CUENCAS SEDIMENTARIAS PETROLÍFERA DE VENZUELA

LEYENDA: 

Refinerías

 

Oleoducto 

Terminal de embarque 

Cuencas petrolíferas  

Planta de procesamiento de gas Signos convencionales: 

Planta de distribución 

Lago, laguna  

Planta petroquímica  

Embalse 

Àrea de explotación 

Corriente permanente  

Gasoducto 

Límite internacional  

Poliducto   

El aprovechamiento del petróleo en nuestro país se remonta al año 1535, según una referencia de Gonzalo Fernández de Oviedo, pero es sólo 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.

El petróleo es producto de la acumulación de restos orgánicos depositados junto con grandes masas de sedimentos en el fondo de los mares, a lo largo de millones de años. Así las cuencas sedimentarias guardan íntima relación con las áreas productoras de petróleo. En Venezuela esas cuencas petroleras son las siguientes:

Cuenca del Lago de Maracaibo: ubicada al occidente del país fue hasta 1998 el área petrolera de mayor producción. Para el año 2000, tuvo una producción de 536.887 millones de barriles, 46,6% de la producción nacional, con 13.000 pozos activos y una capacidad de producción de 1.885 millones de barriles diarios.

Cuenca de Falcón: está relacionada geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo y su participación en la producción petrolera fue en el año 2000 de 375 millones de barriles, es decir 0,03% de la producción total.

Cuenca Barinas -Apure: tiene una extensión de 87.000 Km², integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa, 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.

Cuenca Oriental: comprende las zonas petroleras de los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro, con una extensión de 153.000 Km² es la más extensa y primera en importancia. Cuenta con más de 3.300 pozos activos y una producción de 573.611 millones de barriles para el año 2000, lo que representa el 49,8% de la producción nacional.

Dentro de esta cuenca se encuentra la Faja bituminosa del Orinoco, en la cual se produce petróleo considerado como pesado, con alto contenido de azufre que está siendo explotado para producir orimulsión, un combustible específicamente diseñado para uso de empresas eléctricas, el sector industrial y para calefacción.

Cuenca Tuy-Cariaco: se extiende desde Barlovento, en el estado Miranda, hasta el Golfo de Cariaco en Sucre, está cubierta en su mayor parte por el Mar Caribe y tiene una extensión de 14.000 Km².

Actualmente se realizan estudios para determinar el valor comercial del petróleo que potencialmente pueda existir.

Reservas: las exploraciones efectuadas por Petróleos de Venezuela (PDVSA) han determinado un volumen de reservas probadas de crudos y condensados de alrededor de 76.000 millones de barriles y con las técnicas actuales se podrían extraer 270.000 millones de barriles de petróleo pesado de la faja del Orinoco. A las tasas actuales de extracción, tres millones de barriles diarios, Venezuela tendría petróleo durante los próximos 250 a 300 años.

Refinación: la refinación es de importancia estratégica para Venezuela. El proceso de refinación produce gasolinas, naftas, destilados, combustibles residuales, asfalto, lubricantes y ceras. Existen en el país las refinerías de Amuay y Cardón en el complejo refinador de Paraguaná del estado Falcón, Bajo Grande en el Zulia, El Palito en el estado Carabobo,El Toreño en Barinas y Puerto La Cruz y San Roque en el estado Anzoátegui. Además mediante contrato de arrendamiento con el gobierno de Curazao, se incorporó la refinería La Isla.

Petroquímica: es la industria que produce productos químicos a partir de hidrocarburos, especialmente del gas natural que se encuentra asociado al petróleo o en yacimientos de gas libre.

Los productos que se obtienen pueden clasificarse como materias primas: acetileno, etileno, propileno, butano, benceno, fenol, alquitrán y otros. Y como productos finales tales como: resinas para pinturas y plásticos, detergentes, solventes, explosivos, fibras sintéticas, herbicidas, fertilizantes entre otros productos.

Las actividades petroquímicas se desarrollan en los complejos petroquímicos de El Tablazo en el estado Zulia, El Palito, Morón, en el estado Carabobo y José Antonio Anzoátegui, en Jose, estado Anzoátegui.

El Gas natural: las reservas de gas de Venezuela se han calculado como las séptimas en volumen a nivel mundial y con una duración teórica de más de cien años. El gas licuado permite su transportación por tuberías (gasductos) para uso industrial o doméstico y para vehículos como gas natural (GNV).

Actualmente, el gas natural tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando grandes cantidades de petróleo.

Las plantas de extracción y fraccionamiento de gas natural, existentes para el año 2000, en el área de oriente: Jusepín, Santa Barbara, San Joaquín R. S. Joaquín y Guara oeste. En el área de occidente: GLP5, Tía Juana 2 y 3, Lama Proceso, Lamar líquido, El Tablazo 1 y 2. Con una extracción total para Venezuela de 99.486 de miles de millones de metros cúbicos. Adicionalmente se realizan dos grandes proyectos gasíferos en la Plataforma Deltana, entre el estado Delta Amacuro y la isla de Trinidad y el proyecto Mariscal Sucre, al norte de la península de Paria, costa afuera. ________________________________________----------------------------------------------

Cuencas sedimentarias de Venzuela Venezuela en la actualidad cuenta con reservas probadas de 152.561 millones de barriles (m/b), y prevé elevar esta cifra hasta los 316.000 m/b en 2009. Además el principal productor en Sudamérica y uno de los más importantes a nivel mundial, a continuación se describe las cuencas sedimentarias en las que se encuentra el hidrocarburo, así como sus principales yacimientos:

Ubicación geográficaEn Venezuela se han identificado unos 360 campos petrolíferos que representan más de 17.300 yacimientos de hidrocarburos en una extensión de 11,9 millones de hectáreas (13% del territorio nacional), de las cuales el 52% se encuentra en la Provincia Oriental y el resto en la Provincia Occidental.

PROVINCIA OCCIDENTAL

1) Cuenca de Maracaibo

Las principales acumulaciones de hidrocarburos se encuentran en las areniscas de origen deltaico del Eoceno y del Mioceno. Una tendencia general indica que los crudos más livianos y los condensados yacen en las formaciones más antiguas y profundas (Cretácico, Basamento, Paleoceno, Eoceno).

a) Costa Oriental del LagoEn la zona terrestre se encuentran los campos de Cabimas, Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero que producen crudo pesado proveniente de las formaciones Lagunillas y La Rosa de edad Mioceno por encima de la discordancia del Eoceno.Estos yacimientos se extienden en una franja en el Lago a mayores profundidades afectando las propiedades de los fluidos, que resultan crudos pesados y medianos.Las areniscas de la formación Misoa constituyen el principal reservorio de hidrocarburos del Eoceno. Los crudos son de medianos a livianos según la profundidad.Las arenas "B", subdivididas en nueve miembros, producen crudos medianos especialmente de la B–7 a la B–5 y en menor escala, petróleo liviano. Las arenas "C" contienen acumulaciones de crudos livianos y los miembros C–7 al C–4 son los principales productores. Se descubrió también condensado y gas a nivel del Cretácico en el campo Ambrosio al norte del Lago, cerca de Cabimas.Los mecanismos de producción predominantes son: gas en solución, empuje hidráulico, compactación e inyección de gas y/o agua, para mantenimiento de la presión dentro de los yacimientos. Como ejemplos típicos de yacimientos de la Costa Oriental del Lago se tienen: los de Tía Juana, Lagunillas Inferior–07, el B–6–X.03, y el Eoceno "C" VLG/3676 del campo Ceuta.

b) Centro del LagoLos principales campos petrolíferos son Lama, Lamar y Centro. En esta área, la producción proviene esencialmente del Eoceno, (Arenas "B" y "C") y parcialmente del Mioceno, Formación La Rosa, Miembro Santa Bárbara. Los crudos son principalmente livianos. De las calizas de la Formación Guasare, de edad Paleoceno se produce crudo liviano. El Grupo

Cogollo, que incluye las Formaciones Maraca, Lisure y Apón, así como la Formación La Luna y el Miembro Socuy, todos del Cretácico, produce crudos livianos de sus intervalos fracturados.

c) Costa Occidental del LagoLos campos petroleros más importantes del área son Boscán, Mara–La Paz, Urdaneta en el norte y Tarra–Los Manueles en el sur. En general, el petróleo es liviano cuando proviene del Basamento y de las calizas del Cretácico y pesado a mediano cuando se encuentra en el Terciario (Eoceno, Formación Misoa en el norte, Formación Mirador en el sur). Existen excepciones, como los campos Boscán y Urdaneta, que producen crudos pesados del Eoceno y Mara, con crudo de 16°API, del Cretácico. El campo La Paz produce crudo liviano del Cretácico y Basamento, sin embargo el campo cercano La Concepción es un productor de crudo y de gas libre del Terciario. En el sur, las principales acumulaciones se encuentran en el Terciario constituidas por crudos livianos y medianos, mientras que las calizas del Cretácico contienen gas y condensado. En la zona Central se encuentran las calizas del Cretácico con petróleo liviano/mediano en los campos Alpuf, San José y Machiques.

2) Cuenca de Falcón

Las acumulaciones petrolíferas ocurren en rocas del Oligomioceno. En general, el petróleo de los campos ubicados al oeste de Falcón (Tiguaje, El Mene, Hombre Pintado) y de algunos campos del este (Mene de Acosta, Cumarebo) procede de areniscas. En las áreas de La Ensenada y La Vela, la producción proviene de carbonatos. Los crudos son livianos con bajo contenido de azufre y metales.

3) Cuenca de Barinas–Apure

a) BarinasProduce crudos pesados a medianos de la Formación Gobernador (miembros “A” y“B”) de edad Eoceno y crudo mediano de la Formación Escandalosa (miembro “P”) del Cretácico. En el Area Sur se encuentran los campos Páez–Mingo, Hato, Sinco; en el Area Central, el campo Silvestre y en el Area Norte: Silvan, Maporal y Palmita. El empuje hidráulico constituye el mecanismo de producción dominante.

b) ApureEl crudo liviano proviene de dos campos: Guafita (Formación Carbonera del Oligoceno, miembros “A” y “B”) y La Victoria (Formación Escandalosa del Cretácico). Los mecanismos de producción utilizados son el hidráulico y la expansión de los fluidos.

PROVINCIA ORIENTAL

1) Subcuenca de Maturín

Las acumulaciones más importantes pertenecen a las formaciones del Terciario, principalmente a las del Oligoceno (Formación Merecure) y del Mioceno (Formaciones

Oficina y Merecure). Se estima que hay más de diez mil yacimientos probados, dentro de los cuales predomina el tipo de yacimiento pequeño, con características muy variadas de rocas y de fluidos y donde se observan todos los tipos de mecanismos naturales de producción.

a) Area Mayor de OficinaAl sur del Corrimiento de Anaco los yacimientos son principalmente de tipos saturados y subsaturados y en menor cuantía de condensado y de gas seco. Los crudos producidos son livianos (Zapata, Nardo, Chimire, Kaki, Soto, La Ceibita, Zulos, Budare), medianos (Oficina Central, Limón,Yopales, Nipa, Mata, Oscurote, Aguasay) y pesados (Melones, Migas, Oveja, Dación, Ostra). El espesor de las arenas varía de 3 a 100 pies, a una profundidad de entre 4.000 y 14.000 pies, la porosidad oscila entre el 10 y el 50% y la permeabilidad de 50 a 1000 md, aunque en ciertos casos alcanza a varios darcys. La mayoría de estos yacimientos tienen un casquete de gas, mientras que algunos tienen solamente gas.

b) Area Mayor de AnacoLos campos principales del área son Santa Rosa, Joaquín, Santa Ana, El Roble y El Toco. Se encuentran al norte de la falla inversa del Corrimiento de Anaco. Predominan los yacimientos de condensado asociado con petróleo, aunque también existen yacimientos de gas seco. Tienen una profundidad promedio de 7000 pies, tanto el espesor de ANP como el de Arena Neta de Condensado (ANC) promedia los 18 pies cada una, la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua se sitúan alrededor del 17%, 160 md y 15%, respectivamente. La gravedad promedio del petróleo es de 39°API y la del condensado, de 51°API. Tanto en el Area Mayor de Oficina como en la de Anaco se han realizado proyectos de recuperación secundaria (gas y/o agua), inyección de vapor y aire, así como reciclamiento de gas.

c) Area Norte de MonagasLos campos principales del área son Jusepín, Santa Bárbara, Mulata/Carito y El Furrial, productores de crudos livianos; Orocual y Manresa, de crudos medianos a pesados(Formación Las Piedras) y, hacia el Delta Amacuro, el campo de Pedernales (pesado/ mediano, Formación La Pica).

d) Area Sur de MonagasLos principales campos petrolíferos de esta área son Pilón, Jobo, Morichal, El Salto, Temblador, Uracoa, Bombal y Tucupita. El petróleo pesado a extrapesado proviene de la Formación Oficina del Mioceno. El miembro de mayor espesor es el Morichal; al quesuprayacen los Miembros Yabo, Jobo y Pilón. Los yacimientos son poco profundos (±1600 pies), la viscosidad del petróleo es alta (1200 cp aunque puede llegar hasta 15.000 cp o más); la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua promedio son del 30%, 2500 md y 27%, respectivamente.

e) Faja del OrinocoEl área de 36.000 km cuadrados habia sido dividida en cuatro sectores de este a oeste, Cerro Negro, Hamaca, Zuata y Machete actualmente Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá. En la actualidad el estado ejecuta “El Proyecto Magna de la Faja Petrolífera Del Orinoco”

donde se cuantificará y certificará el petróleo pesado y extra-pesado. (Petróleo que ya cuenta con tecnología rentable y factible para su explotación y refinación) existente en un área de 11.539 Km2 al norte del río Orinoco. Y cuya meta es certificar 235. Mil millones de barriles (reserva probada o certificable), que podrían llegar a los 313.

2) Subcuenca de Guárico

El intervalo productor de la subcuenca de Guárico abarca la Formación Tigre del Cretácico y las Formaciones La Pascua, Roblecito y Chaguáramos del Terciario. La producción comercial se encuentra en el Area Mayor de Las Mercedes, donde existen 20 acumulaciones de hidrocarburos distribuidas en siete campos. Los crudos son de baja gravedad y alta viscosidad hacia el sur, de condensado y de gas asociado y gas libre hacia el norte con gravedades transicionales en el centro. En los inicios de su vida productora, los yacimientos tenían un empuje hidráulico, luego reemplazado, con el tiempo, por la segregación de gas como mecanismo de producción.

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Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima (PDVSA) es una empresa estatal venezolana que se dedica a la explotación, producción, refinación, mercadeo y transporte del petróleo venezolano. Fue creada por decreto gubernamental durante el primer gobierno de Carlos Andrés Pérez para ejercer tales actividades luego de la nacionalización de la industria petrolera, dando inicio a sus operaciones el 1 de enero de 1976. PDVSA fue catalogada en 2005 como la tercera empresa petrolera a nivel mundial y clasificada por la revista internacional Fortune como la empresa número 35 entre las 500 más grandes del mundo.[2] Actualmente, la petrolera posee las mayores reservas petrolíferas del mundo, alcanzando -a mediados de enero de 2011- una suma total de 297.000 millones de barriles , sobrepasando al tradicional líder Arabia Saudita . [3] La empresa espera -luego de la cuantificación de las reservas de petróleo en la Faja del Orinoco - incrementar aún más esta cifra, de acuerdo con lo estipulado en el "Proyecto Magna Reserva". [4] Al finalizar dicho proyecto, Venezuela deberá poseer reservas probadas con un total cercano a 316.000 millones de barriles, la mayoría de ellos correspondientes a crudo extrapesado . [5]

La República Bolivariana de Venezuela posee la totalidad de las acciones de la empresa, que se encuentra adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. En la Constitución de 1999 está contemplado que la empresa mantenga el monopolio exclusivo de los hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo venezolano (petróleo y gas natural, entre otros) y que sus acciones no pueden ser vendidas a particulares. No obstante, la empresa puede asociarse y entregar concesiones para la prestación de cualquier servicio relacionado con sus productos.

Hasta 1999, PDVSA -a través de sus empresas filiales- tenía el monopolio de la venta, mercadeo y transporte de todo producto y derivado petrolero. Ese año, en el marco de la entonces llamada "apertura petrolera", se permitió que otras empresas como Shell, BP o Texaco entraran a comercializar dichos productos aunque ajustados a ciertas limitaciones, como el control por decreto del precio de venta de la gasolina, control que aún continúa -

independientemente del precio internacional de mercado- resultando en un precio de 0,097 bolívares fuertes (equivalente a 0,045 dólares) y 0,07 bolívares fuertes (0,032 USD) por litro de gasolina de 95 y 91 octanos, respectivamente, siendo el producto más barato expendido en Venezuela y uno de los precios más bajos -sino el más bajo- para mercadeo de la gasolina en el mundo.[6] En 2005, dejó de producir para su mercado interno la gasolina con tetraetilo de plomo, a fin de cumplir con exigencias ambientales modernas. En materia de utilidades netas y ganancias, PDVSA se colocó en 2007 en la octava posición en el escalafón mundial, al registrar un balance de 6.273 millones de dólares, 15% más que en 2006. Más abajo se ubicaron Pemex, con 4.287 millones y Ecopetrol con 2.800 millones.

Sede principal de PDVSA en la Av. 5 de Julio, Maracaibo, Venezuela.

Entre sus mayores activos internacionales está la empresa Citgo, en los Estados Unidos de América, de la cual es propietaria en un 100%; la Ruhr Oil en Alemania, de la cual posee un 50% de acciones y la empresa Nynäs Petroleum en Suecia, en la cual tiene participación a partes iguales con la empresa petrolera de Finlandia, Neste Corporation.

Petróleos de Venezuela es la tercera empresa en el mundo en capacidad de refinación, capaz de procesar 3,3 millones de barriles diarios de petróleo. Posee 24 refinerías en todo el mundo, 18 de ellas en el exterior y 6 en el país. [7] Entre las instalaciones en suelo venezolano, destaca la refinería más grande del mundo: el Complejo Refinador Paraguaná , en el estado Falcón , con una capacidad de procesamiento de 940.000 barriles diarios de crudo, así como las refinerías de Puerto La Cruz , con una capacidad de procesamiento de 200.000 barriles diarios y El Palito , que refina 130.000 barriles diarios.

La estatal posee además -a través de Citgo- ocho refinerías en Estados Unidos , la de Corpus Christi, en Houston , en Illinois , en Nueva Jersey , en Sweeny, en Lousiana, y Savannah, en Georgia. La capacidad de refinación en suelo norteamericano es de aproximadamente 1,12 millones de barriles diarios. En Europa, la capacidad supera los 252.000 barriles diarios -a través de la empresa filial Nynäs- con las refinerías de Nynasshamn en Suecia y Antwerp en Bélgica , así como de las ubicadas en el Reino Unido . Son 608.000 barriles diarios los producidos por las refinerías ubicadas en el Caribe . [8] En agosto del 2009, PDVSA adquiere el 20% de sus acciones con la empresa canadiense, Enbridge siendo la mayor filial empresa

junto con Citgo . En mayo de 2010 Pdvsa además adquirió por 133,4 millones de dólares [9] el 49% de la única refineria de República Dominicana , conocida como Refidomsa. [10

Introducción

Venezuela tiene las reservas más grandes de petróleo en el hemisferio occidental, representando aproximadamente la mitad de las reservas de la región, que coloca el país como quinto en el mundo en reservas probadas.

Con las reservas de la correa de Orinoco, el país posee la acumulación más grande del combustible líquido en el planeta.

La economía de Venezuela tiene su base fundamental en el petróleo de la nación y sus recursos minerales. Mientras la extracción del recurso ha ayudado al desarrollo de la economía industrial, el país aun sigue en proceso de desarrollo por lo que el comercio del petróleo es sumamente importante para Venezuela

Petróleos de Venezuela o PDVSA tiene actualmente cinco niveles de interrelación con el entorno internacional: El primero, producto de las asociaciones estratégicas dentro del país, principalmente en la Faja del Orinoco, la exploración a riesgo, convenios operativos, empresas mixtas y esquema de ganancias compartidas. Otro esquema se centra en las exportaciones de crudo y sus derivados al mundo, y la categoría final, queda establecida con las compañías que adquirió PDVSA en el exterior, como una manera de afianzar su imagen ante los ojos de las naciones. Ejemplo de esto último son la filial CITGO Petroleum en Estados Unidos, y las refinerías de la Ruhr Oel en Alemania, Nynas en Suecia y Bélgica e Isla en Curazao, entre otros activos

PDVSA ha abierto oportunidades de participación al sector privado nacional e internacional en actividades de producción, mediante convenios operativos en campos maduros, la producción bajo ganancias compartidas en áreas nuevas y asociaciones estratégicas para desarrollar la Faja del Orinoco, entre otros proyectos.

En este trabajo trataremos los temas de comercio, ganancias, impuestos petroleros, producción, entre otros, esperamos que este trabajo sea provechoso para el lector.

Los Autores

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La Producción de Petróleo en la Venezuela actual

Ubicación de las principales cuencas petrolíferas:Se conocen con el nombre de cuencas petrolíferas las zonas de hundimiento –lechos de antiguos lagos y mares- que han sido geológicamente favorables a la formación y acumulación de hidrocarburos; en ellas se han encontrado, y se sigue hoy día hallando, grandes yacimientos de éste ansiado recurso energético. En Venezuela el subsuelo no

presenta un único gran depósito o bolsón lleno de petróleo, sino que los yacimientos se encuentran agrupados en siete cuencas principales, que a su vez se hallan divididas en subcuencas.

Las reservas de Petróleo en Venezuela:Las reservas petroleras se definen como aquella porción de petróleo contenida en los yacimientos, que se considera recuperable con la utilización de la tecnología existente. Según el grado de seguridad de su existencia las reservas pueden ser: probadas, probables y posibles.

Duración teórica de las reservas de petróleo y gas natural

 En la actualidad, el desarrollo de nuevas  tecnologías ha impulsado el descubrimiento de nuevos yacimientos, por lo que el nivel mundial de  las reservas ha crecido de manera considerable  en las últimas décadas. Sin embargo, es un hecho  real que la mayoría de los países tienden a  exagerar las estadísticas relacionadas con sus  volúmenes de reservas, por lo que hay que ser  cautelosos a la hora de evaluar el petróleo que se  encuentra disponible bajo el subsuelo del  planeta. En Venezuela, a principios de los años noventa, las reservas probadas y probables fueron estimadas en unos 182.500 millones de barriles de crudo. A éstos hay que añadir reservas identificadas de crudos livianos por el orden de los 9.000 millones de barriles, así como 135.000 millones de barriles de crudo pesado de la faja del Orinoco. Todo esto da un gran total de 326.000 millones de barriles de petróleo en reservas, cifra que coloca a Venezuela en el cuarto lugar a nivel del mundo, solamente superada por (en orden de importancia) Arabia Saudita, Rusia y Kuwait.

Reservas de petróleo crudo y gas natural

La producción y Refinación de Petróleo en la Venezuela de Hoy:Durante los últimos veinte años, la producción venezolana de Petróleo Crudo se ha ubicado alrededor de los 9 millones de toneladas métricas anuales, como resultado de una producción diaria que, en el mismo lapso de tiempo, ha oscilado entre los 2,5 y los 3,2 millones de barriles por día; en la actualidad sigue siendo la cuenca del Lago de Maracaibo la más importante en cuanto a volúmenes de producción, pues aporta más del 60% del petróleo extraído del subsuelo venezolano.

En materia de refinación, que es el proceso al que se somete el crudo para librarlo de impurezas y extraer de él varios derivados, hay que destacar como hecho positivo el constante aumento de la capacidad refinadora de la industria petrolera nacional. El aumento se debe a la fuerte inversión realizada por el Estado para la construcción de enormes centros refinadores (Amuay, El Palito, Bajo Grande, Puerto la Cruz); mención aparte merece el denominado “Complejo Refinador Paraguaná” (C.R.P.), ya que sus instalaciones, conformadas por varias refinerías, lo colocan como el más importante de todo el mundo, pues se encuentra en condiciones de procesar más de 1.300.000 barriles de crudo al día.

En la actualidad, la industria petrolera venezolana es una de las más reconocidas en el ámbito internacional, gracias a su gran capacidad de producción y refinamiento que sirve para satisfacer, no sólo las necesidades de energía del mercado nacional, sino además, la demanda de petróleo de muchos países del mundo, desde los Estados Unidos hasta el Japón. Venezuela es considerada internacionalmente como el más importante productor petrolero del Hemisferio occidental. Exportaciones directas de petróleo crudo. El Petróleo y la Economía Nacional:

Durante los últimos setenta años, la economía venezolana ha tenido como soporte fundamental la actividad petrolera. Por vías de la explotación por parte de concesionarios primeramente, y luego bajo el absoluto control del negocio petrolero por parte del Estado venezolano, la producción de petróleo ha representado el motor que dinamizó, y hoy más que nunca dinamiza, la economía nacional. Indicadores económicos y petroleros. El petróleo ha representado durante todo ese tiempo, la principal fuente de ingresos para el fisco nacional: Así, puede definirse a la economía venezolana a partir de lo dicho anteriormente como monoproductora, con un elevado nivel de dependencia de la renta petrolera para su mantenimiento y supervivencia.

El carácter monoproductor y dependiente de la economía del país (que todavía hoy se mantiene pese a los múltiples pero fallidos esfuerzos realizados para desarrollar otros sectores económicos) coloca a Venezuela en una situación que puede calificarse de ambigua. Por una parte, le garantiza cuantiosos recursos económicos, pues hoy más que nunca, el petróleo sigue siendo un producto indispensable para el mundo moderno. Sin embargo, la otra parte de esa ambigüedad la constituye la marcada dependencia de la economía venezolana del recurso petrolero, ya que cualquier caída brusca de la producción o de los precios, sumerge de inmediato a Venezuela en una profunda crisis económica.

Es indudable que el éxito de la economía nacional se encuentra estrechamente vinculado a la posibilidad de diversificar las actividades productivas, sin que ello signifique una renuncia al aprovechamiento de un recurso del cual, Venezuela ha sido y seguirá siendo por mucho tiempo, uno de los más importantes productores en todo el mundo. Se hace necesaria entonces, una verdadera política de Estado que drene los recursos provenientes del petróleo hacia otros sectores menos desarrollados (como por ejemplo, el Agro) con el fin de lograr consolidar una Venezuela económicamente más fuerte e independiente, lo que se traduciría en un mejor nivel de vida para todos los venezolanos.

Cuenca del Golfo de Venezuela: Ocupa la casi totalidad del golfo al cual debe su nombre, entre el norte del lago de Maracaibo y la costa oriental de la península de Paraguaná; comprende a su vez la subcuenca de la Guajira. Esta cuenca no ha sido suficientemente explorada ni explotada ya que el área geográfica en la que se encuentra, presenta características físico naturales que dificultan su aprovechamiento.

Cuenca del lago de Maracaibo: Comprende un área geográfica de más de 67.000 Km2 en los cuales se concentra la mayor parte de la producción petrolera venezolana; destaca de manera especial dentro de dicha cuenca, la región de la llamada Costa Oriental del Lago, pues en ella se encuentran los campos petroleros más importantes del país.

Cuenca de Falcón: Aunque posee importantes reservas, esta cuenca �que se ubica principalmente en el estado Flcón y el Norte del estado Lara- no posee en la actualidad gran importancia económica, pues su producción no alcanza siquiera, el 1% del total nacional.

Cuenca de Barinas � Apure: Incluye territorios ubicados en los estados

Portuguesa, Barinas, Cojedes y Apure. Posee una extensión que supera los 87.000 Km2 de superficie; esta cuenca en los últimos años ha sido cada vez más explotada, siendo hoy por sus volúmenes de producción, la tercera en importancia en el país.

Cuenca de Cariaco: Comprende la parte oriental del estado Miranda e incluye también la casi totalidad de la extensión del golfo de Cariaco; abarca una superficie de aproximadamente 14.000 Km. 2 en los cuales se han descubierto importantes reservas de gas natural.

Cuenca Oriental: Actualmente es la segunda en importancia por el volumen de crudo que de ella se extrae; comprende una extensión de 150.000 Km2 y se extiende por la superficie de los estados Monagas, Anzoátegui, Guárico, Sucre y Delta Amacuro.

Faja petrolífera del Orinoco: Posee una superficie de aproximadamente 45.000 Km2. Se sitúa al sur de la cuenca Oriental, entre la ribera norte del río Orinoco y el sur de los estados Monagas, Anzoátegui y Delta Amacuro. La faja del Orinoco es una de las mayores reservas de crudos pesados en todo el mundo, pues acumula unos 700.000 millones de barriles de petróleo; el tipo de crudo contenido en la faja, al poseer características bien particulares, ha servido de base para el desarrollo de una nueva fuente energética conocida con el nombre de Orimulsión, la cual se obtiene al mezclar dicho crudo pesado con distintos elementos que dan como resultado un aceite mucho más liviano y de alto contenido energético. La Orimulsión es una fuente de energía desarrollada exclusivamente en Venezuela, con tecnología nacional y poseedora de un enorme potencial comercial, que ha sido aprovechado sólo de manera parcial.

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El Gobierno venezolano certificó de manera oficial las mayores reservas de petróleo del planeta: 296 mil 500 millones de barriles. Con esta suma Venezuela supera por apróximadamente 30 mil millones de barriles a Arabia Saudita.

La información fue publicada en la Gaceta Oficial número 39 mil 615, donde se puntualizó que Venezuela supera por aproximadamente 30 mil millones de barriles a Arabia Saudita, el país que pasa al segundo puesto mundial en reservas de crudo.

"Venezuela actualizó y oficializó sus reservas de petróleo a 296 mil 500 millones de barriles existentes en el país, hasta el 31 de diciembre de 2010", indica el texto.

Con esto se ratifica la información difundida recientemente por el ministro de Energía y presidente de la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (Pdvsa), Rafael Ramírez, quien desde hace unas semanas señaló que el crecimiento responde a “la incorporación de 86 mil 411 millones de barriles, provenientes de áreas tradicionales y del condensado existente costa afuera y en la Faja Petrolífera del Orinoco”.

“El país logró la cifra luego de la incorporación de nuevas reservas probadas por 86 mil 411 millones de barriles, provenientes de campos ubicados en los estados de Zulia (noroeste), Monagas (noreste), Anzoátegui (noreste), Barinas (suroeste), Sucre (noreste), Falcón (noroeste), y la faja oriental del Orinoco, que es un punto clave donde están el 75 por ciento de las reservas”, señaló Ramírez.

El titular también dijo que el alcance de esta meta es otro de los logros de las políticas de soberanía petrolera promovidas en el Gobierno Bolivariano, donde se impartió el control de los yacimientos y a su vez “se puso un freno al entreguismo excesivo a las transnacionales” en el marco del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva.    

“Estas empresas estaban arropadas en gobiernos neoliberales que depredaron y saquearon a su antojo al país (...) Antes nos engañaban diciendo que allí no había crudo, sólo bitumen (mezcla orgánica altamente viscosa) para regalarle ese recurso a las transnacionales”, agregó.

Por otro lado, Ramírez también desmintió a los partidarios de la oposición venezolana que “escépticos y mal intencionados, quieren desacreditar todo lo alcanzado por la Revolución Bolivariana”.

En este punto, les respondió que: “bastaría decir que en 1999 estábamos en apenas 75 mil millones de barriles certificados, apenas la cuarta parte de la cantidad actual”.

Para las autoridades gubernamentales venezolanas, con esta mayor cantidad de reservas se puede garantizar un más amplio desarrollo socioeconómico del país centrado en el bienestar de sus habitantes.

"Pronto seremos una nación centenaria en la producción de crudo, en un escenario en el cual mientras muchos ya agotaron sus reservas, nosotros las incrementamos para beneficio de nuestro pueblo", concluyó el ministro.

Además de ser el país con mayores reservas del mundo, el pasado agosto también se certificó a Venezuela como la nación suramericana con mayores pozos probados de gas natural, que hasta ahora se han contabilizado en 185,2 trillones de pies cúbicos (TFC, por su sigla en inglés).

Actualmente, Venezuela es el quinto país exportador mundial de crudo, con una producción que según las cifras oficiales, alcanza los tres millones de barriles diarios.

 

http://www.telesurtv.net/secciones/noticias/89160-NN/venezuela-certifica-oficialmente-las-mayores-reservas-petroleras-del-mundo/---------------------------______________________________________________

Caracas.-Venezuela actualizó y oficializó sus reservas de petróleo a 296 mil 500 millones de barriles existentes en el país, hasta el 31 de diciembre de 2010, de acuerdo con la Gaceta Oficial número 39.615 de fecha 14 de febrero de 2011.

El pasado mes, el ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) y presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Rafael Ramírez, anunció que el país ya estaba en posición de certificar la cifra, por lo que con este anuncio se confirma que nuestra Nación ocupa el primer lugar en cuanto a reservas certificadas de petróleo en el mundo.

Esta cifra se logra luego de la incorporación de nuevas reservas probadas, las cuales alcanzan la cifra de 86 mil 411 millones de barriles, provenientes de áreas tradicionales en las jurisdicciones de Barcelona, Maracaibo, Maturín, Barinas, Cumaná; así como el

condensado existente en Costa Afuera, área Cardón IV, Campo Perla, en el estado Falcón; y en la Faja Petrolífera del Orinoco en los bloques Boyacá 3, Boyacá 4, Boyacá 6, Boyacá 7 y Boyacá 8, Parque Aguaro Guariquito, Ayacucho 1 y Ayacucho 8, Junín 6, Junín 7, Junín 8, Junín 9, las empresas mixtas Petroindependencia, Petrocarabobo, Petrocedeño, Petropiar, Sinovensa, y el bloque operado por PDVSA (antiguo Bitor).

A la cantidad de reservas probadas de petróleo se dedujo la producción anual fiscalizada, a fin de obtener el balance de Reservas Probadas de Petróleo remanentes al cierre de 2010.

La cuantificación y certificación de reservas forma parte del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva, el cual comprende la cuantificación del petróleo original en sitio, proceso en el que participa la empresa estatal junto a empresas de varios países y, los resultados se someten a la certificación por parte de compañías internacionales independientes, para que luego de su oficialización por el MENPET se asiente en los Libros Oficiales de Reservas Probadas de Hidrocarburos.

Venezuela aumenta sus reservas probadas de gas a 185,2 TCF27-08-2010

Caracas.- Venezuela aumentó sus reservas probadas de gas natural a 185,2 trillones de pies cúbicos   de gas (TCF por sus siglas en inglés) , lo cual le adjudica el noveno lugar en la lista de países con las mayores reservas probadas de gas y el primero de América Latina, de acuerdo con lo publicado en la Gaceta Oficial Número 39.486, del 26 de agosto de 2010.

Un reciente descubrimiento en el bloque Cardón IV del proyecto Rafael Urdaneta, ubicado en el Golfo de Venezuela, permitió elevar los volúmenes probados al 2 de junio de 2010, conforme con un reporte de la Dirección General de Exploración y Producción de Hidrocarburos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.

Las reservas provienen de un yacimiento inédito e histórico de calizas arrecífales, lo cual constituye un importante hallazgo, sin precedentes en el país, en las últimas décadas y a escala mundial, destacándose la presencia de un gas original en sitio de 15 TCF, incorporando así unas reservas recuperables de 9 TCF, cifras que se consideran conservadoras, en vista de que el factor de recobro utilizado es de 60%.

De las reservas incorporadas 6,4 TCF se clasifican como probadas y 2,6 TCF se clasifican como probables, equivalentes a mil 500 millones de barriles de petróleo.

Hasta ahora sólo han sido identificadas 10% de las reservas del bloque Cardón IV. Adicionalmente, se incorporaron 172 millones de barriles de reservas probadas de condensados, de los cuales 122 millones son clasificadas como probadas y 50 millones como probables.

25 de junio: Creación de la Corporación Petroquímica de Venezuela, con el objetivo de garantizar la autosuficiencia agroalimentaria del país. Con el plan 2005-2012, los ingresos

de la empresa petroquímica se elevarán a 12.000 millones de dólares por año, lo cual representa un incremento de 1.000%. Se contempla también la modernización de los complejos El Tablazo (Zulia) y Morón (Carabobo), la construcción de uno nuevo en Güiria (Sucre) y la consolidación del complejo Jose (Anzoátegui), para lo cual se prevén inversiones de 10.000 millones de dólares.

27 de junio: PDVSA realizará estudios que permitirán respaldar la certificación de las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. La corporación informa que Venezuela tiene 78 mil millones de barriles de reservas convencionales y 235 mil millones de barriles de crudos pesados y extrapesados en la Faja del Orinoco, lo cual constituye prácticamente 50% del total de reservas de todos los países del Medio Oriente.

Faja Petrolífera del Orinoco

La Faja Petrolífera del Orinoco, fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grande del mundo, comprende una extensión de 55.314 km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2, ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas.

Este gran reservorio petrolero fue dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, y a su vez segmentado en 29 bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente.__________________________________-------------------------------------------------

De 99.000 millones de barriles de petróleo a 134.866 millones de barriles ascendieron, en los últimos 8 meses, las reservas de hidrocarburos. La cifra coloca al país como la tercera nación con mayor cantidad de crudo del mundo. Falta cuantificar unos 179 mil millones de barriles (mmb) en reservas probadas de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Ya se superó en cantidad de crudo a Irak y Kuwait. Para el 2009, el país tendrá 316.000 millones de barriles. Faltan por cuantificar 179 MMB.

De 99.000 millones de barriles a 134.866 millones de barriles ascendieron, en los últimos ocho meses, las reservas de hidrocarburos de Venezuela. La cifra, representa un incremento del 35% en relación con el 2007 y coloca al país como el tercero con mayor cantidad de petróleo del mundo.

Según las agencias internacionales expertas en hidrocarburos Petroleum Energy y AKL, la tabla de posiciones varió en el segundo semestre de 2008, luego que Venezuela anunciará la incorporación de una mayor cantidad de petróleo en sus reservas probadas.

Con la cifra ocupa el tercer escalafón, siendo superada únicamente por Arabia Saudita (264.000 millones/barriles) e Irán que actualmente, cuenta con 138,4 millones/barriles en sus reservas.

El año pasado, la nación ocupó la sexta posición del ranquin mundial al contar con reservas petrolíferas estimadas en 99.000 millones de barril. La primeras dos posiciones la mantuvieron Arabia Saudita e Irán; seguido de Irak con reservas de 115.000 millones de barriles y finalmente, Kuwait que, para ese entonces, contaba con 114,2 millones de barriles.

Los 134.000 millones de barriles permiten al territorio ubicarse por encima de algunos países del Medio Oriente como Irak, Kuwait, EAU e incluso potenciales mundiales como Estados Unidos que sólo cuenta con 29.000 millones de barriles en reservas probadas, Canadá con tan sólo 27.000 millones/barriles y China que posee 15.000 millones/barriles.

Recientemente, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (Menpet) informó sobre la incorporación de 5.553 millones de barriles de petróleo a las reservas probadas petrolíferas. El organismo añadió que las nuevas reservas probadas provienen del área Junín, Bloque Junín 3, Campos Iguana Zuata 1 y Zuata Norte de la Faja Petrolífera del Orinoco que fuera nacionalizada por el Gobierno venezolano en mayo del año pasado.

La cartera ministerial estima que, a través del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva, el próximo año se anexarán un total de 150.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo adicionales.

Alejandro Mata, experto en hidrocarburos, puntualizó que la cifra “permitirá que Venezuela aumente sus volúmenes de fósiles probados y cuantificados a más de 314.000 millones de barriles. Eso se traduce en que nuestro país será el primero del mundo con las mayores reservas de crudo”.

El presidente de la República, Hugo Chávez, en reiteradas oportunidades, ha calificado como “extraordinario” el potencial petrolífero, en especial, el de la Faja del Orinoco.

“Venezuela tiene el mayor reservorio de crudo del planeta. Las nuevas reservas y las que faltan por contabilizar ayudarán al desarrollo de otros pueblos hermanos, en especial los de Latinoamérica. La venta de nuestro producto a otras naciones garantizará una mayor diversificación de nuestro mercado energético y buenos dividendos por concepto de la renta petrolera”, explicó Chávez.

Continuó el Mandatario: “Con la cantidad de petróleo que tenemos posicionaremos a Venezuela como el primero con mayores reservas de petróleo líquido del mundo, garantizando el suministro de energía por muchísimos años”.

Para el ex profesor de petróleo de la Universidad Central de Venezuela (UCV), Rafael Sánchez, las reservas de crudo nacional son el principal distribuidor energético mundial.

“El petróleo es la mejor bendición que ha recibido el país, de manos de Dios. Con ese recurso viscoso, Venezuela satisfacerá la demanda de crudo mundial por más de 300 años. Asimismo, en la Faja se ha estimado la existencia de un billón 200 mil millones de barriles de petróleo, reservas que no posee nadie”, afirmó.

Jorge Castro, analista en materia petrolera y experto en hidrocarburos de México, indicó a PANORAMA la importancia de nuestro territorio en el escenario energético mundial.

“Venezuela es la potencia energética del continente americano, muy por encima de Estados Unidos y que sólo posee 29.000 millones de barriles en reservas de crudo para 30 años de uso; en cambió los venezolanos ya superaron los 130.000 millones de barriles en reservas y la cifra sigue en ascenso. En el 2030 muchas naciones dependerán de ese país para subsistir energéticamente

ya que tendrá más de 300.000 millones de barriles de petróleo”, concluyó.

Se proyecta entre el 2008-2009 cuantificar más de 179 mil millones de barriles de crudo en reservas probadas de la Faja. Una vez cuantificados y certificados los hidrocarburos de la zona, el país poseerá reservas petrolíferas superiores a los 314.000 millones de barriles de crudo pesado y extrapesado.

La cifra colocará al país como la primera del planeta con las mayores reservas de crudo, por encima de Arabia Saudita que posee 264 mil millones de barriles de crudo en reservas probadas. La diferencia entre los volúmenes de crudo entre Venezuela y su rival será de más de 35.000 millones de barriles de petróleo.--------------------------------------------_______________________________

http://www.librered.net/?p=3514

Jueves, enero 20, 2011, 0:20

Venezuela cuenta con el mayor depósito de crudo en el mundo, delante de Arabia Saudita, informó este miércoles el ministro venezolano de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, al anunciar la certificación del volumen de reservas de petróleo por 297 mil millones de barriles.

“A finales del año 2010 teníamos un nivel de 217 mil millones de barriles de petróleo y estamos ahorita, a principios de este año ya en posición de certificar 297 mil millones de barriles”, celebró Ramírez durante declaraciones a la prensa.

Con los datos suministrados por el titular de la cartera de Petróleo, Venezuela se afianza como el primer país con mayores reservas de crudo, escoltado por Arabia Saudita, que cuenta con 266 mil millones de barriles.

Detrás de Arabia Saudita se encuentran Irán y Kuwait, de acuerdo a los datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Los datos han sido recolectados por la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y de las diferentes empresas extranjeras que trabajan en el país. Posteriormente, certificados por la OPEP.

El funcionario recordó que cuando el presidente de la nación suramericana, Hugo Chávez, ganó las elecciones por primera vez en 1998, Venezuela, era el primer de crudo de la región, pues contaba con un nivel de reservas de 75 mil millones de barriles de petróleo.

“Vamos a ser un país centenario en la producción de petróleo, pero a diferencia de muchos países que han agotado su base de recursos, Venezuela sigue ampliando su base de recursos”, manifestó.

Del total certificado, “220 mil millones son de la Faja del Orinoco, lo cual nos da como base de recursos un piso sólido y cierto para todo nuestro plan de expansión”, se congratuló el ministro.

La Faja Petrolífera del Orinoco es la mayor reserva de hidrocarburos a nivel mundial.

En 2007, el Gobierno venezolano nacionalizó y recuperó el control de los recursos petroleros, desde entonces se ha recurrido a diversos socios extranjeros para explotar el crudo e invertir en los proyectos.

Cualquier empresa extranjera tiene participación minoritaria en todos estos proyectos.

“Con estas reservas, hasta hoy y al ritmo de explotaciones que llevamos, Venezuela tiene petróleo para más de 200 años y no hay país en este planeta que tenga petróleo para 200 años”, informó el presidente Chávez recientemente.

Por otro lado, el ministro Ramírez mantiene la esperanza de que este 2011 tenga una producción temprana de 50 mil barriles por día, en los proyectos de crudo pesado de la Faja del Orinoco (sur).

“Este es un año de desarrollo de infraestructura en la Faja. Pensamos que tendremos al menos unos 50 mil barriles por día de producción temprana este mismo año”, indicó.

“Directamente en la Faja, este año tendremos unos tres mil millones de dólares de inversión”, acotó.

Del mismo modo, señaló que el valor del barril de petróleo se acerca a los 100 dólares.

Por otro lado, el ministro venezolano anunció que se prevé la ampliación de la participación de Turquía en el desarrollo del Plan habitacional que se ejecuta en el país.

“Esta tarde nos reuniremos con el ministro de vivienda venezolano para evaluarlo”, aseguró, y relató que el ministro turco de Energía, Taner Yildiz, “ha traído, como parte de su delegación, al responsable de ese sector de las empresas del Estado turco, que es un consorcio muy importante”.

Ramírez hizo las declaraciones después de la reunión que sostuvo con su homólogo de Turquía.

“Turquía es un gran país con un alto nivel de industrialización. Está geostrategicamente insertado entre Europa y Asia y hemos hablado de todas las posibilidades de cooperación en toda la cadena del sector energético”, sostuvo.

En el marco de las conversaciones, Ramírez señaló que ambas naciones evaluaron las inversiones que podrían desarrollarse en la Faja del Orinoco.

Otro de los puntos consultados en la agenda fue la cooperación en el área de refinación en Turquía, el suministro de productos hidrocarburos y el coque de petróleo para la generación eléctrica.

“Tenemos un conjunto de acuerdos y áreas de cooperación, lo que nos permite calificar esta reunión como extraordinaria”, afirmó Ramírez.

Finalmente, informó que esta prevista una visita de su par turco a la Faja Petrolífera del Orinoco, con el fin de supervisar directamente las áreas de producción y de mejoramiento.

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http://economia.noticias24.com/noticia/51926/estiman-que-venezuela-ocupa-oficialmente-el-primer-lugar-en-el-mundo-con-la-mayores-reservas-de-petroleo/comment-page-2/

actualidad económica 15 / Feb / 2011 2:45 pm 193 comentarios

Venezuela certifica oficialmente las mayores reservas de petróleo del mundoHERRAMIENTAS

Foto: Reuters. Archivo.

Caracas, 15 Febr. AVN - Venezuela actualizó y oficializó sus reservas de petróleo a 296.500 millones de barriles hasta el 31 de diciembre de 2010, por lo que el país pasa a ocupar oficialmente el primer lugar en cuanto a reservas certificadas en el mundo.

La cifra fue publicada en la Gaceta Oficial número 39.615 de fecha 14 de febrero de 2011.

Con esta certificación, Venezuela superó Arabia Saudita, nación que ocupaba el primer lugar en el mundo con las mayores reservas de petróleo al contabilizar 265.000 millones de barriles.

Esta cifra se logra luego de la incorporación de nuevas reservas probadas, las cuales alcanzan la cifra de 86.411 millones de barriles, provenientes tanto de áreas tradicionales de la nación en las jurisdicciones de Barcelona, Maracaibo, Maturín, Barinas, Cumaná; así como el condensado existente en Costa Afuera, área Cardón IV, Campo Perla, en

el Estado Falcón.

Así como de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) en los bloques Boyacá 3, Boyacá 4, Boyacá 6, Boyacá 7 y Boyacá 8, Parque Aguaro Guariquito, Ayacucho 1 y Ayacucho 8, Junín 6, Junín 7, Junín 8, Junín 9, Empresas Mixtas Petroindependencia, Petrocarabobo, Petrocedeño, Petropiar, Sinovensa, y el bloque operado por PDVSA (antiguo Bitor).

En resumen la contribución de las Áreas Tradicionales y Costa Afuera es de 242.413 MBN; y la de las áreas de la Faja: 86.168.776 MBN.

De acuerdo a una nota de prensa, a la cantidad de reservas probadas de petróleo se dedujo la producción anual fiscalizada, a fin de obtener el balance de Reservas Probadas de Petróleo remanentes al cierre de 2010.

La cuantificación y certificación de reservas forma parte del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva, el cual comprende la cuantificación del petróleo original en sitio, proceso en el que participa la empresa estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa) junto a empresas de varios países.

Los resultados se someten a la certificación por parte de compañías internacionales independientes, para que luego de su oficialización por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo se asienten en los Libros Oficiales de Reservas Probadas de Hidrocarburos.

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Los yacimientos Mineros y la constitución geológica de los conjuntos regionales

Al estudiar el origen geológico del país, entendemos las razones por las cuales Venezuela posee abundantes recursos mineros. Sin embargo, solo se han explorado intensamente sus cuencas sedimentarias ricas en hidrocarburos, faltando por estudiarse más ampliamente lo relativo a sus rocas cristalinas y metamórficas, particularmente las de Guyana.

Además de los yacimientos de petróleo, el país tiene otros recursos de naturaleza mineral, como el mineral de hierro, la bauxita, el oro, los diamantes, el carbón, el manganeso, el yeso, el níquel, el zinc y el plomo.

La presencia de estos recursos minerales en el país nos permite, por lo tanto, hablar de la existencia, de una economía minera, caracterizada por la aplicación de los principios económicos a la explotación de los minerales en espacios determinados.

La economía minera comprende aquellos problemas relacionados con la producción, transformación, distribución y consumo de los recursos minerales.

Región Costa-Montaña

La región costa-montaña, integrada por la depresión del lago de Maracaibo, la cordillera de la costa, la cordillera de los andes, la sierra de Perijá y la formación Lara-Falcón, desde el punto de vista geológico-minero, tiene gran importancia económica:

Las rocas calizas del cretáceo, presentes en la cordillera de la costa, constituyen la materia prima por excelencia para la fabricación del cemento.

La meteorización ha originado la acumulación de menas residuales, como los óxidos y sulfuros metálicos responsables de la existencia de níquel, plomo, cobre, y zinc en las zonas de Loma de Hierro y Santa Isabel (Aragua) y en la Sierra de Aroa (Yaracuy).

En la cordillera de la costa se conocen también yacimientos de yeso y fosfato.

Región de los llanos

En la región de los llanos, integrada por la Depresión Central Llanera y el Delta del Orinoco, tienen importancia los recursos del subsuelo (hidrocarburos). En la cuenca de Barinas, la producción petrolífera del terciario es menor que la Cuenca Oriental producen petróleo, originado principalmente durante el periodo mioceno.

Región de Guayana

En la región de Guayana, integrada por el Macizo Guayanés, se encuentran las rocas más antiguas de Venezuela, que son responsables, junto con las que se formaron posteriormente, de la gran riqueza minera de esa parte del país:

En la Sierra Imataca y la altiplanicie de Nuria se localizan yacimientos de mineral de hierro de alto tenor, manganeso, caolín, bauxita y mármol.

En la zona de El Callao hay vetas de cuarzo aurífero asociado a pirita y tungsteno.

En las áreas de maracas, barretero y Amarapo (rió Oronato) se localizan yacimientos carbonáticos y cloríticos.

II. Áreas mineras. Localización y características

Los yacimientos de mineral de hierro en Venezuela

El mineral de hierro constituye aproximadamente el 5% del volumen total de los componentes del planeta tierra y se encuentra en áreas relativamente pequeñas.

En Venezuela, se localiza en el distrito ferrífero de Guayana, que se podría enmarcar en una faja de de 80 kilómetros de ancho por 500 kilómetros de largo, cuyo limite norte va desde la confluencia del rió Apure con el Orinoco, siguiendo el curso límite sur, de oeste a este, lo constituye e paralelo 7º 22', que pasa a 10 kilómetros al sur del Cerro Bolívar y continúa por el noreste de Upata, hasta el cruce del paralelo 8º con el meridiano 61º.

Los yacimientos se agrupan así:

Cuadrilátero Río Aro

Es la parte más occidental del cinturón ferrífero de Guayana e incluye dos grupos de yacimientos:

Las galeras del cinaruco (Apure): se estima que las reservas de estos yacimientos alcanzan 18 millones de toneladas y todas las apreciaciones parecen coincidir en que son yacimientos sin importancia económica.

Los yacimientos de El Trueno y Real Corona: Constituyen una reserva ferrifera de 150 millones de toneladas, con un mineral cuyo promedio de hierro es de 63.5 %.

Cuadrilátero Bolívar

Se distinguen tres grupos de yacimientos de gran significación económica actual:

Grupo Cerro Bolívar:

Aquí se destaca el Cerro Bolívar. Este cerro fue descubierto en 1926 por SIMON PIÑERO, un trabajador de Eduardo Boccardo, comerciante de Ciudad Bolívar

El Cerro Bolívar tiene una superficie de 8093 hectáreas; esta situado a 80 Km. al sur de Ciudad Bolívar y a 125 Km. de Puerto Ordaz.

Se trata de unos yacimientos donde predominan la roca cuarcita ferruginosa en la parte superior, la hematina y la limonita, en forma de cristales pequeños, de manera subyacente, representando el 70% del mineral comercial extraído de esos yacimientos.

Grupo San Isidro:

Estos yacimientos se localizan a diez Km. al sureste del Cerro Bolívar. El grupo esta integrado por:

Punta de Cerro: tiene una superficie de 15 hectáreas y sus reservas probadas se estiman en 50 millones de toneladas métricas.

San Isidro: Tiene reservas probadas que han sido estimadas en 392 millones de toneladas métricas.

San Joaquín: las reservas probadas fueron estimadas en 65 millones de toneladas.

Las Pailas: el tonelaje de reservas se estima en 80 millones de toneladas métricas.

Los Barrancos: se estimas que las reservas sobrepasan los 232 millones de toneladas métricas.

3. Grupo María Luisa:

Estos yacimientos están localizados a 23 Km. al oeste de la represa de Hurí. Se incluyen cuatro depósitos, que son: a) los Cerros Valleses y Plateados; b) el pico Cerro Paja; c) Cerro Viejo o Cerro Negro, y d) Cerro Mataje.

Representan una reserva de 258 millones de toneladas métricas y un tenor del mineral en 47%

Cuadrilátero El Pao

Aquí se ubican los siguientes yacimientos:

Yacimiento de El Pao: ubicado a 40 Km. al sureste de la confluencia de los ríos Orinoco Y Caroní. Extensión de 8600 hectáreas y las reservas son de 25 millones de toneladas métricas.

La Imperial (Los Castillos): se localiza a 56 Km. al noreste de El Pao. Se destaca La Grulla, sus reservas probadas son de 27 millones de toneladas de mineral de hierro.

Cuadrilátero Imataca:

Estos yacimientos están ubicados, básicamente, en Delta Amacuro. Se destacan Piacoa y Manoa, que han sido poco estudiados y cuyas potencialidades económicas, por lo tanto, no se han determinado.

Las reservas probadas de mineral de hierro en Venezuela

Desde el punto de vista minero, el término reserva significa el mineral que ha sido parcial o totalmente evaluado para determinar su capacidad y valor aproximado, así como el mineral adicional que, razonablemente, podría encontrarse en la misma; de aquí que se hable de reservas probadas, probables, y potenciales.

Otros yacimientos minerales:

El carbón

El carbón constituye depósitos fósiles combustibles, resultantes de antiguos mantos vegetales sepultados por capas de sedimentos.

El gran peso de esas capas superpuestas determina que la presión y la temperatura se incrementen y que la vegetación sepultada se transforme en carbón.

La bauxita

Es una masa amorfa de arcilla con alto contenido de hidróxido de aluminio, que también se encuentra en la naturaleza formando lateritas alumínicas.

La explotación económica del aluminio en Venezuela esta, sobre todo, a cargo de tres empresas: ALCASA, VENALUM y BAUXIVEN.

El oro

Es un metal precioso, cuyas propiedades físicas y químicas hacen que se le considere como símbolo de riqueza,

Este metal se presenta en la naturaleza formando dos tipos de yacimientos:

Oro en minas: se encuentra en filones que forman una aureola que rodea al granito.

Oro de placeres: obtenido de arenas auríferas originadas de un filón o yacimiento, de donde son disgregadas por los agentes atmosféricos o por la acción fluvial.

En Venezuela lo extrae la empresa MINERVEN, que explota las minas de El Callao.

Es diamante

Es la piedra preciosa de mayor valor económico y la materia natural de mayor dureza. Es la forma cristalina del carbono, que se origina en condiciones de calor y presión extremos.

El manganeso

Es un metal poco abundante en la corteza terrestre. Es de capital importancia en la fabricación de acero, donde se le utiliza como eliminador de impurezas y endurecedor. También se usa para colorear vidrios.

El yeso

Es una roca sedimentaria formada de sulfato de calcio hidratado. Tiene uso extendido en la industria de la construcción y en otros campos de actividad humana.

Relación de la explotación minera con aspectos humanos

La industria siderúrgica

En vista de que el hierro, prácticamente, no se encuentra puro en la naturaleza, es necesario convertir el mineral en hierro metálico mediante la aplicación de un procedimiento metalúrgico especial que recibe el nombre de siderurgia.

Esta se divide en dos fases:

Siderurgia preparatoria:

Función: obtener el hierro metálico que servirá de materia prima par la industria siderurgia. Aquí están los siguientes procesos:

Fundición: desintegración del mineral hierro como consecuencia de las altas temperaturas.

Pudelado: el mineral fundido se convierte en hierro.

Acrisolado: limpieza y purificación del hierro obtenido

Laminación: el hierro acrisolado se transforma en barras transportables

Acería: el hierro es transformado en acero.

Siderurgia Diversificada:

Es aquella en que el hierro es transformado en acero elaborado pasa a constituir la materia prima de las industrias que lo transformaran para obtener bienes o productos de uso humano o industrial.

Localización geográfica del complejo siderúrgico venezolano

La industria siderúrgica venezolana se realiza por gestión del estado a través de la planta Siderúrgica del Orinoco (SIDOR), localizada al noreste del estado Bolívar.

Los factores geográficos quienes hicieron factible la ubicación de la planta siderúrgica de Venezuela en Guayana fueron los siguientes:

Disponibilidad de materia prima abundante aportada por el distrito ferrífero de Guayana.

Garantía de un mercado de consumo interno y externo en franco crecimiento

Disponibilidad de vías de exportación e importación, proporcionadas por la apertura del río Orinoco a los buques de gran calado.

Concentración de recursos hidroeléctricos en el noreste de Guayana y autoabastecimiento de los minerales que se utilizaban en los procesos siderúrgicos.

La organización en el espacio

La actividad económica de mayor significación en el noreste del estado Bolívar se relaciona con la explotación del mineral de hierro; bajo el impulso de esta actividad, precisamente, surgió Ciudad Piar.

Alteraciones ecológicas

Las explotaciones mineras, particularmente las practicadas a cielo abierto, deterioran la superficie terrestre e impiden que se pueda dar a esta un uso agrícola.

III. Recursos del subsuelo:

Petróleo y gas natural

Origen el petróleo

El petróleo es un hidrocarburo que se forma por la combinación de sustancias que contienen carbono e hidrogeno, y proviene de la descomposición de organismos que vivieron hace millones de años.

Este proceso de acumulación y sedimentación, que duró mucho tiempo, nos indica que la formación del petróleo es muy lenta y que solo es posible localizarlo e formaciones geológicas que van desde el Cámbrico hasta el Plioceno.

Formación del petróleo

La afirmación anterior nos señala que el petróleo esta asociado a rocas de tipo sedimentario y que, por lo tanto, su localización se da en las cuencas sedimentarias.

Actualmente, las cuencas sedimentarias son áreas de relieve plano que antes estuvieron cubiertas por mares poco profundos.

Localización del petróleo en Venezuela

El petróleo se encuentra en las cuencas sedimentarias, de las cuales hay seis en Venezuela:

Cuenca de Maracaibo

Cuenca de Flacón

Cuenca del Golfo de Venezuela

Cuenca de Apure

Cuenca Oriental

Cuenca de Cariaco

Producción del petróleo

Para producir petróleo es necesario perforar pozos en la superficie terrestre. Si el subsuelo contiene petróleo, este fluye hacia arriba ayudado por fuerzas naturales como estas:

La expansión de la capa de gas ubicada encima del petróleo

El empuje del agua ubicada debajo del petróleo

Drenaje por gravedad.

Reservas petroleras probadas y probables

Al hablar de producción petrolera es obligatorio hacer una consideración de las reservas, pues ellas representan la cantidad de petróleo presente en el subsuelo y susceptible de ser extraída económicamente, mediante los métodos técnicos conocidos.

Reservas probables , o sea, aquellas cantidades de petróleo no determinadas que supuestamente se encuentran en el subsuelo.

Reservas probadas , que constituyen el volumen de petróleo capaz de ser extraído de los yacimientos por mecanismos primarios de producción, a los precios y costos actuales.

Refinación del petróleo

Como los usos directos del petróleo son muy limitados, es necesario someterlo a una serie de procesos de transformación para obtener de él productos, como la gasolina, kerosén, aceites y grasa lubricantes.

Mercados petroleros

El petróleo es un recurso cuya demanda es cada vez mayor, ya que cuanto mayor sea el desarrollo económico nacional e internacional, mayor será el uso de energía.

Mercado interno

Ya hemos indicado que nuestro país es un pobre consumidor de petróleo (menos del 10% de la producción total nacional) y que ese rasgo, manteniendo por muchos años, obedece sobre todo a nivel de desarrollo de nuestra economía.

El mercado interno petrolero está integrado por tres sectores consumidores, identificados como:

Industria y uso doméstico

Industria petrolera

Entrega a naves.

Mercado internacional

El comercio de petróleo y de productos refinados comprende los excedentes de producción que Venezuela, una vez satisfecha su demanda interna. Vende en el exterior

El comercio internacional del petróleo se origina por las siguientes razones:

Muchos países de alto desarrollo económico carecen de esta fuente energética, como son los casos de algunos países europeos y de Japón.

Algunos países tienen recursos de hidrocarburos, pero solo pueden explotarlos a costos muy elevados, como sucede con muchos países sudamericanos.

El gas natural

Importancia: el gas natural es una mezcla homogénea e hidrocarburos cuyo componente principal es el metano, además, contiene etano, propano, butano y componentes mas pesados en proporciones menores.

Localización geográfica

Los campos de gas en Venezuela se encuentran distribuidos en cuatro provincias geológicas:

Maracaibo-Falcón

Barinas-Apure

Oriental

Margarita

Uso del gas natural:

El etano es usado como materia prima por la industria petroquímica, para la fabricación de etileno y de sus derivados

El propano y el n-butano tienen gran demanda como combustible (comercial e industrial) esos componentes conocidos como gases licuados del petróleo (GLP), son distribuidos en recipientes, comúnmente llamados bombonas de gas, para el consumo en el mercado interno.

El isobutano es utilizado en los procesos de refinación de la industria petrolera, cuya finalidad es la obtención de gasolina.

Los pentanos y productos pesados se usan en la elaboración de gasolina para automotores, solventes para pinturas, etc.

Decreto con fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos del 2001

Este Decreto-Ley comprende todos los hidrocarburos y las actividades que sobre ellos se realizan: exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte, almacenamiento, comercialización y conservación de los mismos.

El Decreto-Ley recoge el principio de la propiedad de la República sobre los yacimientos de hidrocarburos, ahora con rango constitucional.

Del principio de propiedad de la República sobre los yacimientos de hidrocarburos de hidrocarburos se derivan consecuencias tan importantes como las siguientes:

El estado puede explotar directamente esos recursos

El estado puede regular la explotación de los mismos

El estado tiene el derecho de obtener una participación, o regalía, cuando las actividades de explotación sean realizadas por otras personas.

La Naciones Unidas reconocen el derecho de propiedad de las naciones sobre sus recursos naturales, pero esa propiedad es común e indivisa, es decir, no puede repartirse o acreditarse, ni en tiempo ni espacio, como cuota-parte para el patrimonio particular de cada ciudadano, sino que debe permanecer como un bien patrimonial común indiviso de los venezolanos que hoy, mañana y siempre conforman la nación venezolana.

el estado se reserva las actividades de exploración en busca de yacimientos de hidrocarburos, de extracción de éstos, de recolección, transporte y almacenamiento inicial, denominadas actividades primarias a los efectos de este Decreto-Ley.

El estado podrá realizar las actividades reservadas, directamente o por medio de empresas de su exclusiva propiedad, o por empresas de su exclusiva propiedad, o por empresas mixtas en las cuales posea una participación mayor al 50% del capital social.

Se consagra la participación del capital privado mediante la posibilidad de integrarse en la constitución de empresas mixtas para la realización de actividades primarias y a través de su intervención en actividades industriales y comerciales realizadas con hidrocarburos.

Se establece una regalía mínima de 30%, la cual no es un impuesto sino la parte que le corresponde al estado por ser propietario del recurso.

Igualmente, se fija una taza de impuesto sobre la renta del 50%.

El Complejo Criogénico de Oriente

Criogénico, etimológicamente, significa: hacer el frió. De manera un poco más técnica, se puede decir que la palabra criogénico alude al comportamiento de los fluidos a bajas temperaturas.

El Complejo Criogénico de Oriente es un centro industrial diseñado para obtener:

Líquidos del gas natural (LGN)

Gas licuado de petróleo (GLP)

En el concepto más amplio, el Complejo Criogénico de Oriente es un conjunto de plantas de compresión, extracción y fraccionamiento de líquidos de gas natural.

Cuando ese totalmente terminado, este complejo dispondrá de las siguientes instalaciones:

Planta de extracción de líquidos en San Joaquín.

Dos poliductos: uno entre Anaco y José, y otro entre José y Puerto La Cruz.

Planta de fraccionamiento en José, cuya función es separar propano, isobutano, pentano y gasolina natural de los líquidos producidos en las plantas de San Joaquín y Santa Rosa.

Instalaciones para facilitar almacenamiento y embarque: tanques de refrigeración, esferas de presurización y tanques de gasolina natural.

Todas estas instalaciones localizadas en Anzoátegui son operadas por CORPOVEN

Algunos aspectos humanos relacionados con la explotación de hidrocarburos

La explotación petrolera ha dinamizado los demás sectores de la economía venezolana: agricultura, minería, industria, transporte, comercio y servicios.

La explotación de los recursos de hidrocarburos influyó positivamente en el origen de ciudades como El Tigre, Punto Fijo, Anaco, y permitió la modernización de otras, como Maracaibo, Maturín, y Puerto La Cruz.

La explotación de lo hidrocarburos, por su avanzada tecnología, es ahorradora de mano de obra; es decir, no utiliza mucha mano de obra. En esto, por lo tanto, se presenta una contradicción muy notoria: la actividad que dinamiza la economía nacional, y que aporta la mayor contribución fiscal, es al mismo tiempo una actividad que genera poco empleo de mano de obra.

La explotación de los hidrocarburos puede influir negativamente desde el punto de vista ecológico. Ejemplo: la contaminación de las aguas en el Lago de Maracaibo.

Alteraciones ecológicas producidas por las actividades petroleras.

Un porcentaje significativo de las actividades petroleras venezolanas se desarrolla en intima vinculación con aguas marítimas, lacustre, y fluviales, provocando en ellas alteraciones que se materializan a través de la presencia de áreas contaminadas.

El caso mas dramático lo constituyen el Lago de Maracaibo, donde la contaminación por petróleo s e debe a las siguientes causas.

Filtración en las conexiones de la cabeza del pozo

Rotura en las líneas de conducción del crudo.

Salidas de flujo en las estaciones, debidas a conexiones rotas, producción descontrolada o equipo defectuoso.

Desbordamiento de trampas recolectoras debido a fuertes lluvias.

Desperfectos en las válvulas de desagüe, causados por la arena acumulada, que dificulta el cierre completo de las válvulas.

Desbordamiento de los tanques de almacenaje

Cambios de las aguas drenadas de los desnatadores y separadores.

Contaminación producida por os desperdicios que originan las grandes refinerías de Azuay y Cardón en la península de Paraguaná.

El deterioro ambiental originado por la construcción y posterior abandonote los campamentos petroleros, tal como lo ocurrido en el oriente del país.

IV. La industria petroquímica venezolana

Definición

La industria petroquímica es una rama de la industria química cuyo objetivo principal consiste en transformar las materias primas provenientes del petróleo, o del gas natural, en productos químicos de alto valor y gran utilidad.

Evolución de la industria petroquímica

En 1953 se creó la Petroquímica Nacional

En 1956 se transformó en el Instituto Venezolano de Petroquímica

En 1972 se inauguraron las primeras instalaciones del Complejo Petroquímico de El Tablazo

Después de la nacionalización de la industria petrolera en 1976, el Instituto Venezolano de Petroquímica se convirtió en una sociedad anónima (PEQUIVEN), que tiene como casa matriz a la empresa de Petróleos de Venezuela.

En 1985 entró en funcionamiento el Complejo Criogénico de Oriente, mediante el cual se sientan las bases de una futura industria petroquímica en el oriente del país.

Importancia económica de la industria petroquímica venezolana

El desarrollo de esta industria básica en nuestro país tiene una significación económica que puede ser expresada brevemente e función de los siguientes hechos:

La industria petroquímica en Venezuela esta estrechamente vinculada a la planificación petrolera, y más específicamente, a la fase de refinación.

Los productos petroquímicos constituyen, en gran medida, insumos para otro tipo de industrias; de ahí su carácter de industria básica. En efecto, otras industrias (textil, plásticos, fertilizantes, farmacéutica) utilizan como materia prima productos derivados, obtenidos e la industria petroquímica.

La actividad de la petroquímica contribuye a estimular las actividades agrícolas del país, al hacer posible una mayor productividad agropecuaria mediante la fabricación de fertilizantes

La fabricación de dispositivos esta relacionada con la industria de la construcción, con la explotación de canteras y minas, con la construcción de carreteras y autopistas…

Factores geográficos de la localización de la industria petroquímica.

Fuentes de materias primas: la industria petroquímica ha sido localizada allí donde se puede obtener materia prima con relativa facilidad: campos petroleros del Zulia, en el caso del Complejo de Morón, y grandes reservas de gas en las cercanías del Complejo Criogénico de Oriente.

Puertos: proximidad de los puertos mas importantes por donde entran materias no elaboradas como sucede en el Complejo Morón.

Fácil conexión con terminales gasoductos.

Proximidad de los centros de refinación de petróleo

Acceso fácil: otro facto importante es la cercanía a los centros de consumo, que se cumple parcialmente en el caso de los complejos petroquímicos venezolanos. El Complejo Morón cubre satisfactoriamente las demandas del área Centro norte-costera, pero no así las de áreas mas apartadas del país.

Existencia de instalaciones previas: en la localización del Complejo Petroquímico de El Tablazo influyó significativamente la existencia de instalaciones previas: refinerías, gasoductos, oleoductos y sistemas eléctricos.

Las instalaciones petroquímicas

La industria petroquímica venezolana, conducida por PEQUIVEN, esta adscrita a Petróleos de Venezuela, S.A.

El complejo de Morón cuenta desde sus inicios con las siguientes plantas:

Planta mezcladora de fertilizantes: para preparar fertilizantes de fórmulas complejas, utilizando materias primas como sulfato de amonio, sulfato de potasio y superfosfato.

Planta de superfosfato simple: produce superfosfato simple y trip8le.

Complejo de fertilizantes: produce fertilizantes de alto valor y productos intermedios para otras industrias.

Planta de cloro-soda: utiliza una sal marina para producir cloro, soda cáustica, ácido clorhídrico e hipoclorito de sodio.

Planta de ácido sulfúrico: utiliza pirita y azufre, como materias primas, para producir ácido fosfórico, ácido nítrico y sulfato de amonio.

o Planta de explosivos: utiliza nitrato de amonio, ácido nítrico, óleum y tolueno como materias primas para obtener explosivos: amonitas, Amón gelatinas, gelatinas, agentes de voladura…

En 1966 se concibió el ensanche del Complejo de Morón y la construcción de un nuevo complejo petroquímico en El Tablazo, en terrenos vecinos a Puerto Miranda, Terminal de embarque de petróleo en el Lago de Maracaibo.

El Complejo de El Tablazo esta integrado por dos sub. complejos: uno formado por El Tablazo propiamente dicho, en el cual figuran plantas de olefinas, cloro-soda y LPG, y plantas satélites de polietileno y cloruro de polivinilo; y otro formado por las plantas a de amoníaco y de urea de NITROVEN.

Por otra parte, están asociadas a este complejo las fábricas de plásticos conocidas como Polímeros del Lago, C.A. (POLILAGO), Estireno del Zulia, C.A. (ESTIZULIA) y Plásticos Petroquímicos, C.A. (PETROPLÁS).

En la ubicación de este complejo petroquímico se tuvieron en cuenta los siguientes factores:

Disponibilidad de materia prima en la cuenca de Maracaibo

Factibilidad de constituir un sistema de aducción de agua, aprovechando las fuentes naturales de los ríos Guasare y Socuy para construirla represa de Tulé, que se utiliza para suministrar el agua necesaria al desarrollo de las actividades petroquímicas

Facilidad para utilizar la energía producida a través de un sistema hidroeléctrico inter conectado

Localización geográfica favorable para el desarrollo de actividades de intercambio con la parte occidental del país y con países vecinos

Republica Bolivariana de Venezuela

Ministerio de Educación Cultura y Deporte

Unidad Educativa “Colegio San Agustín de Caricuao”

9º grado sección “C”

Los yacimientos Mineros y la constitución geológica de los conjuntos regionales

Anexos

Introducción

La minería es la actividad primaria que se basa en la obtención selectiva de minerales y otros materiales, a partir de la corteza terrestre. Es una de las actividades más antiguas de la humanidad, ya que se usó gracias al tallado de rocas, fabricar herramienta. Se puede decir que Venezuela es un país rico en yacimientos mineros. Desde el punto de vista geológico es un país con terrenos muy antiguos, sobre todo en Guayana, que han sufrido metamorfismos, poderosos y abundantes fracturas que han propiciado los yacimientos minerales. No se han explotado la mayoría de ellos y muchos ni siquiera se han descubierto todavía, sobre todo al sur del país, prácticamente intacto en prospecciones mineras.

La mayoría de los yacimientos se encuentran en Guayana, en los Andes o en torno a la Cordillera de la costa. Esto ocurre por que son territorios plegados y antiguos, propicios a este tipo de minerales. La mayor parte de las explotaciones mineral, se destinan a la explotación, pues Venezuela aún no tiene plantas de transformación suficientes para elaborar estos productos. Con ello se alejan infructuosamente la mayor parte de los beneficios de estos minerales, por lo que el Gobierno, en los últimos tiempos, esté multiplicando las industrias de trasformación metalúrgica con el fin de que las materias primas pertenezcan en nuestro país.

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1. - Localizacion geografica y caracteristicas de cada una de las cuencas petroliferas de Venezuela.

La cuenca Zulia-Falcon:

Localizacion: Esta cuenca se encuentra ubicada en la parte norccidental del pais y es la que posee mayor produccion de petroleo en Venezuela. Limita al norte con la zona limitrofe Goajira-Paraguaná; al sureste con la Cordillera de Merida y el tramo dentral de la Cordillera de la Costa; al nordeste con el Mar Caribe y al oeste con la Sierra de Perijá.

Caracteristicas.

- Es la cuenca más importante en visrtud de que concentra el mayor volumen de produccion y de reservas de hidrocarburos.

- En ella se encuentran localizados los campos petroliferos más ricos de Venezuela y del continente, los cuales poseen todas las intalaciones requeridas para el normal funcionamiento de la industria y el desenvolvimiento de la vida de empleados, obreros y familiares, tales como: instalaciones de produccion, plantas electricas, oleoductos, vialidad, puestos de embarques, urbanizaciones, escuelas, centros de recreacion y esparcimiento, campos deportivos, etc.

- Los campos más importantes de esta cuenca son, en el estado Zulia: Lagunillas, Tia Juana, Bachaquero, La Paz, Lama, Lamar, Cabimas, Centro, Boscan, Lago, Ceuta y Grande; en el estado Falcon: Mene Media, Hombre Pintado, Mene Mauroa y Tiguaje.

- Dentro de esta cuenca pueden incluirse las subcuencas de Aroa, del Golfo de la Vela, de Paraguana y del Golfo de Venezuela.

La cuenca Barinas-Apure.

Localizacion: Esta situada al suroeste de la republica. Limita al noreste con la Cordillera de Merida; al sureste del Escudo Guayanes; al este con el Arco del Baul y al suroeste con los llanos orientales de Colombia, los cuales constituyen una prolongacion de la cuenca.

Caracteristicas.

- Aun permanece en gran parte como una cuenca cuyo potencial petrolifero esta por determinarse, aunque se han hecho descubrimientos de gran importancia al comprobarse la existencia de petroleo en cantidades comerciales.

- Los campos petroliferos que la constituyen esta cuenca son: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Paez, Sinco y Silvestre.

- En esta cuenca se distingue la subcuenca de Barinas.

La cuenca Oriental de Venezuela.

Localizacion: Esta cuenca ocupa el corredor llanero, que entre la Serrania del Interior de la Cordillera de la Costa y el rio Orinoco, se extiende desde el Arco del Baul hasta el este en el Golfo de Paria y el Oceano Atlantico, al este.

Caracteristicas.

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

- Una caracteristica muy sobresaliente de esta cuenca es la de que en ella se localiza la llamada Faja Petrolifera del Orinoco, de inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran singnificacion para el desarrollo futuro de la industria petrolera nacional y para la economia del pais en conjunto.

- Los campos mas sobresalientes de esta cuenca son en el estado Anzoategui: Oficina, Guara, Santa Rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona y Yoaples; en Delta Amacuro: Tucupita y Pedernales; en Guarico: Budare, Las Mercedes, Gaban, Ruiz y Barzo; en Monagas: Lobo, Acema, Pilon, Quiriquire, Oritupano y Morichal.

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

La cuenca del Tuy-Cariaco.

Localizacion: Esta localizada al norte de la cuenca oriental y representa una franja que se ubica entre el extremo oriental del tramo central de la Cordillera de la Costa, la Peninsula de Araya y las islas de Margarita, Coche y Cubagua.

Caracteristicas

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

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

2.- Explique las caracterisiticas de la Faja Petrolifera del orinoco y su localizacion.

Caracteristicas.

- Los estudios hasta ahora realizados indican que dicha faja posee inmensas reservas, obretodo de petroleos pesados, y que constituyen una de las areas petroleras potenciales mas ricas del mundo.

- Las reservas se estiman para unos 700.000 millones de barriles.

- En las perforaciones de pozos que hasta el prsesente se han realizado, se podria extraer, con tecnologia actual, unos 100.000 millone, o sea, el 10% y con los progresos futuros podria llegar entre unos 20% y 25%.

- La condicion del petroleo pesado y extrapesado dificulta su extraccion, transporte y refinacion, esto incide directamente en los costos de explotacion y procesamiento industrial; sin embargo, como consecuencia del vertiginoso aumento del precio del petroleo, hoy su explotacion e industrializacion se hace cada vez mas rentable.

- La faja se conoce desde los años 30', pero su explotacion resultaba irrealizabel en vista de los bajisimos precios de este producto y de lo primitiva que era la tecnologia petrolera para la epoca.

- La rentabilidad de su explotacion e industrializacion es precisamente lo que ha hecho que el estado venezolano haya vuelto la cara hacia la Faja y puesto mucho interes en su estudio a partir de 1979.

Localizacion: Esta se encuentra localizada al norte del rio Orinoco, ocupando la zona sur de la cuenca Oriental de Venezuela, con un area aproximada entre 40000 y 50000 Km2.

3.- Importancia y explique las caracteristicas de los yacimientos de hierro.

Importancia: La sobresaliente importancia del hierro en el ámbito mundial, por ser el metal de mayor empleo y utilidad industrial, ha hecho del mismo el segundo recurso mineral de Venezuela, constituyendo hoy por hoy uno de los grandes soportes del desarrollo economico de la nacion.

Caracteristicas.

Yacimientos tipo Cerro Bolivar.

- Estos encierran las mayores reservas de hierro de Guayana, y se encuentran localizadas en una franja que se extiende desde el rio Caroni hasta las inmediaciones del rio Aro.

- La mena es de grano fino y en algunos casos, como en el cerro de Maria Luisa, es de grano media.

- Los depositos mas importantes son, de oeste a este: Real Corona, El Trueno, Cerro Bolivar, el Cuadrilatero Ferrifero de San Isidro, Altamira, Redondo, Toribio, Arimagua y Maria Luisa.

- Las mayores reservas corresponden al Cerro Bolivar y al Cuadrilatero Ferrifero de San Isidro.

Yacimiento tipo El Pao.

- Estos yacimiento se extienden dede el Caroni hasta Delta Amacuro.

- La mena esta constituida por mineral de hierro macizo, de grano grueso y de aspecto brillante.

- Los mas importantes son: El Pao, Las Grullas, Piacoa, La Imperial, La Represalia, Los Cococs, Manoa, Sacupana, Santa Catalina, La Escondida y Coyubini.

- De ellos, el mas rico en vista de su mas alto tenor de hierro (64%) y unico de este tipo de explotacion es el pao.

4.- Origen, clasificacion y explique las caractaeristicas de las principales cuencas de carbon en Venezuela.

Origen: Los carbonos tiene su origen en la acumulacion de restos vegetales, en cuya formacion han intervenido bacterias y hongos que se desarrollan cuando los restos vegetales estan sometidos a la accion de la humedad y de la presion. Mediante este proceso, la celulosa contenida en las plantas pierde parte de su hidrogeno y de su oxigeno y aumenta relativamente la proporcion del carbono. La calidad del carbono producido depende de los restos vegetales, de los microrganismos que han intervenido y del tiempo que han estado sometidos al proceso de carbonizacion.

Clasificacion: Tomando en consideracion una correlacion tiempo-calidad, los carbones se clasifican en cueatro grandes grupos:

- La turba o carbon natural: Es de formacion relativamente reciente; conserva un 30% de oxigeno y en su origen han intervenido principalmente los musgos.

- El lignito: Originado durante la Era Mezosoica, conserva tan solo un 20% de oxigeno y mas del 60% de carbono, en virtud de que su proceso de carbonizacion esta mucho mas avanzados.

- La hulla o carbon bituminoso: Se origina durante la Era Paleozoica; contiene tan solo 7% de oxigeno.

- La antracita: Se encuentra en las formaciones arcaicas (Era Arcaica o Arqueozoica) de la tierra y es el mas carbonizado de todos.

Los carbones en Venezuela pertencen a la Era Terciaria o Cenozoica, o sea, que son carbones jovenes o de orgen relativamente reciente. Por su calidad se agrupan dentro de la categoria de los sub-bituminososa logniticos, de debilcoquizacion; pero pueden ser usados con éxito en la industria siderurgica mezclandolo con carbones de mayor calidad.

Caracteristicas de las principales cuencas de carbon en Venezuela.

La del estado Zulia:

- Esta localizada en las cuenca de los rios Socuy, Guasare y Cachiri.

- Se estima que las reservas sobrepasan los 200 millones de toneladas metricas.

- Su explotacion y empleo se adelanta mediante el Programa Siderocarbonifero de Zulia y la empresa Carbozulia.

- Se han dado mas de 33.000 hectareas en concesiones, que estan en manos de Carbozulia. Su produccion representa el 74% del total nacional.

La andina

- Localizada en el estado Tachira, con unos 537.000.000 de toneladas de carbon bituminoso.

- En esta region se han otorgado un poco mas de 19.000 hectareas en concesiones, siendo la mas importante la del Cazadero, que este bajop el control de Carbosuroeste.

- El 17.7% de la produccion carbonifera nacional proviene de las minas del Estado Tachira.

La de oriente

- Esta localizada en el estado Anzoategui. Su carbon est clasificado como bituminoso, con reservas que sobrepasan los 130.00.000 de Tm.

- Sus yacimientos son los de Naricual y Fila Mestra. Se han otorgado 14.750 hectareas en concesiones entre Corporiente (14.250 hectareas) y la empresa Geoconsa (500 hectareas).

- Fila Mestra produceel 8.3% de la produccion total nacional; C.A. Minas de Naricual. Compañía que explotaba dicho yacimiento, paralizó la prodccion en 1980, por problemas tecnicos.

Ademas de ests cuencas existen otra en el centro del pais, concretamente en los estados Aragua y Guarico; en el estado Falcon (yacimiento de San Isidro y El Saladillo) y en el estado Lara (yacimiento Los Caballos).

DESARROLLO

1. - Principales hidrocarburos.

R.- Los energéticos:

Gas licuado: Propano, butano o mezcla de estos hidrocarburos gaseosos a temperatura ambiente y mantenidos en estado líquido mediante presión o descenso de temperatura.

Gasolina de motor: Las fracciones de petróleo libres de agua, sedimentos y materiales sólidos en suspensión específicamente logradas mediante procesos de refinación, para ser usado como combustible en motores de combustión interna. Esta se divide en alta y media de 95 y 93 octanos y en 3 mezclas intermedias de 87, 89 y 91 octanos.

Gasolina de aviación: Es una mezcla de hidrocarburos derivados del petróleo, gasolina natural o mezcla de hidrocarburos sintéticos o aromáticos, libres de agua, sedimento y otros materiales sólidos en suspensión. En Venezuela se utiliza un solo tipo de gasolina que es la de 100/130 octanos.

Gas natural: Mezcla de hidrocarburos sólidos y gaseosos y líquidos que se encuentran almacenados en los estratos del subsuelo en estado libre o asociados al petróleo compuesto por metano y etano.

No energéticos

Solventes: Producto obtenido directamente por destilación del petróleo o por productos químicos a partir de los hidrocarburos.

Aceites básicos: Son obtenidos de la destilación de ciertos tipos de petróleos crudos que sometidos mediante una purificación mediante extracción con sedimentos y otros procesos posteriores son usados como materia prima.

Aceites lubricantes terminados: En los cuales se ha añadido aditivos a fin de darle las características requeridas por los cuales se utilizan. Este se clasifica en los siguientes grupos:

- Aceites para motores de gasolina.

- Aceites para transmisiones automáticas.

- Aceites para motor estacionario y de ferrocarriles

- Aceites para motores marinos y equipos auxiliares.

- Aceites industriales, otros aceites no complementarios.

Aceites de procesos: Han sido sometidos a procesos de filtración adicionales o se le han agregado aditivos para adecuarlos a requerimientos específicos de diferentes procesos industriales.

Grasas lubricantes terminados: Lubricantes semisólidos o sólidos, obtenido mediante la dispersión de un agente espesante en un aceite mineral básico y al cual se le agrega otros componentes para impartirles características especiales.

Parafina: Mezclas de hidrocarburos sólidos y semisólidos y de estructura microcristalino a temperatura ambiente obtenidas mediante el proceso de filtración y extracción por los solventes.

Asfalto: Materiales aglomerantes sólidos semisólidos que se licuan gradualmente por calentamiento y representan el residuo final de la destilación del petróleo.

Liga para frenos: Fluidos utilizados en los sistemas de accionamiento hidráulico de freno de vehículo, compuesto principalmente de productos orgánicos como glicoles y éteres.

2. - Importancia de cada uno.

R.- Los energéticos.

Gas licuado: Este se usa como combustible domestico, comercial e industrial y como insumo industrial en petroquímica.

Gasolina de motor: Este se usa para dar la movilización de los vehículos de un lugar a otro.

Gasolina de aviación: Este se usa para el traslado de aviones de un lugar a otro.

Gas natural: Son utilizados como combustible domestico e industrial en la generación de electricidad, así como insumo industrial en la petroquímica.

No energéticos

Solventes: Estos son usados como vehículos de dilución, en la fabricación de pintura, tintes, productos de limpieza y barnices.

Aceites básicos: Se usa como materia prima para la fabricación de algunos aceites y grasas.

Aceites lubricantes terminados: Este se usa en diversos tipos de procesos y tiene mucha utilidad para la realización de diferentes tipos de aceites.

Aceites de procesos: Son usados como plastificante en la industria del caucho, entre otras; los aceites blancos de utilización en la industria farmacéutica, de alimentos y textiles y los aceites para transformadores o dieléctricos.

Grasas lubricantes terminadas: Son usados como lubricantes para automotores y para procesos industriales y domésticos.

Parafina: Usado principalmente en la industria de velas, recubrimiento y farmacéuticos.

Asfalto: Son utilizados en el mercado interno son: el de penetración (en estado sólido) usadas para pavimentación y como materia prima para la fabricación de otros productos.

Liga de frenos: Se utiliza en los sistemas de accionamiento hidráulico de freno de vehículo, compuesto principalmente de productos orgánicos como glicoles y éteres.

3. - Determinar las áreas de mercado interno y externo de los hidrocarburos.

R.- Mercado interno:

En la descripción que daremos a continuación de cada una de las áreas, aquí especificaremos la ubicación, los estados que comprende, la compañía que desarrolla el mercadeo y el año en el que se inicio la producción de cada uno.

Nota: Maraven, Lagoven, Corpoven y otros pertenecen actualmente a una sola organización llamada PDVSA (Petróleos de Venezuela).

Región Capital:

Cantinas: Km 7, antigua carretera Caracas-La Guaira, DF. Zona metropolitana de Caracas. Lagoven S.A., 1959.

Nueva Caracas: Calle real de la cortada de Catia, Caracas DF. Zona metropolitana de Caracas. Lagoven S.A. 1950.

Catia la mar: Avenida el ejercito, Catia la mar, Municipio Vargas (actualmente estado Vargas), DF. Zona del litoral, abastece por productos a las plantas de cantinas y nueva caracas y al aeropuerto de Maiquetía. Lagoven S.A. 1948.

Estas tres plantas y los poliductos (17 km) que las unen, conforman el llamado sistema Tacagua.

Carenero: 11 Km al nordeste de la población de Carenero en la vía que conduce a puerto francés, distrito brión, Estado Miranda. Barlovento, Tacarigua, higuerote, río chico y Cúpira. Lagoven S.A., 1987.

Guatire: Al norte de ciudad Fajardo entre las poblaciones de Guarenas y Guatire, distrito Zamora, Estado Miranda. Zona metropolitana de Caracas, Guarenas, Guatire y Valles del Tuy: Santa Teresa, Charallave, Santa Lucia y Ocumare del Tuy. Lagoven S.A., 1987.

Estas dos plantas y un poliducto que las une (73 Km), conforman el llamado sistema SAAM (Suministro alterno al Área Metropolitana), el cual abastece a la región Metropolitana junto con el sistema Tacagua.

Región central:

El palito: Refinería el palito, carretera panamericana, el palito-Morón, Estado Carabobo. Estados Yaracuy, Lara, parte de Carabobo y distrito silva y Acosta del estado Falcón. Corpoven S.A., 1960.

Yagua: Yagua, distrito Guacara, estado Carabobo. Estados Carabobo (excluye Puerto Cabello), Barinas, Portuguesa, Cojedes, Aragua y partes de Guarico, Apure y Yaracuy Corpoven S.A., 1983.

Estas dos plantas están unidas por un poliducto (47 Km) y conforman el sistema el palito-Yagua.

Región occidental:

Amuay: Área industrial de la refinería de Amuay, Judibana, estado Falcón. Lagoven S.A. 1947.

Bajo Grande: Carretera la Cañada-Maracaibo, adyacente a la refinería bajo grande, estado Zulia. Costa Occidental del Lago de Maracaibo. Maraven S.A., 1982.

Cardón: Refinería Cardón, estado Falcón. Estado Falcón Maraven S.A., 1947.

El toreño: Zona central, municipio San Silvestre, estado Barinas. Estados Barinas, Portuguesa y Apure, Corpoven. 1967.

Cabimas / la salina: Carretera área industrial de la salina-Cabimas, estado Zulia. Estados Zulia, Falcón, Trujillo y Merida. Lagoven S.A., 1947.

Mene grande: Municipio Libertador del distrito Baralt, al sur población Mene grande, estado Zulia. COL, estados Trujillo, Lara, Mérida, Táchira, Parte de Barinas y Apure. Maraven S.A., 1954.

Punta de piedras: Carretera vieja de San Francisco, al lado del puente sobre el Lago de Maracaibo, estado Zulia. Estados Zulia, Trujillo, Mérida, Táchira y Falcón. Maraven S.A., 1949.

San Lorenzo: San Lorenzo, distrito Baralt, estado Zulia. Estados Táchira, Mérida, Trujillo parte de Apure, Barinas, Zulia. Maraven S.A., 1978.

Región oriental:

El chaure: Refinería El chaure, carretera puerto la cruz-Guanta, estado Anzoátegui. Estado Anzoátegui, parte de los estados Sucre, Monagas, Guarico y Caicara del Orinoco. Corpoven S.A., 1982.

Puerto la Cruz: Refinería Puerto la Cruz, estado Anzoátegui. Estado Anzoátegui, parte de los estados Sucre, Monagas, Miranda, Guarico y Caicara del Orinoco. Corpoven S.A., 1958.

San Roque: Refinería San Roque. Santa Ana, estado Anzoátegui. Estado Anzoátegui. Corpoven S.A., 1952.

Caripito: Área de la refinería, sector la Sabana, Caripito, estado Monagas. Estados Monagas, Sucre y Territorio Federal Delta Amacuro (actualmente estado Delta Amacuro). Lagoven S.A., 1940.

El guamache: Costa sur de la Isla de Margarita, sector Los Algodones, estado Nueva Esparta. Corpoven S.A., 1982.

Los cocos: Final de prolongación del paseo Colón, Urbanización Los Cocos, Puerto la Cruz, estado Anzoátegui. Estados Anzoátegui Sucre. Corpoven S.A., 1946.

Paradero: Vía Río Claro, Los Castillos de Guayana, San Félix. Estado Bolívar y Anzoátegui y el Territorio Federal Amazonas (actualmente estado Amazonas) y Delta Amacuro. Lagoven S.A., 1965

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

Cuenca Barinas -Apure: tiene una extensión de 87.000 Km², integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa, 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.Barinas-ApureLa Cuenca de Barinas-Apure se ubica al sur-sureste del Sistema Montañoso de Los Andes. La roca madre por excelencia es la Formación Navay, de edad Cretácico Tardío, cuyas facies son equivalentes laterales a las de la Formación La Luna. Se han encontrado rocas madre de importancia secundaria en el Grupo Orocué (Formación Los Cuervos), pero ésta sólo habría generado en los depocentros más profundos, asociados con la acumulación de grandes espesores de molasa por el levantamiento andino.

El yacimiento carbonático más relevante lo constituyen las calizas con porosidad secundaria del Miembro Guayacán (Caliza “O”) de la Formación Escandalosa. Los sellos regionales más importantes son los intervalos lutíticos de las Formaciones Burgüita (Cretácico Tardío), Pagüey (Eoceno) y Guafita (Miembro Guardulio), La mayoría de los campos petroleros se encuentra al sur de la ciudad de Barinas, como San Silvestre y Sinco. La Victoria, y Guafita están ubicados cerca de la frontera con Colombia.

La gravedad de los crudos ha sido registrada entre 22 y 28°API en los campos del Estado Barinas, mientras que en los campos de Guafita y La Victoria, Estado Apure, se han encontrado crudos entre 30 y 36°API.

Sistemas PetrolerosSe han identificado dos eventos para la generación, migración y entrampamiento (Figs. 1.41 y 1.42). El primero se relaciona con el sistema La Luna-Burgüita debido a la generación de petróleo en la cuenca deMaracaibo y su migración al sur-sureste. En este caso, el sello lo constituyen unidades cretácicas: el superior, la lutita basal de la Formación Burgüita, y el inferior, las lutitas del Miembro La Morita (Formación Navay).El yacimiento principal estaría constituido por unidades cretácicas, como las Formaciones Aguardiente, Escandalosa (la Caliza “O” o Miembro Guayacán) y las arenas basales de la Formación Burgüita. El segundo evento se relaciona con el depocentro del flanco surandino, el cual tiene su momento crítico hoy en día. La roca madre sigue siendo cretácica y el yacimiento llega a incluir unidades eocenas como las Formaciones Gobernador y Pagüey, siendoel Miembro Guardulio de la Formación Guafita el sello

Oligoceno de mayor importancia regional. En este segundo evento, pudo haber habido re-migración de crudos entrampados durante el pulso eoceno del sistema La Luna-Burgüita.

Petróleo y minería El petróleo es la base de la economía venezolana, generando en 1994 el 73,3% de los ingresos por exportación. Se reconocen opciones de gran magnitud en todos los tipos de petróleo crudo, lo que explica que en ese mismo año se extrajeran 2.574.000 barriles diarios, destinándose la mayor parte a la exportación a Estados Unidos, Europa y otros países de Latinoamérica. Esta gran producción petrolera se extrae mayoritariamente de la cuenca del lago de Maracaibo y de las cuencas Barinas-Apure y Oriental. En los campos petroleros de la Cuenca Barinas-Apure, las cabinas de Mud Logging fueron empleadas únicamente para el control geológico operacional en los pozos exploratorios. Los pozos de desarrollo eran monitoreados exclusivamente con esfuerzo propio del geólogo de la corporación, quien se encargaba de preparar una metodología para realizar la toma de las muestras de canal con su respectivo análisis, descripción y preservación. Esta información permitía construir un grafico de tasa de penetración, considerándose factor fundamental para el control geológico operacional. Es a partir del año 2000, cuando se incluye en la perforación de los pozos de desarrollo las cabinas de muestreo geológico, debido a una serie de problemas operacionales que se presentaban durante la perforación del hoyo intermedio, tales como arrastres y pegas de tubería donde se encuentran las Formaciones Parángula – Pagüey y perdida de circulación en el Miembro “O” de la Formación Escandalosa a nivel del hoyo de producción. Como resultado de la implementación de la cabina de muestreo, se descubre una metodología que en conjunto con la tasa de penetración se convierte en una herramienta eficaz, precisa, rápida y fácil de utilizar (El análisis Calcimétrico), ya que toda esta información es en tiempo real, aportando alternativas para la toma de decisiones respecto a la secuencia estratigráfica que se esta atravesando, de esta manera se realizan correlaciones, permitiendo ajustar los topes formacionales con mayor exactitud.

3) Cuenca de Barinas–Apure

a)BarinasProduce crudos pesados a medianos de la Formación Gobernador (miembros “A” y“B”) de edad Eoceno y crudo mediano de la Formación Escandalosa (miembro “P”) del Cretácico. En el Area Sur se encuentran los campos Páez–Mingo, Hato, Sinco; en el Area Central, el campo Silvestre y en el Area Norte: Silvan, Maporal y Palmita. El empuje hidráulico constituye el mecanismo de producción dominante.

b)ApureEl crudo liviano proviene de dos campos: Guafita (Formación Carbonera del Oligoceno, miembros “A” y “B”) y La Victoria (Formación Escandalosa del Cretácico). Los mecanismos de producción utilizados son el hidráulico y la expansión de los fluidos.

Cuenca Apure-Barinas: Su extensión no está aún determinada; sin embargo, se estima en unos 87.000 Km2. Está integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa. Desde el punto de vista de la producción, contribuye con cerca del 1.5 % de la producción nacional de petróleo.

La cunca barinas apure es una unidad tectonoestratigarfica que comprende la Subcuenca de barinas y apure ambas de interés económico, para el país por sus características estratigráficas que posibilitan el entrampamiento de hidrocarburo. El flaco surandino constituye la zona de contacto entre el piedemonte andino y la subcuenca de barinas y es precisamente entre estos dos eventos donde se ubica el área de estudio. El hecho es que la información sedimentologica y estratigráfica existe en los pozo ubicados allí no se encontraba actualizado y en algunos casos estaban enfocadas solo en zonas de particular interés

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_______________________________________----------------------------------INTRODUCCIONLa Cuenca del Lago de Maracaibo es una de las mas importantes en Venezuela como a nivel mundial, a continuacion presentaremos las caracteristicas que hicieron destacar esta cuenca, su ubicación, evolución, estructuras que la conforman actualmente, los campos y áreas productoras que posee y las caracteristicas petrofisicas y sedimentarias que contribuyeron a la formación o génesis y migración del petróleo en esta cuenca petrolifera.

CUENCA PETROLIFERA DEL LAGO DE MARACAIBOLa Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está ubicada al noroeste de Venezuela. En sentido estricto y restringida a territorio venezolano, se extiende sobre toda el área ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos o suavemente ondulados que la circundan y que de modo general, pueden delimitarse como sigue : al oeste-noreste por el piedemonte de la Sierra de Perijá, al oeste-suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre el río Guarumito, 12,5 Km. Al oeste de la población de La Fría ; al sureste por el piedemonte andino desde el punto mencionado hacia el río Motatán, ligeramente al este del cruce de Agua Viva ; al estenoreste por la zona de piedemonte occidental de la Serranía de Trujillo y una línea imaginaria dirigida al norte hasta encontrar la frontera de los estados Zulia y Falcón, donde puede observarse un pequeño saliente hacia el este en la región de Quiros y en su parte norte, por la línea geológica de la falla de Oca. La extensión de este trapezoide, de aproximadamente 50.000 Km2, corresponde políticamente en su mayor parte al Estado Zulia y extensiones menores a los estados Táchira, Mérida y Trujillo. Las líneas mencionadas anteriormente son bastante arbitrarias en sentido fisiográfico y geológico, pero corresponden en realidad al carácter geo-económico de la cuenca petrolífera como tal.Geográficamente la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está totalmente incluida dentro de la hoya hidrográfica del Lago de Maracaibo, mucho más extensa.CUENCA DE MARACAIBOHistoria Geológica del Proceso SedimentarioLos procesos de levantamiento y erosión mencionados en párrafos anteriores fueron especialmente severos y son perfectamente conocidos, especialmente en las regiones centrales de la Cuenca del lago de Maracaibo en cuyo subsuelo se desconocen sedimientos del Eoceno superior, comprobándose por el contrario, que la erosión avanzó considerablemente hasta remover la sedimentación del Ciclo inferior en forma parcial o total y alcanzar en algunos lugares la parte superior del Cretácico.Únicamente en zonas marginales como el sector suroccidental, las contrafuertes de la Sierra de Perijá, la región de Tarra-Táchira y el Distrito Miranda, situado en la zona nororiental de la cuenca, podría existir alguna duda sobre la existencia de rocas del Eoceno superior, representadas por las formaciones Carbonas y La Victoria.De estas premisas pudiera dedicarse un modelo sedimentario consistente en un conjunto de elevaciones en las cuales se produjo fuerte denundación y erosión diferencial durante el Eoceno superior, ubicadas en la región norte del Distrito Perijá, sur del lago de Maracaibo y área del Macizo de Avispa. En la parte central de dichas regiones se encontraba un conjunto de zonas bajas, no necesariamente subsidentes, donde se desarrolló simultáneamente un complejo de planicies salobres, paudales y fluviales, que durante el Eoceno superior y Oligoceno se extendieron hasta la región de Táchira-Tarra. EVOLUCIÓN DE LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBOLa evolución de la Cuenca del Lago de Maracaibo ha sido bastante compleja a lo largo del tiempo geológico debido a una serie de invasiones y regresiones marinas que fueron determinantes para la sedimentación, tanto de rocas madres generadoras de hidrocarburos como de recipientes adecuados para almacenarlos, y como resultado de varios períodos de orogénesis y epirogénesis que produjeron las trampas adecuadas para retenerlos hasta los momentos actuales. En realidad la Cuenca del Lago de Maracaibo no llegó a presentar una configuración semejante a la actual hasta el Mioceno medio (* 15 millones de años) mientras que su prehistoria se debe situar en el Permo-Triásico (* 230 millones de años). Presentamos aquí un resumen esquemático de este proceso evolutivo, enfatizando los

fenómenos que afectan más o menos directamente los procesos de génesis y almacenamiento de petróleo.RESUMEN ESQUEMÁTICO DEL PROCESO EVOLUIVO DE LA CUENCA PETROLÍFERA DEL LAGO DE MARACAIBO225 m.a OROGÉNESIS HERCINIANA O EVENTO TECTO-TERMAL PERMO-TRIASICO.--- Metamorfismo y plegamiento andino, intrusiones ígneas, formación del Arco de Mérida, levantamiento de la región central del Lago de Maracaibo precursora de la subsiguiente Plataforma de Maracaibo. El borde continental se levanta produciendo retirada general de los mares de Venezuela Occidental. Fijación de los caracteres petrológicos del mayor porcentaje de rocas que se encuentran actualmente en el substratum de la Cuenca del Lago de Maracaibo.220 m.a. TRIASICO -JURASICO.--- Sedimentación continental concentrada al noreste y al sureste del Arco de Mérida y en la Sierra de Perijá. Vulcanismo. Actualmente forma parte del substratum de la Cuenca del Lago de Maracaibo.120 m.a. BARREMIENSE. --- Comienzo de la transgresión cretácica según tres surcos marginales al levantamiento de la Región Central del Lago. Surco de Machiques. Surco del uribante y Surco de Barquisimeto. Sedimentación gruesa clástico-feldespática en los surcos, que se extiende en forma diacrónica y con pequeño espesor sobre las plataformas : Formación Río Negro.115 m.a. APTIENSE ALBIENSE.--- Continuación de la transgresión cretácica. Cobertura marina de la Plataforma de Maracaibo ya bien delimitada y sedimentación de calizas bioclásicas espesas sobre la mayor parte de la cuenca. Nueva subsidencia del Surco de Machiques y sedimentación glauconítica y lutítica local, con mayor desarrollo de calizas sobre la plataforma : Formación Lisure.Transgresión sobre el núcleo andino, rebasado al final del Albiense ; invasión de la Cuenca de Barinas, mayor aporte de arenas procedentes del sur a partir del Albiense, que se intercalan con calizar y lutitas en el Flanco Nor-andino y Depresión del Catatumbo : Formación Aguardiente. Cobertura extensa de caliza cabulas, delgada, bioclásica : Formación Maraca.Varias del Aptiense Albiense forman recipientes importantes de petróleo en campos situados en la mirad septentrional de la Plataforma de Maracaibo. Su valor petrolífero es menor al suroeste de la cuenca.110 m.a. CENOMANIENSE-SANTONIENSE.--- Máxima cobertura marina, formación de ambientes euxinicos : Formación La Luna y de ambiente más oxigenados. Formación Capacho, invasión total de la Cuenca de Barinas y desarrollo de ambientes nerítico-costaneros en la misma. La Formación La Luna presenta excelentes características de roca madre en la Cuenca de Lago de Maracaibo. Esta misma roca fracturada constituye muy buenos recipientes en algunos campos productores.80 m.a. CAMPANIENSE-MAESTRICHTIENSE.--- Sedimentación más local de algunas calizas de litología similar a La Luna. Miembro Socuy de la Formación Colón. Relleno gradual de la cuenca, ambientes marinos normales. Formación Colón, ambientes con mayor producción de arenas : Formación Mito Juan. Columna impermeable protectora de los hidrocarburos encontrados en las formaciones cretácicas.65 m.a. OROGÉNESIS DE FINES DEL CRETACICO.--- Se manifiesta en forma más violenta en los cinturones móviles hacia el norte, donde produce metamorfismo y con menor intensidad en la Cuenca del Lago de Maracaibo, donde no se conocen efecto termales. Produce levantamiento en el borde septentrional del Cratón de Guayana y los

mares se retiran hacia el norte de la Cuenca de Barinas. Partes de las regiones andina y perijana se convierten en áreas positivas. Probable inicio de fallamiento gravitacional en los alineamientos sur-norte de la parte central de la cuenca. Cambio en el patrón de isofacies entre la sedimentación cretácia y la sedimentación paleocena que se desarrolla en tres provincias distintas : Provincia Parálica en el ángulo suroeste de la confluencia de alineamientos, entre las cadenas andina y perijana y una línea imaginaria entre el Macizo de Avispa en la Cadena Andina y el Alto de el Tocumo en las estribaciones de la Sierra de Perijá, Provincia de plataforma marina somera paralela a esta última, ocupando prácticamente toda la extensión del lago actual y limitada al este-noreste por una faja o línea de bisagra. Provincia geosinclinal situada al este-noreste de esta línea de bisagra. Las formaciones paleocenas produjeron petróleo en los campos de la Paz y Tarra.54 m.a. EOCENO INFERIOR Y MEDIO.--- Ligero levantamiento equirogénico al final del Paleoceno y probable crecimiento de las fallas del final del Cretácico, con formación de altos emergentes al comienzo de la sedimentación eocena. Formación de un extenso sistema deltaico, con vértice al suroeste y extenso abanico hacia el noreste. Sedimentación extremadamente compleja con sedimentación fluvial al suroeste, fluviodeltaica sobre la plataforma y delta bajo hacia la línea de bisagra : Formaciones Mirador y Misoa.Transgresión del Eoceno medio superior sobre la Cuenca de Barinas y regresión al final del mismo. Separación definitiva de ambas cuencas al final de este evento.La Formación Mirador produjo petróleo en los campos de Tarra, la Formación Misoa comprende las grandes arenas productivas del centro del lago. Posibles rocas madres al noreste.44 m.a. PULSACIÓN OROGENICA DEL EOCENO SUPERIOR.—Levantamiento generalizado de la Cuenca del Lago de Maracaibo, período de fallamiento importante , particularmente en los alineamientos longitudinales del algo, con ejes de plegamiento orientados de sur a norte ; no se conocen efecto termales. Subsiguiente erosión profunda de las formaciones del Eoceno medio que produce remoción casi total de Pauji Mene Grande y remoción parcial de Misoa en alineamientos occidentales del lago, erosión rocal de Misoa y localmente Guasare en bloques del sur del lago.Fracturamiento de la sección de calizas cretácias y emigración del petróleo ya formado hacia los alineamientos levantados y fallados. Aculumaciones en trampas cretácias adecuadas, probable alimentación de petróleo cretácico a recipientes eocenos a través de fallas abiertas y posible disipación de petróleo de arenas eocenas truncadas erosionalmente, en topes de zonas levantadas. Inversión del gradiente de la cuenca eocena, de la dirección noreste que prevaleció en la sedimentación antecedente a nueva dirección sur-suroeste, caracterizada del post-Eoceno. Período de gran importancia en la evolución de la cuenca petrolífera.Durante el Oligoceno y Mioceno inferior continua el período erosivo en la parte norte-noreste del lago y comienza la sedimentación no marina hacia el oeste-suroeste.20 m.a EVENTOS MIO-PLIOCENOS.--- Al comienzo del Brudigaliense se inicia la transgresión marina de la Formación La Rosa, que penetró profundamente hacia el sur depositando sus arenas basales en la parte central de la cueca sobre la superficie erosionada del Eoceno medio ; en los bordes de la transgresión, Costa de Bolívar y área de Boscán Urdaneta, ambientes costero-deltaicos depositaron excelentes recipientes petrolíferos en horizontes más altos. Sobre La Rosa se depositó la Formación Lagunillas, menos marina, que llegó a excavar fondos de canales fluviales en lutitas de La Rosa. Produjo en la zona de la Costa de Bolívar secuencias arenosas, excelentes recipientes de petróleo. Otros

fenómenos importantes fueron la sedimentación del Mioceno, que constituyó la cobertura impermeable necesaria para preservar los hidrocarburos en las arenas truncadas del Eoceno a que hemos hecho referencia anteriormente, las arenas basales miocenas, como la arena de Santa Bárbara, en contacto con arenas eocenas truncadas, fueron fácilmente alimentadas con petróleo eoceno, el nuevo gradiente hacia el suroeste del fondo de la cuenca miocena favoreció la emigración longitudinal hacia arriba, en dirección norte-noreste, tanto en las arenas basales como en el plano de discordancia Eo-mioceno. Esta emigración fue detenida principalmente por las barreras de permeabilidad formadas en la sedimentación marginal de La Rosa y Lagunillas o por sellos de asfalto bruzamiento arriba.Al final del Mioceno se produjo el levantamiento definitivo de la Cordillera de Los Andes en forma predominantemente vertical ; en su norte se depositan gruesas formaciones continentales características de la anterior antefosa andina subsidente. No hay indicios de comprensión en el centro-norte de la cuenca, como consecuencia de este levantamiento. ESTRUCTURAComo quedó definido anteriormente, la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo está enmarcada por tres alineamientos orogénicos mayores : la Sierra de Perijá al oeste, Los Andes de Mérida al sureste y la Serrania de Trujillo al este, el marco se completa con el sistema de la falla de Oca en el norte que aparentemente separa la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo propiamente dicha de la Cuenca del Golfo de Venezuela, aún no completamente definida. Estos elementos rectónicos mayores fueron calificados por MILLER et al (1958) como “cinturones móviles”.Dentro de los “cinturones móviles” se desarrolla un amplio sinclinorio que integra estructuralmente a la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo, dentro del mismo se conocen diversos alineamientos tectónicos, no pocos de los cuales tienen gran importancia para la producción de petróleo. En realidad, el alineamiento estructural andino sólo se refleja en pequeñas estructuras de Los Andes venezolanos. En contraste, las directrices observadas dentro de la Cuenca del Lago de Maracaibo, en la cual los ejes anticlinales y fallas más importantes tienen una fuerte componente norte, y son definitivamente subparalelos al grano de la Sierra de PerijáSe conocen cinco alineamientos de dirección aproximada sur-norte que se destacan entre todos los demás por su pronuncado relieve estructural, enumerados de noroeste a sureste éstos son el alineamiento de La Paz- Mara-El Moján, el alineamiento de la falla de Icotea, el alineamiento de Pueblo Viejo-Ceuta, la estructura de Misoa-Mene Grande y el anticlinorio de Tarra, situado en la parte suroccidental de la cuenca, cerca de la frontera con Colombia. Una característica común a estos cinco alineamiento es el severo fallamiento longitudinal sobre, o cerca de, las zonas crestales.Los alineamiento con menor relieve estructural son bastante numerosos y se presentan entre las estructuras de mayor relieve, a pesar de su menor relieve, en varios de ellos se ha encontrado un prolífica producción de petróleo. A continuación se hace una enumeración sumaria de estas estructuras.Al este del alineamiento de La Paz-Mara. El Moján se encuentran las estructuras de La Concepción y Siburaca, aunque parece plausible que la deformación de La Concepción se conecte hacia el sur con la falla de Boscán en el Distrito Urdaneta, esta conexión no está totalmente libre de duda. Hacia el este de Boscán y muy cercano a la costa oriental del Lago de Maracaibo, se encuentra el anticlinal de Ensenada. Más al este se conoce algunas fallas subparaleleas de rumbo general norte-noreste, deprimidas más frecuentemente hacia el este, aunque no faltan desplazamientos contrarios, entre éstas se encuentra la

generalmente denominada falla de Urdaneta, parte de un “horst” que se alinea hacia el Campo de Urdaneta.El Distrito Perijá, aunque peor conocido todavía, parece estructuralmente estable y apenas se mencionan la nariz de macoa carece de importancia estructural y petrolífera y se menciona solamente por su declive anómalo en dirección oeste-suroeste. Alturistas no ha proporcionado producción comercial hasta la fecha. Esta ausencia de relieve tectónico se hace notar al este de la costa occidental del lago y al oeste de la falla de Icotea, donde contrasta con la deformación que caracteriza el Campo de Lama y el sinclinorio central del lago, entre el Alto de Icotea y el levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta. Es posible, sin embargo, que esta conclusión se deba a que la información sísmica disponible hasta la fecha ha sido escasa y obtenida por métodos antiguos.En el sinclinorio central del lago se conocen dos alineamientos de gran importancia desde el punto de vista de producción de petróleo que se denominan Lamar y Centro de Oeste a este ; en ambos dominan las fallas. Un tercer alineamiento de menor importancia se encuentra en el flanco oeste del levantamiento de Pueblo Viejo, donde se han perforado los pozos VLC.DESARROLLO ESTRUCTURAL DE LA CUENCAIndudablemente el substratum metamórfico de la Cuenca del Lago de Maracaibo debió sufrir los efectos de diversos períodos orogénicos paleozoicos estudiados en la primera parte de esta obra. No obstante, tales períodos no tuvieron mayor influencia sobre la configuración actual de la cuenca ni sobre su arreglo estructural presente, si exceptuamos el evento tecto-termal, del Permo-Trifásico, que con la formación de Arco de Mérida preparó el marco adecuado para la sedimentación plataformal del intervalo de las calizas cretácias, gran productor de petróleo en la actualidad.Los efectos de la orogénesis del final del Cretácico son más difíciles de evaluar. Aparte de las deformaciones de orden regional como resultado del tectonismo y metamorfismo de las masas de Perijá y La Goajira, y el transporte tectónico del Surco de Barquisimeto y la elevación del borde nor-andino y el flanco oriental de Perijá, en el lago mismo se conocen fenómenos que deben ser tomados en cuenta.Las numerosas perforaciones y extensos levantamientos sísmicos efectuados en el Lago de Maracaibo permiten observar bastante disarmonia entre el parrón estructural cretácico y el patrón eoceno, aunque ciertamente se conservan las grandes directrices tectónicas del sistema norte-sur.Consecuentemente en esta obra se acepta como hipótesis de trabajo, que la Orogenesis al final del Cretacico inicio las principales estructuras de la Cuenca del Lago de Maracaibo, en forma de anticlinales de suave relieve y fallas normales que pudieron crecer durante el Paleoceno-Eoceno Inferior. El Ciclo Terceario Inferior fue una época de inestabilidad que en ningún caso alcanzó proporcionales diastróficas. Para comprender esta inestabilidad basta recordar la invasión de la Cuenca de Barinas, los enormes volúmenes de sedimentos clásticos que fueron aportados al delta de Misoa por las áreas marginales, cuyo levantamiento hubo de compensar el efecto erosivo y el posterior hundimiento de gran parte de la cuenca en tiempo de la Formación Paují, seguida por la sedimentación aún más profunda, turbiditica, de la Formación Mene Grande.La gran deformación, sin embargo, no ocurrió sino en el Eoceno superior, contemporáneo con la extensa retirada de las aguas hacia el norte. En esta violenta pulsación orogénica se reactivaron todos los lineamientos estructurales iniciados en el Cretácico Superior, tomaron

forma definitiva los anticlinales y fallas características del sistema norte-sur y se produjeron algunas fallas del sistema oeste-este. Una nueva recurrencia del movimiento hacia finales del período orogénico causó finalmente, o tal vez reactivó en gran parte, los movimientos transcurrentes sinestrales que se observan en las grandes fallas norte-sur. Este movimiento transcurrente ocasionó el desplazamiento de las fallas oeste-este, tal como fue observado por BORGER y LENERT (1959).El último levantamiento de Los Andes venezolanos tuvo lugar durante el Mioceno superior Plioceno inferior. Este levantamiento fue estudiado en la primera parte de esta obra (Capítulo VIII). ANTICLINALES Y FALLAS EN LA CUENCALa asociación de anticlinales de dirección general norte-sur con fallas cretales, o próximas a la cresta, es una característica resaltante en toda la cuenca del Lago de Maracaibo, el patrón estructural se complementa con fallas de un sistema transversal, más frecuentemente ONO-ESE, en el cual figuran también elementos francamente oeste-este y OSO-ENE. Los plegamientos predominan sobre las fallas en algunas zonas mientras que en otros el fallamiento es preponderante ; los levantamientos están mejor definidos como bloques levantados, estructuras de “horst” o fallas escalonadas donde el desplazamiento entre fallas soporta el levantamiento.En las zonas de mayor grado de fracturamiento, se producen levantamientos dómicos o hemidómicos, aportados contra una falla o situados entre dos fallas, pero de mayor importancia en la producción de petróleo, sobre todo de petróleo almacenado en el cretácico.En la parte occidental de la cuenca Distritos Mara, Maracaibo, Urdaneta, Perijá y norte del Distrito Colón. Los anticlinales predominan sobre las fallas ; las estructuras son generalmente domos alargados en sentido norte-sur fallados en la cresta marcados al sur y al norte. El alineamiento anticlinal de la Paz-Mara-El Moján es el primer levantamiento importante que se encuentra al este de la cadena de Perijá aproximadamente 30 km al este de los afloramientos graníticos cercanos al viejo campo el El Totumo. Uno de los alineamientos de mayor relieve estructural en la cuenca del Lago de Maracaibo, donde las calizas cretácicas se preforan a solamente 4.180´(1.274 m) en la Paz y a 5.145´(1.568 m) en Mara.El alineamiento consta de dos domos alargados, conocidos respectivamente como la Paz y Mara y un declive menor hacia el norte, separado del domo de Mara por fallas transversales, entre los dos domos principales se encuentra la silla de Netick de poca importancia estructural, su dirección varía ligeramente entre N 20ºE y N 40ºE y la relación entre longitud y anchura en cada domo es de aproximadamente 2 a 1, ambos domos son asimétricos con el flanco o este más inclinado que el oriental.El desplazamiento en la cresta de la Paz alcanza casi 2.000´(609m) ; en Mara el desplazamiento de las dos fallas principales sobrepasa los 5.000´(1.524 m). Las fallas transversales tienen menor magnitud, aunque tienen importancia económico por controlar la recuperación de petróleo.Hacia el sueste del alineamiento de la Paz-Mara se conocen dos alineamientos conocidos como la concepción-San Ignacio y sibucara, ambos de menor relieve estructural. La concepción fue conocido primeramente por su estructura eocena muy compleja, descrita por STAFF OF CARIBBEAN PETROLEUM CO. (1948), en ello se destacan los tres anticlinales, principales de Romillete.

En la zona de la concepción se observa un sistema de fallas transversales de rumbo casi oeste-este que se prolongan hacia el oeste hasta el norte de Boscán y la Región de El Divide.Este sistema de fallas transversales parece separar la zona intensamente deformada de los Distritos Mara y Maracaibo de la región de menor deformación de Urdaneta-Perijá, dentro de la parte occidental de la cuenca del Lago de Maracaibo.En la parte sur del Distrito Colón del estado Zulia, cerca de la frontera con Colombia, se conocen tres levantamientos anticlinales de importancia de oeste a este son, el anticlinal de Río de Oro, el domo de Tarra Oeste y el anticlinario de Tarra.El anticlinal de Río de Oro, en territorio venezolano, es el declive norte de una estructura mejor desarrollada en Colombia. Presenta en su cresta floramientos del grupo Orocué recubiertos por terciario más joven. La parte más pronunciada de este anticlinal se encuentra en Colombia, en Venezuela no se ha logrado producción comercial.El anticlinorio de tarra es la estructura más notable de esta región (STAFF OF CARIBEAN PETR CO., 1948) y al mismo tiempo una de las pocas fallas de corrimiento que se presentan en la cuenca del Lago de Maracaibo. A partir de la frontera colombiana penetran en Venezuela dos anticlinales : el más oriental se conoce como anticlinal de redondo, con rumbo franco sur-norte, el anticlinal de tarra, por unos 5 km a partir de la frontera con rumbo norte-noreste.Otra región donde se desarrollen bien los pliegues anticlinales es el sector suroriental de la cuenca, en el alineamiento de Mene Grande-Motatán.La estructura de Mene Grande está situada en el declive meridional del anticlinal de Misoa, uno de los varios pliegues que forman la serranía de Trujillo. En el área de Mene Grande el declive está cubierto por una secuencia miocena que afecta la forma de una nariz anticlinal con pendiente aproximada de 75 m, por km hacia el sur, el flanco oeste de la nariz está cortado por una gran falla denominada falla principal por STAFF OF CARIBBEAN PETR CO. (1948) con rumbo aproximado norte-noreste, la cual determina un flanco occidental de fuerte buzamiento subparalelo a la falla.La falla principal de Mene Grande continua hacia el sureste hasta las estructuras del campo de Motatán, donde aparecen dos nuevos domos almeados en el lado oriental de la falla (GIAENTZLIN y MORENO, 1975) con características estructurales bastante similares a Mene Grande.Los autores mencionados interpretan esta estructura “como una estructura floral generada por el desplazamiento hacia arriba de los sedimentos a lo largo del plano de la falla principal de Motatán”, mencionan también el carácter transcurrente de la falla sin indicar la dirección del movimiento.Al oeste de la falla de Mene Grande se encuentra el levantamiento de Barúa cortado al oeste por una falla de características similares a la de Mene Grande, con rumbo ligeramente convergente con ella y separado del área de El Veleto por un sinclinal menor.

El estudio de éstas estructuras confirmó el proceso de evolución tectónica que comprende : reactivación durante el eoceno superior de uno directriz tectónica anterior con formación de los domos de Mene Grande, Barúa y Motatán, reactivación de una falla probablemente normal de dirección norte-sur, la orogénesis del cretácico superior, la cual tuvo períodos de crecimiento durante el Paleoceno y Eoceno inferior y vino a establecerse como unas de las fallas mayores del sistema, hoy conocida como falla de Mene Grande y formación de fallas transversales menores.

De estas observaciones se deduce que, todo el Mioceno fue un período de crecimiento estructural, o bien las estructuras de Eoceno superior al plioceno superior, contemporáneamente con el levantamiento andino. * EL ALTO DE ICOTEA Y EL LEVANTAMIENTO DE PUEBLO VIEJO-CEUTAEl alto de Icotea es el principal de todo el sistema estructural del Lago de Maracaibo, tanto por su longitud conocida - no menos, de 150 km por su pronunciado relieve. A pesar del grado de su deformación por las fallas del sistema norte-noreste. Los anticlinales son todavía bien visibles, en especial en el flanco oeste y en los declives norte y sur, tanto en la formaciones cretácicas como en las arenas “c” del Eoceno.En el sector suroccidental del flanco oeste al nivel de las arenas “c” se encuentra como culminación anticlinal contra la falla, con una longitud aproximada de 13 km. y un cierre estrucutal (de unos 300m) entre la culminación de la estructura y el contacto petróleo-agua, esta culminación termina al norte por una falla transversal.La llamada falla de icotea es realmente un sistema complejo de fracturas que forman un alineamiento rectilineo entre el antiguo campo de Ambrosio, al noreste de Punta Icotea, este de las bocas del río Catatumbo, sobre la costa occidental del mismo lago.KRAUSE (1971) la define como una falla, transcurrente sinestral, de plano muy inclinado, cuyo desplazamiento vertical varía entre unos 3.000´(914m) deprimido hacia el oeste en la zona norte, hasta unos 1.600´(487 m) deprimido hacia el este en la zona sur (pozos sus).En la zona crestal del sistema de fallas suelen encontrarse una cuña deprimida en forma de “graben” en la cual se encuentra sedimentos extraordinarios afectados por el sistema de fallas. KRAUSE menciona que tales sedimentos han sido considerados como “lonías tectónicas trituradas durante el fallamiento”.El sistema de fallas de icotea se completa con otras fracturas longitudinales, subpararela al alineamiento principal. En el flanco oriental se observa cierto grado de convergencia y algunas fracturas se arquean contra el alineamiento principal, en la zona de convergencia disminuye la magnitud del buzamiento, lo cual se considera como efecto de la transcurrencia. KRAUSE menciona una serie de anticlinales “en echelon” subparalelas a la dirección de la falla.El sistema de Icotea se encuentra afectado por el sistema de fallas transversales características de toda la parte central del lago. Muy pocas de estas fallas aparecen en los mapas cortando la cuña crestal o “ graben” de Icotea, mientras que en ambos flancos se encuentran en gran abundancia, sobre todo a nivel de las formaciones eocenas.El levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta limita por el oeste el sinclinario central del Lago, tiene una alineamiento casi norte-sur con ligera componenetes hacia el noroeste y se conoce dentro del lago por una longitud de aproximadamente 45 km. hacia el norte se arquea al noreste y forma parte del “cinturón móvil” de la serranía de Trujillo, hacia el sur esta mal conocido, cerca de la costa del Lago de Maracaibo, comienza con un declive a nariz anticlinal hacia el sur de inclinación fuerte. El declive se encuentra cortado por tres y aún cuatro, fallas importantes.El levantamiento está limitado al este y al oeste por fallas longitudinales que lo separan del sinclinario central del lago y del sinclinario de San Lorenzo, zona crestal aparece cortado por dos o tres fallas del sistema norte-sur y toda la estructura está afectada por fallas del sistema oeste-nor-oeste. * EL SINCLINARIO CENTAL DEL LAGOEn esta subprovincia estructural las fallas predominan sobre las estructuras plegadas, en parte porque el relieve ocasionado por el plegamiento es muy relieve ocasionado por el

plegamiento es muy tenue en parte por la extraordinaria abundancia de fracturas de los dos sistemas dominantes, norte-sur y oeste-noreste o este-oeste. El conocimiento del subsuelo, derivado del mayor número de perforaciones efectuadas y una red más cerrada de líneas sismográficas, ha permitido obtener mejor detalle en la interpretación de la estructura, entre las dos grandes estructuras que limitan el sinclinario, el alto de icotea al oeste y el levantamiento de Pueblo Viejo al este.Tres elementos principales destacan dentro del sinclinario tanto por su relieve como por su importancia comercial : La zona de domar, el alineamiento centro y el levantamiento del área donde se encuentran los pozos VIC.La zona de Lomar es un levantamiento mal definido, situado al sureste de la zona de declive al sur del alto de Icotea. Estructuralmente está formado por un conjunto complejo de bloques fallados ocasionados por varias fallas longitudinales y transversales que forman un enrojado apretado.Unos 50 km. al norte de la culminación de lomar y siguiendo el rumbo de las fallas longitudinales se encuentran algunos semidomos productores.En el tope de las calizas cretácicas los levantamientos sismográficos muestran un patrón de fallamiento más simple, básicamente en un “horts” formado por dos fallas transversales, en cuyo centro se levantó el domo donde fue perforado el pozo VLE 400.El alineamiento centro es el que mejor destaca en el centro del lago. Presenta igualmente los dos sistemas de fallas repetidamente mencionadas, pero no con tal frecuencia que lleguen a enmascarar el levantamiento. La culminación meridional de campo centro tiene una longitud aproximada de 22 km. y pasada una zona baja continua con otro levantamiento de unos 15 km. de longitud, en el cual fue perforado el pozo LL-1930 (BRISTOW, 1974). * LA FALLA DE OCALa falla de Oca constituye el límite septentrional de la cuenca del Lago de Maracaibo, al menos en su acepción estructural. Varios autores, mencionados anteriormente en esta obra, le han atribuido movimiento transcurrente de magnitud variable, relacionando su movimiento con la falla de San Sebastián, en la costa centro norte de Venezuela y la falla de El Pilar, al sur de la Península de Paria.FEO CODECIDO (1972) concluye que la falla de Oca se mantuvo activa durante distintos períodos geológicas, particularmente al final del Eoceno y antes de la sedimentación Post-Eocena, tuvo movimientos “horizontales durante el Post-Eoceno (especialmente en el terciario superior”. De esta forma coincide con los resultados obtenidos por los suscritos el analizar los movimientos de la falla de Mene Grande - Motatán.Datos recientes inclinan a los autores de esta obra a pensar que esta fracturada podría trazarse hasta Falcón, pero que resulta difícil correlacionar exactamente cual de las tres fallas principales que el sismógrafo pone de manifiesto en la plataforma de Dabajuro es la falla de Oca.De cualquier forma, los efectos de la falla de Oca no afectaron en forma apreciable la estructura de la Cuencas del Lago de Maracaibo como se ha indicado, el alineamiento de la Paz-Mara-El Moján llega prácticamente hasta la falla de Oca y el Pozo DMM-3 está muy cercano a la línea de falla. El alineamiento mencionado se arquea hacia el este contra la falla. * EFECTOS DE TRANSCURRENCIAEn varios publicaciones se postulan fallas, no estrictamente dentro de la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo, pero si relacionados con ella, con movimientos transcurrentes

sinestrales. Tales son la falla de El Tigre en las estribaciones orientales de la Sierra de Perijá y la falla de Valera al este de la cuenca del Lago (VASQUEZ y DICKEY, 1972). Anteriormente transcurrente sinestral en tres fallas distintas dentro de la propia cuenca del Lago de Maracaibo, que son las fallas de la concepción, la falla de Icotea y la falla de Mene Grande-Motatán. En otros alineamientos no se han encontrado indicios de transucrrencia, por no haberse estudiado con suficiente detalle o no haberse interpretado bien ciertos fenómenos asociados a las líneas de falla, particularmente las fallas del sistema norte-sur.Las fallas del sistema este-oeste se consideran normales, no transcurrentes y ocasionados por la subsidencia del Eoceno hacia el noreste. AREAS Y CAMPOS PRODUCTORESLas principales áreas productoras de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo se encuentran al norte del paralelo 9º 30 N. La única excepción conocida hasta la fecha es una serie de campos situados en la región del suroeste, en el Distrito Colón del Estado Zulia, cerca de la frontera colombiana. Esta concentración de campos se debe en parte a razones de índole sedimentología como resultado de la compleja distribución de arenas en el delta eoceno de Misoa y en la zona costera de los mares de La Rosa-Lagunillas, o de la severa erosión post-orogénica de la sedimentación del Eoceno. Otras causas son de índole estructural, como las notables deformaciones y sistemas de fallas producidas durante la pulsación orogénica del Eoceno superior, y finalmente, la inversión del gradiente de la cuenca hacia el sur suroreste, que ocasionó extensa emigración de hidrocarburos hacia el norte-noreste. * CAMPO COSTANERO DE BOLÍVARLa mayor extensión productora de toda la cuenca, considerada como una sola unidad, se denomina Campo Costanero de Bolívar. Se extiende paralelamente a la costa oriental del lago, parcialmente en tierra y parcialmente en el agua, por una longitud de 95 km entre el extremo de Campo Ceuta, hasta la desembocadura del río El Mene situada 7 km. al norte-noreste de Punta Icotea. Su límite occidental, a partir del vértice de Punta Icotea, sigue una dirección sur-suroeste, sub-paralela al alineamiento fallado de Icotea, por aproximadamente 80 km. hasta la terminación del Campo Lama.La extensión total del área productora de este Campo Costanero de Bolívar sobrepasa las 120.000 hectáreas.SUBZONA DE PUEBLO VIEJO-CEUTA. BACHAQUERO. El levantamiento anticlinal de Pueblo Viejo delimita dos áreas bajas naturales, que pueden definirse como el sinclinorio de Bachaquero al oeste y el sinclinorio de Lagunillas al noroeste, separadas por un anticlinal fallado de dirección norte-sur y declive hacia el sur. La subzona que estamos definiendo se refiere a las áreas productoras de la zona crestal del levantamiento, áreas de Pueblo Viejo y Ceuta y el sinclinorio o plataforma de Bachaquero.El anticlinal de Pueblo Viejo muestra declive general hacia el sur, pero dentro de este declive se presenta una inversión determinada por una silla rectónica fallada, por separa la estructura compleja de Ceuta de la parte norte o Pueblo Viejo propiamente dicho. Gran parte de ese levantamiento constituyó un área positiva al comienzo de la sedimentación post-orogénica y como consecuencia, en el área costanera de Pueblo Viejo las formaciones la Rosa y Lagunillas se acuñan en ambos flancos del levantamiento mientras que hacia el sur, en el área de Ceuta, el Miembro Bachaquero de la Formación Lagunillas recubre la zona cresta con un espesor reducido de 200´- 300´(70-91m) que aumenta hacia el sureste a unos 1.000´(305m). Sobre la mayor parte de la plataforma de Bachaquero tampoco fue sedimentada la Formación La Rosa ni la parte inferior de Lagunillas. Por debajo de la

discordancia basal del Mioceno se encuentran presenvadas las arenas B superiores de la Formación Misoa tanto en Ceuta como en Bachaquero.En la parte norte del Pueblo Viejo fueron perforados algunos pozos en las arenas eocenas, que obtuvieron producción limitada no comercial, la producción de petróleo de éste sector se obtiene del Miembro Bachaquero de la formación Lagunillas en los flancos de la estructura.La producción del área de Ceuta, se obtiene en el Eoceno de las arenas B-1 a B-6 de la formación Misoa, en el Mioceno de la parte alta de Lagunillas, y, localmente en el flanco oeste, de la Arena de Santa Bárbara de la Formación de La Rosa.La plataforma de Bachaquero se extiende al sureste del levantamiento de Pueblo Viejo. En realidad este levantamiento separa dos plataformas la ya mencionada de Bachaquero y la plataforma de Lagunillas al noreste. Aunque la historia de ambas es bastante similar, es conveniente mencionar que la plataforma de Bachaquero se mantuvo durante parte del mioceno a niveles más altos que Lagunillas. Por esta razón, mientras en Lagunillas se sedimentó la secuencia miocena normal, en Bachaquero se registra un hiacus equivalente a la parte superior del miembro Lagunillas inferior, al miembro Ojeda y a la parte inferior del miembro Bachaquero.Sobre la discordancia del Eoceno la columna remanente sobre la plataforma de Bachaquero comprende la Formación La Rosa, en facies playeras y Lagunillas inferior en facies del Taica incipiente.Pasado el hiatus mencionado se deposita la parte inferior del miembro Bachaquero, en facies del Taica, con excelente desarrollo de arenas.El hiatus, bien demostrado en aguas del lago y en zonas terrestres, separa dos zonas productoras de petróleo, de diferente gravedad extendidas por todo el campo de Bachaquero : La zona por debajo del hiatus, denominada originalmente zona de petróleo liviano (LIGHT OIL ZONE) con crudos de gravedad entre 14º y 18º API y la zona de petróleo pesado entre 11,5º y 13,7º API.La acumulación de petróleo en la estructura de Ceuta, está limitada al este y al oeste por fallas y localmente por pérdida de porosidad de las arenas y al sur por la presencia de agua salada, y en Bachaquero por acuñamiento de la formación productora hacia al este y por aguas al suroeste.SUBZONA DE LAGUNILLAS-CABIMAS. Esta subzona está caracterizada por un amplio sinclinirio desarrollado entre el levantamiento de Pueblo Viejo al este y el Alto fallado de Icotea al oeste, a poca distancia al norte de Punta Icotea el Eoceno aflora en la costa del lago. Realmente no existe ninguna razón de peso, fuera de las puramente operacionales, para conservar en esta subzona los nombres clásicos de los campos de petróleo, porque dicho sinclinorio define la estructura regional de la subzona para el período post-orogénico.En Lagunillas “sensu stricto”, el sinclinorio es tan suave que pudiera calificarse de monoclinal con inclinación hacia el sur-suroeste de 50-52 m por km. A la altura de Tía Juana se encuentra cortado por fallas que modifican poco la estructura, pero al llegar a la falla límite de Cabimas se aceptua el buzamiento de sinclinorio y aparecen algunas otras fallas y pliegues menores como son : el anticlinal de La Rosa, y los sinclinales de Cabimas, al sur y Ambrosio al norte, que se manifiestan mejor en tierra y cerca de la costa y se atenúan hacia el centro del lago. El mayor interés de estas pequeñas estructuras está en el mejor desarrollo de la formación Icotea, que produjo algunas cantidades de petróleo.Por debajo de la sedimentación del mioceno se encuentran la superficie peneplana del Eoceno, representada casi exclusivamente por la formación misoa de edad eoceno medio.

La estructura de eoceno es bastante compleja y está dominada por dos sistemas de fallas : Un sistema longitudinal de dirección preferentemente norte-noreste con buzamiento alto unas veces al este y otras al oeste, y un segundo sistema transversal de dirección este-noroeste, más frecuentemente con buzamiento escalonado hacia el noreste. Ambos sistemas dividen el área productora en numerosos segmentos que inciden sobre la extensión de las áreas productoras de petróleo.La producción de esta subzona se obtiene principalmente de arenas miocenas de las formaciones Icotea, la Rosa y Lagunillas, todas las cuales tiene en ella su área tipo, y del intervalo de áreas “B” de la formación Misoa, especialmente las prolíficas arenas B-6 y B-7. Esta producción de petróleo está limitada al sur por contactos con aguas saladas en ambos casos y al noreste por acuñamiento de las arenas del mioceno y por fallas del sistema transversal en el eoceno.SUBZONA DEL ALTO DE ICOTEA. Nuevamente un levantamiento fallado de dirección norte noreste viene a definir una subzona petrolífera dentro del campo costanero de Bolívar.La falla de Icotea es realmente un sistema mayor de fallas que atraviesa el Lago de Maracaibo con dirección norte-.noreste desde las bocas del río Catatumbo al sur, hasta Punta Icotea al norte, con una longitud de 120 kilómetros. Las fracturas individuales son subpararelas, a veces convergentes entre si y todas ellas presentan buzamientos altos. El relieve estructural del Alto de Icotea es grande cuando se compara con las zonas inmediatamente adyacentes del oeste y el este y tanto el levantamiento anticlinal como la zona de falla del icotea son elementos fundamentales que controlan la acumulación del petróleo. Frecuentemente presenta en su cresta una cuña fallada que aparece como una estructura de “graben”. En los flancos se observan fallas longitudinales subparaleleas al alineamiento y fallas transversales del sistema oeste-noreste que modifican notablemente la extensión y forma de las acumulaciones, especialmente en el flanco este.La producción de petróleo se obtiene parcialmente de la Arena de Santa Bárbara en la cual la arena neta petrolífera no suele sobrepasar 80´90´(24-27 m) y en mayor escala de la Formación Misoa, en la cual los grandes recipientes C-6 y C-7 se presentan masificados, especialmente en la parte norte del campo y en el lado oeste de la falla, en los lugares donde la erosión fue menos severa las arenas “c”, superiores son productoras. En la parte meridional del flanco este se obtiene producción de las arenas “B” principalmente en estructuras de “semi-graben” donde la prolífica B-6 fue preservada, el intervalo B-6 a B-9 también aparece masificado en esta zona. Las columnas petrolíferas del Eoceno alcanzan máximos de 1.500´(457m) isocores, con máximos de alrededor de 1.000´(305) en las arenas “B” o “C” consideradas individualmente.En esta subzona se obtiene producción también del intervalo de calizas cretácias, particularmente en la cresta del Alto de Icotea, donde los pozos que alcanzaron estos horizontes se alinean en forma notable. El movimiento transcurrente de la falla de Icotea y la formación de semidomos y otras estructuras de arrastre parece ser fundamental para la producción cretácica. * SINCLINORIO CENTRAL DEL LAGOEntre los levantamientos fallados de Icotea al oeste y Pueblo Viejo al este, se extiende en el centro del algo un amplio sinclinorio que constituye la prolongación hacia el sur de lo que se ha descrito en páginas anteriores como sinclinorio de Lagunillas-Cabimas.Dentro de esta zona los sedimentos miocenos conservan su tendencia monoclinal con buzamiento promedio de 3º al sur, pero a nivel de las formaciones eocenas y cretácicas la estructura se hace mucho más compleja, no tanto en razón del plegamiento como por los

dos sistemas de fallas ya señalados, que producen fragmentación en bloques individualizados con arqueamientos moderados, semidomos y aún anticlinales de menor longitud limitados por fallas.En la parte occidental del sinclinorio se conocen dos alineamientos fallados de dirección norte.noreste donde se ha obtenido considerable producción de petróleo, conocidos como Lamar y Campo Centro. Fuera de estos dos alineamientos se ha obtenido solamente producción menor o esporádica de petróleo.El campo produce de las arenas “c”, aunque las acumulaciones en las arenas “B” son a veces un importante objetivo secundario. El carácter predominante de las arenas productoras es de canales distributarios. La porosidad original de las arenas fue destruida en gran parte por procesos diagenéticos que no llegaron a afectar la parte basal de las secuencias arenosas de los canales y constituyen los mejores intervalos productores. AREA O CAMPO DE LAMAR : Esta zona productora está situada al sur de Lama, sobre un alineamiento propio de menor relieve y longitud que el Alto de Icotea. Sin embargo, constituye una importante zona productora principalmente por la elevada productividad de muchos de sus pozos.A nivel del Eoceno ha sido definida como un domo alargado en dirección norte-sur. Sin embargo, su mejor definición estructural es la de un “horst” de poca anchura que la cruza de sur a norte y constituye la mejor zona productora del área. La estructura de “horst” se asocia a otras fallas longitudinales del sistema norte-noreste y a numerosas fallas transversales del sistema este-oeste o noreste que contemplan la segmentación en bloques característica del sinclinorio central del lago.La producción se obtiene en menor escala de la Arena de Santa Bárbara y en mayor cantidad de las arenas B-6 a B-9 masificadas y de las arenas C-2 a C-7, todas pertenecientes a la Formación Micoa. En las arenas “C” superiores se observa cierta lenticularidad que no llega a interrumpir la buena comunicación lateral entre recipientes, y las arenas “C” inferiores (C-6 y C-7) están masificadas. La columna petrolífera máxima perforada en las formaciones del Eoceno en la parte central del “horst” alcanza 1.200´(366m) con un promedio de 315´(96m). En el área de Lamar también se obtiene producción del intervalo de calizas cretácicas.El área probada para este campo es de unas 7.500 hectáreas. ALINEAMIENTO DE CAMPO CENTRO : En su área tipo este alineamiento puede definirse como una serie de domos alineados norte-sur, sobre el labio levantado de la falla de CL-20. A nivel del tope de las calizas cretácicas el alineamiento muestra dos fallas longitudinales principales, ambas con desplazamiento hacia el oeste, que se escalonan hacia la culminación de la estructura cuyo tope está situada entre ambas fallas. La zona crestal está formada por una serie de domos suaves, alineados paralelamente a las fallas principales y separados por las fallas transversales.La producción de Campo Centro se obtiene principalmente de la Formación Misoa, en la cual de perfora un promedio de 11.000´(3.353 m), de donde producen las arenas “C”, C-2 a C-6 en la parte central y C-2 a C-5 en la parte norte ; la arena basal C-7 no suele contener petróleo. La arena neta petrolífera alcanza máximos de 300´(91m) con promedio de 190´(58m) y los contactos agua-petróleo limitan la producción conjuntamente con algunas fallas. Hacia el norte (pozos VLB) producen las arenas “B” de una estructura básicamente monoclinal cortada por fallas del sistema oeste-noroeste, las acumulaciones se producen en el lado levantado de las fallas y están limitadas por contactos petróleo-agua.En este campo produce igualmente el intervalo de calizas cretácicas.

El área probada de Campo Centro es de alrededor de 11.550 Ha. * AREA NOROESTE DENTRO DEL LAGOEn esta región, situada no lejos de la costa del Distrito Urdaneta, se conocen dos áreas o alineamientos distintos denominados en esta obra Urdaneta Oeste y Urdaneta Este. Urdaneta oeste fue descubierto en 1955 como productor de petróleo pesado en las arenas basales de la Formación Icotea y arenas “B” superiores a la Formación Misoa, una situación muy similar al campo de Boscán. Subsecuentemente fue mantenido inastivo hasta el año de 1970 cuando fue descubierto petróleo cretácico. Según LEÖN el Campo de Urdaneta Este “cubre gran parte del alto estructural cretácico conocido con el nombre de Alto de Icotea”.En nuestra opinión este nuevo alto no está bien alineado con el Alto, ni con la falla de Icotea, sino que constituye otra estructura alineada más al oeste.Urdaneta Oeste, a nivel del contacto Eoceno-Mioceno muestra dos levantamientos anticlinales muy suaves, fallados por el sistema norte-noreste y también por fallas transversales, que parecen constituir barreras a la emigración, lo cual determina distribución irregular del petróleo. El crudo obtenido en estos horizontes es muy pesado y el factor de recuperación del campo se estima muy bajo, no solo por la gravedad del petróleo sino también por falta de gas. Urdaneta oeste produce también por falta del cretácico y su principal pozo productor hasta la fecha es el UD-102.LEÓN muestra la estructura del Campo Urdaneta. Este como un anticlinal desarrollado al este de una falla de rumbo noreste y desplazamiento al noreste. La estructura se completa con fallas convergentes con la fallas convergentes con la falla principal, que forman un “horst” en la zona donde están perforados los pozos UD-101 y LR-239.La principal producción de esta zona fue encontrada en el intervalo de calizas cretácida. * REGIÓN MERIDIONAL DEL LAGO DE MARACAIBOEs todavía aventurado vaticinar el futuro de la extensa zona meridional del Lago. Sin embargo, los estudios geofísicos y perforaciones llevadas a cabo en los llamados Bloques del Sur del Lago han proporcionado datos y originado hipótesis que no deben ser ignoradas.1º) El levantamiento sismógrafico ha puesto de manifiesto que el patrón estructural en el tope de las calizas cretácicas en el sur del lago se conforma a lo conocido en el centro del mismo. La falla de Icotea se proyecta hacia el deprimido hacia el este y desplazamientos de un orden de magnitud de 1.500´(457m). Otras fallas del sistema norte-noreste muestran desplazamientos hacia el este y el oeste con formación de “horst”, “grabens” y escalones. Fallas transversales completan la subdivisión en bloques independientes y entre las fallas o contra las mismas se producen arqueamientos dómicos o pliegues de arrastre capaces de constituir trampas favorables para la acumulación.2º) La perforación dirigida al Eoceno puso de manifiesto la disminución de espesor y finalmente la erosión total de la Formación Misoa hacia el sur. Este fenómeno fue tratado con suficiente amplitud en páginas anteriores y no hay duda de que bajo el punto de vista de producción de petróleo, incide desfavorablemente sobre el territorio meridional.3º) La perforación dentro de la secuencia sedimentaria porst-tectónica descubrió en el pozo SLE-4- X un nueva arena basal oligo ? miocena productora de petróleo. Los autores consideran favorable el descubrimiento de esta arena petrolífera, cuya extensión se desconoce y que puede marcar una redencia de línea de playa con desarrollo de arenas acuñadas de sur a norte. * AREA NORESTE DE LA CUENA - DISTRITOS MARA-MARACAIBO-URDANETE

En esta región geográfica se conocen varios campos de producción de petróleo al lado de otros de menor importancia. El alineamiento de mayor significación es el de La Paz-Mara-El Moján que se prolonga hacia el norte-noreste hasta muy cerca de la falla de Oca y pierde rápidamente su expresión estructural hacia el sur en la parte occidental del Distrito Urdaneta. Alinamientos paralelos de menor relieve estructural y peor definidos se encuentran hacia el este en la Concepción, Sibucara y la propia ciudad de Maracaibo, en la cual se encuentran también afloramientos eocenos. ALINEAMIENTO LA PAZ-MARA : Este alineamiento comprende los dos grandes campos de La Paz y Mara y el campo menor de El Moján (DMM) con una longitud aproximada de 60 km, dentro de la cual se encuentran dos culminaciones dómicas bien diferenciadas. Aunque La Paz y mara son dos campos sobre el mismo alineamiento anticlinal, apenas separados por una silla rectónicas de unos 10 km de anchura donde no se ha encontrado petróleo, presentan gran similitud geológica tanto en estratigrafía y estructura como en el tipo de acumulación de petróleo. Ambas estructuras presentan igualmente afloramientos eocenos en su zona crestan y están cortadas por el mismo sistema de fallas de dirección norte-noreste y fuerte buzamiento al oeste, paralelo a la estructuras de la Sierra de Perijá. Por otra parte, el petróleo de La Paz es más liviano (34º API) que el de Mara (30º API) y la estructura de La Paz se encuentra más severamente fallada que Mara, lo cual incide sobre la producción de petróleo en dos formas distintas : el flanco oriental de Mara está mucho más tendido que el correspondiente flanco de La Paz, lo que ha permitido la perforación de mayor número de pozos, mientras que el grado de fracturación de las calizas cretácicas en La Paz ha determinado un sistema de fisuras mejor interconectado y mejor adaptado al mecanismo de producción, que como veremos más adelante, depende de pocos intervalos de entrada en cada pozo.El área de la Paz estuvo entre las primeras que llamó la atención de los geólogos en Venezuela, principalmente por sus manifestaciones superficiales de petróleo que en la cresta de la estructura alcanzaba una extensión de 6 hectáreas.Los horizontes productores más jóvenes del Campo de La Paz pertenecen a la Formación Misoa del Eoceno medio y a la Formación Guasare del Paleoceno y están formados por areniscas limpias en Misoa y arenistas, arenas calcáreas y cantidades menores de calizas fosilíferas en Guasare.El Campo de La Paz, tiene un área total productiva de 12.400 hectáreas y Mara una 6.300 hectáreas, sumadas en el primer caso las tres unidades productoras, basamento cretácico y Paleo-Eoceno y en el segundo las dos unidades inferiores.EL CAMPO DE EL MOJAN. Este pequeño campo es una nariz anticlinal de declive noreste cortada por fallas del sistema norte-noreste, realmente es una prolongación del declive noreste de Mara, del cual está separado por fallas transversales. Produce de las calizas cretácicas y su área total productiva es de 485 Ha. ALINEAMIENTO DE LA CONCEPCIÓN SAN IGNACIO : Este alineamiento se encuentra unos 18 km. al este-sureste, con rumbo sub-paralelo al alineamiento de La Paz-Mara. Las estructuras están marcadas por afloramientos de rocas eocenas y se extienden de modo esporádico hacia el norte-noreste hasta la región de Los Cañadones que parece indicar la continuación del alineamiento. Sin embargo, el relieve estructural de La Concepción es mucho menor que el de La Paz. Sobre el tope de Guasare la diferencia de relieve alcanza más de 5.000´ y el tope del intervalo de calizas cretáticas se encuentra unos 6.000´(1.8269 m) más bajo en La Concepción que en La Paz.

La producción inicial del Campo de la Concepción se obtuvo de arenas del Paleoceno-Eoceno y posteriormente de las calizas cretácicas. El área petrolífera total de este campo asciende a unas 2.400 Ha. ALINEAMIENTOS DE SIBUCARA : Este alineamiento, todavía mal definido, se presenta subparalelo a La Concepción, marcado en la superficie por una serie de afloramientos del Eoceno cuyo límite oriental se observa en la ciudad de Maracaibo. La interpretación geofísica parece indicar un alto estructural contra una falla de rumbo noreste con buzamiento fuerte al suroeste, modificada por fallas transversales. A pesar de esta indefinición el campo ha producido más de 40 millones de barriles de solamente 4 pozos y solo el pozo S-5 ha sobrepasado los 26 millones de barriles en las calizas cretácias. La producción de gas es considerable. CAMPO DE BOSCÁN : Comprendida en su mayor parte dentro del Distrito Urdaneta se, encuentra el área productora de Boscán, de características disímiles a las estudiadas en los campos de los Distrito Mara y Maracaibo.La estructura de Boscán es un homoclinal que buza 3º y 8º al suroeste, con estructuras menores como arrugas, fallas menores, etc. Su límite oriental es la falla de Boscán del sistema norte-noreste, que en la parte sur del campo cambia a una dirección sur-sureste, cuyo desplazamiento es mayor de 1.000´(305 m) en la parte norte y centro del capo, disminuyendo hasta 250´(76m) en el extremo sureste.La producción de petróleo se obtiene de la arena basal de la Formación Icotea y de arenas de la Formación Misoa, no bien ubicadas dentro de la nomenclatura informal “B” y “C”. Las arenas de Icotea tienen desarrollo variable y en general buena porosidad ; las arenas de Misoa son de grano fino, mal escogidas y parcialmente arcillosas.Los espesores de arenas netas petrolíferas son mayores en la Formación Misoa, en la cual varían entre 300´(91,44m) y 1.200´(365 m) que se perforan en la parte norte y centro del campo. El petróleo es pesado entre 9º y 12º API. * AREA SUROESTE DE LA CUENCA - DISTRISTO COLÓNEn esta zona se conocen dos áreas de relativo interés al norte la estructura de El Rosario y al sur de la zona de Tarra. CAMPO DE EL ROSARIO : Este campo se encuentra actualmente inactivo. La estructura del campo es un anticlinal alargado de dirección norte-sur con doble declive bien marcados, fallado longitudinalmente a ambos lados de la cresta. Los crudos obtenidos de El Rosario tienen una gravedad de 34º API y la relación G/P es de 1.2003/bl. AREA DE TARRA : El área de Tarra comprende un grupo de campos situados en la parte meridional del Distrito Colón del estado Zulia cerca de la frontera colombiana, algunos de los cuales se cuentan entre los más antiguos de la Cuenca del Lago de Maracaibo.Los campos originalmente denominados Las Cruces, El Cubo y Los Manueles, de los cuales los dos primeros suelen agruparse bajo el nombre de Tarra, se encuentran sobre la estructura anticlinal denominada anticlinal de Tarra. Esta estructura presenta declive casi continuo hacia el norte, dentro del cual se observan dos inversiones a esta tendencia, una en el domo de Las Cruces y otra en el domo de Los Manueles. Ambos domos son campos de petróleo.La producción del Campo de Tarra (Las Cruces y El Cubo) se obtiene parcialmente de las formaciones Carbonera y Mirador, pero la principal zona productora son las arenas del Grupo Orocué tanto en el flanco sobrecorrido como en el flanco este. En el Campo de Las

Cruces se perforaron dos pozos, T-99 y T-109 que llegaron al intervalo de calizas cretácicas sin penetrarlo totalmente.El campo de Los Manueles está situado unos 15 km al norte de Las Cruces sobre el mismo alineamientos estructural pero con menores complicaciones, ambos flancos tienen buzamientos suaves y el corrimiento tiene un desplazamiento de unos 700 m.La mayor producción de Los Manuales procede de las arenas de la Formación Mirador, en las cuales al comienzo del campo se obtuvieron producciones importantes, del orden de 4.000 bls/día por pozo. También es productora la parte inferior de la Formación Carbonera. TARRA OESTE : Esta pequeña estructura se encuentra situada unos 10 km. al suroeste de Las Cruces y ha sido objeto de exploración dirigida especialmente al intervalo de calizas cretácicas. A nivel del tope de estos horizontes la estructura está representada por un domo cerrado de pequeña extensión.Tres pozos, WT-2, WT-4 y WT-6 llegaron al basamento poniendo de manifiesto un espesor del intervalo de calizas de casi 2.000´(609m), bastante mayor que el encontrado en la plataforma. Las faces litológicas encontradas pertenecen al dominio andino y las formaciones Capacho y Aguardiente pudieron ser diferenciadas.La gravedad del petróleo cretácico en el Campo de Tarra oeste es de 41º API y la relación G/P variable entre 2.800 y 3.200 pies 3/bl. * AREA SURESTE DE LA CUENCA - DISTRITO BARALTDentro de esta zona están comprendidos los campos de Mene Grande, Barúa y Motatán. El área de Mene Grande presenta numerosos y conspicuos “menes” o manaderos de petróleo que captaron la atención de exploradores y geólogos en épocas tempranas. Las actividades de perforación comenzaron en 1914 y en el mismo año fue completado el pozo Zumaque Nº. 1 descubridor de petróleo comercial en la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo. CAMPO DE MENE GRANDE : El campo de Mene Grande está situado en el dective meridional del anticlinal de Misoa, que más al norte se incorpora al complejo sistema de pliegues y fallas de la Serranía de TrujilloDe gran importancia regional es una gran falla de dirección norte-noreste que se prolonga hasta el área de Motatán. En Mene Grande se presenta cortando el flanco occidental de la estructura y muestra transcurrencia según la cual el bloque oriental fue desplazado unos 2,5 km. hacia el norte.A nivel del Eoceno la estructura anticlinal es compleja y dentro del declive general hacia el sur se puede distinguir un levantamiento dómico de unos 2 km. de longitud cortado por la falla principal, otra falla paralela a la anterior limita hacia el sur a otra nariz anticlinal en el área denominada El Velero. La sedimentación del Eoceno fue severamente deformada durante la orogénesis del Eoceno superior, responsable de la deformación y de los pliegues y fallas descritas, desarrollados con anterioridad a, la sedimentación del Mioceno en la región. La deformación a nivel del Mioceno en la región. La deformación a nivel del Mioceno es mucho más simple y consiste en una nariz suavemente inclinada hacia el sur a la rata de unos 100m por km. Sin embargo la falla oeste continuó activa durante el Mioceno y el flanco occidental sigue estando muy inclinado.La producción de petróleo se obtiene del Mioceno sin diferenciar y del Eoceno. En el Mioceno se distinguen tres horizontes principales : las arenas asfálticas, que contienen petróleo oxidado, pesado (10º API) y no producen comercialmente, el horizonte superior de petróleo pesado, que produce crudos de 16,8º API preferentemente en el área sur-central y occidental del Campo, y el horizonte principal, más profundo, que produce crudos de 17,5ºAPI en promedio.

Las características de producción en los tres intervalos inferiores mencionados sugieren fuerte empuje de agua, particularmente en ambas culminaciones dómicas, a ambos lados de la falla y en el área de El Velero más al sur. La arenisca de Paují medio siguiere empuje por agua en la parte sur del flanco oeste y por gas disuelto en El Velero. En el Mioceno se sugiere fuerte empuje de agua en el flanco oeste, mientras que al este de la falla predomina el gas disuelto con formación de un progresivo casquete de gas en la zona crestal.La extensión total de la producción petrolífera de Mene Grande alcanza unas 4.350 Ha. AREA DE BARÚA : El área de Barúa no ha sido suficientemente desarrollada, a pesar de haberse obtenido buen rendimiento de petróleo en algunos pozos, En esta zona constituye la prolongación hacia el sur de la estructura de Mene Grande y está separada de su parte meridional o área de El Velero por un pequeño sinclinal. Presenta igualmente una falla crestal convergente con la falla principal de Mene Grande- Motatán. CAMPO DE MOTATÁN : Este campo está situado unos 8kms, al sur de Mene Grande y sobre el mismo alineamiento fallado. El campo presenta dos domos bien diferenciados, desarrollados en la parte oriental de la falla principal de rumbo norte-noreste, otra falla subparalela a la anterior limita la estructura. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTARIAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORESLos intervalos estratigráficos que producen o han producido cantidades comerciales de hidrocarburos en esta cuenca petrolífera son : El substratum, el intervalo de calizas cretácicas, el paleoceno, el Eoceno inferior y medio y el Mioceno. En algunos de ellos el petróleo puede ser considerado autóctono del intervalo productor, en otros ha emigrado de otras formaciones. * EL SUBSTRATUM.La naturaleza y distribución de rocas en este intervalo productor se conoce muy poco debido a la falta de perforaciones, especialmente perforaciones en las que se hayan sido considerable, particularmente en los campos de la Paz- Mara donde la producción total, probablemente es la mayor conocida en escala mundial en campos petrolíferos con estas características (1190 x 106 bls).En la composición del substratum de la cuenca parecen predominar tres clases de rocas : metasedimentos pelíticos y saniticos de facies metamórficas de bajo grado, como los encontrados en los taladros VLB-704 , CL-97 y UD - 102, intrusiones granodioríticas relacionadas con el granito de El Palmar, emplazadas en el evento tecto-termal del Permo-Trifásico y volcánicas y sedimentos continentes rojos de la formación la quinta de edad triásico - jurásico.Los mica esquistos, gneises y cuarcitas estos tres tipos de rocasafloran en el precedente de la Sierra de Perijá, desde el cual descienden gradualmente en la dirección sur-sureste. En el antiguo campo de El Totumo dicho basamento fue perforado a unos 300 m de profundidad, en los campos de La Paz-Mara se perfora a un promedio de 2.700m, en el pozo CL-20 del Campo Centro a 4900m y en el pozo SLC-1-2x, en el Bloque C, ligeramente por debajo de 5663m. Estas cifras indican un gradiente regional combinado hacia el sur-suroeste de casi 30m por km. más inclinado en los primeros 40 km. donde llega a unos 100m/kg y más suave sobre la plataforma donde oscila alrededor de 20 m/kg. * LAS CALIZAS CRETÁCICASLas formaciones que integran el intervalo de calizas cretácicas, en orden estratigráfico son : Apon, Lisure y Maraca, componentes del grupo Cogollo, la Formación La Luna y el Miembro Socuy de la Formación Colón. Estas formaciones cretácicas han desempeñado en el lago de Maracaibo un papel de extraordinaria importancia en la obtención de petróleos.

Algunas como la Formación La Luna, han sido rocas madres de calidad extraordinarias , otras, como las formaciones Apón, Lisure y Maraca y la misma formación La Luna notables recipientes fracturados y finalmente durante ciertas épocas las lutitas de la Formación Colón han proporcionado la necesaria cobertura para mantener el petróleo cretácico in situ.El cretácico ha sido productor en varios campos de la cuenca del lago, de modo especial en el alineamiento La Paz-Mara que muestra una producción acumulada de 1351 x 106 bls y con algunos resultados realmente espectaculares como el pozo P-84 del Campo de la Paz que llegó a producir 30.000 bls/día. En los Municipios Maracaibo y Colón se encuentran otros campos menores como La Concepción, Sibucara, El Rosario, Tarra, etc y campos verdaderamente importantes en la zona central del lago, como Lama, Lamar, Centro, Urdaneta, etc, donde la perforación continua activamente con resultados satisfactorio.Las variaciones de facies más importantes en relación con la industria de hidrocarburos, tuvieron lugar durante el Aptiense medio en el Surco de Machiques, el Aptiense superior y el Albiense inferior y medio en la región meridional del lago y la cadena andina y el cenomaniense en la parte occidental de los Andes Venezolanos.El primer cambio se observa en la sedimentación del Miembro de Machiques de la Formación Apón, el segundo cambio de ambiente : se produce hacia la cadena andina y provoca la disminución de carbonatos y el aumento de lutitas y arenas características de la Formación Aguardiente. Este cambio litológico es de suma importancia para la industria del petróleo porque, los intervalos lutíticos incompetentes no solo atenúan el fracturamiento de los horizontes de calizas, sino que pueden sellar por flujo las fracturas producidas con anterioridad, fenómeno que es de la mayor importancia en recipientes con porosidad casi secundaria. Al mismo tiempo, es posible encuentra intervalos con porosidad primaria que comienza a hacerse notar en Lama-Lamar y en el pozo SLC-1-2x.El tercer cambio de facies se refiere a la transición de la formación La Luna a la formación capacho, especialmente en sus dos miembros superiores, lutitas de Seboruco y Calizas de Guayacan.La producción total acumulada del intervalo de calizas cretácicas en toda la cuenca fue de 1250 x 106 bls hasta el comienzo de la década, con un estimado de petróleo original in situ de 9500 x 106 barriles. * EL PALEOCENOLa producción de este período geológico en la cuenca del Lago de Maracaibo ha estado limitada a los campos de Tarra en el Municipio Colón y al campo de la Paz en el Municipio Maracaibo ambos del Estado Zulia.La producción paleocena del Campo de La Concepción no fue diferenciada de la del Eoceno. En el primero la producción se obtuvo de arenas depositadas en los ambientes parálicos del Grupo Orocué y en el segundo de arenas más o menos calcáreas de la Formación Guasare, depositadas en plataforma. En 1954 el pozo VLA-14, perforado en el centro del Lago, fue completado en Guasare pero esta producción no llegó a cristalizar.Indudablemente parte del Grupo Orocué, productor en el área de Tarra-Los Manueles, debería ser incluida en el Eoceno inferiores, pero a objeto de unificar lo más posible la clasificación de las columnas productoras, no se ha intentado diferenciar edades. El Grupo Orocué equivale al intervalo denominado “Third Coal Formation” por el STAFF OF CARIBBEAN PERT CO. (1948, p. 614), en el mismo se describen importantes cuerpos de arenas entre las cuales se destacan las llamadas Arenas de Tabla en el tercio inferior de la

formación. Debido a su ambiente parálico la sedimentación fue irregular y mezclada, de arcillas lenticulares de porosidad bastante baja.El ambiente plataformal de la Formación Guasare produjo igualmente una sedimentación mezclada en la cual se encuentran arenas lenticulares frecuentemente calcáreas como recipientes petrolíferos. Las calizas que constituyen el elemento más distintivo de la Formación Guasare son generalmente delgadas, glauconíticas y arenosas y no presentan las características pecualiares de los recipientes carbonáticos cretácicos. * EOCENO INFERIOR Y MEDIOLa producción de petróleo en este período geológico está circunscrita de modo predominante a dos intervalos conocidos como Formación Mirador y Formación Misoa, ambos de edad correlativa y carácter arenoso. La producción de petróleo de Mirador se obtuvo en la parte suroccidental de la Cuenca en la región de Tarra, Municipio Colón del Estado Zulia, la de la Formación Misoa preferentemente en la región del Lago de Maracaibo y en ese sector noroccidental, en los campos de La Paz, la Concepción, etc. Se ha obtenido producción en las formaciones Trujillo, Misoa y Paují en la zona de Mene Grande-Motatán.La sedimentación de las formaciones Mirador y Misoa está estrechamente relacionada con el desarrollo de una gran complejo fluvio-dertico (VAN VEEN, 1972) analizado en el Capítulo VI, la de esta obra. El vértice de delta eoceno se postula hacia el suroeste - región de Táchira Tarra - y en él se asentaron ambientes preferentemente fluviales con abundantes espolones aluviales, canales entrelazados y zonas lagunares, con notable sedimentación de arenas dentro de la planicie aluvial.La Formación Misoa, en cambio, fue depositada en el abanico deltaico desarrollado con gran amplitud hacia el noreste, donde predominó la complejidad característica de la sedimentación de arenas en todo delta, muy directamente relacionada con el desplazamiento de canales principales y afluentes y el movimiento de barras y bermas litorales al variar la profundidad. Refiriéndose, al subsuelo del lago se distingue la presencia de arenas de esponoles aluviales, de canales distributivos y de barreras litorales. Los mejores recipientes petrolíferos tanto por su espesor como por el tamaño del grano, se encuentran en la parte inferior de los espolones y en los desarrollos de barrera, donde las intercalaciones de arenisca-lutita pasan a arenas macizas mejor escogidas a consecuencia del aumento de energía.El carácter marino de Misoa se acrecienta hacia el noreste. Al estudiar los mapas de isópacos reconstruidos de la Formación Misoa se observa un aumento de espesor del orden de 1.620m entre Campo Centro y Tía Juana, equivalente a un engrosamiento promedio de 40 m por km. El aumento de espesor tiene lugar preferentemente en los cuerpos lutitícos, de forma que el porcentaje de arenas disminuye hacia el noreste, el tamaño promedio del grano disminuye igualmente en la misma dirección.Hacia el este-noreste de la faja de bisagra los ambientes de la parte inferior de Misoa gradan a los ambientes más profundos de la Formación Trujillo, pero las arenas de este intervalo caracen del espesor, porosidad y permebailidad de las arenas de Misoa y no constituyen tan buenos recipientes.Es importante señalar que en el subsuelo del lago de Maracaibo la Formación Misoa ha sido subdividida en dos unidades informales, que no se ajustan a las normas estrictas de nomenclatura estratigráfica pero de empleo más práctico en trabajos relacionados con yacimientos petrolíferos. En orden estrtigráfico ascendente estas unidades se denominan arenas “C” y arenas “B” subdividas a su vez en intervalos menores. Estudios importantes

señalan que estas unidades no son verdaderas unidades cronoestratigráficas y en muchos casos tampoco litoestratigráficas, sino que representan cambios distintivos en la litología en sí, en el carácter general del registro eléctrico y en horizontes guías del mismo registro.A continuación se muestra un cuadro esquemático que resume las principales características de la formación Misoa en los Campos del Lago. | Unidad Superior(B-1 a B-5) 2.900 | Lutitas predominantes | Misoa“B” | Unidad Interior(B-6 a B-7) 1.200 | Arenas y lutitas. Más arenácea hacia el tope. (Arenisca masiva B-6 200´) | Misoa | Unidad Superior(C-1) -700 | Lutitas predominantes | | Unidad Intermedia(C-2 y C-3) - 1.500 | Lutitas con algunas intercalaciones delgadas de areniscas, más numerosas en la base | “C” | Unidad Inferior(C-4 a C-7) - 2.600 | Arenisca masivas en el tope (C-4) y la base (C-7) Lutitas intercaladas |Las arenas B-6, C-2 y C-4 constituyen intervalos realmente característicos, fáciles de reconocer en perfiles eléctricos y en litología, que pueden emplearse para encuadrar adecuadamente los intervalos intermedios y cuyas características pueden conducir a correlaciones más subjetivas.La arena B-6 es un intervalo compuesto casi totalmente por arena blanda de grano grueso, maciza o en capas gruesas a muy gruesas, que en conjunto alcanzan espesores hasta de 70m, y se refleja de modo prominente en los registros eléctricos. Su diferencia con el intervalo B-5 depende del predominio en este último de areniscas más delgadas intercaladas con lutitas.Las arenas C-2 se encuentran por debajo del intervalo predominantemente lutitico C-1 y por encima de otro intervalo lutitico situado en la base de C-2. El intervalo arenosos alcanza 50m de espesor y suele estar formado por dos paquetes de arenas separados por un intervalo lutitico, cuando el intervalo lutitico basal de C-1 se vuelve arenosos, para llevar a cabo la separación pueden emplearse arbitrariamente algunas lutitas guías que sirven como marcadores del tope de C-2.Las arenas C-4 aparecen por debajo de los limos y lutitas de la parte inferior de C-3 con unos 60-70 m de espesor. Una lutita de baja resistividad interior de C-4. Cuando la base de C-3 se hace arenosa, aún es posible identificar el tope de C-4 por marcadores visibles en lutitas delgadas.La descripción se aplica de modo principal a la región noreste del Lago en la parte denominada Campo Costanero de Bolívar. Lógicamente sufre variaciones en otras regiones productoras, entre las principales se cuentan las siguiente : hacia el suroeste, en el sinclinorio entre el alineamiento de Campo Centro y el Alto de Icotea, las arenas B inferiores alcanzan gran espesor y en todo el intervalo B-6 a B-9 son difíciles de diferenciar entre sí por ausencia de intervalos lutiticos intermedios y por el carácter macizo de las arenas. Este intervalo de arenas está erosionado en el tope de la estructura de Lamar.Al oeste de la falla de Icotea, en el área Lama y Grupo 75 se encuentra un excelente desarrollo de las arenas C, especialmente en los intervalos C-6 y C-7 que aparecen con un espesor agregado de 1.300 a 1.400´y un contenido de arena neta de 70% - 80%. Estos cuerpos de arenas se distinguen por su carácter macizo, su grano grueso que aumenta hacia la base y capas intercaladas de arcillas no muy gruesas, en grano relativamente angular, y en algunas localidades la presencia de un horizonte de cuarzo azul cerca de la base de la C-7,.pueden servir como elementos de diferenciación. Hacia el oeste vuelven a encontrarse arenas B macizas en posición demasiado baja para producir y más al oeste todavía, cerca de

la costa occidental del lago, se produce la transición de Misoa a Mirador, que fue perforada en los pozos de Alturitas.En términos generales puede señalarse que el delta avanzó el noreste en forma general y recurrente. La parte basal de las arenas C puede considerarse como la parte alta del delta con sedimentación preferente de espolones, canales distributivos y meandros. Con el transcurso del tiempo, las arenas C-1 y C-2 muestran aumento del porcentaje de lutitas, con espesores de más de 500m y solo algunas arenas intercaladas. El contraste de éste intervalo en la zona suroccidental del lago con el subrayacente, formado por las arenas B inferiores masificadas (B-6 B-9) y la presencia de elementos conglomeráticos de granos redondeados en esta arena marcan el comienzo de un nuevo ciclo de sedimentación arenosa, que parece envolver una discordancia paralela sobre el tope del ciclo inferior y se caracteriza en sus comienzos por ambientes de mayor energía. Algunos autores, marcan persistentemente un plana de discordancia en la base de B-6 o de B masificado, otros consideran la arena B-6 como el comienzo de una regresión.En las áreas de Lagunillas y Tía Juana las arenas B han sido preservadas y son buenas productoras, en Campo Ceuta el intervalo B-6 presenta buenos recipientes de petróleo, al igual que las B superiores.Al final de la sedimentación de Misoa se registra el episodio trangresivo marino de las formaciones Paují y Mene Grande. La Transgresión de Paují avanzó profundamente hacia el sur y sureste llegando alcanzar el Alto de icotea, donde se han encontrado algunos remanentes pequeños de esta formación, extensamente removida por la erosión del ciclo sedimentario post-orogénico. En pocos lugares de la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo se ha obtenido producción comercial a la Formación Paují, entre ellos cabe mencionar el Campo de Motatán, donde la sección inferior de Paují desarrolla arenas de hasta 150´(* 45m) de espesor, y el área de Mene Grande, donde la arena desarrollada en la parte media de Paují es conocida como productora de petróleo desde hace muchos años.POST EOCENOPasada la pulsación orogenética del Eoceno superior, en la Cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo se sedimentó una secuencia predominante continental denominada Formación Icotea, en las zonas bajas de la penillanura post-eocena, que fue parcialmente erosionada en épocas posteriores. Esta formación está preservada en la parte noreste de los campo Bolívar, en los sinclinales de Cabimas y Ambrosio , parte de los antiguos campos de Cabimas.- La Rosa donde se perforó una arena productora de petróleo con extensión superficial muy limitada.La historia geológica de los intervalos definitivamente miocenos, productores de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo comienza con la invasión marina de La Rosa, fenómeno de importancia primordial que ha sido estudiado en el Capítulo V1-b de esta obra. Se presume que la invasión provino de la Cuenca de Falcón, aún cuando existen dudas fundadas en cuanto a la forma y la época geológica en que se produjo el avance de las aguas, debido mayormente a la falta de zonaciones bioestratigráficas confiables en la Formación La Rosa. Desde un punto de vista concretado a la existencia y producción de petróleo, es importante reiterar que muy cerca de la base de la sedimentación transgresiva se encuentra un gran manto de arena, denominado “Arena de Santa Bárbara”. Esta arena basal se extendió considerablemente hacia el sur y suroeste del área del lago sobre una superficie no completamente peneplandad, sino afectada por suaves elevaciones y depresiones que no fueron cubiertas totalmente por las aguas al mismo tiempo. Por ello la

arena de Santa Bárbara perforada en diferentes localidades no necesariamente debe ser “estrictamente” contemporánea.Este concepto puede ser importante para el desarrollo de la zona suroccidental del Lago, donde el pozo SLE-4-2x encontró aproximadamente 500´de arena petrolífera sobre la discordancia basal del Mioceno. Sin embargo, el horizonte estrictamente contemporáneo de Santa Bárbara, trazado hacia el sur desde el Campo Lamar y los pozos VLA por medio de marcadores de registros eléctricos, parece estar 250´por encima de la arena basal pero sin desarrollo apreciable de arenas. Como ni este espesor de 250´ni la arenisca basal contienen faunas diagnósticas que puedan indicar un hiatus, es recomendable considerar este horizonte arenoso basal como un desarrollo ligeramente diacrónico de la arena de Santa Bárbara, o simplemente como la arena basal de la sedimentación posr-orogénica.En el área tipo de la Costa de Bolívar la formación la Rosa presenta totalmente otras arenas productoras de petróleo, como son la arena intermedia y la “arena de La Rosa” , estos recipientes tiene relativamente poca extensión superficial porque fueron depositados durante el proceso regresivo, en contraste con la sedimentación de Santa Bárbara.Mención especial merecen las “ lutitas marinas” de La Rosa, consideradas por algunos autores como posibles rocas madres de petróleo. Aunque este problema se discute más adelante, debe dejarse sentado que estas lutitas son definitivamente de ambientes marinos someros y están enmarcadas entre arenas en la base y en el tope, indicativas de aguas de mayor energía.Hacia el sur y suroeste los ambientes de la parte superior de La Rosa se van haciendo más someros y gradan lateralmente a la base de la Formación Lagunillas. Esta formación es otra gran productora de petróleo, particularmente en los campos de la Costa de Bolívar. La mayor producción se obtiene del horizonte basal denominado “arena inferior de Lagunillas” m en gran parte de ambiente no marino. La formación Lagunillas contiene arenas productivas a niveles más altos, frecuentemente denominadas por los operadores “arena Laguna” y “arena de Bachaquero” respectivamente. El intervalo Laguna representa ambientes pobremente marinos y Bachaquero contiene arenas macizas no marinas. De modo particular la arenas macizas no marinas. De modo particular la arena de Bachaquero constituye un gigantesco recipiente que se explota en la subzona de Bachaquero y Ceuta en la parte suroeste de los campos costaneros de Bolívar. En términos generales las arenas inferiores producen petróleo más liviano que las superiores, y en algunas regiones los hidrocarburos de las arenas más altas de Bachaquero son verdaderos asfaltos.El cambio gradual de los ambientes, más marinos de la formación La Rosa a los más continentales de la formación Lagunillas tuvo lugar en deltas superpuestas y entrelazadas de extensión muy inferior a la del gran Delta Eoceno de Misoa. Algunos investigadores, han estudiado algunos cuerpos de vena dentro del Miembro Lagunillas en un plano costero bajo, que gradan hacia a depósitos de canales con dirección norte-sur a noreste-suroeste desarrollados en ambientes continentales en zonas de meandros y ambientes lagunares y costaneros de barras y/o canales de marea perpendiculares a los canales o meandros, antes de alcanzarlas arcillas más marinas del Miembro Ojeda. PROBLEMAS DE GÉNESIS, EMIGRACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEOPara los propósitos de esta discusión el petróleo es una mezcla compleja, de ocurrencia natural, predominante las sustancias hidrocarburadas, líquidas, gasesosas o sólidas, que constituyen los aceites crudos comerciales gas natural y asfalto natural de la industrias del petróleo.

Existen 2 características que complican la determinación del origen del petróleo : El petróleo en su modo natural de recurrir, líquido a gas puede emigrar a través de dos rocas, de manera que el sitio donde lo encontramos no necesariamente en su lugar de origen. El petróleo es muy susceptible a cambios físicos y químicos debido a procesos naturales : calor, presión, filtración, catálisis, actividad microbiana, absorción, solución, etc, de manera que su estado físico o compasión química actual no necesariamente representa su estado o composición original.Según Zambrano, etc. La génesis y emigración del petróleo estuvieron determinadas por los siguientes factores : Presencia de rocas madres en el critácico, formación La Luna un excluir totalmente la formación colón. Una posible génesis de petróleo limitada o fines del mestrichtiense Presencia de Rocas madres en el Eoceno inferior y posiblemente medio Un período de génesis principal, tanto en rocas del Eritáneo como del Eoceno. Posibles rocas madres en el Meoceno y extensa emigración de los petróleos almacenados en los yacimientos cocenos a los áreas del Miocenos. * EDAD DE LOS HIDROCARBUROS DE LA CUENCA DE MARACAIBO (SEGÚN YONNY).Los petróleos analizados proceden de recipientes de 3 edades Mioceno tempranos, Eoceno y Cretácico (un basamento asociado) con emigración aparente de hidrocarburos de rocas madres. “la edad de dos hidrocarburos, en la forma calculada por estos autores corresponde muy exactamente a la edad absoluta de las rocas madres”. * ESTUDIO MODERNOS SOBRE GÉNESIS DEL PETRÓLEOEstos estudios atribuyen gran importancia a la concentración de materia orgánica en la roca madre y a su composición ; al intervalo de tiempo transcurrido y a la temperatura a que la roca madre ha sido sometida, donde juega un papel fundamental el gradiente geotérmico de la cuenca, al metamorfismo orgánico y a la roca como elemento de retención de la materia orgánica hasta que se produce la emigración de petróleo.Fenómenos posteriores con la salida del petróleo y gas de la roca madre, la emigración y entrampamento de los hidrocarburos y finalmente la alteración física, biológicas o térmica, de dos hidrocarburos dentro del recipiente. * LA GÉNESIS DEL PETRÓLEO PUEDE DIVIDIRSE EN DOS ETAPAS :La primera incluye la sedimentación de las rocas madres y de la materia orgánica que incluye hidrocarburos primitivos y sustancias bituminosas, lo cual puede representar millones de años como sería el caso de la formación La Luna cuyo espesor (* 100m) obteniéndose del cenomaciense hasta el coniaciense ambos incluso aproximadamente 15 millones de años, en la cual son determinantes la columna de roca que gravitará sobre la roca madre en el futuro y el gradiente geotérmico de la cuenca.La segunda etapa se refiere a la sedimentación de la columna de cobertura o soterramiento necesarios para proporcionar a la materia orgánica la temperatura crítica en los procesos de termolisis los cuales son necesarios para producir petróleos naturales esta etapa puede durar varios millones de años, en la misma con determinantes la proporción y clase de materia orgánica que definen la calidad de la roca madre.NOTA : Ambas etapas pueden ser en parte simultánea y en parte sucesivas. * ROCAS MADRES

Desde el descubrimiento del petróleo cretácico, la formación La Luna ha sido considerada como la Roca Madre por excelencia de dicho petróleo, por sus cualidades de ambiente, litología, olor a petróleo y manifestaciones externas de hidrocarburos, tanto en forma macrocóspica : presencia de minas e imprengaciones ; como microscópicas : foraminiferos rellenos de petróleo, gotitas microscópicas de petróleo que pudo mirar la formación La Luna a partir de una superficie de 30.000 km2, un espesor de roca madre neta de 50m, alcanza un total teórico de 480 x 109 barriles de petróleo. Las posibilidades de generar petróleo en la formación La Luna no son igualmente favorables en toda su extensión conocida. En la parte sureste de la cuenca del lago ambiente más oxigenados dieron lugar a cambios que restan posibilidades de producción de crudo a la roca madre.Las rocas de la formación Colón en un principios mostraron bajo contenido de materia orgánica, pero ensayos más recientes demostrando que en su parte superior se han tomado muestras que la califican de roca madre. * NATURALEZA DEL MATERIAL ORGÁNICOEn la cuenca de Maracaibo el material orgánico obtenido de las formaciones cretácicas es de naturaleza herogénicas ; en contraste con el material recobrado en las formaciones del Eoceno y Post Eoceno que es de naturaleza predominantemente húmeda como podría deducirse de los ambientes de sedimentación de ambos intervalos. * CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS OBTENIDOS EN EL LAGO DE MARACAIBO 8SEGÚN BRENNEMAN) Se encuentran dos tipos de crudo distintos, que pueden designarse tipo I y tipo II. Hay una relación aparente entre la edad geológica y el tipo de petróleo ya que en estratos del Eoceno predomina el tipo II mientras que estratos del Mioceno cercanos a la costa muestran crudos del tipo I y lejanos a la costa presenta ambos tipos. Aún cuando existan rocas madres distintas no tiene que ser una del Mioceno y otra del Eoceno ; es probable que se llenaran en épocas geológicas y formas distintas, el cual no caracteriza las fuentes de donde proceden los dos tipo de crudos. * MADURACIÓN DE LOS PETRÓLEOSEl análisis de la maduración de petróleo a partir de la sedimentación de la materia orgánica y algunos hidrocarburos simples se basa en lo siguiente : La maduración de los petróleos requiere que la roca madre, alcance cierta temperatura critica, alrededor de 80º (175º F) . Requiere un lapso geológico durante el cual la roca estuviera sometida a temperaturas cercanas a las máximas alcanzadas este período de tiempo constituye el tiempo efectivo de calentamiento En cuencas petrolíferas normales la temperatura alcanzada por las rocas madres puede calcularse a partir del gradiente geotérmico, el cual puede crear no solo entre cuenca sino entre regiones de la misma cuenca. Un mismo grado de metamorfismo orgánico que es el grado de alteración abiogénica sufrido por la materia orgánica durante el proceso de maduración ; puede alcanzarse con más tiempo y menor temperatura, pero se sugiere que el aumento de la temperatura incrementa la velocidad de la reacciones químicas.La determinación del grado de metamorfismo orgánico permite conocer cuando una roca madres está inmadura : Su materia orgánica no ha llegado a transformarse en petróleo, cuando madura : un proceso de formar petróleo y cuando, post madura : el proceso de maduración ya ha pasado.Existen varias escalas para medir el Metamorfismo Orgánica, una de las más utilizadas es la escala DOM (Dgree off organic metamorphium en español grado de metamorfismo

orgánico), esta escala considera que la base principal de génesis de petróleo se encuentra entre 60 y 75 ; la génesis tiene lugar en DOM entre 57 y 92, y para valor de DOM más alto la roca deja de ser una generadora de petróleo eficiente el gradiente geotérmico de una región incide en los valores del DOM ; como ejemplo se tiene : a nivel de la formación de las rocas se obtuvo un DOM de 61,5 a un profundidad de 4.400m ; lo cual se considera relativamente bajo para la profundidad encontrada y posiblemente bajo. * EMIGRACIÓN DEL PETRÓLEODebido a la diversidad de los procesos sedimentarios y tectónicos ocurridos en las cuencas del Lago de Maracaibo es indudable que el proceso migratorio de los petróleos en la cuenca del Lago, fue de por sí un fenómeno muy complejo.En esta cuenca existen ciertas zonas desde donde se pueden notar que el petróleo ha emigrado, ejemplo :Crudos obtenidos de arenas Eosenas indican el aporte de plantas terrestres a la materia orgánica.Igualmente la presencia de porfirina de níquel en los crudos concuerda con el material orgánico derivados de ambiente deltaico,. Por otra parte la materia orgánica como material original y la presencia de porfirina de vanadio señala ambientes marino que hacen pensar en la formación La Luna. Como resultado de éstos análisis puede postularse la presencia de estratos mezclados formados por petróleos autóctonos del Eoseno y petróleo emigrado del cretácico.La emigración primaria del petróleo generado en rocas Eosenas durante un segundo período se explica por el paso directo de fluido desde las rocas madres a las areniscas adyacentes, seguidos por un movimiento lateral ascendentes desde la parte más profunda de la cuenca en el noroeste de la plataforma de Maracaibo hacia el suroeste, facilitando por los espesores, la continuidad y la permeabilidad de algunas de las arenas de la formación Misoa.La admita mezcla de petróleo inetácico y Eosenos en arenas de Misoa requiere postular una emigración transversal desde el recipiente de calizas cretácicas hasta arenas eosenas y a través de fracturas.Existen algunos fenómenos geológicos que han afectado la emigración del petróleo de la siguiente manera : El plegamiento y fallamiento intensos facilitaron la emigración del petróleo cretácico hacia los altos recién formados donde se acumuló en las trampas más favorables tales como, anticlinales fallados o estructuras severamente falladas como el Alto de Icotea. Las fracturas creadas por esta pulsación orogenética afectaron definitivamente la impermeabilidad de la formación Colón, permitiendo una mayor emigración por ascenso de los petróleos cretáceos a las arenas eocenas colocadas en situación estructural favorable. El petróleo eocenos atrapados en arenas eocenas una redistribución y emigración cortas a las trampas eocenas recién formadas. No pocas arenas eocenas se llenaron en este período a merced de la permeabilidad creada por la nueva fracturación . La erosión removió grandes volúmenes de sedimentos eocenos, entre ellos arenas ya impregnadas de petróleo La inversión del gradiente de la cuenca y la sedimentación preferentemente lutílico de la formación La Rosa terminaron de sellar las arenas del eoceno asegurando su protección vertical. El hundimiento de la antifosa andina estuvo en capacidad de formar una nueva zona o área de génesis durante el Mio Lioceno en formaciones cretácicas como La Luna.

El crecimiento de las estructuras de Post-Discordancia durante el mioceno superior o una nueva pulsación relacionada con la orogénesis andinas conformaron las trampas miocenas y las limitaron mediante fallas nuevas. * ENTRAMPAMIENTO DEL PETRÓLEOEl entrampamiento del hidrocarburo en los sedimentos del cretácico , Palioceno - eoceno y Oligo Mioceno en la cuenca del lago de Maracaibo está controlado por trampas estructurales, estratigráficas y mixtas. En términos generales puede decirse que los accidente estructurales son más frecuentes en los yacimientos cretáceos ; que en lo entrampamientos en rocas del paleoceno-eoceno se combinan los factores estructurales y sedimentológicos y que en las acumulaciones Miocenas al menos volumétricamente predominan los factores sedimentarios sobre los estructurales, aunque esta regla general presenta numerosas excepciones.Existe un entrampamiento cretácico de Lama determinado por el Alto de Icotea, pero en la producción de los pozos del sector meridional son fundamentales al menos dos fallas crestales paralelas a la culminación de la estructura que delimitan una faja estrecha en la cual se concentra la producción del petróleo.En el área de Mene Grande entre la secuencia actualmente productora de petróleo y la sección cefalítica se produjo un levantamiento sobre el nivel del mar, sellando las arenas y protegiendo la acumulación del petróleo en la secuencia productiva, dentro de una trampa-estratégica. Un fenómeno similar se conoce en el levantamiento de Pueblo Viejo.Otro entrampamiento limitado por una falla se presenta en la denominada falla límite de Cabimas. IMPACTO AMBIENTALLas actividades petroleras han tenido un efecto contraproducente sobre la cuenca ; aparte del ingreso que esta ha aportado al país al cual ha beneficiado en su economía, ha afectado en el ámbito ambiental a dicha cuenca. La flora y la fauna se han visto dañadas por la contaminación que estas actividades han causado, con los derrames petroleros de tóxico y de químicos que ha tenido lugar indiscriminadamente y que actualmente solo el organismo ICLAM ha intentado buscar una solución a los problemas de contaminación del Lago generando planes y llevándolos a cabo en favor de la descontaminacion también acotando las campañas ambientales de otros organismos para salvar la flora y la fauna del Lago de MaracaiboCONCLUSIONLa Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo ha obtenido su estructura actual desde hace mas o menos 15 millones de años después de haber pasado varios periodos de evolución. Su importancia radica en que tiene un basamento pre-cretácico y se han encontrado en ella 40 campos petroleros de los cuales 8 se consideran gigantescos por producir por lo menos 500 barriles diarios y 700 yacimientos petrolíferos activos. La cuenca esta enmarcada entre los cinturones móviles de la cordillera de Mérida, la serranía de Trujillo, la Sierra de Perija y la falla de la Oca y ocupa todas las aguas del Lago de Maracaibo y los terrenos suavemente ondulados que lo circundan. Las estructuras mas resaltantes son la de la Paz Mara El Mojan, el Alto de Icotea, Misoa Mene Grande, el Anticlinorio de Tarra y el Levantamiento de Pueblo Viejo Ceuta entre los de menor relieve están la Concepción y Sibucara, Falla de Boscan , Anticlinal de la Ensenada, La Nariz de Macoa caracterizados en su mayoría por la producción petrolero.http://www.buenastareas.com/ensayos/Geologia-Cuenca-Barinas-Apure/500204.html