Leer Ensayo Completo Cuencas Barinas Apure

Cuencas Barinas Apure

Imprimir Documento!
Suscríbase a ClubEnsayos - busque más de 1.620.000+ documentos

Categoría: Historia

Enviado por: klimbo3445 27 abril 2011

Palabras: 12244 | Páginas: 49

...

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

6.- Capitulo V: Características de Acumulación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

6.1.- Entrampamiento de Hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

6.2.- Áreas y Campos Productores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

6.3.- Área Mayor de San Silvestre. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

6.4.- Depresión Estructural de Guarumen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

6.5.- Exploración Futura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

6.6.- Intervalos Productores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

6.7.- Principales Campos de La Cuenca. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

6.8.- Campo de Apure. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33

6.9.- Campo Guafita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

6.10.- Campo La Victoria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

7.- Conclusión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

8.- Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

INTRODUCCIÓN

El aprovechamiento del petróleo en nuestro país se remonta al año 1535, según una referencia de Gonzalo Fernández de Oviedo, pero es solo a partir de 1917 que comienza a tener participación importante en la economía y en 1925 la exportación petrolera genera más divisas que las tradicionales exportaciones de café y cacao.

El petróleo constituye en Venezuela la principal fuente de ingresos, hasta el punto que no se establecen otras fuentes de riqueza, por lo que se puede decir que la economía y el presupuesto nacional está sujeto en cada ejercicio fiscal a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo.

La Cuenca Petrolífera Barinas Apure esta situada al suroeste de la republica. Limita al noreste con la Cordillera de Mérida; al sureste del Escudo Guayanés; al este con el Arco del Baúl y al suroeste con los llanos orientales de Colombia, los cuales constituyen una prolongación de la cuenca.

Esta cuenca aun permanece en gran parte como una cuenca cuyo potencial petrolífero esta por determinarse, aunque se han hecho descubrimientos de gran importancia al comprobarse la existencia de petróleo en cantidades comerciales.

Los campos petrolíferos que constituyen esta cuenca son: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Páez, Sinco y Silvestre. En esta cuenca se distingue la subcuenca de Barinas.

Cuenta con 350 pozos activos y una capacidad de producción de 166 millones de barriles diarios. Su producción en el año 2000 fue de 40.563 millones de barriles, 3,52% del total nacional.

CAPITULO I

CUENCAS BARINAS-APURE

Ubicación

La cuenca Barinas-Apure esta ubicada en la parte sur-occidental del país, al norte de la frontera con Colombia y pertenece al sistema de cuencas subandinas, las cuales constituyen un área de sedimentación pericrotonica que quedo estructuralmente aislada entre el escudo suramericano y la cordillera de los andes, a raíz del levantamiento de esta ultima.

Los limites noroccidental y suroccidental de la cuenca están naturalmente definidas por los andes de Mérida y el escudo Guayanés, respectivamente. Al sur continua en la cuenca Colombia de los llanos. Al noroeste termina contra el arco del Brasil, mas allá del cual empieza la cuenca oriental de Venezuela. Definida de esta manera general, la cuenca Barinas-Apures tiene una superficie de aproximadamente 100.000Km2 y se extiende sobre los estados Apure, Barinas y parte de Portuguesa.

Las cuencas de Barinas-Apure, la tercera de Venezuela, por su volumen de recursos petrolíferos, es una depresión estructural situada en la región Suroccidental del País. En lo que a recursos petrolíferos se conoce esta limitada hacia el noroeste por los contrafuertes de la cadena de los Andes Venezolanos. Al norte por la prolongación Occidental de la Serranía del Interior Central y al este y noroeste por el levantamiento del Baúl; al sur esta separada de la cuenca de los llanos Venezolanos, por un al gravimetrico situado entre los ríos Apure y Arauca, según Hosper y Van Wijnen (1989) en estas delimitaciones de cuencas petrolíferas los limites fijados por su supuesta importancia económica siempre son arbitrarios y no se ajustan a occidente fisiográficos ni a consideraciones puramente biológicas.

Esta depresión tiene aproximadamente 430Km según su eje mayor entre los contrafuertes Andinos al oeste de las selvas de San Camilo y los cerros del Baúl y 200 Km en dirección transversal NNO entre Barinas y el curso del río Arauca. Martínez (1976) calcula una superpie de 95.000Km2 y un volumen de sedimento de 167.000Km3 y en los estados Barinas y Apure, parte de Portuguesa y Táchira Meridional en su estado actual la cual es pronunciadamente Asimétrica, con un flanco Meridional suavemente inclinado hacia el noroeste siguiendo la pendiente de loas rocas ígneo-Metamórficas, Pre-cretácicas del Ecuador de Guayana y del Arco del Baúl, y un flanco septentrional marcado por afloramientos de rocas pre-cretácicas y cretácicas muy deformadas que forman parte del flanco Sur-este de los Andes Venezolanos.

Eventos Importantes

Dentro de esta cuenca se han descubierto 12 campos petroleros de los cuales 10 están concentrados en una superficie relativamente pequeña de 1.200Km2, ubicado a unos 30Km al sureste de Barinas y denominada área mayor de San Silvestre o zona productora de Barinas, los dos campos restantes Guafita y la Victoria constituyen descubrimientos recientes en la zona de Apure, en el borde sur de la cuenca, cerca de la frontera Colombo-Venezolana.

En la cuenca Barinas-Apure se han perforado 333 pozos de los cuales 127 estaban activos para septiembre de 1985. Las reservas descubiertas se estimas en 17MMm3 para finales de marzo de 1986 la producción acumulada era de 86MMm3 con unas reservas de 85MMm3.

Actualmente la producción diaria es de 5.080m3 de petróleo de gravedad promedio 240 API, La actividad exploratoria se inicio en 1930 con la perforación del pozo Uzcategui-1, que resulto seco.

El primer descubrimiento comercial fue de la compañía Sercany Vacuum Oil en 1947, con el pozo San Silvestre-2, en la zona productora. En esta misma zona productora los descubrimientos se sucedieron durante un lapso de 27 años hasta 1974, involucrando varias compañías consecionarias y la comparación venezolana del petróleo.

Las cuencas de Barinas-Apure incluye en realidad dos subcuencas menores, las cuales ocupan las mayores extensiones en los estados Barina y Apure y Uribante sobre parte de Apure Occidental, separadas entre si, por el arca de Santa Bárbara que en cuenca sustituye una extensión de macizo decolorado.

Dentro de la cuenca hasta la fecha se han descubierto hasta la fecha 12 campos de petróleo casi todos de pequeñas extensiones y de recursos con excepción de los campos de Silvestre (San Silvestre) y Sinco. Para fines de 1977 la producción total acumulada alcanzo la cifra de 444 millones de barriles (70x106m3) y las reservas recuperables remanentes se acumulan en 133millones de barriles (21x106m3) el numero total de pozos perforados llego a 273.

Hitos importantes en el desarrollo de la cuenca Barinas y Apure fueron:

| | | | |

|Año |Pozo |Campo |Características en cuanto a descubrimiento |

| | | |-Primer pozo para petróleo Perforado en esta cuenca. |

|1930 |Uzcategui |Barinitas | |

| | | | |

|1948 |San Silvestre |Silvestre |-Primer descubridor de Petróleo Comercial. |

| | | | |

|1946 |Silvan-1 |Silvan |-Acumulación menor |

| | | |-Segundo hallazgo de importancia en la cuenca. |

|1953 |Sinco-1 |Sinco | |

| | | | |

|1957 |Palmita-1 | |-Acumulación menor |

| | | | |

|1958 | |Maporal |-Acumulación menor |

| | | | |

|1959 |Estereo-1 |Estereo |-Acumulación menor |

| | | | |

|1962 |Hato-1 |Hato |-Acumulación menor |

| | | | |

|1965 |Páez-4 |Páez |-Acumulación menor |

| | | |-Acumulación más al sur de la cuenca de Barinas. |

|1967 |Mingo-1 |Mingo | |

| | | |-Acumulación más al norte de la cuenca de Barinas. |

|1967 |Caipe.1 |Caipe | |

Todos estos campos se encuentran alrededor del primer descubrimiento-Silvestre-dentro de un radio que no excede 20Km.

CAPITULO II: TECTONICA

Evolución de la cuenca Barinas-Apure.

El desarrollo Geológico-Petrolífero de la cuenca Barinas-Apure comienza con la transgresión del Apítense-Albiense durante la cual el área de Barinas ocupaba una posición marginal entre lo que hoy constituye la cuenca del Lago de Maracaibo al norte y el borde septentrional del Craton de Guayana de esta forma el área actual de Barinas y Apure vino a constituir parte de la provincia nerítica y costera de los mares cretácicos desde el albiense hasta el Maestrichtiense.

La región genera hacia el norte de los mares cretácicos a fines de este periodo es similar a la ocurrida en la cuenca de Venezuela Oriental, aunque los ambientes de las provincias Paralíticas desarrolladas en las cuencas de Maracaibo al comienzo del terciario no se extiende a la cuenca Barinas y Apure, la cual sufre los efectos de una intensa y extensa erosión durante este periodo.

Durante el EOCENO Medio los mares transgreden nuevamente de norte a sur sobre el área de Barinas-Apure, que queda otra vez en posición marginal y recibe sedimentación de ambientes playeros del taicos. La sedimentación del EOCENO Medio se acuña al sur de los campos productores.

La pulsación orogénica del EOCENO Superior se identifica en Barinas por una región general de los mares y el levantamiento general de la cuenca, que no vuelve hacer invadida en épocas posteriores.

Siguiendo la norma para el estadio de otras Cuencas Petrolífera Venezuela se ofrece, a continuación un resumen esquematizado de los eventos geológicos más importantes ocurridos en relación con los procesos de génesis y almacenamiento de petróleo.

Resumen esquematizado del proceso evolutivo de la cuenca petrolífera de Barinas-Apure.

100m.a. Albiense.

Invasión de la cuenca por mares procedentes de norte que rebasaron las elevaciones resultantes de la orogenesis del Permo-triasico. Sedimentación hacia el norte de las formaciones Aguardiente y Macara de ambiente nerítico, probablemente representadas en la cuenca por la base de la formación fortuna, arenas ¨T¨ y ¨S¨ de ambientes costeros-deltaicos.

90a.m Cenomanience-Maestrichtiense.

Avance del a invasión marina con sedimentación de las formaciones Escandalosa, Molina, Quevedo, y Burguita en las facies norteñas representadas en las cuencas por las formaciones Fortuna y Esperanza, de ambientes mas cercanos a las costas. El intervalo ¨P¨ de la formación fortuna es el producto de petróleo más importante de la zona y el intervalo ¨O¨ se considera equivalente del Miembro Guayacán de la formación Capacho en la nomenclatura andina.

65a.m Orogenesis del final de cretácico.

Retirada general de los mares cretácicos hacia el norte. Movimientos epirogeneticos durante el Paleoceno y probablemente el Eoceno inferior con levantamiento del área central productora de petróleo, formación de anticlinales fallados en la zona de Silvestre-Sinco. Emergencia casi total de la cuenca.Erosion localizada en la zona petrolífera sobre la prolongación meridional del arco de Mérida que localmente hace desaparecer totalmente la sedimentación de la formación Esperanza.

55a.m. Eoceno Medio.

Transgresión generalizada sobre toda la cuenca en un episodio aproximadamente equivalente a la formación Misoa.

Estructura de la Cuenca de Barinas-Apure.

La expresión estructural que caracteriza la Cuenca de Barinas-Apure se extiende desde la antefosa Andina al noreste, hasta las planicies situadas entre los ríos Apure y Arauca del sureste donde le restan importancia comercial por una parte, el poco espesor de la columna sedimentaria (5.000¨) cerca de las zonas de fallas de Mantecal y por otra, el poco espesor de las formaciones cretácicas y la erosión prácticamente total de la sedimentación eosena.

La prolongación del Macizo de Colorado en dirección sureste en el subsuelo, un importante elemento tectonico de la Cadena Andina, subdivide la cuenca mayor en las dos subcuencas o depresiones ya mencionadas: la del Uribante al oeste y la de Barinas s.s. al noroeste. Entre ambas la más importante, por su extensión y recursos petrolíferos, es la subcuenca de Barinas. Esta formación tiene forma de media luna con la flecha del arco dirigida hacia el oeste-noroeste desde la depresión de Ciudad Bolivia, en la cual la profundidad del basameno se ha estimado en 15.000¨ (4.572m), y la nariz de nutrias, donde el basamento se encuentra a 6.500¨ (1.981m). La media luna esta cortada al noroeste por el sistema de las fallas marginales del flanco sur-andino, y más hacia el norte y noreste por los corrimientos frontales del Sistema Montañoso del Caribe.

En el flanco sur de la cuenca, único hasta la fecha que produce petróleo, las curvas estructurales a diversos niveles conservan cierto paralelismo ajustado a la forma de la depresión. En la parte central del área se reconoce un alto del basamento identificado como reflejo del Arco de Mérida por varios autores .Este alto todavía se observa en el tope del cretácico y mas atenuado, en forma de declive suave hacia el norte-noroeste, sobre curvas estructurales en el tope del Eoceno indica que su interpretación morfotectonica en fotos aéreas convencionales e imágenes de satélite se proyecta muy tenue y localmente, a lo largo de su traza sobre la superficie de la cuenca. Fuera de este arco no se han descubierto acumulaciones comerciales de petróleo hasta la fecha. El flanco sur sufrió deformaciones muy suaves a lo largo de su historia a partir del Cretácico y no muestra mayormente efectos comprensivos; sus estructuras son principalmente fallas normales de rumbos este-oeste, norte y noreste, que ocasionan levantamientos menores y bloques ligeramente arqueados entre ellas muestran el suave arqueamiento del campo de Silvestre entre las fallas de dirección noreste y este-oeste respectivamente.

Se considera que en este flanco de la cuenca ocurriendo levantamientos recurrentes durante el Paleoceno-Eoceno inferior, en el Eoceno superior, post-Paguey, y durante el levantamiento principal de los andes, post.Rio Yuca.

El flanco norte de la cuenca, mucho mas inclinado, se desarrolla principalmente en el piedemento suroriental de la Cordillera de Los Andes. En el se conocen pliegues mejor conformados, como son el anticlinal de Barinitas, que muestra sedimentos eocenos en su cresta y presenta declive hacia el noreste, y el anticlinal de Quebrada Seca, donde fue perforado el pozo Uzcategui N01, en el cual afloran rocas del Terciario con declive al suroeste que desaparece por debajo deL Cuartenario. Su extremo noreste esta cortado por la falla de La Soledad.

Ninguna estructura del piedemonte ha producido petróleo comercial hasta la fecha.

Rasgos Estructurales Mayores

A lo largo de una sección noroeste-sureste desde los Andes hacia el escudo Guayanés, se evidencian los rasgos estructurales de rumbo noroeste-suroeste que las Cuencas Barinas Apures comparte con la mayoría de las cuencas subandinas, aparece una depresión estructural asimétrica con formaciones que se engrosan y buzan suavemente desde el escudo hacia los Andes. Al pie de la cadena andina se alcanzan máximos espesores hasta los 9.000metros.inmediatamente al oeste, los buzamientos se invierten dando lugar a una faja de pliegues con fallas inversas y sobrecorrimientos hacia el este, en el frente piemontino. Esta configuración esta relacionada con el levantamiento andino y el desarrollo contemporáneo de una antefosa en proceso de formación al pie de la cadena. En sentido noroeste-suroeste se evidencian rasgos geológicos mas antiguos, ortogonales a la dirección de los Andes y de la fosa subandina.

Arco de Arauca: se desarrolla en sentido noroeste-sureste cerca de la frontera colombo-venezolana. Las evidencias de su presencia son más bien de tipo estratigráfico y sedimentológico que sísmicos, dada la falta de información geofísica que proporcionaría una cobertura regional adecuada.

Arco de Mérida: Este rasgo geológico es un paleoalto, paralelo al Arco de Arauca, ubicado al sur de la ciudad de Barinas. La zona productora se localiza en un flanco septentrional. A lo largo de su eje las formaciones cretácicas están erosionadas por debajo de la cobertura terciaria.

Arco de el Baúl: Se encuentra en el extremo noroeste de la Cuenca de Barinas-Apure y es subparalelo a los dos arcos previamente mencionados. Su relieve estructural es mayor, dado que a lo largo de su eje llegan aflorar rocas metamórficas del substrato paleozoico. Recientes estudios geofísicos han demostrado que este arco no tiene continuidad hacia el noroeste, donde es sustituido por las antes citada Depresión Estructural de Guarumen.

Alto de Brujas: En el sector noroccidental de Apure, el frente de montañas de los Andes se creía tener una inflexión hacia el oeste y la Cuenca de Barinas-Apure parecía extenderse en esta dirección. Sin embargo, los datos geofísicos han demostrado que no es así. El frente andino continua ininterrumpido hacia el suroeste, pero oculto en el subsuelo debajo de un moderado espesor de sedimentos molasicos y es lo que se denomina Alto de Brujas, representado por un imponente levantamiento de rocas jurasicas y paleozoicas. El área al norte de este rasgo geológico se interpreta mejor como una depresión intramontaña o infrandina. Es en esta zona, con estructuras de dirección andina bien definidas, donde se inicio la perforación exploratoria de Apure, con los pozos La Ceiba, El Jordán y Milagro Sur. Los resultados fueron infructuosos debido a condiciones geoquímicas adversas.

CAPITULO III: ESTRATIGRAFIA

Historia Geológica

Las unidades de recolección regional usadas en este trabajo son ciclos sedimentarios, representado cada uno por secuencias de tendencias transgresivas y regresivas, separadas por un intervalo representante de la máxima invasión marina. Estos intervalos centrales están frecuentemente constituidos por lutitas marinas con faunas planctónicas identificables y correlacionables. La descripción estratigrafía se iniciara con los ciclos cretácicos, con los cuales comienza la sedimentación de interés petrolífero en Barinas-Apure. Sobre toda la extensión de la cuenca se han identificado en total ocho ciclos, los cuales, sin embargo, nunca se encuentran presentes en su totalidad en un área determinada debido a la influencia que tuvieron los arcos antes mencionados sobre la sedimentación, causando en el curso de su evolución, emersiones, discordantes y acuñamientos en sus flancos.

Ciclo 1-Albiense: El primer ciclo sedimentario comienza con la sedimentación arenoso-conglomeratica de la Formación Río Negro sobre el pleniplano pre-Cretácico. La transgresión alcanza el máximo durante el Albiense con la sedimentación de un horizonte lititico marino llamado miembro ´´S´´ de la Formación Escandalosa. La fase regresiva deposita areniscas de llanura deltaica, llamadas miembros ´´P´´ de la antes mencionada formación.

Ciclo 2-Conaciense: El comienzo de un nuevo ciclo es marcado por la sedimentación de facies marina de frente deltaico, representadas por las calizas, areniscas y lutitas del miembro ´´O´´ de la Formación Escandalosa, por encima de la llanura deltaica del cierre del ciclo precente. Durante la maxima invasión marina se sedimentan las lutitas de la Formación la La Morita. En la fase regresiva, primero se depositan las areniscas constituyentes en las barras de frente deltaico intercaladas con lutitas de la Formación Quevedo, para cerrar con las areniscas de llanura deltaica de a parte basal de la Formación Burguita.

Ciclo 3-Maestrichtiense: Los sedimentos de este tercer ciclo se encuentran profundamente erosionados debajo de la discordancia en la base del Terciario. La parte transgresiva va denominada, en la zona productora, miembro ´´E´´ de la Formación Burguita, y esta localmente preservada en los ejes sinclinales pre-terciarios que rodean el Arco de Mérida. Localmente también esta preservada la parte regresiva, miembro ´´D´´, Formación Burguita, constituida por areniscas ´´sintectonicas´´ producto de la orogénesis del final del Cretácico.

Ciclo 4.Paleoceno-Eoceno Inferior: Este ciclo esta muy difundido en vastas arenas de Colombia y de la Cuenca de Maracaibo, pero en Barinas-Apure solo se ha identificado en la Cuenca infrandina al norte del Alto de Brujas. Este ciclo representa la evolución de un gran sistemas deltaico con el cual comienza la sedimentación terciaria en el área. La Formación Barco en la parte baja del ciclo, compuesto por areniscas de barras litorales y playas, presenta influencia marina. Con la Formación Los Cuervos, constituida por areniscas y lutitas de ambiente paludal, comienza la fase regresiva que culmina en el Eoceno inferior con la sedimentación de una secuencia de la areniscas masivas que constituyen canales entrelazados de ambiente fluvial y de llanura deltaica alta. Estas areniscas masivas se conocen con el nombre de Formación Mirador.

Ciclo 5-Eoceno medio: Este ciclo esta restringido al norte del Arco de Arauca. Su base esta marcada por areniscas que representan una clásica transgresión marina con sedimentos de playas identificados en la zona productora como Formación Gobernador. La invasión marina sedimento las lutitas con foraminofiros planctónicos de la Formación Paguey, del Eoceno. La regresión marina dejo sedimentos arenosos que constituyen un miembro en la parte alta de la citada formación, llamado localmente ´´Areniscas de Guaranito´´. Un nuevo miembro lutitico en el tramo de la Formación Paguey, como se vera mas adelante, constituye el comienzo de un nuevo ciclo sedimentario.

La influencia del Arco de Arauca en este periodo es evidente en el cambio progresivo de facies que ocurre dentro del ciclo 5 en el flanco septentrional del arco y finalmente en su desaparición. El desarrollo de una secuencia de areniscas masivas, constituidas por un apilamiento de canales distributarios de llanura deltaica, llamadas informalmente ´´Formación Cobre´´, ya no permite la diferenciación entre Gobernador y Paguey. Finalmente este ciclo desaparece hacia el suroeste y posiblemente no se encuentra en el flanco sur del Alto de Arauca.

Ciclo 6-Eoceno superior: Encima de la ´´Formación Cobre´´, en el flanco septentrional del Arco de Arauca, se ha identificado un intervalo de lutitas marinas, de probable edad Eoceno superior que hacia la zona productora constituyen claramente la parte alta de la formación Paguey. Este intervalo marino representa un vestigio de un nuevo ciclo sedimentario profundamente erosionado por debajo de la base de la ´´Molasa´´. Sus equivalentes no han sido encontrados en el flanco meridional del Arco de Arauca.

Ciclo 7-Oligoceno-Mioceno medio: Este ciclo ha sido identificado en el flanco sur del Arco de Arauca en la zona de los campos de Guafita y La Victoria. En esta zona, la sedimentación terciaria sobre el tope erosionado del Cretácico empieza con un paquete de areniscas que representan un ambiente de llanura deltaica con canales distributarios, abanicos de rotura y sedimentos de bahía con débiles y esporádicas influencias marinas atribuidas a al Formación Carbonera de edad oligocena. Hacia arriba, las influencias marinas se hacen mas frecuentes y finalmente la máxima transgresión del ciclo deposita las lutitas de la Formación León. La secuencia regresiva se desconoce debido a la profunda erosión de este ciclo debajo de la base de la ´´Molosa´´.

Ciclo 8-Mioceno superior-Pleistoceno: Este último ciclo representa el relleno de la cuenca ocurrido durante el levantamiento de la cadena andina. Sus máximos espesores se encuentran en la fosa subandina en las depresiones entre los arcos. Se trata de sedimentos arenoso-lutiticos de ambiente fluvio-deltaico conocidos como formaciones Parangula y Río Yuca.

Características Petrofísicas de los Intervalos Productores

Las porosidades son generalmente altas, variando entre 20% a pesar de los residuos limo-arcillosos presentes. La permeabilidad horizontal también es alta y localmente muy alta, fluctuando entre 200 y 2.000 m.d.; la permeabilidad vertical no es bien conocida, pero se sospecha que los intervalos pequeños de arcilla entre las arenas dificultan la comunicación entre las diversas lentes.

El espesor inicial de las columnas petrolíferas fluctuó alrededor de 150-200¨ (46-61 m) de arena petrolífera en el intervalo ¨P¨ ; unos 20¨ (6 m) en el intervalo ¨O¨ en el campo de Silvan y 100-120¨ (30-37 m) en la arena ¨B-4¨ de gobernador, reducidos actualmente por la invasión de agua que estudiaremos mas adelante.

La gravedad específica del petróleo promedia 250 API en los recipientes cretácicos y 220 API en el Eoceno.

Todos los campos exhiben empuje hidrodinámico regional cuyo valor no ha sido cuantificado, pero las presiones en los recipientes son bajas. Las aguas son prácticamente dulces, con salinidades que varían entre 500 y 2.000 p.p.m de sólidos totales, tanto en los recipientes cretácicos como en los eocenos. Ello ocasiona las conocidas dificultades para identificar el contenido de fluidos en los perfiles eléctricos. Algunos autores mencionan una posibilidad de captación de aguas meteoricas en los contrafuertes andinos y circulación hidrodinámica en la cuenca.

El empuje de agua ocasionó la aparición temprana de cortes de agua de significación en los crudos. A causa de la estatificación vertical de la permeabilidad, dichos cortes de agua aparecen a veces en arenas situadas entre horizontes petrolíferos, sin relación con un contacto definido agua-petróleo.

La producción actual de agua es extremadamente variable; en el Campo Sinco fluctúa entre 0 y 90%. Sin embargo, este empuje parece ser fundamental para lograr las altas recuperaciones de petróleo que ya se observan en algunos campos. El mismo empuje de agua parece ser la causa de algunas ocurrencias de petróleo residual.

La relación gas-petróleo es extraordinariamente baja, del orden de 10-60 pies3/bl.000000

CAPITULO IV: CARACTERISTICAS GEOQUIMICAS.

Rocas recipientes y sellos. Las rocas recipiente de la Cuenca Barinas-Apure se encuentran en las secuencias cretácica y eocena para la zona productora y en las secuencias cretácica y oligocena para los campo de Apure. Sus características están claramente asociadas a la evolución sementologica de la cuenca. Las rocas recipientes cretácicas coinciden con el desarrollo de la fase regresiva del primer ciclo sedimentario representado por el miembro ´´P´´ de la Formación Escandalosa.

Recientes estudios de subsuelo y trabajos de extensiones realizados en la zona productora revelan la creciente importancia, como productor, del intervalo transgresivo basal del segundo ciclo SEDIMENTARIO, EL MIEMBRO ´´O´´ de la Formación Escandalosa, especialmente sus barras arenosas de frente deltaico. En este miembro arenoso conocido en el pasado como un modesto productor, se han encontrado importantes acumulaciones petrolíferas que han aumentado las reservas de la zona productora. Las areniscas de los miembros ´´P´´ y ´´O´´ muestran buenas características petrolíferas a lo largo de una franja estrecha que pasa en dirección ENEOSO por la zona productora y se extiende hacia el campo La Victoria en la región de Apure.

Hacia el norte de esta franja se manifiesta un progresivo deterioro de la porosidad, relacionado con un aumento de arcillosidad al pararse hacia las facies marinas de prodelta. Hacia el sur se verifica un deterioro progresivo de los sellos debido al desarrollo de cuerpos de areniscas masivas al acercarse a la fuente de sedimentos en el Escudo de Guayana.

Las rocas recipientes del Eoceno están constituidas por las areniscas de las lomas playeras de la Formación Gobernador en la zona productora, con espesores de arena netapetrolifera que llegan hasta 30 metros. El sello esta constituido por las lutitas de la Formación Paguey. Estas características se mantienen a lo largo de una franja estrecha que se desarrolla pasando por la zona productora, en dirección noroeste-sureste. Al norte de esta franja se evidencia un deterioro de la porosidad debido al incremento de cemento calcáreo a lo largo del cambio de facies de las lomas playeras hacia ambientes más marinos. Hacia el suroeste se deteriora el sello, en coincidencia con el desarrollo de las areniscas masivas de la ´´Formación Cobre´´. Hacia el este y sureste, el ciclo al cual pertenecen las areniscas productoras desaparece por erosión. En el extremo sur de la cuenca, en la región del Apure, las más importantes rocas productoras del campo Guafita son de edad Oligoceno. Se trata de las areniscas que constituyen el paquete transgresivo basal del Terciario sobre el tope erosionado del Cretácico. Constituyen canales distributarios activos y abandonados, así como arenas de abanicos de rotura, que configuran un ambiente de llanura deltaica con limitadas influencias marinas. El sello regional esta constituido por la creciente arcillosidad que se desarrolla en la sección en sentido vertical, pero existen sellos locales proporcionados por lutitas de bahía intercaladas dentro del paquete arenoso.

Rocas Madres

Los análisis goequimicos de crudos, rocas y estractos, en combinación con detallados estudios sedimentologicos, han permitido la identificación de las rocas generadoras de hidrocarburos en la Cuenca Barinas-Apure. La reconstrucción paleogeografica del Cenomaniense-Turoniense muestran facies próximo-costeras hacia el Escudo, caracterizadas por materia orgánica escasa y de tipo terrestre. Las facies contemporáneas de ambientes mas marinos de frente de delta y prodelta, que se desarrollan mas cerca de los Andes de Mérida, contienen materia orgánica mas abundante, entre 1-6% de carbono orgánico total, y son mas ricas en hidrogeno. Estos intervalos que se encuentran a diferentes niveles en las formaciones Quevedo, La Morita y, en menor grado, Escandalosa, se consideran las rocas madres generadoras de los crudos cretácicos y eocenos y los estratos de estas rocas.

Es interesante notar que los parámetros geoquímicas y sedimentologicos no se distribuyen uniformemente, sino que existen inflexiones en correspondencia de los arcos de Arauca y Mérida, que contienen keroseno terrestre en los niveles del Cenomaniense-Turoniense. Esto se puede interpretar como una temprana manifestación de actividad en estos arcos, constituyendo áreas menos subsidentes que nos permitieron la sedimentación de facies marinas ricas en hidrogeno. Así, la influencia de los arcos, tan evidente en la distribución y naturaleza de los ciclos sedimentarios, también se manifiesta en las características geoquímicas de la cuenca.

Génesis

Los problemas de génesis en la Cuenca de Barinas-Apure, como en otras cuencas petrolíferas, adolecen de falta de análisis del contenido de material orgánico de las rocas, grado de metamorfismo orgánico y otros parámetros geoquímicos. Consecuentemente, la génesis de los petróleos en Barinas se ha buscado siempre por vías más o menos tortuosas.

SALVADOR y Hotz (1963) analizan las posibles causas de la ausencia de petróleo en áreas aparentemente favorables fuera de Sinco-Silvestre y terminan con el siguiente párrafo textual;¨…A falta de otra explicaciones razonables, debe considerarse que el petróleo almacenado en el Cretácico de los campos de Barinas pudo haber sido generado en capas distintas del cretácico. La posibilidad alternativa mas destacada del origen de este petróleo es la sección del Eoceno¨. Estos autores basan su hipótesis sobre dos hechos distintos: 10, la distribución de las acumulaciones de petróleo comercial corresponden a las áreas donde el Eoceno esta representado por una secuencia espesa de lutitas marinas----Formación Paguey----que constituye una probable roca madre; 20, donde el Eoceno grada a sedimentos menos marinos de granos mas gruesos, desaparecer el petróleo en los recipientes cretácicos. Esta relación parece demasiado estrecha para ser fortuita.

Los autores mencionados no descartan otras posibilidades, tales como las condiciones estructurales pasadas o presentes como posibles responsables de localización del petróleo en el área de Silvestre-Sinco.

Postulan como rocas madres en la Cuenca de Barinas a las formaciones La Luna (cretácico) y Paguey (Eoceno). Consideran poco probable una generación notable de petróleo durante el Cretácico por deficiencia en la columna de soterramiento y consiguientemente en la temperatura y sugieren una época de génesis al final de la generación de la Formación Paguey.

Se basa en el alto contenido de vanadio, níquel y porfinidas y en una relación constante vanadio/niquel¨ para postular la Formación La Luna y que sus equivalentes aparentemente son las únicas unidades sedimentarias ricas en los mencionados constituyentes y probablemente representa la fuente común de petróleo de la Cuenca Barinas-Apure¨.

Los suscritos remiten al lector a lo expuesto en el capitulo VI sobre ambientes sedimentarios de la Formación Paguey. En síntesis, en la sección del rió Masparro Ferrer encontró faunas de aguas profundas con Globigerina sp. Piritizadas, licativas de ambientes euxinicos en la Formación Paguey, mientras que según MUNOZ los afloramientos de la Carretera al norte de Barinas son indicados de ambientes fluvio-deltaicos. De comprobarse la presencia de ambientes euxinicos en Paguey se haría operativo investigar las rocas de esta formación para determinar su calidad de rocas madres; al mismo tiempo se debería estudiar en detalle su extinción superficial y sus relaciones con las áreas ocupadas por la Formación Gobernador.

Siguiendo una línea de investigación diferente, encontramos que el gradiente geotérmico de la cuenca varia entre 1,50 F y 1,70 F por cada 100¨ (30 m).Aceptando un temperatura optima de génesis de 700 F se requerirá una columna de soterramiento de unos 10.000¨ (3.000 m) que evidentemente no fue alcanzada al final de la sedimentación cretácica.

En Barinas, particularmente en la parte central de la cuenca en la cual existen pocas perforaciones, se hace difícil calcular adecuadamente la columna de soterramiento, interrumpida por los dos periodos de erosión ocurridos entre el final del Cretácico y el Eoceno medio y entre el eoceno medio y la sedimentación de la Formación Parangular, de edad probablemente Oligo-Mioceno, que afectaron a las formaciones La Morita, Quevedo y Burguita (Formación Esperanza) y la parte superior de Paguey.

Aceptando para las columnas de soterramiento los espesores máximos medidos en los pozos perforados en la parte más profunda de la cuenca, debemos concluir que el petróleo procedente de la Formación La Luna y sus equivalentes no pudo ser madurado durante la sedimentación de la Formación Paguey, mientras que un petróleo posiblemente generado en el intervalo inferior lutitico de Paguey debió esperar hasta el final de la sedimentación de la Formación Parangular, para alcanzar las condiciones de soterramiento y temperatura actualmente consideradas como necesarias para que se genere y madure el petróleo.

Emigración de Hidrocarburos

Desarrollaron la hipótesis de un sistema emigratorio desde la parte profunda de la cuenca hacia el sureste hasta los campos de la plataforma, como consecuencia de la subsidencia del Eoceno y post-Eoceno, cuando se desarrollaron gradientes favorables y suficientes para esta emigración.

Como conductores de la emigración primaria de los crudos cretácicos postulan a las arenas sedimentarias en los ambientes epineriticos desarrollados sobre la plataforma durante la sedimentación d la Formación Fortuna, y a las areniscas de Gobernador para la emigración primaria de los crudos eocenos, sin analizar las épocas en que pudo producirse dicha emigración, que según lo postulado sobre génesis, podrían corresponder a los periodos de mayor subsidencia durante la sedimentación de Parangula y de Río Yuca.

Al considerar la emigración secundaria, o redistribución del petróleo, sugieren un trasvase de crudos cretácicos a las columnas eocenas, especialmente en las zonas Silvestre y Sinco, debido a la escasa protección remanente sobre los recipientes cretácicos como consecuencia de la erosión post-cretácica, y mantienen la idea de un posible suministro de petróleo eoceno a las areniscas de Gobernador en los campos del norte, particularmente en el área de Caipe. Analiza la posibilidad de trasvase de crudos en la forma siguiente: ¨En los campos Sinco-15 Norte y Hato, ubicados sobre un alto estructural al norte de la falla Hato, la producción deriva de yacimientos cretácicos y eocenos, respectivamente, en la formación Escandalosa y Gobernador, mientras que en los campos Sinco-15 suroeste, Mingo y Páez situados al sur de la falla se obtiene producción únicamente el la Formación Gobernador.

CAPITULO V: CARACTERISTICAS DE ACUMULACION

Entrampamiento de Hidrocarburos

La integración de los estudios realizados ha permitido identificar con claridad las áreas donde los hidrocarburos se han generado e iniciado sus migraciones hacia las zonas de entrampamiento. Además, se ha incorporado a los estudios geoquímicas sobre la maduración de las rocas madres, el uso de modelos matemáticos que simulan el proceso de generación de hidrocarburos.

El área donde se generaron los crudos de la zona productora se ha identificado al norte y noreste de los campos petroleros existentes y coincide con la zona caracterizada no solo por la presencia de las facies marinas del Cenomaniense-Turoniense, sino también por la presencia de espesores mas potentes de la ¨Molasa¨ en la fosa subandina.

La generación de petróleo tuvo lugar al pie de los Andes, durante la subsidencia del Mio-Plioceno, cuando las rocas madres cretácicas fueron suficientemente enterradas como para alcanzar la maduración. El petróleo migro por corta distancia hacia el Arco de Mérida, acumulándose en su flanco septentrional que, por la coincidencia defallamiento, facies sedimentologicas favorables y presencia de sellos, ofrecía la presencia de trampas petrolíferas; hacia el sur, los hidrocarburos no pudieron superar la barrera constituida por el eje del arco.

En la región de Apure se evidencia una situación muy similar, pero invertida. Esta vez el área generadora de hidrocarburos se encuentra al sur del arco receptor, en este caso el Arco de Arauca, y las migraciones petrolíferas no han podido sobrepasar el eje del arco y continuar hacia el norte. La cocina alimentadora de los campos de Apure no ha podido ser físicamente estudiada geoquímicamente, debido a la falta de información de datos del subsuelo en el lado venezolano, pero ha sido estimada con casi igual certeza a través de estudios sedimentologicos, estructurales y modelos matemáticos. Se encuentra ubicada en la fosa subandina al suroeste del Arco de Arauca, sector suroccidental de Apure, de allí su desarrollo principal se extiende hacia el sur en territorio colombiano, al pie de los Andes. Algunos estudios geoquímicos realizados en Colombia confirman estas interpretaciones. Tampoco se puede descartar la posibilidad de que parte del petróleo presente en la cuenca, tanto en Venezuela como en Colombia, se haya formado al oeste de la fosa subandina en áreas ocupadas actualmente por los Andes, migrando al este antes del levantamiento de la cadena.

Los estudios teóricos localizan el comienzo de la ventana petrolera donde las rocas del cretácico se encuentran bajo una columna de sedimentos de por lo menos 4.878 metros. Esto ocurre al oeste del Campo La Victoria e implica una distancia de migración mínima de 30 Km. para este campo y de 70Km para el campo Guafita. La gravedad de los crudos, 360 API en La Victoria y 290 API en Guafita, esta en acuerdo con estas reconstrucciones. Como es el caso de la zona productora, la formación del petróleo es reciente, atribuyéndose a la etapa final de la subsidencia plio-pleistocena de la fosa subandina.

Se puede llegar así a un esquema simple para la Cuenca Barinas-Apure: dos cocinas generadoras cuyas rocas madres cretácicas han generado petróleo al final de la subsidencia subandina; dos actos receptores de las migraciones de hidrocarburos, al mismo tiempo barreras para las mismas y un área entre los dos arcos que constituye la Depresión de Capitanejo, aislada de migraciones importantes y por consiguiente de pobre expectativa petrolífera.

Áreas y Campos Productores

Como se ha indicado anteriormente, la producción de petróleo en Barinas se concentra en una sola área de menos de 314 Km, que incluye los campos de Caipe, Estero, Hato, Maporal, Palmita y Silvan con sus extinciones hacia el suroeste, Mingo y Paez, Silvestre y Sinc.

La estructura de estos campos consiste en anticlinales y homoclinales generalmente limitados por fallas normales. Las principales de estas fallas han sido denominadas falla Páez, que limita por el sur la producción de las áreas de Páez y Mingo; falla Paguey que limita al sur la producción de Sinco; falla Silvestre, etc., etc. Se considera que el levantamiento anticlinal es fundamental para la acumulación de petróleo.

Área Mayor de San Silvestre

La zona productora esta ubicada en un área donde se da la coincidencia de los siguientes factores:

➢ Localizada en el borde de una de las dos cocinas generadoras de petróleo identificadas en la cuenca.

➢ Se encuentra en el flanco norte y cerca del eje de un alto regional pre-terciario, el cual a constituido un drenaje natural del petróleo generado y tiene mejor estructuración que las áreas estructurantes.

➢ Esta dentro de una franja donde las frecuencias cretacicas y eocena ofrecen una favorable combinación de rocas recipientes y sellantes.

Al alejarse de la zona productora se deterioran uno o mas de estos factores; es así como hacia el norte y noroeste se pierde de la calidad de roca recipiente por aumento de arcillosidad y cemento calcáreo. Hacia el sur y suroeste se deteriora el sello mientras que al oeste se deteriora la cocina generadora. Hacia el este y sureste se deteriora el sello, aumenta la distancia desde la cocina generadora y disminuye el pronunciamiento de la estructura. Así se explica el carácter peculiar de un área muy vasta donde los campos petroleros están todos concentrados en una superficie reducida. Hay que ir hacia los extremos sur y norte de la Cuenca Barinas –Apure, para volver a encontrar características favorables a la presencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos.

La evidencia sísmica, aun después de las mas recientes interpretaciones, es sumamente tenue para la mayoría de los campos petroleros de la zona productora. Las anomalías están realmente al límite de resolución de la sísmica de que se dispone. Sin embargo, sobre todo en base a datos de subsuelo, se puede afirmar que el factor de entrampamiento principal es la estructural, proporcionado por la combinación del suave buzamiento de las capas hacia el norte y el efecto de fallas normales que cubren el monoclinal en dirección prevaleciente este-oeste. Algunas excepciones las proporciona el campo Sinco, un domo independiente de callamiento y el campo Silvestre, una estructura de tipo anticlinal combinada con callamiento.

Depresión Estructural de Guarumen

En el extremo noreste de la Cuenca Barinas-Apure permaneció inexplorada una basta región ubicada en una zona geológicamente estratégica de gran interés teórico. En la región, los relieves montañosos que se extienden en dirección este-oeste y conforman la cordillera de la Costa del norte de Venezuela, se desvían abruptamente hacia el suroeste para dar paso a la Cordillera de los Andes.

La zona donde ocurre esta desviación, llamada transversal de Barquisimeto, había atraído la atención de algunos geólogos y la parte de Lara fue objeto de los clásicos estudios que demostraron las relaciones entre las dos cadenas de diferentes rumbos tectónicos, siendo, en efecto, la Cordillera de la Costa aloctona sobre el autóctono andino.

Estos estudios de gran interés teórico habían llamado la atención sobre los llanos que se extienden al pie de la desviación de las cadenas. En 1984 se realizo un levantamiento sísmico de 690Km sobre los llanos contiguos a la ciudad de Acarigua, con la finalidad de obtener información sobre el subsuelo de esta región. La interpretación de esta sísmica revelo la presencia de un área potencialmente petrolífera, así como la constatación de que el eje del Arco de El Baúl esta cortado por una serie de grandes fallas de tensión y de rumbo NE-SO perdiendo su identidad noroeste. Las fallas de tensión delimitan una depresión estructural en el extremo norte de la Cuenca Barinas-Apure, caracterizada por un apilamiento de rocas que, en los alrededores de la ciudad de Acarigua, puede llegar a ser mas de 3.180 metros.

Napas aloctonas: En el subsuelo de esta depresión y ocultas bajo una cobertura delgadas de sedimentos molasicos, se interpreta la presencia de una serie de escamas sobrecorridas y apiladas provenientes del norte. Estas estructuras se relacionaron inmediatamente con las napas aloctonas en Lara y que tan extensamente afloran en la Cordillera de la Costa. El espesor de esta cobertura aloctona varía de pocos cientos de metros hasta unos 2.400 metros, aumentando palautivamente en dirección de frente de montaña. Esta cobertura debería estar constituida por formaciones paleocenas y eocenas de carácter turbiditico y por sedimentos cretácicos ligeramente metamorficados.

Por debajo de las napas se manifestó la presencia de estructuras de grandes dimensiones que afectan una secuencia autóctona de edad posiblemente cretácico-eocena hasta miocena. La interpretación del autóctono se llevo a cabo a través de la definición de facies sísmicas y su comparación y correlación con áreas cercanas de geología conocida. Así se interpreto la presencia de una secuencia cretácica sobre el basamento, cubierta con grandes espesores de lutitas eocenas y de probables sedimentos oligo-miocenos. Si esta interpretación es correcta, la secuencia cretácica puede ofrecer tanto la roca recipiente como la roca madre, mientras que las lutitas proporcionarían un excelente sello. Por otra parte, la presencia de zonas de subsidencia adyacentes a estructuras de tipo anticlinal propician condiciones favorables a la migración y entrampamiento de hidrocarburos.

Exploración Futura

La región de apure, en el sur, se encuentran todavía en una fase incipiente de exploración, quedando aun por explorar estructuras profundas en el sector sur-occidental del distrito Páez y toda la franja que sube estructuralmente desde esta área profunda hacia el Alto de Brujas, llamada área de El Nula. Más hacia el este queda por explorar el sector comprendido entre los ampos de Guafita y La Victoria y la extensión norte del alineamiento estructural de este ultimo campo.

Falta, además, averiguar si cocinas locales han permitido acumulaciones en el flanco norte del Arco de Arauca, así como delimitar exactamente el eje de este ultimo, asunto este de gran importancia, dado el papel de barrera que desempeña dicho elemento geológico. En el extremo norte de la cuenca la vasta área inexplorada de Guarumen tiene indudablemente grandes meritos a raíz de los primeros resultados ofrecidos por los levantamientos sísmicos realizados.

Intervalos Productores

La nomenclatura formacional en la Cuenca de Barinas, al igual que otros casos de nomenclatura del subsuelo en las cuencas petrolíferas, mantiene sus discrepancias a pesar del esfuerzo realizado por lograr su unificación. Se ha empleado la nomenclatura formal valida para toda la región andina, incluyendo el flanco sureste de Los Andes que constituye el flanco noroeste de la Cuenca de Barinas-Apure.

Como se hizo al tratar sobre las formaciones eocenas de la Cuenca del Lago de Maracaibo, hemos preferido aquí emplear nombres informales mejor conocidos y mas empleados por los operadores del petróleo, porque aunque el cambio de nomenclatura deseable recomendado por FEO CODECIDO se efectuase a corto plazo, siempre quedaría el problema de las unidades de menor rango: miembros, intervalos, arenas, que también son discrepantes y automáticamente informales por su designación mediante letras. Para mayor facilidad del lector la equivalencia entre unidades formales e informales esta ilustrada y en forma más esquemática y restringida al Cretácico.

Los intervalos productores le la Cuenca de Barinas correspondes a las formaciones Fortuna, de edad Cretácico Medio-Superior y Gobernador, del eoceno medio. La formación Fortuna ha sido subdividida en cuatro intervalos, denominados en nomenclatura informal ¨O¨, ¨P¨, ¨R¨ y ¨S¨ en orden descendente. El miembro ¨O¨ comprende en su tope una caliza dolomítica que grada a caliza gris, groseramente cristalina, con pelotillas de glaucomita y fragmentos de megafósiles, la cual pasa a su vez a arenisca calcárea glauconitica, que hacia la base pierde su carácter calcáreo y aumenta en contenido de glaucomita. Este intervalo generalmente no es productor de petróleo, pero en ciertas áreas como el Campo Sinco, se desarrollan lentes de arena calcárea que a proporcionado producción esporádica, con espesores netos de arena petrolífera de más o menos 20´ (6m). el intervalo es importante en las correlaciones sismográficas entre áreas. Estatigraficamente se correlaciona hacia el norte con la caliza de Miembro Guayacán de la Formación Capacho y hacia el este con la caliza del Miembro Infante de la Formación Tigre en la Cuenca de Venezuela Oriental. La caliza fue posteriormente erosionada en toda la extinción de la cresta del Arco de El Baúl.

El miembro infrayacente ´´P´´ es el principal productor de la cuenca y generalmente esta representado por dos intervalos de arena separados por un intervalo lutitico delgado delgado. La arena superior presenta en su tope arenas de alta porosidad y permeabilidad; en conjunto la arena no es calcárea, presenta grano medio a grueso, estratificación cruzada, abundantes restos de plantas lignificados y algunos intervalos de limonitas compactas. La arena inferior es bastante similar a la superior y grada a las areniscas sucias y calcáreas del intervalo ´´R´´.

Sobre gran parte del área productora del intervalo lutitico mencionado constituye el elemento de separación entre dos arenas denominadas P1 y P2, pero en algunos lugares la capa lutitica lenticular desaparece y no es posible diferenciar P1 de P2. el espesor del intervalo P tiene un promedio de 125´ (38m).

El intervalo ´´R´´ suele presentar tres arenas distintas, esporádicamente productoras. Las arenas superior e inferior son distantemente calcáreas, la intermedia es cuarzosa; estas arenas son bastante delgadas, se intercalan con limonitas también delgadas y hacia abajo pasan al marcador lutitico que caracteriza al intervalo ´´S´´, base de la secuencia productora. El espesor del intervalo ´´R´´ muestra un promedio de 30´ (9,5 m) en el área de Silvestre-Sinco.

Las Formación Esperanza es mucho mas lutitica que Fortuna, infrayacente. Sin embargo, presenta algunas arenas que en general no son productoras, aunque en el Campo de Caipe se encontraron indicios de petróleo en la arena ´´F´´ q al se probada no produjo. Esta área esta afectada por la erosión post-cretácica y esta ausente o mal representada en el área del Campo Sinco.

Toda el área productora muestra el efecto de truncamiento sobre el Cretácico, ya se ha indicado anteriormente que en el declive de guanarito la erosión expone a la Formación Gobernador sobre las rocas ígneo-metamórficas del Complejo de El Baúl con erosión total de las formaciones cretácicas.

El siguiente intervalo productor en orden estratigráfico es la Formación Gobernador, caracterizada por un considerable desarrollo de areniscas que representan los clásticos basales de la transgresión del Eoceno medio en la Cuenca de Barinas-Apure. Las areniscas son predominantemente cuarzosas, a veces fiabres y otras endurecidas, que se presentan en capas de espesor variable separadas por intervalos de lutitas y limonitas y capas delgadas de lignito. Es el segundo horizonte productor en orden de importancia de la cuenca y comprende el intervalo ´´B-4´´ como mejor productor.

En el área de Silvestre-Sinco el espesor de la Formación Gobernador oscila alrededor de 125´ (38m). Proporciona prácticamente toda la producción al sur de la falla de Páez--- área de Páez, Mingo y suroeste de Sinco---y también en el Campo de Caipe y conjuntamente con las arenas de la Formación Fortuna produce al norte de dicha falla en Sinco y el Campo de Silvestre.

Principales Campos de La Cuenca

En los campos situados mas al sur, como Sinco 16 y Mingo, los cuales se ubican mas cerca del eje del Arco de Mérida, la erosión pre-terciaria mas intensa a causado la remisión total o parcial del sello cretácico La Morita.

Campo de Apure

Todavía no han encontrado en la etapa de producción los recientes descubrimientos cerca de la frontera con Colombia, dado que se están construyendo las facilidades para ello. Estos descubrimientos están ubicados en el flanco sur y cerca del eje del Arco de Arauca. El paleoalto a constituido un drenaje natural para los hidrocarburos generados en una cocina que se extiende desde el sector colombiano de la fosa subandina hasta el sector venezolano de la misma, ubicado al sur de Altos de Brujas, en la parte sub-occidental del Distrito Páez del estado Apure.

Campo Guafita

Este campo esta ubicado sobre un alto estructural de rumbo suroeste-noroeste, dividido dos sectores por una falla del mismo rumbo, de carácter probablemente transcurrente. El sector septentrional es su anticlinal suave, mientras que el sector meridional es un cierre contra una falla. El pozo descubridor Guafita-1x fue perforado en el sector norte, hasta una profundidad final de 1.222 metros, dentro de rocas pre-cretacicas atribuidas a la Formación La Quinta.

El pozo probó petróleo en tres intervalos pertenecientes a un paquete de arenisca que marca la trasgresión del Oligoceno sobre el tope erosionado del cretácico. Posteriormente, la perforación de siete pozos adicionales, de los cuales cinco resultaron productores, permitió delimitar la acumulación petrolífera. Estos pozos evidenciaron, además, que las arenas basales oligocenas están divididas en dos paquetes por un intervalo de lutitas, de los cuales solamente el interior resulto petrolífero.

En el sector sur de la falla transcurrente, el pozo descubridor Guafita-5x demostró que allí también el paquete superior es petrolífero. La perforación de tres pozos adicionales, de los cuales dos resultaron productores, delimito esta acumulación. Algunos de los pozos perforados en este campo probaron acumulaciones menores también en arenisca cretácicas.

Campo La Victoria:

Este campo es un anticlinal de rumbo norte-sur limitado hacia el este por una falla inversa. El pozo descubridor La Victoria-1x probó petróleo de 300 API en las areniscas basales del Oligoceno, equivalentes de los horizontes productores en Guafita. Interpretaciones sísmicas posteriores a la perforación del primer pozo indicaron que este había caído en el flanco sur de la estructura.

El la acumulación estructural se perforo el pozo La Victoria-2x que probo petróleo de 360 API, en intervalos cretácicos equivalentes a los productores de la Cuenca Barinas, demostrando que en esta estructura las capas de esa edad son el objetivo principal.

CONCLUSIÓN

La Cuenca Barina-Apure es una de las mas importantes Cuencas petrolíferas en Venezuela aunque no ha sido explorada completamente y su potencial petrolífero está por determinarse, cuenta con una producción de petróleo que equivale al 3.52% del total nacional además de estar en un área geográfica muy variada y rica en recursos naturales. La producción de petróleo en Barinas se concentra en una sola área de menos de 314 Km, que incluye los campos de Caipe, Estero, Hato, Maporal, Palmita y Silvan con sus extinciones hacia el suroeste, Mingo y Paez, Silvestre y Sinc.

Todos los campos de esta Cuenca exhiben empuje hidrodinámico regional cuyo valor no ha sido cuantificado, pero las presiones en los recipientes son bajas. Las aguas son prácticamente dulces, con salinidades que varían entre 500 y 2.000 p.p.m de sólidos totales, tanto en los recipientes cretácicos como en los eocenos. Ello ocasiona las conocidas dificultades para identificar el contenido de fluidos en los perfiles eléctricos. Algunos autores mencionan una posibilidad de captación de aguas meteoricas en los contrafuertes andinos y circulación hidrodinámica en la cuenca.

La industria petrolera en Venezuela es importante porque utiliza el petróleo y el gas natural como materia prima para procesarla y convertirla en producto intermedios y elaborados tales como plástico, fibra sintéticas, fertilizantes, caucho sintético, explosivos, detergentes, medicina y una inmensa cantidad de productos industriales, los cuales están destinados al consumo y la creación de insumos para otras ramas de la producción.

La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos.

BIBLIOGRAFÍA

Geología de Venezuela y de sus Cuencas Petrolíferas

AUTOR: Clemente Gonzáles de Juana

EDICION Funinves, TOMO II.

La Industria Venezolana, TOMO 1, Pág n0 107

http://www.rimisp.org/boletines/foro/publico_index.php?accion=preguntas&idpregunta=12&id_boletin_comen=29

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml

http://www.wrm.org.uy/publicaciones/petroleo2.html

http://html.rincondelvago.com/cuencas-petroliferas.html

http://www.mipunto.com/venezuelavirtual/mapas/mapa_hidrocarburos.html