo
que se infiere que no haya extensión lateral.
Finalmente las litofacies E se componen de areniscas, limolitas y
lutitas intercaladas. Las areniscas son de grano fino con cemento
silíceo. En el Río Playa Grande, las litofacies E se encuentran por
encima de las capas gruesas de areniscas de la litofacies A y consiste
51
de una secuencia de limolitas y areniscas finamente interestratificada.
Los espesores expuestos en esta sección alcanzan los seis metros.
2.2.5.5 Formación Capacho
Figura Nº 10. Distribución Geográfica de la Formación Capacho
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Sievers (1888) introdujo el término caliza de Capacho para
designar una sección de calizas del Cretáceo Medio expuesta cerca
de Capacho (hoy Independencia), estado Táchira, entre el tope de
Aguardiente y la base de La Luna; Dalton (1912) las reconoció con el
mismo nombre en otros estados de Venezuela occidental; Garner
(1926) llamó Caliza de Río Cogollo al intervalo de calizas grises
macizas cristalinas y fosilíferas que infrayace a la Luna.
52
Descripción litológica
Es una secuencia de alternancia de lutitas duras de color gris
oscuro a negro y calizas duras de colores claros, frecuentemente
fosilíferas, y ocasionales limolitas que se diferencian de las areniscas
macizas de la Formación Aguardiente infrayacente y de las capas
delgadas de calizas y lutitas negras de la Formación La Luna
suprayacente. Las calizas de la Formación Capacho a menudo emiten
fuerte olor a petróleo en superficies frescas. Renz (1959) reconoció y
subdividió la Formación Capacho en tres miembros que de más
antiguo a más joven denominó, La Grita, Seboruco, Guayacán.
Espesor
Renz (1959) muestra numerosas secciones medidas en las cuales
el espesor máximo es de 275 metros. Según Sutton (1946) los
espesores de la Formación Capacho varían de 240 m en el río
Omuquena a 310 m en Río de Oro (Táchira). En Trujillo se reportan
460 m aproximadamente, 223 m en río Cachirí; 400 m en Río Apón.
En el flanco de Barinas, en la región de Barinas-Santo Domingo y área
del río Boconó, Pierce (1960) describe 60 a 90 metros de la Formación
Capacho, en los afloramientos de pie de monte indicando que no es
posible subdividir la formación en miembros como ocurre en la
depresión de Táchira-Tarra.
Extensión geográfica
Según Renz (1959) en los Andes, la formación Capacho está
presente en todas las secciones al sur de una línea que corre
53
aproximadamente desde Torondoy hasta Boconó, al este de la cual se
considera transicional a la parte inferior de la Formación La Luna.
En la parte nororiental de los Andes, desde el Alto de Tomón,
pasando por Chejendé hasta llegar por Barbacoas, la facies y la
litología de los sedimentos, que constituyen la continuación lateral de
la Formación Capacho, han cambiado a tal extremo que Renz prefiere
incluirlas en la Formación La Luna, debido a que el cambio en la
litología es muy similar a la que se encontró entre la Formación
Capacho del área del Río de Oro y la Formación La Luna del surco
deposicional de Machiques. En Barinas, la formación se identifica
desde el área Altamira-río Calderas-cerro Azul hacia el norte y
noreste.
Hacia el sur, a lo largo de las colinas piemontinas surorientales de
los Andes, la Formación Capacho pasa lateralmente a la arenosa
Formación Escandalosa. Hacia el noroeste se extiende a la Concesión
Barco en Colombia y a las áreas de Tarra y río de Oro, en Venezuela;
más hacia el norte pasa por transición a la parte basal de La Luna en
la depresión de Machiques.
La formación aflora también en el sector noreste de la cuenca de
Barinas. Se trazan afloramientos excelentes en la faja de
afloramientos del pie de monte en los ríos Santo Domingo, Calderas,
Masparro y quebrada Bellaco, como también en el río Boconó.
54
2.2.5.6 Formación La Luna
Figura Nº 11. Distribución Geográfica de la Formación La Luna
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Garner (1926) publicó originalmente el nombre de caliza de La
Luna, posteriormente descrita en detalle por Hedberg y Sass (1937)
con rango de formación.
Descripción litológica
La Formación La Luna consiste típicamente de calizas y lutitas
calcáreas fétidas, con abundante materia orgánica laminada y
finamente dispersa, delgadamente estratificadas y laminadas, densas,
de color gris oscuro a negro; la ftanita negra es frecuente en forma de
vetas, nódulos y capas delgadas; las concreciones elipsoidales a
discoidales de 10 a 80 cms de diametro, son características típicas de
la formación, que permiten reconocerla en cualquier afloramiento.
Muchas de las concreciones tienen amonites y otros macrofósiles en
su interior. Las capas de caliza varían en espesor de 1 - 2 cms hasta
55
unos 50 cms, con estratificación uniforme y monótona. Fracturas
frescas de las calizas tienen olor característico y fuerte a bitumen.
Espesor
Los espesores en la cuenca de Maracaibo varían entre 100 y 300
metros, con tendencia a aumentar de sur a norte. A lo largo del frente
oriental de la sierra de Perijá la formación tiene espesores que no
superan los 183 m. En el valle del río Carache tiene 315 m y en el río
Buena Vista en Trujillo tiene 70 - 100 m. El espesor se reduce sobre el
arco de Mérida.
Extensión geográfica
La unidad se presenta en toda la extensión de la cuenca del lago
de Maracaibo, estado Zulia, como también en los estados Falcón,
Lara, Trujillo, Mérida, Táchira, Barinas y la península de La Goajira,
Colombia.
Expresión sísmica
La Formación La Luna infrayace a las lutitas de la Formación Colón
en gran parte de la cuenca de Maracaibo; tiene tres (3) grupos de
reflectores fuertes, contrastantes y contínuos, en la mayoría de las
secciones sísmicas. Estos reflectores se encuentran debajo del
reflector "caliza de Socuy", usado tradicionalmente como "tope del
Cretáceo" en las interpretaciones sísmicas.
56
Importancia económica
La Formación La Luna se considera la roca madre principal de gran
parte de los hidrocarburos generados y atrapados en la cuenca de
Maracaibo.
2.2.5.7 Formación Colón
Figura Nº 12. Distribución Geográfica de la Formación Colón
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Sievers (1988) denominó a las lutitas de Colón Capas de Cuesta de
Capote; Liddle (1928) llamó "lutita de Colón" a la espesa unidad de
lutitas representativa del Cretáceo Superior en la mayor parte de la
cuenca de Maracaibo. Hedberg y Sass (1937) emplean el nombre de
Arcilla Laminar de Colón. Luego fue elevada a rango formacional por
Sutton (1946). Su empleo ha sido mantenido por la mayoría de los
autores posteriores. Numerosos trabajos se refieren al binomio Colón-
Mito Juan, ya que al efectuar estudios regionales resulta difícil separar
57
las dos formaciones. Heybroek (1953) describió la Formación Colón-
Mito Juan en la depresión de Táchira.
Descripción litológica
La Formación Colón se caracteriza por lutitas microfosilíferas gris
oscuro a negras, macizas, piríticas y ocasionalmente micáceas o
glauconíticas, con margas y capas de caliza subordinada. Las lutitas
son más arenosas hacia la base y hacia la parte superior, donde la
unidad cambia transicionalmente a la Formación Mito Juan.
Según la descripción de Ramírez y Campos (1969) la Formación
Mito Juan es muy similar a Colón, de la cual se diferencia únicamente
en el aumento gradual de arena hacia el tope de la formación y la
diferente fractura, irregular o astillosa, en comparación con la
subconcoidal de Colón. En el área La Grita-San Cristóbal, Ramírez y
Campos (op. cit.) emplean el término combinado Colón-Mito Juan,
debido a la dificultad de diferenciar las dos formaciones en el campo
en base únicamente a la presencia de pequeñas capas arenáceas en
la lutita; diversos trabajos se refieren a este binomio.
Espesor
En la localidad tipo alcanzó 900 metros (LEV, 1970); sin embargo,
autores como Pierce (1960) y Kehrer (1937) establecen espesores de
540 m y 600 m, respectivamente. En el área de Barinas, el espesor
máximo conocido de la Formación Colón es mucho menor que en
otras localidades del occidente de Venezuela. Notestein, Hubman y
Bowler (1944) registran espesores entre 210 y 450 m en la Concesión
Barco; 400 y 500 metros en el valle de Carache en Trujillo. En la
58
cuenca de Maracaibo, en la sierra de Perijá, el espesor es de 470 m.
Según Pierce (1960) en el sector noreste de la cuenca de Barinas, el
espesor máximo de la formación se observa en la quebrada Bellaco,
afluente del río Santo Domingo, donde se miden 360 m de sección; en
el río Santo Domingo aflora un espesor muy reducido de la formación.
Extensión geográfica
Esta formación aparece en toda la cuenca de Maracaibo y en la
cuenca Barinas-Apure.
Contactos
El contacto inferior de la unidad con la Formación La Luna es
aparentemente concordante. El contacto superior con la Formación
Mito Juan es concordante y transicional, determinado por la aparición
de intercalaciones de arenisca y caliza. En la parte nororiental de la
cuenca de Maracaibo desaparece la Formación Mito Juan, y las lutitas
de Colón infrayacen concordantemente a las formaciones Guasare,
Trujillo, Ranchería, o Valle Hondo, según la localidad (LEV, 1970).
Importancia económica
El intervalo lutítico Colón-Mito Juan constituye un sello
extraordinario para los hidrocarburos generados en períodos
anteriores, impidiendo la migración vertical por ascenso, esta
impermeabilidad fue afectada por las fracturas creadas durante la
orogénesis del final del Cretácico, permitiendo una mayor migración
del petróleo cretácico a las arenas eocenas colocadas en situación
estructural favorable
59
2.2.5.8 Formación Misoa
Figura Nº 13. Distribución Geográfica de la Formación Misoa
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Consideraciones históricas
Garner (1926) introdujo el nombre Formación Cerro Misoa, para
designar una unidad compuesta de areniscas y lutitas intercaladas, la
cual aflora en el cerro del mismo nombre. Casi simultáneamente,
Hodson (1926) publicó el nombre de Serie Misoa-Trujillo en un sentido
parcialmente sinónimo de la Formación Trujillo, en su sentido original.
Sutton (1946) usó el nombre de Formación Misoa, separándola de
la Formación Trujillo, e hizo una descripción de la unidad, con
indicación de su contenido fosilífero. González de Juana (1951) siguió
la descripción de Sutton, discrepando en cuanto al contacto inferior
con la Formación Trujillo.
60
En los campos petrolíferos del lago, la secuencia de arenas y lutitas
de la unidad, ha sido subdividida según diversos esquemas informales
por las empresas operadoras. El más aceptado, generalmente, es el
de Arenas "B" (B1 a B9) y Arenas "C" (C1 a C7), basado en las
características de los registros eléctrico de los pozos. Natera (1961)
publicó la primera descripción formal de las Arenas "B". Las Arenas
"C" fueron consideradas originalmente como equivalentes a la
Formación Trujillo, pero Brondijk (op. cit.) y Walton (1967), las
incluyeron definitivamente dentro de la Formación Misoa.
Descripción litológica
Las características de los sedimentos de la Formación Misoa,
dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de
sedimentación, de la distancia entre ellos y de la fuente de los mismos.
Hacia el noreste hay más lutitas y areniscas de grano fino, mientras
que hacia el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta al 80 y
90% de la sección, y los granos se hacen más gruesos. Se encuentran
areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en distintas cantidades, en
toda la sección y hacia el este, en la sierra, algunas capas de caliza en
la parte-inferior. En el área del lago se encuentran capas delgadas de
caliza, en la parte inferior (Miembro C-7). Por lo cual, hacia el sureste
del Lago de Maracaibo, el porcentaje de arena es de un 80 % a 90 %
con granos gruesos.
Las areniscas presentan tamaños variados de grano, pero en
general, son de grano fino y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son
generalmente auras, micáceas, frecuentemente carbonáceas y
generalmente bien estratificadas a macizas. Se presentan en unidades
61
compuestas, con espesores normales de varies decenas de metros,
las cuales localmente se agregan para totalizar espesores de
centenares de metros, formando serranias pronunciadas. En el
subsuelo, estas mismas arenas forman yacimientos múltiples
verticales, con distribución lateral de decenas de kilómetros. Ghosh et
al. (1989) identificaron los tipos de arcosa-subarcosa y sublitarenita-
subarcosa, en las áreas de Urdaneta-Lagunillas y cuarzo-arenitas en
la de Barúa-Motatán.
Las lutitas tienen composición variable, casi siempre son micáceas,
arenosas a limolíticas, con abundantes estratos delgados, estrías y
películas de arena, limo y material carbonáceo (incluyendo restos de
hojas), que les den un aspecto laminado con estructura "flaser". Se
presentan tanto en forma de intercalaciones menores en las unidades
compuestas de arenisca-limolita, como en secuencias que alcanzan
varios centenares de metros de espesor, entre complejos de
areniscas. Las lutitas han sido depositadas en ambientes de prodelta,
de aguas someras, e interdeltaico, principalmente, y son diferenciables
por las delgadas capas de lignito y por el material carbonáceo que
contienen.
Las calizas son escasas y se presentan en la base de la formación,
en la región suroriental y en el subsuelo del lago, son de color gris a
gris azuloso, duras, con espesores de menos de un metro a varios
metros, arenosas, gradando a areniscas calcáreas. Generalmente son
bioclásticas, con foraminíferos grandes, algas y fragmentos de
moluscos.
62
Espesor
En la región suroriental y en el subsuelo del lago se encuentra un
espesor promedio entre 3.500 a 5.500 m. La unidad adelgaza hacia el
oeste, donde se encuentra reducida por la erosión. Al norte del lago,
frente a Maracaibo, hay 3.000 m preservados, con aproximadamente
1.500 m erosionados. En el campo Urdaneta norte y en Cabimas, hay
4.600 m. En el lado oeste del lago, en los pozos UD-Sur y SOL, se
encuentran 1.000 m preservados, con aproximadamente 500 m
erosionados, mientras que en Bachaquero, hay 3.500 m preservados
bajo la Formación Paují. El espesor en el alto del campo petrolífero
de Ceuta, el espesor total es menor de 1.600 m y en el alto estructural
de Lama-Icotea, hay un mínimo de 200 m, mientras que en los flancos
aumenta hasta 3.700 m.
Extensión geográfica
La Formación Misoa se reconoce en el subsuelo del lago de
Maracaibo y al oeste del mismo, desde el campo Mara a Alturitas, al
suroeste se extiende hacia el campo de Tarra, donde se relaciona
lateralmente con la Formación Mirador. En la superficie se presenta en
una extensa faja, alrededor del lado este del lago, hasta el macizo de
Avispa, en Mérida septentrional.
Contactos
En su tope, la Formación Misoa está en contacto concordante con
la Formación Paují; el contacto puede ser abrupto o transicional. Hacia
el este, se presenta a veces un intervalo glauconítico (Formación o
Miembro Caús) en el límite formacional. En la región tipo, la base de la
63
Formación Misoa, en términos generales, se define como un cambio,
en sentido descendente, a las lutitas de la Formación Trujillo; el
contacto no se ha delimitado en detalle, debido a la frecuente
presencia de areniscas de gran espesor en la Formación Trujillo. Los
límites definidos por Sutton (op. cit.) y González de Juana (1951) por
ejemplo, no concuerdan, como lo demuestra la diferente ubicación de
las capas de caliza.
Edad
Van Raadshooven (op. cit.) determinó la edad de los
macroforaminíferos como Eoceno medio inferior. Kuyl et al. (1956)
señalaron una edad Eoceno inferior a medio, para unidades incluidas
hoy en la Formación Misoa.
2.2.5.9 Formación Paují
Figura Nº 14. Distribución Geográfica de la Formación Paují
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
64
Localidad Tipo
Río Paují, de donde se deriva el nombre, donde emerge de la
serranía de Trujillo, unos 20 km al sureste del campo petrolífero de
Mene Grande, estado Zulia. (Hoja 6045, esc. 1:100.000, Cartografía
Nacional). Esta sección es pobre debido a los efectos de la erosión, al
fallamiento y a la escasez de afloramientos. La unidad aflora casi
perfectamente en las cercanías, a lo largo del río San Pedro, el cual
ha sido, por lo tanto, utilizado ampliamente como sección de
referencia.
Descripción litológica
Esencialmente, la unidad es una espesa secuencia de lutitas,
claramente diferenciable de las areniscas de las formaciones Misoa
infrayacente, y Mene Grande suprayacente. Las lutitas típicas tienen
color gris mediano a oscuro, y son macizas a físiles y concrecionarias.
En estado fresco, son firmes, y frecuentemente exhiben fractura
concoidal, pero meteorizan rápidamente a masas blandas y
escamosas. En general, hay una virtual ausencia de arenas; una
excepción, restringida a la región de Mene Grande, es la Arena de
Paují Medio (Middle Paují Sand).
Espesor
El espesor total en la sección de referencia del río San Pedro, es
de 1.200 m. En otros sitios, la complejidad estructural impide la
medición precisa, o bien, el tope de la formación ha sido erosionado.
En el subsuelo del lago de Maracaibo, se reconocen espesores
65
erosionados de hasta 820 m en Ceuta, y en el centro del lago hay
hasta 200 m preservados.
Extensión geográfica
La unidad se reconoce en afloramientos al este del lago de
Maracaibo y a lo largo del flanco nor-occidental de los andes. En el
subsuelo se presenta a lo largo del borde oriental del lago, en las
áreas de Cabimas, Bachaquero y Ceuta. También se extiende hacia el
oeste, en la parte central del lago, en una depresión estructural donde
se encuentran los pozos LPG, aunque generalmente hacia el este de
la costa oriental del lago‚ esté ausente por erosión anterior al Mioceno.
Contactos
El contacto inferior es generalmente transicional y concordante con
las capas de la Formación Misoa. En algunas localidades se han
reconocido unas capas de caliza (Formación Caús), entre las
formaciones Misoa y Paují, aunque esta formación es considerada
como Eoceno superior, y la Misoa Eoceno medio.
El contacto superior es generalmente discordante y angular, con
capas más jóvenes y sólo en el área del campo Mene Grande, se
reconoce el contacto concordante y transicional con la Formación
Mene Grande.
66
2.2.5.10 Formación Palmar
Figura Nº 15. Distribución Geográfica de la Formación Palmar
Fuente: Código Geológico Venezolano. (2007)
Descripción litológica
Sutton (1946), describe las capas basales como areniscas masivas
a bien estratificadas, con marcas de rizaduras y fósiles vegetales, el
resto de la descripción de la unidad no ha sido aceptada, ya que
incluye elementos de las formaciones León e Isnotú. En la Depresión
de Táchira, Heybroek (1953) hace una breve descripción de la
formación: "Areniscas duras amarillas con lamina de lignito, lutitas y
lutitas arenosas, alternan con numerosas capas de carbón, todas
magníficamente expuestas en la quebrada Pava" (afluente del río
Sarare) Trump y Salvador (1964), describieron la Formación Palmar
cerca de San Antonio, Táchira occidental, como areniscas de grano
fino y colores claros en capas medianas a espesas, intercaladas con
lutitas del tipo de la Formación León.
67
González de Juana, et al. (1980), describen la unidad como
compuesta por arcillas moteadas de rojo, marrón-oliva y verde oscuro,
localmente arenosas, duras, carbonosas y con restos de plantas y
madrigueras de crustáceos rellenas con arena, intercaladas con
areniscas gris claro, de grano fino a localmente conglomeráticas, mal
escogidas, friables, micáceas y carbonosas. Las lutitas son duras, de
color gris oscuro a negro, a veces carbonosas y fosilíferas. Algunas
capas delgadas de lignito se presentan dispersas en la sección.
Espesor
En la localidad tipo se midieron 570 m, en Mérida 790 m y 1.300 m
en Táchira. Rámirez y Campos (op. cit.) midieron 300 m en la
carretera La Fría-Seboruco.
Extensión geográfica
La unidad se presenta a lo largo del frente norandino de Mérida y
Táchira, extendiéndose a la parte sur y suroeste de la cuenca de
Maracaibo, a través de la depresión del Táchira, hasta la frontera
colombiana, frente a la cordillera oriental. Al este, aflora en el flanco
sur de los andes merideños, desde los Altos de Brujas-La Ceiba, hasta
el depocentro de Capitanejo, y de alguna forma aun no aclarada, en el
subsuelo de Barinas-Apure
Edad
Mioceno temprano a medio.
68
2.2.6 Ambiente de Sedimentación de las formaciones que afloran en el río Playa Grande
A continuación se compendia el ambiente de sedimentación de las
formaciones que afloran en el río Playa Grande. Es importante mencionar
que la formaciones Río Negro y Apón no han sido incluidas en las secciones
estructurales por no contar con una amplia extensión lateral.
2.2.6.1 Formación Río Negro
Se depositó en un ambiente fluvial donde cada nivel de conglomerado
indica la influencia de la actividad fluvial de energía decreciente hacia el tope
de la formación; este periodo ambiental fue de corta duración y marca el
inicio del ciclo transgresivo sobre el alto estructural de Mérida.
2.2.6.2 Formación Apón
Se depositó en un ambiente de plataforma nerítica encipiente, muy bien
marcada por las calizas del Miembro Tibú.
2.2.6.3 Formación Aguardiente
Se depositó en un ambiente próximo costero con influencia marina, donde
se depositaron arenáceas cuarzosas localmente glauconiticas y
ocasionalmente presenta delgadas capas de calizas arenáceas. A
continuación se muestra una fotografía del afloramiento de la Formación
Aguardiente en el río Playa Grande.
69
Figura Nº 16. Afloramiento de la Formación Aguardiente en el río Playa
Grande
Fuente: Almarza y otros. (2002)
2.2.6.4 Formación Capacho
Se depositó en un ambiente marino profundo donde predomina la
sedimentación de limos y lutitas, donde se depositaron las lutitas del
Miembro La Grita y el Miembro Seboruco.
2.2.6.5 Formación La Luna
Se depositó en un ambiente moderadamente profundo con condiciones
euxinicas, el cual dio origen a las lutitas calcáreas. La energía del medio es
baja y con una restringida oxigenación.
70
Figura Nº 17. Afloramiento de la Formación La Luna en el río Playa Grande
Fuente: Almarza y otros. (2002)
2.2.6.6 Formación Colon
Se depositaron en un ambiente marino regresivo muy tranquilo, los
sedimentos muy finos que originaron las lutitas de color gris y físil.
2.2.6.7 Formación Misoa
Se depositó en un ambiente fluvio deltaico de carácter cíclico, los
materiales que se depositan en esta zona son arenosos, con desarrollo de
barras y canales.
Figura Nº 18. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (1)
Fuente: Almarza y otros. (2002)
71
Figura Nº 19. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande(2)
Fuente: Almarza y otros. (2002)
Figura Nº 20. Afloramiento de la Formación Misoa en el río Playa Grande (3)
Fuente: Almarza y otros. (2002)
2.2.6.8 Formación Paují
Se depositó en un ambiente marino, en una zona de aguas
moderadamente profundas y tranquilas, lo cual dio origen a las lutitas de
color gris claro, fisil y deleznable de la Formación Paují.
72
Figura Nº 21. Afloramiento de la Formación Paují en el río Playa Grande
Fuente: Almarza y otros. (2002)
2.2.7 Drenaje del Área Torondoy
Las corrientes fluviales tienden a formar tres tipos diferentes de drenaje:
dendrítico, centrípeto y en espaldera. Esta tipología resultante es fruto de la
clase de suelo existente en el área de drenaje y de la erosión del mismo por
la acción de los cursos fluviales. En ocasiones, el agua fluye hacia un valle
profundo a causa del drenaje de tipo centrípeto, dando lugar a un lago, o
erosiona zonas localizadas entre crestas y cordones montañosos, lo que
origina valles encajonados.
Figura Nº 22 (a y b). Pozo La Piscina. Coordenadas: N 96625 E 259459. Receptor Carmín GPS MAP76s. Datum WGS 84. Fecha: 20/01/2007.
Fuente: González (2007)
73
2.2.8 Definición de trampas geológicas
Desde 1884, Logan había notado que los indicios superficiales de
petróleo se encontraban principalmente en los anticlinales. En 1885, White,
considerado el padre de la teoría anticlinal de la acumulación de los
hidrocarburos, mostraba que en los Apalaches, sólo producían petróleo y
gas, los pozos perforados en los ejes de los anticlinales. Esta fue una teoría
muy discutida al principio, sin embargo se convirtió en una de las grandes
reglas de la prospección, siendo la búsqueda de estructuras uno de los
principales objetivos de los geólogos petroleros.
Una de las objeciones a esta teoría era la existencia comprobada de
yacimientos en los flancos de algunos anticlinales cuya cresta era estéril.
Fue entonces cuando apareció el término de “trampa”, definiéndose como
“una anomalía geológica cuyo origen sea tectónico (pliegue anticlinal, falla,
flexión), estratigráfico (acuñamiento, arrecife) o litológico (pérdida de
permeabilidad), que da techo a la roca almacén, es decir, donde la porosidad
o permeabilidad desaparecen”, según Levorsen (1956).
Es importante mencionar que el yacimiento es la unidad de
acumulación de hidrocarburos representada por volumen continuo de terreno
impregnado. La acumulación de un único yacimiento puede ser controlada
por una única trampa o por varias trampas combinadas. (pag 108).
Existen diversas clasificaciones de trampas, se citan algunas:
Wilson (1934) distingue cuatro categorías:
• Almacén cerrado por una deformación local de las capas
74
Plegamiento: Anticlinales y domos, sinclinales y cuencas
cerradas.
Fallas que afectan a capas monoclinales.
Combinación de pliegues y fallas.
Intrusiones de sal o de rocas ígneas.
Almacén desarrollado en fisuras.
• Almacén cerrado por variaciones de porosidad
En areniscas
En calizas y dolomías
En rocas ígneas y metamórficas
En capas truncadas y selladas por: recubrimiento, hidrocarburos
viscosos.
• Combinación de plegamiento local y variación de porosidad.
• Combinación de fallas y lenticulación.
Sanders (1943) presenta una clasificación simple:
• Trampas estructurales (anticlinales y fallas)
Normales
Modificadas estratigráficamente
• Trampas estratigráficas
Simples
Complejas
Modificadas estructuralmente
En el interior de una trampa estructural
• Combinación de trampa estructural y estratigráfica.
Flandrin (1955) clasifica las trampas en:
75
• Trampas estructurales.
Formas Anticlinales (simples, fallados, complejos, repliegues
sincilinales)
Fracturas (monoclinales fallados, pliegues-fallas).
Diapiros (Domos de sal, anticlinales diapíricos)
• Trampas paleogeográficas
Anticlinales erosionados bajo discordancia.
Acuñamientos
Relieves fósiles.
• Trampas litológicas
Una estadística de Knebel (1956), establecida sobre 236 campos, entre
los más importantes del mundo (exceptuando Rusia), localizados en 42
cuencas diferentes, muestra la siguiente repartición:
Tabla Nº2. Distribución de Reservas y Campos por Categoría de las
Trampas Geológicas
Reservas Campos
Categoría de las Trampas Volumen en Mm3
% Número %
Anticlinales 27580 80 156 58.2
Fallas 429 1.2 21 7.8
Discordancias 969 2.8 16 6
Arrecifes calcáreos 826 2.4 13 4.9
Otras trampas estratigráficas
2513 7.3 30 11.2
Mixtas 2179 6.3 32 11.8
76
Es decir, que para esa fecha, las trampas estructurales constituyen el
mayor número de acumulaciones de hidrocarburos a nivel mundial hasta la
presente fecha.
2.2.9 Perforación Exploratoria
Exploración es el término utilizado en la industria petrolera para designar
la búsqueda de petróleo o gas.
Desde sus inicios hasta la actualidad se han ido desarrollando nuevas y
complejas tecnologías. Sin embargo este avance, que ha permitido reducir
algunos factores de riesgo, no ha logrado hallar un método que permita de
manera directa definir la presencia de hidrocarburo; es por ello que para
comprobar la existencia de hidrocarburos se necesita la perforación de
pozos exploratorios.
La perforación exploratoria tiene como propósito obtener información en
un área nunca antes explotada de la cual se presume la presencia de crudo
por información previa obtenida de los métodos de exploración, pero se
realiza la perforación para comprobar la existencia o no de hidrocarburos en
cantidades comerciales. El éxito de un pozo exploratorio no se mide en
función de los barriles producidos, sino por la información recolectada; por lo
cual se debe considerar la mayor obtención de información posible:
presiones iniciales de las formaciones, saturaciones iniciales de fluidos,
presión de burbuja de petróleo, gas en solución inicial, etc., obtenidos a partir
de análisis PVT de los fluidos del yacimiento, pruebas de presión, toma de
núcleos, análisis de muestras de subsuelo a distintas profundidades y
medición directa a diferentes profundidades de las propiedades y
características del terreno (rayos gamma, perfilaje eléctrico, geoquímica, etc).
77
Las trampas estructurales son las más fáciles de reconocer y explorar.
Los yacimientos atrapados en condiciones estructurales son los que permiten
la explotación más regular, más racional y con mejores porcentajes de
recuperación, considerando que no existan variaciones de facies
importantes. Sin duda alguna, el área Torondoy, de contener hidrocarburos
en forma rentable, estaría constituido principalmente por elementos
estructurales.
2.2.10. Proyecto de Inversión
Un proyecto es una propuesta de acción técnico económica para resolver
una necesidad utilizando un conjunto de recursos disponibles, los cuales
pueden ser, recursos humanos, materiales, tecnológicos, entre otros. El
proyecto está formado por una serie de estudios que determinar si la idea es
viable, si se puede realizar y dará ganancias.
La fase preliminar para la ejecución de un proyecto se conoce como pre-
inversión y, permite mediante elaboración de estudios, demostrar las
bondades técnicas, económicas-financieras, institucionales y sociales del
proyecto. Involucra:
• Generación y análisis de la idea del proyecto.
• Estudio de el nivel de perfil.
• Estudio de pre-factibilidad.
• Estudio de factibilidad.
De esta manera por se define el problema por resolver en fases de
estudios. En tal sentido, si una etapa se llega a la conclusión de que el
proyecto no es viable técnica y económicamente, carece de sentido continuar
con las siguientes, evitando incurrir en gastos innecesarios
78
2.2.10.1 Generación y Análisis de la Idea de Proyecto.
La generación de una idea de proyecto de inversión surge como
consecuencia de necesidades insatisfechas, de políticas, de la existencia de
otros proyectos en estudios o en ejecución, etc. En el planteamiento y
análisis del problema corresponde definir la necesidad que se pretende
satisfacer o se trata de resolver, establecer su magnitud y establecer a
quienes afectan las deficiencias detectadas (grupos, sectores, regiones o a
totalidad del país). Es necesario indicar los criterios que han permitido
detectar la existencia del problema, verificando la confiabilidad y pertinencia
de la información utilizada. De tal análisis surgirá la especificación precisa del
bien que desea o el servicio que se pretende dar.
2.2.10.2 Estudio del nivel de perfil.
En esta fase se estudian todos los antecedentes que permiten formar un
juicio respecto a la conveniencia y factibilidad técnico –económico de llevar a
cabo la idea del proyecto. En la evaluación se deben determinar y explicitar
los beneficios y costos del proyecto para lo cual se requiere definir previa y
precisamente la situación "sin proyecto", es decir, prever que sucederá en el
horizonte de evaluación si no se ejecuta el proyecto.
El perfil permite, en primer lugar, analizar su viabilidad técnica de las
alternativas propuestas, descartando las que no son factibles técnicamente.
En esta fase corresponde además evaluar las alternativas técnicamente
factibles.
El perfil permite adoptar alguna de las siguientes decisiones:
Profundizar el estudio en los aspectos del proyecto. Para facilitar esta
profundización conviene formular claramente los términos de referencia.
79
Ejecutar el proyecto con los antecedentes disponibles en esta fase, o sin
ellos, siempre que se haya llegado a un grado aceptable de certidumbre
respecto a la conveniencia de materializarlo.
Postergar la ejecución del proyecto o abandonar definitivamente el
proyecto si el perfil es desfavorable.
2.2.10.3 Estudio de pre-factibilidad
En esta fase se examinan en detalles las alternativas consideradas más
convenientes. Para la elaboración del informe de pre-factibilidad del proyecto
deben analizarse los aspectos que inciden en la factibilidad y rentabilidad de
las posibles alternativas. Entre estos aspectos sobresalen:
a. El mercado.
b. La tecnología.
c. El tamaño y la localización.
d. Las condiciones de orden institucional y legal.
Conviene plantear primero el análisis en términos puramente técnico, para
después seguir con los económicos. Ambos análisis permiten calificar la
opción del proyecto.
2.2.10.4 Estudio de factibilidad
En esta última fase de aproximaciones sucesivas iniciadas en la
preinversión, se abordan los mismos puntos de la pre-factibilidad. Además de
profundizar el análisis el estudio de las variables que inciden en el proyecto,
se minimiza la variación esperada de sus costos y beneficios. Para ello es
80
primordial la participación de especialistas, además de disponer de
información confiable.
Sobre la base de las recomendaciones hechas en el informe de pre-
factibilidad, y que han sido incluidas en los términos de referencia para el
estudio de factibilidad, se deben definir aspectos técnicos del proyecto, tales
como localización, tamaño, tecnología, calendario de ejecución y fecha de
puesta en marcha. El estudio de factibilidad debe orientarse hacia el examen
detallado y preciso de la alternativa que se ha considerado viable.
El informe de factibilidad es la culminación de la formulación de un
proyecto y constituye la base de la decisión respecto de su ejecución.
81
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Este capítulo presenta las estrategias metodológicas concebidas para
responder a las preguntas de la investigación y a los objetivos planteados en
la investigación, comprende el tipo y diseño del estudio y procedimientos de
la investigación así como las fuentes y técnicas de recolección de datos
utilizadas.
3.1 Tipo de Investigación
Para llevar acabo los aspectos metodológicos se tomaron en cuenta dos
tipos de estudio investigativo.
3.1.1 Investigación Descriptiva
Según Navarro y Nava (1992): “La investigación descriptiva es aquel tipo
de investigación cuyo objetivo fundamental es señalar las particularidades de
una situación, hecho o fenómeno”. (p.40).
En atención a las características mencionadas anteriormente, el presente
estudio obedece a una investigación de tipo descriptiva, ya que se
fundamenta en la descripción estructural y estratigráfica del Área Torondoy, a
fin de establecer el marco geológico que permita, posteriormente, proponer
un diseño para la realización de un levantamiento sísmico y perforación
exploratoria.
82
3.1.2 Investigación Experimental
Según Kerlinger (1979): “Es aquella donde el investigador construye
deliberadamente una situación a la que son expuestos varios individuos o
variables” (p.115)
Siguiendo este orden de ideas, esta investigación aplicó conceptos
experimentales, ya que luego de recolectar muestras de filtraciones de crudo
en el río Playa Grande, se realizaron mediciones en un laboratorio parar
cuantificar características o propiedades de los menes que aflorantes en el
área Torondoy. Es decir, las muestras fueron manipuladas para determinar
su gravedad API y sometida al análisis SARA para determinar su
composición porcentual de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos.
3.2 Diseño de la Investigación.
3.2.1 Diseño Transeccional Descriptivo.
Según Sampieri (2003) “Los diseños de investigación transeccional
descriptivo recolectan datos en un solo momento, en un tiempo único. Su
propósito es describir variables, y analizar su interrelación en un momento
dado” (p.186).
El presente estudio corresponde con un diseño transeccional descriptivo,
ya que las muestras de menes fueron recolectadas en un único momento, en
el río Playa Grande del Área Torondoy.
83
3.2.2 Diseño Correlacional. Según Sampieri (2003) “Describen relaciones entre dos o mas variables
en un momento determinado. También describe, pero no variables
individuales sino sus relaciones”
Es un diseño correlacional ya que los valores medidos en el laboratorio
permiten inferir relaciones entre el valor de gravedad API obtenido y el tipo
de crudo entrampado.
3.3 Procedimiento Metodológico
Para lograr los objetivos específicos planteados, se procedió de la
siguiente manera:
I. Fase de Documentación o Revisión Documental
Revisión de bibliografía existente, la cual consistió en recolectar
información referente a estratigrafía, ambiente sedimentario, litología, de las
diferentes formaciones que conforman la columna estratigráfica del Área y,
en especial, de aquellas que afloran en el río Playa Grande.
Revisión de mapas, específicamente, el mapa geológico estructural del
área, suministrado por Ingeomin, Maracaibo.
II. Fase de Estudio de Campo.
Recolección de muestras de crudo en el río Playa Grande, considerando
que las unidades experimentales del estudio lo constituyen los menes
ubicados en el Río Playa Grande, cuyas muestras fueron identificadas
84
confirmando coordenadas geodésicas con un navegador. Así mismo, fueron
identificadas, las diferentes formaciones que conforman la columna
estratigráfica.
III. Fase de Análisis.
A continuación se desglosan las actividades llevadas a cabo durante la
fase de Análisis.
Interpretación de mapas, consistió en identificar presencia de fallas,
orientación de los estratos, formaciones aflorantes, identificación de
coordenadas.
Sectorización del área en estudio en bloques, aporte fundamentado en las
características estructurales del área.
Determinación de la gravedad de crudo recolectado, realizado con el
propósito de inferir si se trata de yacimientos de crudos livianos, medianos,
pesados, etc; sin embargo, debe tomarse en consideración la exposición de
la muestra a superficie, lo cual favorece a la volatilización de los
componentes más livianos.
Determinación de porcentaje de saturados, aromáticos, resinas y
asfaltenos (Análisis S.A.R.A)
IV. Fase de Diseño
Consiste en las secciones explicadas en el capítulo IV, por cuanto
constituyen los resultados de la investigación:
85
Propuesta del levantamiento sísmico del área, en función de la dirección
de los estratos, distancias entre estaciones receptoras, entre otros, con el
propósito de identificar las estructuras geológicas presentes en el subsuelo
así como la continuidad de los estratos.
Ubicación de perforación exploratoria, basados en las consideraciones
estructurales y estratigráficas del área.
Estructura de costos para el levantamiento sísmico y perforación
exploratoria, en función de las características del área Torondoy.
86
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
Este capítulo comprende el análisis detallado de cada una las fases de
la investigación que fueron planteadas en el capítulo III.
4.1 Sectorización del Área Torondoy
Basado en la geología de superficie (afloramientos y estructuras de las
formaciones que conforman la columna estratigráfica), se sectorizó el mapa
geológico – estructural del área obtenido de Ingeomin y elaborado por la
Compañía Creole (1957), ver Figura Nº 14, en tres bloques: Occidental,
Central y Oriental.
Mapa Geológico de Torondoy
LEYENDA
Tpmb Fm BETIJOQUE Kl Fm LA LUNA
Tmpa Fm PALMAR Kcp Fm CAPACHO
Tep Fm PAUJI Kag Fm AGUARDIENTE
Tem Fm MISOA PE GRUPO IGLESIAS
Kc Fm COLON
87
Figura Nº 23. Mapa geológico – estructural del Área Torondoy
(Tomada de tesis de postgrado en Geología petrolera
Barreto, 2003). Escala 1:50000
Figura Nº 24. Secciones Geológicas
Tmpa Fm PALMAR Tep Fm PAUJI Tem Fm MISOA Kc Fm COLON Kl Fm La Luna Kcp Fm CAPACHO Kag Fm AGUARDIENTE PE GRUPO IGLESIAS
Falla Asumida
Falla de Corrimiento
Anticlinal
Sinclinal
Tmpa Tep Tem Kc Kl Kcp Kag PE
88
4.1.1 Bloque Occidental
Como se observa en la siguiente figura, se encuentra delimitado hacia el
este por el lado izquierdo del polígono y hacia el oeste por la falla La Culebra
89
Figura Nº 25. Bloque Occidental del Área Torondoy
A continuación los comentarios geológicos del bloque:
.- Corresponde al flanco sur de un anticlinal, afectado por una falla normal
de dirección norte franco, post-deposicional.
.- Es un área de menor complejidad estructural.
.- En este bloque aflora casi toda la columna estratigráfica.
.- La sección geológica Nº 1 atraviesa el mencionado bloque.
.- Las formaciones que forman la columna estratigráfica conforman un
flanco de anticlinal, accidentado por dos fallas normales, paralelas al eje de
la estructura, dejando la parte más hundida hacia el noroeste del bloque y la
parte más levantada hacia el suroeste del bloque.
Falla la Culebra
Rio Playa Grande N E264120
N998244
90
4.1.1.1 Análisis de Muestras de Menes Recolectadas en el Bloque Occidental
Consistió en la toma de muestras y análisis de menes a lo largo del río
Playa Grande.
La muestra del Mene No 1. (Figura No. 26) se recolectó en las
Coordenadas: N 997218 E 259160, altura 141 m, Latitud: 452’9º 00,892’.
Longitud: 71º 11; obtenida del receptor Garmín GPS MAP76s.
Datum WGS 84.
Figura Nº 26. Muestra de mene Nº1. Fecha: 20/01/2007.
Fuente: González (2007)
La muestra No. 2. del Mene (figura No. 27). Corresponde a las
Coordenadas: N 997241 E 259136. Altura: 134 m, Latitud: 456’9º 00,905.
Longitud: 71º 11, con el mismo equipo
91
Figura 27. Muestra de Mene Nº 2 (1). Fecha: 20/01/2007.
Fuente: González (2007)
La siguiente figura ilustra una segunda toma de la muestra No. 2.
Figura Nº 28. Muestra Nº2 (2). Fecha: 20/01/2007.
Fuente: González (2007)
92
Determinación de la Gravedad API del Crudo
Las muestras de mene fueron tratadas con 50 ml de dicloro-
metano por ser un solvente de rápida evaporación y sometidas a un
catalizador magnético sin aplicación de temperatura y posteriormente
separada por gravedad utilizando un embudo y papel de filtro, para
separarse en residuos orgánicos.
Los crudos se dejaron a condiciones normales por 24 horas a fin de
volatilizar el solvente. La figura No. 20 ilustra las muestras dejadas en
reposo para eliminar el solvente.
Figura Nº 29. Muestras en el laboratorio
Fuente: González (2007)
No pudo llevarse a cabo determinación de gravedad API por hidrómetro
debido a la poca cantidad de mene que pudo obtenerse. La determinación
por picnómetro no resulta la más idónea por ser crudo visible de baja
93
gravedad API; por estas razones, se determinó gravedad por determinación
de peso por balanza de precisión, peso específico y ºAPI por fórmula: ºAPI =
(141,5/ γ) – 131,5. La figura No. 27 muestra la balanza de precisión utilizada.
Los valores ºAPI de las muestras son presentados en la siguiente tabla.
Tabla Nº 3. Determinación de Peso específico y gravedad ºAPI de las
muestras
Muestra Peso de crudo (gr) Peso de agua (gr) Peso específico (γ) ºAPI
1 0.9621 0.9996 0.96248499 15.5
2 0.9687 0.9996 0.96908764 14.5
Tales resultados indican la presencia de crudo pesado, sin embargo debe
considerarse la pérdida de compuestos volátiles.
La figura a continuación ilustra el agitador magnético.
Figura Nº 30. Agitador magnético utilizado para catalizar las muestras
Fuente: González (2007)
94
En las figuras No. 31, 32 y 33, se muestra el proceso de separación por
gravedad realizado en el laboratorio.
Figura Nº 31. Separación por gravedad
Fuente: González (2007)
Figura Nº 32. Separación por gravedad (2)
Fuente: González (2007)
95
Figura Nº 33. Acercamiento de crudo separado por agitación y
gravedad.
Fuente: González (2007)
Figura Nº 34. Balanza de cuatro dígitos de precisión utilizada en los
ensayos
Fuente: González (2007)
96
Determinación de Saturados - Aromáticos - Resinas – Asfaltenos
Se realizó análisis SARA solamente a la muestra Nº 2 por
razones de costo.
Para la determinación de Asfaltenos se tomó una muestra del mene
tratado de 1,9920 gramos (grs) y se vertió 50 ml de n-heptano. La
muestra permaneció 24 horas en reposo y luego fue centrifugada para
la decantación de los asfaltenos. Se vertieron los maltenos en un vaso
de precipitado (beaker) y posteriormente se pesaron los asfaltenos
obteniendo 0.1081 grs, lo cual representa 5.4 % en porcentaje. Las
figuras 25 y 26 ilustran parte del proceso antes descrito.
Figura Nº 35. Tubo con muestra de asfaltenos.
Fuente: González (2007)
97
Figura Nº 36. Muestra de maltenos obtenidas del ensayo.
Fuente: González (2007)
Para la determinación de Saturados se utilizó la muestra de maltenos
separados en el ensayo anterior. A tales efectos, se utilizó cierta cantidad de
sílica gel durante 24 horas a 200 ºC. El ensayo consistió en verter 0,1886
grs de maltenos en una columna de fraccionamiento empacada con sílica gel
para iniciar la polarización con hexano y separar los compuestos menos
polares, en este caso, los saturados. Se continuó vertiendo hexano en la
columna mientras salían de la misma los saturados hasta alcanzar 15 ml en
el beaker identificado como “saturados”. Las figuras No. 34 y 35 ilustran parte
del proceso de determinación de saturados.
98
Figura Nº 37. Determinación de Saturados.
Fuente: González (2007)
Figura 38. Alejamiento del ensayo SARA
Fuente: González (2007)
99
Para la determinación de Aromáticos se realizó un ensayo similar al descrito
anteriormente pero cambiando el solvente a tolueno, por polarizar y separar
los componentes aromáticos. Visiblemente pudo notarse la separación de la
interfase naranja. La solución de 15 ml obtenida en el beaker fue de
coloración naranja, característica de los aromáticos en este análisis. Las
figuras No. 39, 40 y 41 muestran parte del ensayo.
Figura Nº 39. Determinación de Aromáticos.
Fuente: González (2007)
100
Figura Nº 40. Foto de alejamiento para Determinación de
Aromáticos
Fuente: González (2007)
Figura Nº 41. Acercamiento de ensayo para Determinación de Aromáticos.
Fuente: González (2007)
101
Para la determinación de resinas se procedió similarmente a los casos
anteriores, cambiando el solvente a diclorometano, por ser solvente de mayor
polarización (para resinas o polímeros naturales), hasta alcanzar 15 ml en el
precipitado.
Las tres muestras identificadas en los diferentes beakers se dejaron en
reposo durante 48 horas para permitir la evaporación de los solventes
respectivos y proceder entonces a pesarlos para determinar el porcentaje en
peso/peso de cada uno de los componentes de la muestra de maltenos.
El análisis S.A.R.A. arrojó los siguientes resultados en la Tabla No. 4.
Tabla Nº 4. Resultados de análisis SARA
% Saturados % Aromáticos % Polares 42, 7 48,8 8,5
Esto indica la presencia de un crudo que pudiera servir como materia
prima para la producción de derivados oleicos y nafténicos y debido al poco
porcentaje de compuestos polares (resinas y asfaltenos), el riesgo de la
formación de asfaltenos durante manejo del crudo, sería bajo.
4.1.2 Bloque Central
Delimitado hacia la izquierda la Falla La Culebra y hacia la derecha por el
afloramiento igneo-metamórfico, como se aprecia en la Figura Nº 42.
102
Figura Nº 42. Bloque Central del Área Torondoy
Anticlinal Guaca
Este bloque fue subdividido en sub-bloques: Noroeste, Central, noreste,
sur y sur este, en respuesta a la complejidad y diversidad estructural.
- Sub - Bloque Noroeste
.- La estructura predominante en este bloque es el anticlinal Guaca
(eje NE – SO) extendida en todo el sub-bloque (como se observan en
secciones geológicas 2 y 3).
.- Hacia el flanco norte del anticlinal Guaca afloran las formaciones
más recientes: Palmar y Post-Palmar mientras que hacia el sur del
mencionado anticlinal afloran las formaciones más antiguas (Basamento,
Cretáceo y Eoceno)
N998244
E274120
N
Anticlinal Mullapas
103
- Sub – Bloque Central
.- Es una estructura compleja caracterizada por un sistema de fallas de
dirección norte franco, plano-transcurrentes, que favorece los espesores de
la Formación Paují.
.- Los fenómenos orogénicos que conducen a la formación de estas
estructuras, por lo general ocasionan un efecto de dispersión de
hidrocarburos más que un efecto de concetración.
- Sub – Bloque Noreste
.- Área de poca complejidad estructural representada por el anticlinal
Mullapas.
.- Solamente aflora la formación Palmar.
- Sub – Bloque Sur
.- Representado por un sinclinal de dirección este franco en cuyo eje
aflora la Fm. Palmar
- Sub – Bloque Sureste
.- Constituido por un sistema de fallas normales de dirección norte
franco.
.- Afloran las formaciones más antiguas, desde el basamento hasta la
Fm. Misoa.
.- Se considera, al igual que el sub-bloque central de alta complejidad
estructural, por lo que, para fines exploratorios dicha complejidad descarta
una localización.
104
4.1.3 Bloque Oriental
Las características geológicas se muestran a continuación
.- Hacia el norte del bloque (Figura Nº 43) se ubica la falla de Las
Virtudes de dirección noreste, la cual separa discordantemente 2.5 kms de
las formaciones post-miocénicas de las formaciones ígneas-metamórficas;
siendo éstas últimas, las formaciones que abarcan casi la totalidad del
bloque. La falla de Las Virtudes es de tipo Cabalgamiento, por lo cual debajo
del plano de falla, las formaciones pueden repetirse como resultado de un
plegamiento tumbado.
Figura Nº 43. Norte del Bloque Oriental del Área Torondoy
E284120
E274120
N1008244
N
105
.- El resto del bloque se caracteriza por el afloramiento del Basamento
Figura Nº 44. Sur del Bloque Oriental del Área Torondoy.
.- Las formaciones Post. Palmar hacia el norte tienen una longitud de 10,
5 km con espesor promedio de 2.5 km mientras que el basamento aflora 9
km con espesores entre 6 km hacia el norte del bloque y 9 km hacia el sur
del mismo.
4.2 Consideraciones para el diseño de Líneas Sísmicas
En base a la sectorización del área, se propone 6 líneas sísmicas de
dirección N 5º E, perpendiculares a la dirección de los estratos.
La determinación del intervalo de grupo (D) se obtuvo de la siguiente
fórmula:
D = ½ * (V interválica / F máx) / sen θ
D = ½ * (5000 m/s / 65 Hz) / sen 45º
N100824
N998244
106
Donde la velocidad interválica (V interválica) fue obtenida del área
Tomoporo y el buzamiento máximo (F máx) se obtuvo de secciones
geológicas.
D = ½ * 108,78 =54, 4 m
De donde fue calculado el número de receptores alineados a 50mts entre
si. (Ver Tabla Nº 5). Se decidió ubicar fuentes de disparo en cada línea
distanciados entre sí, cada 100mts.
Tabla No. 5. Coordenadas iniciales y finales de las líneas propuestas
Coordenadas
iniciales Coordenadas finales Longitud
Número de Estaciones
Nº de Fuentes o Disparo
línea Nº N E N E (kms) 1 996444 262120 1001344 258420 5,6 112 56 2 996844 266120 1002944 262120 6,9 138 69 3 997244 268720 1004644 266620 7.7 154 77 4 997644 272820 1006644 270120 9 180 90 5 998244 276620 1008644 275520 10.5 210 105 6 1000744 275020 1009644 274520 10.4 208 104
4.3 Prospecto Geológico para la perforación exploratoria
Se propone perforar en la región occidental del área Torondoy como
primera opción por presentar estructuras geológicas favorables al
entrampamiento de crudo (flanco de anticlinal fallado) con poca complejidad
estructural. Las Coordenadas de superficie para el pozo exploratorio son los
siguientes: E 259220 y N 999444.
107
Figura Nº 45. Ubicación del Pozo Exploratorio
Figura Nº 46. Localización propuesta
De acuerdo a la escala de la sección geológica Nº 1, se estima
alcanzar los topes de las formaciones de la Columna Geológica según la
Tabla Nº 6.
E264120
N998244
Columna Estratigráfica
Tmpa Tep Tem Kc Kl Kcp Kag PE
Pozo Exploratorio
108
Tabla Nº 6. Prognosis Geológica
El prospecto geológico primario de la perforación exploratoria corresponde
a la formación Aguardiente, argumentado que el 70% de esta formación está
constituida por arenas con alternancia de limolitas, lutitas, lutitas
carbonáceas y capas delgadas de carbón; siendo las areniscas de grano
grueso a fino, bien escogidas.
En la formación Aguardiente se pueden distinguir cinco litofacies desde la
letra “A” hasta la letra “E”, siendo las tres primeras las consideradas de
mayor calidad de roca. Las litofacies A consiste en capas de areniscas de
cuarzo de grano medio a grueso que van de 1 metro a 4 metros (la cual
aflora masivamente en el río Playa Grande); Litofacies B, consisten en
areniscas de espesores de 0.5 a 2 metros con presencia de glauconita y
wackas de cuarzo y glaucomita (En el Río Playa Grande esta litofacie
consiste en areniscas y limolitas con bioturbación y rizaduras de corriente,
microscópicamente son bien escogidas y de grano muy fino). Las litofacies C
también está constituida por cuerpos de arena, sin embargo, en el área
Torondoy estas litofacies no aparecen en todas las secciones por lo que se
Formación Tope (BNM) (Pies)
Espesor estimado (Pies)
Base (Pies)
Post-Palmar Superficie 3280 3280 Palmar 3280 1640 4920 Paují 4920 820 5740 Misoa 5740 1640 7380 Colón 7380 1312 8692 La Luna 8692 1312 10004 Capacho 10004 1312 11316 Aguardiente 11316 820 12136 Basamento 12136 - -
109
infiere un carácter lenticular. El resto de las litofacies (D y E) no son
favorables como roca almacén por alto contenido lutítico.
El prospecto secundario corresponde a la formación Misoa principalmente
por predominar en su litología el contenido de arenisca en un 80% con
granos muy finos con intercalaciones de lutitas y limolitas hacia el área Sur y
Sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Específicamente en el Río
Playa Grande, el afloramiento de la formación Misoa muestra materiales
arenosos con desarrollo de barras y canales, propias de un ambiente de
sedimentación fluvio – deltaico, en el cual se depositó esta formación. Otra
consideración importante es la cercanía de los Campos Barúa- Motatán y
Tomoporo que producen principalmente de las areniscas de Misoa.
4.4 Pre-Factibilidad para el levantamiento sísmico y perforación exploratoria.
4.4.1 Factibilidad Técnica
Consistió en la consideración de los siguientes aspectos:
.- Selección del tipo de sísmica a emplear. Por ser un área exploratoria se
propuso sísmica 2D para reconocimiento de área, es esto es, identificación
de estructuras geológicas como potenciales trampas de hidrocarburo así
como medición de continuidad de horizontes geológicos.
.- Definición del número y dirección de líneas sísmicas, tomando en
cuenta dirección de los estratos o de las formaciones en el área. Consistió
en definir coordenadas iniciales y finales de las líneas sísmicas y en
110
determinar la extensión de las mismas, aspecto que afectará la
determinación de costos y la forma de las estructuras geológicas presentes.
.- Determinación de los parámetros básicos para la adquisición de
sísmica 2 D:
Previamente el intervalo de grupos, es decir, separación entre estaciones
receptoras, en función de parámetros geológicos y geofísicos del área.
.- Proposición de la perforación exploratoria, en función de las
consideraciones estructurales y estratigráficas del área, como complejidad
estructural, presencia de estructuras geológicas favorables al
entrampamiento de hidrocarburo (anticlinales y / o fallas), afloramiento de
formaciones de alta calidad de roca. A tales efectos, el bloque occidental fue
considerado el más prospectivo para la perforación del pozo exploratorio,
considerando como posibles horizontes de interés las formaciones: Misoa del
eoceno y Aguardiente del cretáceo.
4.4.2. Factibilidad Económica.
Los costos exploratorios asociados a este estudio involucran costos
sísmicos y costos de perforación exploratoria.
A continuación se muestra una estructura de costos, utilizada por PDVSA
Occidente para la licitación de levantamiento sísmico en tierra, los cuales
serán los costos considerados.
111
Tabla Nº 7. Estructura de Costo para el Levantamiento de la Sísmica por
actividades
Actividades para el Unidad Precio Unitario Cant Precio Total
Levantamiento de la Sísmica US$ US$ Movilizacion / desmovilizacion - 1.600.000,00 1 1.600.000,00 Topografia (con trocha a estacado de 50 m) Km. 621,81 50 31.090,50
Perforacion (perforado y cargado, 1 hoyo a 15 m y 1 kg) PUNTOS 161,06 500 80.530,00
Grabacion en tierra PUNTOS 165,75 1.000 165.750,00 Tiempo de espera topografía (50 m) Hr 38,86 100 3.886,25
Tiempo de espera perforación Hr 100,66 100 10.066,20 Tiempo de espera grabación en tierra Hr 207,19 100 20.718,70
Total 1.912.041,65
En cuanto a los costos aproximados por fase de la perforación
exploratoria en el área Torondoy fueron considerados costos actuales de
pozos cretáceos en Tierra perforados por PDVSA en el área de Tomoporo y
Motatán, cercanos al área en estudio. Adicionalmente, se tomó en cuentas
las consideraciones de pozo tipo en el área, el cual cuenta con tuberías de
revestimientos intermedios y de producción en las bases de las formaciones
Paují, Misoa y Colón asociados a problemas de pérdidas de circulación y
atascamiento de tubería.
112
Tabla Nº 8. Estructura de Costos de la Perforación Exploratoria por actividad
Actividad Costo en M$ Tiempo en Dias
Mudanza del Taladro 476,2 6 Perforación de hoyo superficial 202,4 4 Asentamiento y Cementación de Revestidor de Superficie 952,4 2 Perforación de hoyo intemedio (12 1/4") 3333,3 27 Asentamiento y Cementación de Revestidor de Intermedio 761,9 4 Perforación de hoyo intermedio de 8 ½" 1523,8 11 Asentamiento y Cementación de liner de 7 5/8" 857,1 11 Perforación de hoyo de producción 6 ½" 1904,8 24 Asentamiento de liner de 5 ½" 761,9 11 Captura de Información 952,4 10 Total 11726,2 110
Así pues los costos totales asociados al levantamiento sísmico (1,91
MM$) y perforación exploratoria contabilizan (11,27 MM$) totalizan 13, 7
MM$.
Período de Recuperación como criterio de decisión para aceptación o rechazo del proyecto.
Se ha considerado de esta técnica para determinar el tiempo que requiere
la entidad que costee en el levantamiento sísmico y perforación exploratoria
para recuperar la inversión inicial. Evidentemente una actividad exploratoria
no se mide por los barriles de petróleo obtenidos sino por la información; sin
embargo, la propuesta de perforación exploratoria en un área, al menos debe
asomar una producción esperada. De acuerdo a perforaciones de áreas
vecinas, históricamente se han obtenido pozos de 5 000 BNPD a 10 000
BNPD, por tal motivo se aplica el criterio de decisión para este rango de
valores.
113
Grafico Nº 1. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 5000
BNPD y declinación del 10 % anual
A continuación se muestra en la tabla Nº 10 el petróleo acumulado por
año y los ingresos obtenidos por la venta de petróleo 20 $/barril (precio
promedio del crudo Merey 16 para el año 2002, por debajo del precio actual
del crudo pesado)
Tabla Nº 9. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos obtenido a
20 $/barril. Considerando una producción inicial 500 BNPD
Inversión =Costos de sísmica + Costos de Perforación
Inversión= 1,91 MM$ + 11,27 MM$
Inversión= 13,18 MM$.
Año Petróleo Acumulado (MMBs)
MM$ ( a 20 $/barril )
1 1.82 36.4 2 1.64 32.8 3 1.46 29.2 4 1.28 25.7 5 0.93 18.6
BNPD estimados Vs tiempo
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1 2 3 4 5 6
Año
BNPD
114
Como puede observarse ya al primer año de producción del pozo, se ha
recuperado la inversión, ante un escenario de 5000 BNPD de producción
inicial con una declinación anual de la producción del pozo y a 20 $/Bl el
precio del crudo, es decir, en las consideraciones más desfavorables en
cuanto a producción inicial y precio del crudo, por lo tanto, el proyecto resulta
rentable para cualquier otro escenario.
Grafico Nº 2. Estimado de producción del pozo con valor inicial de 10000
BNPD y declinación del 10 % anual
De acuerdo con este perfil de producción, el petróleo acumulado por
año y los ingresos obtenidos a 20 $/barril, se muestran a continuación:
Tabla Nº 10. Estimado de Petróleo Acumulado por año e ingresos
obtenido a 20 $/barril. Considerando una producción inicial 1000 BNPD
BNPD estimados Vs tiempo
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 1 2 3 4 5 6
Año
BNPD
115
De acuerdo a estos valores, el tiempo de recuperación de la inversión
sería prácticamente al cierre de producción del primer trimestre a un precio
de 20 $/barril.
Año Petróleo Acumulado (MMBs)
MM$ ( a 20 $/barril )
1 3,65 73 2 3,29 65.8 3 2,92 58.4 4 2,56 51.2 5 1.86 37.2
116
CONCLUSIONES
A continuación se presentan las Conclusiones atendiendo a los
objetivos desarrollados durante el proceso de investigación.
1. Se determinó que en los menes del río Playa Grande, la gravedad
API de los mismos se ubica entre 14° y 15º, es decir, crudo pesado. Los
análisis SARA (Saturados – Aromáticos – Resinas - Asfaltenos) reportan un
alto contenido de parafinas y de aromáticos, lo cual refleja importantes
características para la obtención de derivados oleicos y nafténicos, mientras
que el bajo porcentaje de resinas y de asfaltenos es indicativo de poca
tendencia a la formación de precipitados orgánicos. De acuerdo al análisis
SARA, la composición del mene es tanto de base parafínica (42.7 %) como
nafténica (48.8%).
2. El diseño de levantamiento sísmico comprende 6 líneas sísmicas de
dirección Nº 5 E (perpendiculares a la dirección de deposición de los
estratos) que pretenden definir la continuidad de los diferentes reflectores
que conforman la columna estratigráfica así como la representación de las
diferentes estructuras geológicas presentes en el área. El diseño propone
una separación de estaciones receptoras de 50 m. donde el último reflecto de
interés considerado es la Formación Aguardiente.
3. Estructuralmente, el bloque occidental del Área Torondoy fue
considerado el más prospectivo para la perforación del pozo exploratorio por
117
Presentar menor complejidad estructural con respecto a los bloques central y
oriental. La propuesta de la localización cuenta con el menor número de
variables cuando es un área exploratoria. El bloque occidental conforma un
flanco de anticlinal fallado, dejando la parte más hundida hacia el noroeste
del bloque y la parte más levantada hacia el suroeste del bloque.
4. El prospecto geológico primario de la perforación exploratoria
corresponde a la formación Aguardiente, argumentado en las siguientes
consideraciones:
El 70% de esta formación está constituida por arenas con alternancia
de limolitas, lutitas, lutitas carbonáceas y capas delgadas de carbón.
En general, las areniscas son grises de grano grueso a fino,
generalmente bien escogidas.
Se pueden distinguir cinco litofacies desde la letra “A” hasta la letra
“E”, siendo las tres primeras las consideradas de mayor calidad de
roca. Las litofacies A consisten en capas de areniscas de cuarzo de
grano medio a grueso que van de 1 metro a 4 metros (la cual aflora
masivamente en el río Playa Grande); Litofacies B, consisten en
areniscas de espesores de 0.5 a 2 metros con presencia de
glauconita y wackas de cuarzo y glauconita (En el Río Playa Grande
esta litofacie consiste en areniscas y limolitas con bioturbación y
rizaduras de corriente, microscópicamente son bien escogidas y de
grano muy fino). Las litofacies C también están constituida por
cuerpos de arena, sin embargo, en el área Torondoy estas litofacies
no aparece en todas las secciones por lo que se infiere un carácter
lenticular. El resto de las litofacies (D y E) no son favorables como
roca almacén por alto contenido lutítico.
118
5. En lo que respecta a el prospecto secundario, este corresponde a la
formación Misoa principalmente por predominar en su litología el contenido
de arenisca en un 80% con granos muy finos con intercalaciones de lutitas y
limolitas hacia el área Sur y Sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Específicamente en el Río Playa Grande, el afloramiento de la formación
Misoa muestra materiales arenosos con desarrollo de barras y canales,
propias de un ambiente de sedimentación fluvio – deltaico, en el cual se
depositó esta formación.
6. Se determinó, que la cercanía de la localización a los Campos Barúa-
Motatán y Tomoporo que producen principalmente de las areniscas de
Misoa, es otro aspecto indicio en la selección de los prospectos geológicos
mencionados.
7. Una perforación exploratoria no se cuantifica por barriles producidos
sino por información obtenida. Sin embargo, considerando una producción
muy por debajo de las obtenidas en las áreas exploratorias cercanas, si el
pozo resultara productor, el período de recuperación de la inversión
exploratoria ocurriría antes del primer año de producción del pozo.
119
RECOMENDACIONES
1. Realizar un estudio de impacto ambiental en el área de río Playa
Grande a fin de evaluar la magnitud de la afectación de flora y fauna y
mitigación de los efectos ocasionados por la adquisición sísmica al medio
ambiente.
2. Realizar el análisis o pruebas de ruido que permitan definir el óptimo
arreglo que atenúe el ruido y refuerce la señal de interés en el los geófonos.
3. Realizar trabajos de campo en los bloques restantes del área
Torondoy, a fin de recolectar y analizar los menes y establecer
comparaciones con los menes estudiados en el sub-área Playa Grande.
120
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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Torondoy, Estado Mérida”. Universidad del Zulia. Postgrado de Ingeniería.
Maracaibo.
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Edición.
Editorial Católica, S.A. Diccionario Rioduero de Geología y Mineralogía
(1972). España
Eve, K (1954). “Applied Geophysics”. Cambridge University. IV edition.
Nueva York
Flores M (1993). “Análisis de Parámetros para el Diseño de Levantamiento
de Sísmicos 2D y 3D”. Universidad Simón Bolívar.
Huamacán C (2001). “Implementación del equipo de adquisición de datos
de prospección sísmica”. Centro Peruano Japonés de Investigaciones
Sísmicas y Mitigación de Desastres.
121
Kerlinger (1979). “Métodos, Tipos y Diseños de Investigación”.
Luzardo, E (1992). “Interpretación paleoambiental y correlación lateral de la
formación Aguadiente (Cretáceo Inferior) Flanco Norandino”. Instituto
Tecnológico de Maracaibo.
Malandrino, G (1998). “Estratigrafía y Posibilidades Petroliferas de la
Región de los Humoracos – El Tocuyo – Estado Lara”. Universidad del Zulia,
Facultad de Ingeniería, División de Post-Grado, Maracaibo.
Mazzarri, C y Rincón, C (2004). “Manual de Procedimientos y Guía para la
Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Tesis Doctoral”. LUZ- Facultad
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PDVSA (1991). “Informe sobre el Flanco Norandino”. Russel W (1951). “Principles of petroleum geology”. McGraw-Hill, Inc. New
York
Sampieri Hernández, R (2003) “Metodología de la Investigación”. III Edición
Mc GranHill.
Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo (1963). “Aspectos de la
Industria Petrolera Venezolana”. Caracas. Editorial Sucre.
122
PÁGINAS WEB:
Código geológico de Venezuela www.intevep.pdv.com/~lbc03/.
123
A N E X O S
124
Anexo Nº 1.- Mapa de Ubicación de los Menes de la Zona de Torondoy, Mérida
125
Anexo Nº 2.- Diagrama Mecánico del Pozo Duara-AS. Prueba DST 1
Ubicado a 75 km al noroeste de la localización propuesta
126
Anexo Nº 3.- Diagrama Mecánico del Pozo Duara-AS. Prueba DST 2
127
Anexo Nº 4
Programa Tentativo de Perforación.
1. Hoyo 26” – Conductor de 20”
a. Perforar hoyo de 12 ¼” hasta 3010’. Circular y acondicionar
lodo.
b. Perfilar hoyo con registros re litología, resistividad, porosidad y
calibrador de hoyo. Las profundidades y escalas de registros
se deben emitir en programa detallado respectivo.
c. Ampliar hoyo a 26. Circular y acondicionar.
d. Bajar conductor de 20” hasta 3000’ y cementar según
programa.
e. Instalar casing head housing 21 ¼” x 5000 lpc.
2. Hoyo 17 ½” – Revestidor de 13 3/8”
a. Perforar hoyo de 12 ¼” hasta 20’ debajo de Zapata de 20”.
Circular y homogeneizar. Realizar prueba de integridad de
formación. Continuar perforando hoyo de 12 ¼” hasta base de
la Formación Paují.
b. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y
caliper, de acuerdo a programa detallado.
c. Ampliar hoyo de 12 ¼” a 17 ½” hasta la base de la Formación
Paují. Circular y acondicionar.
d. Bajar revestidor de 13 3/8” y cementar, según programa
respectivo.
e. Instalar cabezal 13 3/8” x 10000 lpc en revestidor y BOP.
Probar cabezal.
128
3. Hoyo 12 ¼” – Revestidor 9 5/8”
a. Limpiar cemento, cuello y zapata con mecha de 12 ¼”. Perforar
20’ de hoyo de 12 ¼”. Efectuar prueba de integridad de
formación.
b. Continuar perforando hoyo de 12 ¼” hasta la base de la
Formación Misoa. Circular hasta obtener retornos limpios.
c. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y
caliper, de acuerdo a programa detallado.
d. Bajar y cementar revestidor 9 5/8” hasta la base de la
Formación Misoa, de acuerdo a programa respectivo
e. Instalar cabezal 13 5/8” x 10000 lpc y BOP. Probar cabezal y
equipo de control.
f. Realizar prueba de producción DST en la Formación Misoa.
g. Efectuar forzamiento de cemento para abandonar los intervalos
probados.
h. Bajar mecha de 8 3/8” hasta cuello flotador. Circular y cambiar
a do invertido, según programa.
4. Hoyo de 8 3/8” – Revestidor de 7”
a. Bajar mecha de 8 3/8”, limpiar cuello y cemento hasta zapata
de 9 5/8”. Circular y acondicionar. Perforar 20’ hoyo. Realizar
prueba de integridad.
b. Continuar perforando hoyo hasta la base de la formación Colón.
c. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y
caliper, de acuerdo a programa detallado.
d. Bajar y cementar revestidor de 7” hasta la base de la Formación
Colón). Instalar Casing Spool de 11” x 10000 lpc x 7 1/16” x
10000 lpc.
129
5. Hoyo de 5 7/8” – Forro de 4 ½”
a. Después de 24 horas, limpiar revestidor de 7”, bajar mecha de
5 7/8” hasta cuello flotador. Limpiar cuello flotador, cemento y
zapata. Perforar 20’ de hoyo de 5 7/8”. Circular hasta
acondicionar loco y homogeneizar propiedades. Efectuar
prueba de integridad.
b. Continuar perforando hoyo de 5 7/8” hasta alcanzar el
Basamento.
c. Perfilar hoyo con registros de litología, resistividad, densidad y
caliper, de acuerdo a programa detallado.
d. Bajar mecha de 5 7/8” hasta Profundidad total. Acondicionar
lodo. Circular hasta obtener retornos. Sacar mecha.
e. Bajar forro liso 4 ½” y cementar de acuerdo a programa.
f. Esperar 24 horas de fraguado. Lipiar revestidor de 7” (con
mecha de 5 7/8”) y forro de 4 ½” (mecha de 3 5/8”). Correr
raspadores para revestidotes de 7” y 4 ½”. Perfilar hoyo con
registros de litología, resistividad, densidad y caliper.
g. Completar pozo de acuerdo a la interpretación de los registros.