57. Golfo de Paria

El Golfo de Paria se encuentra al extremo oriental del territorio venezolano, al norte de la región deltana, y se extiende desde la costa meridional de la Península de Paria, de la isla de Patos y del extremo noroccidental de Trinidad en el norte hasta Boca de Serpiente en el sur. Al este, la costa de Trinidad; y al oeste, la tierra firme de Guariquén y Guanoco, que se continua con el delta del Orinoco. Cubre una extensión de 5.000 km² en el territorio venezolano.

En el sur del Golfo se conoce una alineación de manaderos de petróleo y gas, volcanes de loco y lagunas de asfalto que se extiende desde el área sur de Maturín en el Estado Monagas hasta la isla de Trinidad.

Para la década de los 50 se realizaron levantamientos geofísicos en el Golfo de Paria y sus alrededores, que incluyeron magnetometría, gravimetría y sísmica. Una anomalía gravimétrica descrita por las geólogos Barr, Waite y Wilson en la obra "Habitat of Oil" fue identificada bajo la faja de menes y diapiros.

En 1955 se encontró producción comercial de petróleo en el Golfo de Paria cuando el pozo High Seas-1 comenzó el carnpo Soldado en aguas de Trinidad.

Mapa de Ubicación

El consorcio Paria Operations Inc. (Marathon, Texaco, Continental, Cities Services, Richfield) completó el 12 de abril de 1958 el pozo descubridor Posa 112-A-1, en la frontera venezolana y frente al campo Soldado, sobre una estructura determinada por el sismógrafo. El pozo fue seguido por Paria Operations con una activa campaña de perforación exploratoria del Golfo de Paria. La inversión llegó a 130 millones de dólares, con el resultado de cinco pozos secos y siete de desarrollo alrededor del Posa 112-A-1.

En aguas territoriales de Trinidad se encontraron productores Brighton y Cuova Marine en el sector norte de la falla Los Bajos, mientras que dos pozos en South Boundary (1960) y dos pozos en Manicou (1977-1978) fueron perforados sin éxito.

El gobierno de Trinidad estaba otorgando extensas concesiones en el Atlántico y en el Golfo. En 1969 se encontró gas natural y condensado en Galeota Sureste. Al año siguiente Queen's Beach, productor, fue seguido por Oilbird Pelican y Kiskadee, petrolíferos.

Para 1972-1975, la Corporación Venezolana del Petróleo contrató nuevos levantamientos sísmicos y gravimétricos en el Golfo de Paria, dentro de un intenso programa de exploración costa-afuera.

En 1978 Lagoven recibió la responsabilidad exploratoria sobre la sección venezolana del Golfo de Paria comenzando una segunda etapa de estudios de sísmica (3.430 km) y la perforación de cinco pozos en 1980-1982.

Pozos exploratorios

Se abandonaron sin éxito, en 1980, los pozo Morro-1 y Plata-1 al oeste de Posa. En 1981 resultaron secos Serpiente-1 y Gupe-1. El pozo Campana-1 fue abandonado en 1983 por dificultades mecánicas.

En 1996, Lagoven abrió a licitación las Areas costa-afuera Golfo de Paria Oeste y Golfo de Paria Este, bajo convenio de asociación en el esquema de exploración a riesgo y ganancias compartidas.

La licitación de Paria Oeste 1.137 km², favoreció al consorcio DuPont de Namours-Conoco, con el compromiso de realizar levantamiento sísmico 2D sobre 800 km y 300 km de 3D, perforando un pozo exploratorio terciario de 12.000 pies y uno cretácico de 18.000 pies. El Area Golfo de Paria Este, 1.084 km², que se extiende hasta cubrir el límite Venezuela-Trinidad Tobago, entró bajo convenio con el grupo Enron Oil & Gas Venezuela Ltd. (90%) - Inelectra (10%) que incluye 1.000 km de líneas 2D y 4 pozos cretácicos de 9.000 pies y 18.000 pies.

Geología regional

Estratigrafía

El Golfo de Paria actual se caracteriza por un fondo suave, con profundidad máxima de 30 metros. Existe una sedimentación activa en la mayor parte del golfo, con limos, arcillas y otros materiales finos de facies deltáicas.

La columna estratigráfica penetrada por los pozos perforados comprende formaciones cretácicas y una sección completa de rocas terciarias y pleistocenas. La perforación en el norte del golfo alcanzó el Cretáceo inferior con pozos de 12.000' de profundidad; en el sur, se ha llegado hasta el Cretáceo superior en los pozos más profundos.

En el Golfo de Paria se ha encontrado una marcada diferencia entre la estratigrafía definida por los pozos del sector norte y los del sur, en cuanto a espesores, ambientes de sedimentación y secuencia litológica.

La zona norte del Golfo recibió sedimentos hasta el Cretáceo superior o, posiblemente, hasta el Terciario inferior. A partir de entonces, una extensa franja que incluye la cadena metamórfica de Paria y el norte de Trinidad y las capas sedimentarias ya depositadas, es sometida a una intensa erosión que elimina toda la sección sobre el Cretáceo inferior, y pasa a ser fuente de sedimentos que se van depositando al sur. La erosión es tan severa que hoy aparece la Formación Las Piedras (Plioceno superior) inmediatamente sobre el Cretáceo inferior en posición discordante. El Cretáceo inferior (Formación El Cantil) contiene 1.200 pies de calizas, lutitas, limolitas y areniscas de ambiente costero.

En el sector sur, subcuenca de Posa y Soldado, los pozos han llegado hasta el Cretáceo superior (formaciones Querecual y San Antonio) dentro de una sección de 2.000' de espesor, esencialmente lutítica, que incluye el Terciario inferior (formaciones Vidoño y Caratas) con arcilitas pelágicas en San Antonio y limolitas batiales y microconglomerados en Caratas. Sobre la Formación Caratas (Eoceno medio a superior) aparece la secuencia del Oligoceno al Mioceno inferior y medio (formaciones Carapita-Cipero, Nariva-Brasso y Tamana-Lengua).

Columna estratigráfica

La Formación Carapita (Mioceno inferior a medio), con facies de mar abierto y con probable influencia de corrientes turbidíticas, está compuesta de lutitas, con limolitas y algunas areniscas de grano muy fino, que se depositaron sobre capas eocenas de la Formación Caratas.

Encima de Carapita aparece en Morro-1 una unidad litoestratigráfica que se ha llamado Tamana-Lengua (Mioceno medio tardío) en los campos de Soldado y Posa, por su analogía con las de la zona sur de Trinidad. Contiene 2.300' de lutitas calcáreas con limolitas arenosas, de ambiente nerítico a batial superior.

La Formación La Pica (Mioceno superior al Plioceno inferior), de ambiente marino variable entre batial y somero, es generalmente concordante sobre Carapita con relaciones discordantes locales. Consiste en lutitas interestratificadas con areniscas de grano muy fino y limolitas.

Para el Plioceno, las aguas han subido en el norte hasta la franja metamórfica Paria-Norte de Trinidad, que proporciona los sedimentos que van rellenando el Golfo de la forma actual, y se nota ya un aporte importante del Orinoco desde el suroeste.

La Formación Las Piedras (Plioceno superior), de ambiente marino somero a fluvial, regularmente concordante sobre La Pica en el sector sur del Golfo y discordante sobre el Cretáceo en el norte, está integrada por arcillas, lutitas arenosas, arenas de grano fino a grueso y lignitos.

Discordantemente sigue la Formación Paria (Pleistoceno que consiste de arcillas con arenas de grano muy fino y abundante material carbonáceo, de ambiente variable entre marino somero y planicie deltáica.

Estructura

El Golfo de Paria comprende un área del cinturón móvil de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur del sistema de fallamiento de El Pilar, zona de interacción entre la placa tectónica del Caribe que se mueve al este y la placa tectónica de Suramérica que se desplaza hacia el oeste. El Golfo se extiende al este en la subcuenca de Caroní del norte de Trinidad, y al oeste en la fosa de San Juan y la pequeña cuenca extensional de Guanoco.

Marco estructural

La zona de falla de Los Bajos se presenta en el centro del golfo. Clasificada como transcurrente dextral, se deriva en dirección sureste del sistema de El Pilar y sigue de oeste a este para volver al rumbo sureste en el occidente de Trinidad. El desplazamiento horizontal ha sido estimado en ocho kilómetros y el vertical en 640 metros.

En el sector al norte de Ia falla de Los Bajos se presentan elementos estructurales de entrampamiento. Al centro del Golfo se encuentran los altos de Domoil y Gopa. También se ubican en esta área compresiva los tres pozos perforados en 1979 por Lagoven muy al este, en la región deltana, que probaron acumulaciones de gas del Mio-plioceno en trampas conformadas por cierres contra fallas.

Se han determinado dos patrones de fallas normales con dirección suroeste y sureste. La densidad de las fallas en el subsuelo se considera comparable con el patrón existente en el Estado Monagas.

En el sector estable del sur se encuentran fallas y una secuencia estratigráfica típica de la plataforma de los escudos.

En el área de Posa, al sur de la falla de Los Bajos, el sinclinal de Guanipa o flanco norte del anticlinal de Pedernales, con rumbo noreste, es una estructura importante. El campo Posa se desarrolló en el norte del sinclinal de Guanipa. Al norte del campo, con dirección paralela al eje de los pliegues, se presenta la falla Posa, falla normal de rumbo noreste y buzamiento norte con desplazamiento de 3.000 pies.

Sección estructural

La principal actividad de plegamiento y fallamiento de ángulo alto ocurrió durante la orogénesis del Mioceno al Plioceno. En los bordes y en los sectores elevados las formaciones más antiguas fueron levantadas y deformadas, y sometidas luego a erosión y sedimentación.

Se han definido dos fases de deformación compresiva durante el Mioceno medio. La segunda fase sería responsable de la reactivación e inversión de paleofosas tectónicas de edad jurásica con corrimientos asociados que cortan en forma oblícua a las estructuras previas y afectan sectores más meridionales del frente de deformación anterior. El acortamiento ocurre principalmente en la Serranía del Interior y su piedemonte.

Durante el Mioceno superior a Pleistoceno se observa un sistema de fallas normales, de dirección noroeste-sureste, correlacionado con el desarrollo del Golfo de Paria.

Los últimos movimientos tectónicos, al final del Pleistoceno reactivaron algunas fallas y la Formación Paria, que yace discordantemente sobre Las Piedras, muestra una suave deformación en comparación con las capas más antiguas.

Mapa estructural

Producción

La primera perforación realizada con éxito en aguas territoriales venezolanas del Golfo de Paria fue el pozo exploratorio Posa 112-A-1, en concesiones del consorcio Paria Operations, en 1958. Cinco pozos exploratorios adicionales en el Golfo resultaron secos y Posa 112-A-1 fue rodeado con siete pozos de desarrollo. Las concesiones fueron devueltas a la Nación en 1964-69.

Durante 1980 se perforaron los pozos secos Morro-1 cerca del campo Posa en el flanco norte del sinclinal de Guanipa y el pozo Plata-1 en el declive norte de un alto estructural ubicado al oeste de Posa y al norte de Pedernales. Siguieron en 1981, igualmente secos, los pozos Serpiente-1 en la extensión este del anticlinal de Pedernales, y Gupe-1 en un alto del norte del Golfo.

El pozo Campana-1, al noroeste de Pedernales, fue abandonado a los 2.510 pies de profundidad sin alcanzar sus objetivos.

En el esfuerzo exploratorio realizado en el lapso 1978-1989 se encontró petróleo pesado del Golfo de Paria en trampas contra fallas, que se consideró poco atractivo comercialmente.

En el campo Posa los horizontes petrolíferos se encuentran en las arenas de la Formación La Pica y el sector basal de la Formación Las Piedras. La producción principal se encontró en tres areniscas de la Formación La Pica. Las acumulaciones de petróleo en el flanco norte del sinclinal de Guanipa son principalmente estratigráficas, con barreras incidentales por fallas.

Las arenas productoras tienen grano fino, con alto porcentaje de arcilla. Muestran baja permeabilidad y una marcada lenticularidad.

La gravedad del petróleo varía entre 14 y 21° API.

© Ramón Almarza, 1998

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© PDVSA-Intevep, 1997