56. Región Deltana

El sistema deltáico actual del Oriente de Venezuela es realmente un sistema complejo, porque el delta del Orinoco propiamente dicho se extiende hacia el norte y se conecta con otras áreas pantanosas, como los bajos del río Guanipa, el delta del río San Juan y más al norte la zona palustre de los caños Guariquén y Turuépano que llega hasta el piedemonte de Paria. Se prolonga hacia el sur del Río Grande, incluyendo el Brazo Imataca, el caño Arature y los ríos Amacuro y Barima, hasta el límite con Guyana. Considerado en este sentido amplio el Sistema Deltáico Oriental cubre una superficie de 60.000 km².

El delta del Orinoco, en su sentido estricto, tiene su vértice al sureste de la población de Barrancas. De este vértice parten dos grandes curvas de agua: el Río Grande con dirección oeste-este, que cae al Océano Atlántico en la Boca Grande o de Navíos, y el Caño Manamo que sigue un curso sur-norte para desembocar en Pedernales, sobre el Golfo de Paria. La extensión de este triángulo deltáico es de aproximadamente 22.000 km² y dentro de él se encuentran los caños mayores como Cabure, Macaren, Mariusa, Araguao, Merejina.

Mapa de Ubicación

El delta se proyecta mar adentro en la plataforma deltana como una extensión marina de la Cuenca Oriental de Venezuela, que llega extraterritorialmente en el sur y este de Trinidad, entre 30 y 40 brazas (67.7 m), a la plataforma continental.

La Plataforma Atlántica o del Orinoco, costa-afuera del delta, es amplia, con una pendiente suave de 0.1 a 1.2 % hasta un talud bien definido, ubicado a 150 metros de la línea de costa con una profundidad de 100-120 metros y una pendiente de 2.5 a 3%. En la plataforma externa se observa muy poca o ninguna influencia deltáica.

En el sistema deltano oriental se conocen algunas manifestaciones superficiales de hidrocarburos: el Lago de asfalto de Guanoco con 350 hectáreas, los menes de los Caños Guanoco y La Brea en el delta del río San Juan y en los afloramientos cretácicos que constituyen el extremo oriental de la Serranía del Interior. Cerca de la boca del río Guanipa, al oeste de Pedernales, existe una filtración de petróleo pesado que llegó a cubrir un área de 250 m². En la Punta Pedernales y en Capure surgen emanaciones de petróleo y gas asociadas a los flujos de barro que caracterizan la estructura del campo petrolífero de Pedernales. Al este de Maturín se conoce un volcán de lodo con algo de gas en la localidad de El Hervidero, sobre el río Iguana, y desde este lugar y la boca del Guanipa se alinean otros volcanes de barro menores.

La historia de la exploración petrolífera en el oriente de Venezuela comienza en 1839 cuando el Dr. José María Vargas analiza muestras del asfalto de Pedernales; recomienda un estudio detallado y que se beneficie mediante arrendamiento a largo plazo.

En 1883 el General Antonio Guzmán Blanco dió a los ciudadanos norteamericanos Horatio R. Hamilton y Jorge A. Phillips la concesión para explorar y explotar por 25 años los bosques y el asfalto del Gran Estado Bermúdez. La concesión Hamilton fue traspasada a la empresa New York and Bermúdez Company que comenzó la explotación de Guanoco en 1887.

Ambientes sedimentarios

En 1905 se otorgó una concesión petrolera sobre el delta del Orinoco, que fue anulada cuando no se comenzó la explotación en el término fijado de un año.

Para 1909 el General Juan Vicente Gómez concedió al Sr. John Allen Tregelles, representante de la empresa inglesa The Venezuelan Development Company Ltd., derechos petroleros sobre 27 millones de hectáreas en 20 Estados y la región deltana del Territorio Federal Delta Amacuro. Caducó la concesión, y en 1912 pasó a manos del Dr. Rafael Max Valladares, abogado de la empresa General Asphalt Company, quien la traspasó a los dos días a The Caribbean Petroleum Company (formada en 1911 con la General Asphalt como única propietaria). En 1912 la Royal Dutch Shell compró el 51% de la Caribbean.

La presencia de filtraciones de petróleo y emanaciones de gas en la región ha sugerido, desde principios de siglo, la posibilidad de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el Delta del Orinoco.

En 1922 la British Controlled Oilfields Ltd. obtuvo concesiones en Delta Amacuro y en 1923-25 perforó sin éxito varios pozos de poca profundidad en Isla Redonda y en el Caño Macareo con su filial Tucupita Oilfields. Las concesiones fueron traspasadas posteriormente a la Standard Oil Company of Venezuela.

Fue en mayo de 1949 cuando la Texas Petroleum Company descubrió el campo Tucupita en el sector occidental de Delta Amacuro, 60 km al este de Temblador, con el pozo Tucupita-1, a 1.710 metros de profundidad, que fue perforado según interpretación sísmica en la villa del Caño Manamo. El campo se extendió al Estado Monagas en febrero de 1949 cuando se completó el pozo TUC-1.

Concesiones petroleras

En la década de los 50 se efectuaron levantamientos geofísicos en el Golfo de Paria y sus alrededores, que incluyeron gravimetría, magnetometría y sísmica de refracción y reflexión.

La perforación frente a Delta Amacuro fue estimulada cuando en 1955 Trinidad completó productor, en el Golfo de Paria, el pozo High Seas-1 (Soldado-1) y el consorcio Paria Operations (Marathon, Texaco, Continental, Cities Services, Richfield) descubrió en 1958 el campo Posa en aguas territoriales venezolanas, con el exploratorio Posa 112-A-1 y diez pozos de desarrollo, en un total de 21 pozos que incluyó la perforación de diez exploratorios secos en el Golfo de Paria. En aguas de Trinidad fueron productores Brighton y Cuova Marine y resultaron secos dos pozos de South Boundary (1960) y dos pozos de Manicou (1977-1978).

El gobierno de Trinidad-Tobago otorgaba extensas concesiones en el Atlántico. En 1969 se encontró gas natural y condensado en Galeota Sureste. Al año siguiente, Queen's Beach, productor, fue seguido al norte por Oilbird Pelican y Kiskadee, petrolíferos, y por los dos pozos secos RL en el sur.

Para 1972-1975 la CVP llevó a cabo nuevos levantamientos de sísmica y gravimetría en el Golfo de Paria.

En 1978 Lagoven emprendió una segunda etapa de exploración sísmica (14.866 km) y un programa exploratorio costa-fuera en la frontera oriental venezolana. Con el equipo de la Ocean Drilling Engineering Co. perforó frente al delta venezolano dos pozos secos, Guarao-1 y Orinoco-1, mediante los cuales se obtuvo valiosa información estratigráfica, estructural y petrofísica. Los pozos más recientes de Lagoven, con el equipo flotante Wodeco-9, descubrieron en 1979 gas biogénico en la plataforma deltana; tres pozos, de los cinco perforados, Loran-1, Coquina-1 y Tajalí-1, encontraron reservas de 5.200 MMMpc de gas y acumulaciones menores de condensado al sureste de Trinidad.

En la plataforma deltana venezolana se han obtenido 14.866 km de exploración sísmica, estudios aerofotogeológicos y un levantamiento aeromagnetométrico de 1981-1982. Se peforaron pozos y se identificó la presencia de gas y condensado, pero aún queda por explorar gran parte de la plataforma.

Muy al sur, en 1982, el pozo Karanambo-1, en el valle de Rupununi, Guyana, dió una prueba inicial de 400 b/d que rápidamente se redujo a 50 b/d. Con anterioridad se habían perforado y abandonado en Guyana 8 pozos en la plataforma continental y otros tantos fuera de la zona de reclamación.

Aún cuando la región deltana presenta dificultades para la perforación y la mayoría de los pozos antiguos son someros, la prospectividad puede ser evaluada cuando se toma en cuenta las interesantes características sedimentarias, estructurales y de hidrocarburos que se conocen en las áreas vecinas.

Pozos exploratorios

El campo Bombal al oeste del delta, igual que Tucupita, están ubicados en una directriz regional productora de hidrocarburos que podría extenderse hacia el este en la región deltana.

En Tucupita y Bombal la mayor parte del petróleo descubierto corresponde a la Formación Oficina, la cual se adelgaza y tiende a desaparecer hacia el sector sur y sureste del delta; sin embargo, formaciones mas jóvenes, consideradas poco prospectivas fuera del delta, parecen presentar un mejor desarrollo en el área. También podrían ser yacimiento intervalos cretácicos del Grupo Temblador.

El sector este del delta, en la frontera con Trinidad, presenta elementos estructurales de entrampamiento. En este sector se ubican los tres pozos perforados en 1979 que probaron importantes reservas de gas y la presencia de condensado.

El 21 de septiembre de 1991 el Ministerio de Energía y Minas autorizó a PDVSA la contratación por 20 años con empresas privadas para la reactivación de campos inactivos. La filial operadora mantendrá el control sobre los hidrocarburos, cancelará la inversión de acuerdo al barril producido y pasará a ser propietaria de las instalaciones al término del contrato. El mismo año, Lagoven firmó convenio operativo con el consorcio Benton-Vinccler para la reactivación de los campos Uracoa, Bombal, Tucupita.

En enero de 1996 PDVSA licitó diez Areas Nuevas de Exploración por contratos de asociación en el esquema de exploración a riesgo y ganancias compartidas aprobado por el Congreso Nacional en 1995. La CVP decidirá, en vista a la prospección que se realice, su asociación al desarrollo con 1 al 31 % de las acciones. Dos de las áreas ofrecidas se encuentran en el Delta Amacuro.

La CVP licitó el Area Punta Pescador en el Delta del Orinoco, al sureste de Pedernales y en el límite sur de Trinidad, bajo convenio de asociación. La licitación favoreció a la empresa Amoco Production Company. El área cubre 2.046 km² y el programa propuesto contempla el levantamiento de 1.100 km de líneas sísmicas 2D ó 3D y 300 km de 3D y dos pozos terciarios de 15.000 a 18.000 pies de profundidad.

Perforación

La CVP licitó, igualmente, al sur del Area Punta Pescador y entre los caños Macareo y Manamo, el Area Delta Centro, con extensión de 2.126 km² bajo convenio de asociación en área nueva de exploración. El consorcio ganador, Lousianna Land and Exploration Company-Norcen Energy Resources Ltd-Benton Oil and Gas Co., se comprometió a explorar el área mediante 1.300 km de líneas sísmicas 2D, dos pozos cretácicos de 12.000 pies y otro cretácico con 18.000 pies de profundidad.

En 1996 el primer ministro de Trinidad-Tobago firmó en Caracas tratados con Venezuela sobre explotación del gas al sur de la isla de Trinidad, que tendrá interconexión eléctrica desde la represa venezolana del Guri.

Estratigrafía

Las llanuras inundables del delta de los ríos Orinoco y San Juan se desarrollan en sedimentos blandos del Reciente. Su característica prominente son los caños de marea interconectados y formando islas generalmente pantanosas.

© Ramón Almarza, 1998

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Código Geológico de Venezuela

© PDVSA-Intevep, 1997