51. El Furrial

El área de El Furrial, al este de Venezuela, se encuentra en la zona norte del Estado Monagas, vecina al campo de Jusepín, 35 km al suroeste de la ciudad de Maturín.

Los campos petrolíferos tradicionales de Jusepín y Santa Bárbara habían sido descubiertos en 1938 y 1941 con producción del Mioceno superior. Pequeños flujos de barro y filtraciones de petróleo y gas al extremo norte de los campos Travieso-Santa Bárbara indicaban las posibilidades de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos debajo del bloque alóctono de Pirital. En la década de los '50 la Mene Grande Oil Company perforó siete pozos exploratorios que penetraron el bloque, pero no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecánicas.

En 1957 se encontró petróleo al norte del campo Tacat en arena de la Formación Las Piedras, y entre 1957 y 1958, cuando se perforaron cinco pozos exploratorios en el área de Pirital, el último, productor, descubrió petróleo a poca profundidad.

Mapa de Ubicación

A partir de 1985 la exploración sísmica moderna y la interpretación geológica bajo nuevos conceptos llevaron al descubrimiento de yacimientos profundos de El Furrial en 1986, Musipán en 1987 y Carito en 1988. El pozo descubridor del área, El Furrial-1X, fue completado a 4.565 m con producción de 7.500 b/d de crudo con gravedad 28.5° API. El esfuerzo exploratorio prosiguió hasta principios de 1988 con la perforación de cinco pozos exploratorios profundos. Los pozos que siguieron en el sector El Furrial-Musipán continuaron obteniendo producción excepcional de 5.000 a 6.000 b/d/pozo que en algunos sobrepasó los 7.000.

El pozo SBC-3E fue completado en 1989 probando el área al norte de la falla de Pirital con 6.100b/d, 35° API. El pozo PIC-1E, 7.5 km al noroeste, confirmó esta acumulación debajo del corrimiento y fue completado en 1992 con 4.500 b/d, 36° API.

Corpoven descubrió en 1993 un nuevo yacimiento de crudo mediano (27-29° API) en el pozo exploratorio SBC-10E (17.500') con considerables reservas de petróleo y gas. La exploración siguió con 4 pozos adicionales en el alineamiento El Furrial-Musipán.

Toda el área fue cubierta por la sísmica 2D y 3D que, conjuntamente con la información obtenida de los pozos, ha permitido la división en tres bloques principales, El Furrial, Carito y El Tejero, de este a oeste.

Los yacimientos se encuentran a gran profundidad (14.000' en El Furrial, 15.000' en Carito y 17.000' en El Tejero). El pozo PIC-10E, Corpoven, logró una prueba de 2.560 b/d de crudo de 35° API a profundidad mayor de 18.500'.

El Area de El Furrial es vecina a El Corozo, San Vicente, Boquerón, Chaguaramal, donde se han identificado estructuras geológicas de igual interés petrolífero.

Por otro lado, la presencia de hidrocarburos livianos en el bloque de El Tejero, 1.700' más bajo que El Carito, parece indicar la posibilidad de encontrar hacia el oeste yacimientos de crudo más liviano y porosidad similar en los bloques Casupal-Mata Grande y Tonoro a profundidad aún mayor que en El Tejero.

Estratigrafía

La columna estratigráfica alcanzada por los pozos perforados abarca desde el Pleistoceno hasta el Cretáceo.

Las formaciones cretácicas contienen sedimentos terrígenos provenientes del Escudo de Guayana depositados en un ambiente fluvial a marino somero. Están constituídas básicamente por areniscas de grano fino a medio, intercaladas con areniscas cuarzosas y arcillas. Algunas de estas formaciones se caracterizan por una secuencia de lutitas oscuras con una base de calizas masivas, areniscas y lutitas, delgadas.

Desde finales del Cretáceo comienza un depósito de ambiente más marino, areniscas y lutitas. Se presenta luego un hiato estratigráfico seguido por sedimentos estuarinos.

Columna estratigráfica

La secuencia Eoceno medio-Oligoceno corresponde a un prolongado ciclo de depósito principalmente nerítico profundo que grada transicionalmente a ambiente marino somero y cambia a profundo nuevamente al final.

La Formación Areo (Oligoceno inferior), depositada en ambiente marino litoral, está formada de lutitas carbonáceas y piríticas intercaladas por limolitas arcillosas, piríticas o carbonosas. Constituye una sección transgresiva sobre la superficie erosionada de la Formación Los Jabillos (Paleoceno).

La Formación Naricual (Oligoceno medio a superior) se depositaba inicialmente en un ambiente fluvial gradualmente inundado por sucesivas incursiones marinas. Esta formada por una secuencia de areniscas de grano fino a grueso con matriz arcillosa, bien consolidadas, intercaladas con lentes de lutita ligeramente calcárea, limolitas arcillosas, y delgadas capas de carbón hacia la base. El ambiente sedimentario varió al final hasta deltáico o marino somero. El espesor promedio es de 1.600'.

Conforme a las características litológicas de la formación y a la presencia de dos cuerpos lutíticos de 30 a 50 pies de espesor ha sido dividida en tres sectores, Naricual inferior, medio y superior.

Las formaciones petrolíferas Caratas, Los Jabillos y Naricual infrayacen una gruesa sección lutítica, fuertemente compactada, con espesor de 7.000 a 10.000 pies, que representa la sedimentación marina de Carapita y La Pica inferior.

La Formación Carapita (Mioceno inferior a medio) es discordante sobre formaciones más antiguas, y está constituída principalmente por lutitas, con capas arenosas y limosas. El ambiente de sedimentación va de marino somero en la zona basal hasta marino profundo. El espesor promedio es de 7.000'; en algunos pozos de El Carito llega hasta 11.400'.

La sección inferior de Carapita tiene las lutitas con mayor compactación. La zona intermedia comprende lutitas generalmente calcáreas. La lutitas superiores son piríticas o glauconíticas, de poca compactación, intercaladas con limolitas.

La Formación La Pica (Mioceno superior-Plioceno inferior) es discordante sobre Carapita. Consiste en una serie de lutitas y areniscas consolidadas de grano fino a muy fino, laminadas, localmente limosas o ligníticas. La sección arenosa se divide en dos unidades operacionales: Arenas Textularia la inferior y Arenas Sigmoilina la superior.

La Formación Las Piedras (Plioceno) fue depositada en aguas salobres de ambiente fluvio deltáico costanero, y está compuesta esencialmente de areniscas lenticulares no consolidadas, de grano medio, bien desarrolladas, interestratificadas con lutitas y abundantes capas de carbón en la sección alta. El espesor es de 3.400 a 3.900 pies.

La Formación Mesa (Pleistoceno-Reciente) se depositó en un ambiente continental. Está constituida en la base por cuerpos de areniscas de grano grueso a conglomerático y capas de lignito, alternando con arcillas en su sección media y superior. El espesor varía de 500 a 900 pies.

En la parte noroeste del área se presenta una sección cretácica subrecorrida a las formaciones autóctonas, el llamado Bloque Alóctono de Pirital. Es una unidad de arenas, calizas y lutitas, cuyo espesor aumenta hasta el noroeste con su base en el norte a los 18.000'. El Bloque se caracteriza por la presencia de lutitas negras limolitas, cuarzo libre, restos de plantas, areniscas calcareas o cuarzosas, carbón. El ambiente de depósito es talud superior con alguna fauna de plataforma interna; existen restos indicativos de corrientes de turbidez en todo el Bloque.

Estructura

Durante el Mioceno medio la transpresión de la placa tectónica del Caribe contra la de Suramérica ocasionó el movimiento de la Serranía del Interior y la deformación del flanco norte de la Cuenca Oriental de Venezuela con el sobrecorrimiento hacia el sur del bloque alóctono de Pirital y reactivación de estructuras profundas pre-cretácicas al final del Mioceno medio.

Esta deformación tectónica del Norte de Monagas, generado por un régimen de tipo compresional, dió lugar a plegamiento suave y fallamiento inverso de gran desplazamiento con la formación de estructuras de tipo anticlinal, segmentadas en bloques fallados.

Las fallas inversas se despliegan en gruesas escamas con orientación preferencial noreste-suroeste, mostrando buzamiento norte y desplazamiento variable. El plano de cizallamiento de Pirital se puede considerar como plano de desplazamiento lateral y de cabalgamiento asociado en profundidad con fracturas precretácicas.

Modelo sísmico

También se originaron fallas normales de orientación norte-sur asociadas, en algunos casos, a movimiento horizontal de bloques.

El Area de El Furrial se interpreta como una estructura anticlinal en una alineación de rumbo este-oeste, ligeramente asimétrica con buzamiento máximo entre 10° y 20°. Presenta fallas inversas longitudinales en sus flancos y se encuentra segmentada en bloques por fallas normales transversales. En el Area se pueden identificar seis bloques independientes: El Furrial, Carito Central, Mulata Norte, Mulata Oeste, Carito Sur y Santa Bárbara-Pirital.

La información sísmica estimó un cierre vertical de 3.000'.

Producción

La secuencia estatigráfica penetrada por los pozos del área comprende grandes conjuntos de areniscas cuarzosas intercaladas por capas delgadas de lutita. Se han identificado cinco horizontes petrolíferos: Naricual superior, Naricual medio, Naricual inferior, Los Jabillos y Caratas. Los mejores yacimientos se encuentran en la Formación Naricual del Oligoceno.

La producción se obtiene de arenas esencialmente limpias, consolidadas, con un alto potencial de hidrocarburos.

La sección productiva, Cretáceo superior al Terciario medio, es clástica, con espesor de arena entre 200' y 1.200'. El contenido de arcilla en las arenas cretácicas es de 15-25% y para el Terciario es de 12-15%.

La profundidad de los pozos del Norte de Monagas varía desde 14.500' en la cumbre de la estructura hasta más de 22.000' para los pozos perforados en los flancos de las áreas profundas de Santa Bárbara y Pirital.

Los yacimientos contienen hidrocarburos en forma de gas condensado, petróleo volatil o petróleo negro. Los hidrocarburos de Santa Bárbara y Pirital bajan gradualmente la gravedad API con la profundidad; se observa una zona de fase gaseosa en la parte más alta de la estructura, una sección de petróleo volátil al centro, y petróleo negro en la zona inferior.

La gravedad del crudo en el Norte de Monagas varía de 23 a 36° API.

El potencial productivo de los pozos es muy alto. El pozo descubridor, El Furrial-1X, obtuvo sobre los 7.000 b/d con 275.6 m de arena neta petrolífera. El espesor de arenas ha permitido el diseño de completaciones dobles, logrando producción superior a 10.000 b/d/pozo.

La presión de los pozos alcanza 8.000 a 8.500 lpc a nivel de yacimiento; la preside superficial de flujo llega a 7.500 lpc. La temperatura del crudo se encuentra entre 280° F y 320° F.

Algunos yacimientos del Area presentan dificultades en el manejo del crudo debidas al depósito de asfaltenos en el yacimiento y en la tubería eductora. El crudo de El Furrial muestra 5% de asfaltenos que llega a 15% en El Carito.

Otro factor desfavorable es el porcentaje de arena, que en el bloque El Carito alcanza a .6 Ib/bbl. El contenido de H2S se acerca en algunos casos a 880 ppm.

Los planes de recuperación secundaria abarcan cinco proyectos, dos de los cuales se encuentran en actividad (inyección de agua en Carito Norte y en El Furrial) y los siguientes entraran en funcionamiento entre los años 1996 y 2000 (inyección de gas en Carito Central, Carito Oeste y El Tejero, y de gas/agua en El Furrial).

En 1992 Lagoven comenzó el proyecto RESOR (Recuperación Secundaria Oriente) utilizando en El Furrial aguas subterráneas profundas no aptas para el consumo ni el riego agrícola, por su alta concentración de carbono, gas y azufre. Desde 1995 se inyecta 400 mil b/d a través de 27 pozos inyectores; se proyecta aumentar el agua en 550 mil b/d con 400 MMpc de gas por día.

Un oleoducto de 16" transporta el petróleo de Jusepín, Musipán y El Furrial hasta Travieso, donde ingresa a las líneas Travieso-Puerto La Cruz. Como flexibilidad operacional existe la interconexión con los sistemas existentes para el envío de petróleo al terminal de Caripito, en el río San Juan.

El gas que se produce asociado al crudo se comprime y se transfiere al Complejo Muscar. El gas rico se envía a la Planta de Extracción de Santa Bárbara y las corrientes menos ricas van por gasducto a la Planta de Extracción de San Joaquín. El líquido es transportado a la Planta de José para su fraccionamiento.

© Ramón Almarza, 1998

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