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TagsPetroleum Venezuela Natural Gas Geology
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Capítulo 2

Yacimientos de Hidrocarburos en Venezuela

Introducción

Tía Juana (tierra)

Lagunillas (lago)

Tía Juana (lago)

Ceuta

Mara Oeste

Silvestre

Oveja

Santa Rosa

Carito Central

El Furrial

Pedernales

Cerro Negro

Page 24

2 22

Introducción
El yacimiento Cretácico DM–115 del

campo Mara Oeste está ubicado al

noroeste de Maracaibo, a unos 8 km

del campo Mara (Fig. 2.30). Desde 1951

produce petróleo pesado subsaturado de

15˚API proveniente del Cretácico (datum:

5500 pbnm) y principalmente de la

Formación Apón, parte inferior del Grupo

Cogollo. Los pozos se encuentran com-

pletados a hoyo abierto en la sección

correspondiente al Grupo Cogollo.

Geología
a) Estructura

La interpretación estructural se basó en

el análisis de líneas sísmicas migradas 2D

obtenidas en 1982, conjuntamente con la

correlación estratigráfica de los pozos

perforados en el área. Se elaboró entonces

un mapa estructural al nivel del

Miembro Socuy, Formación Colón (Fig.

2.31). El principal lineamiento estructural es

una falla mayor inversa de rumbo N45˚E en

su ramal oeste y S60˚E en su ramificación

este. Esta falla inversa, con un salto vertical

promedio de 3500 pies en su parte central,

divide el área en un bloque deprimido al

norte (buzamiento menor de 20˚, cortado

por fallas inversas de rumbo N20˚O y N10˚E

así como fallas normales de dirección

N25˚O) donde no se han perforado pozos, y

un bloque levantado al sur del campo (fallas

normales de rumbo N30˚O, con saltos

verticales entre 50 y 1000 pies y buzamiento

entre 75˚ y 85˚). Otras fallas menores,

perpendiculares a la mayor inversa con

buzamiento entre 50˚ y 55˚, dividen el área

en siete bloques con buzamiento al sur de

más o menos 20˚, dos de los cuales han sido

explotados. No se detectaron contactos gas-

petróleo, lo cual indica la ausencia de una

capa de gas inicial. Tampoco se encontraron

contactos agua-petróleo, pero se han

estimado entre 6500 y 7500 pbnm.

b) Estratigrafía

La columna estratigráfica del Cretácico

en el campo Mara Oeste tiene un espesor

promedio de 3000 pies. Esta sección des-

cansa discordantemente sobre rocas del

Paleozoico, e infrayace concordantemente a

la Formación Guasare del Paleoceno. La

sección cretácica, de base a tope, está

constituida por la Formación Río Negro (65

pies), el Grupo Cogollo (1400 pies) y las

Formaciones La Luna (340 pies) y Mito

Juan/Colón (1200 pies).

Y A C I M I E N T O : C R E T A C I C O D M - 1 1 5 C A M P O : M A R A O E S T E

La Paz

Boscan

Bajo
Grande

Lago
de

Maracaibo

Mara
Mara Oeste

N

Figura 2.30
–5

70
0'

–4
90

0'

–4
10

0'

–7300
'

–6
50

0'

–8
90

0'

–8
50

0'

–6
90

0'
–5

30
0'

–3
70

0'

–8
9
0
0
'

–4
10

0'

–5
70

0'–5
70

0'

–1
10

0'

–4
90

0'

–6
50

0'

–8
10

0'

–7
30

0'

–2900'

–7
70

0'

–9
30

0'

–8
90

0'

–7
3
0
0
'

–8
90

0'

–8
10

0'

–6
90

0'

–6
10

0'

–6
10

0'

–4
90

0'

–4
50

0'

–4
10

0'
L

L

L

L D

D

D

D

L
D

L
D

LD

L
D

LD

LD

LD

LD

L
D

L
D

L
D

L

DL

D
L

D

Estructural

L

D
Falla

Pozo
0 0.5 1.0 km

N

Figura 2.31

Mapa estructural del yacimiento Cretácico DM–115.

Ubicación geográfica del

campo Mara Oeste.

Page 25

2

Y A C I M I E N T O : C R E T A C I C O D M - 1 1 5 C A M P O : M A R A O E S T E

23

La acumulación de hidrocarburos se

localiza en las calizas del Grupo Cogollo,

subdividido en las Formaciones Apón, Lisure

y Maraca, y en las de la Formación La Luna.

El Grupo Cogollo está caracterizado por una

combinación de carbonatos y siliciclastos en

su parte inferior y por dépositos carbonáticos

limpios en su parte superior. La Formación

La Luna, que es la roca madre más

importante de la Cuenca de Maracaibo, está

compuesta por calizas bituminosas inter-

caladas con lutitas marinas.

c) Ambiente de sedimentación

El ambiente de sedimentación es de tipo

fluvial playero en la Formación Río Negro,

de barras y lagunas laterales en la Formación

Apón, litoral con desarrollo de barras en la

Formación Lisure, marino llano en la

Formación Maraca y marino euxínico de baja

energía en la Formación La Luna.

Propiedades petrofísicas
En varios pozos se obtuvieron perfiles

modernos (Fig. 2.32) de resistividad y

porosidad a nivel de la formación del

Cretácico. La evaluación complementada

con información litológica dio los siguientes

resultados (Tabla 2.7).

Para calcular la saturación de

hidrocarburos en la zona virgen se utilizó la

ecuación de Archie (a=1, m=1,5 a 2.2, n=2).

En cuanto a los criterios de ANP y Caliza Neta

Petrolífera (CNP), se seleccionó una

porosidad de 3% como valor crítico, 60% para

la saturación de agua y 0% para Vcl. La

salinidad del agua de formación oscila entre

30.000 y 40.000 ppm equivalente NaCl.

Se asumió una permeabilidad de la

matriz de entre 1 y 3 md. A los efectos del

cálculo del POES se consideró una porosi-

dad y una saturación de petróleo promedio

de 11,0 y 85%, respectivamente. Se estimó el

área en 3020 acres y el espesor promedio en

178 pies.

4500

5000

5500

GR Prof.
(pies)0 (gAPI) 150

RXOZ

2 (ohm-m) 20000

HLLS

2 (ohm-m) 20000

HLLD

2 (ohm-m) 20000

RHOB

2.1

(V/V)

2.7

NPHI

0.3 (V/V) 0

CMRP

0.3

(gr ⁄ cm3)

0

G
o

g
o

llo
(

C
R

E
T

A
C

IC
O

IN
FE

R
IO

R
-M

E
D

IO
)

G
ru

p
o

(
E

D
A

D
)

Fo
rm

ac


n
Li

su
re

M
ar

ac
a

A
p

ó
n

4750

5250

4250

Registro tipo del yacimiento Cretácico DM–115.

Figura 2.32

Page 48

2 46

Se puede mencionar que la producci—n
acumulada hasta la fecha es de 96 MMbn de
bitumen, obtenido principalmente mediante
bombeo mec‡nico (Dic. 96: 70 Mbbpd con
12% A y S y RGB de 160 pcn/bn) y que hasta
Julio de 1996 se hab’an perforado 349
pozos, incluyendo cuatro pozos horizontales
en los cuales se utiliz— con Žxito el bombeo
electrosumergible con dosificaci—n de
diluente a nivel de la entrada de la bomba.
Igualmente, se hicieron 23 reperforaciones
horizontales completadas inicialmente con
bombeo de cavidad progresiva. Otras prue-

bas de campo realizadas incluyen la inyec-
ci—n c’clica de vapor, la perforaci—n de
pozos espaciados a 150, 300 y 400 metros,
los cambios de disolvente a nivel de pozo y
diferentes maneras de completaci—n de
pozos (Fig. 2.68).

b) Mecanismos de producción

Se supone que, originalmente el crudo
en el Miembro Morichal estaba saturado de
gas a su presi—n inicial, lo cual implica que
un posible mecanismo de producci—n podr’a
ser el empuje por gas en soluci—n. Del
mismo modo, la compactaci—n podr’a incidir
favorablemente en la recuperaci—n de
bitumen, como ocurre en la Costa Bol’var,
pero todav’a la producci—n es relativamente
muy peque–a en comparaci—n con el BOES
y no se ha observado subsidencia hasta la
fecha. Otro posible mecanismo de pro-
ducci—n a considerar es el empuje hidr‡u-
lico. Efectivamente, existe incursi—n de agua,
si bien aœn no se conoce exactamente la
fuente, ni si es o no activa. Hasta que no se
obtenga mejor informaci—n a travŽs de
estudios especiales y an‡lisis de comporta-
miento de producci—n y presi—n del Area
Bitor, s—lo se debe considerar el empleo de
los mecanismos mencionados.

Este capítulo fue escrito por J-C. Bernys

con la colaboración de L.Zamora, S.Antúnez (MEM), F.Chiquito (PDVSA), A.Herrera (BITOR),

F.Rodríguez (Corpoven), O.Romero (Lagoven) y O.Suárez (Maraven),

y la contribución de M.Milán (MEM), F.García (PDVSA), I.Benzaquén (BITOR), P.Talarico y

D.Flores (Corpoven), C.Camacho, L. Escandón y K.Larrauri (Lagoven), M.Rampazzo,

X.Verenzuela, J.C.Ustáriz y M.Méndez (Maraven), E.Cazier, B.Cunningham y H.Torres (BP de

Venezuela).

Y A C I M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L C A M P O : C E R R O N E G R O ( A R E A B I T O R )

0

25000

50000

0

400

800

50

0

200

400

'84'83 '85 '86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96

Pozos activos

Corte de agua, AyS (%)

Relación gas bitumen RGB (pcn/bn)

Tasa de producción de bitumen Qb (bppd)

Año

Figura 2.68

Historia de producción del

Area Bitor.

A U T O R Y C O L A B O R A D O R E S

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2

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R E F E R E N C I A S Y B I B L I O G R A F I A

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