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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
“MODELO SEDIMENTOLÓGICO-ESTRATIGRÁFICO
INTEGRADO DE UN SECTOR AL SE DEL CAMPO JUNÍN 5 DE
LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, VENEZUELA”
Trabajo Especial de Grado
Presentado ante la ilustre
Universidad Central de
Venezuela para optar al
Título de Ingeniera Geóloga
Por la T.S.U. Mora P. Andrea L.
Caracas, enero 2016
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
“MODELO SEDIMENTOLÓGICO-ESTRATIGRÁFICO
INTEGRADO DE UN SECTOR AL SE DEL CAMPO JUNÍN 5 DE
LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO, VENEZUELA’’
Tutor Académico: M. Sc Lenin González
Tutor Industrial: M. Sc Patricia Tardáguila
Trabajo Especial de Grado
Presentado ante la ilustre
Universidad Central de
Venezuela para optar al
Título de Ingeniera Geóloga
Por la T.S.U. Mora P. Andrea L.
Caracas, enero 2016
Caracas, 28 de Enero de 2016
Los abajo firmantes, miembros del jurado designado por el consejo de escuela de
Ingeniería Geológica, para evaluar el Trabajo Especial de Grado presentado por la
T.S.U Andrea Mora.
“MODELO SEDIMENTOLÓGICO-ESTRATIGRÁFICO INTEGRADO DE
UN SECTOR AL SE DEL CAMPO JUNÍN 5 DE LA FAJA PETROLIFERA
DEL ORINOCO, VENEZUELA’’
Consideran que el mismo cumple con los requisitos exigidos por el plan de estudios
conducente al Título de Ingeniero Geólogo, y sin que ello signifique que se hacen
solidarios con las ideas expuestas por el autor, lo declaran APROBADO.
___________________ ___________________
Prof. Ricardo Alezones Prof. Patricia González
__________________
Prof. Lenin González
Tutor Académico
Jurado
Jurado
iv
AGRADECIMIENTOS
A la casa que vence las sombras, La Universidad Central De Venezuela, por
abrirme sus puertas y permitirme alcanzar esta meta, y muy pronto estar bajo sus
nubes, me siento totalmente orgullosa de ser ucevista.
A mis tutores Profesor Lenin González y Patricia Tardáguila por aceptarme como
su tesista, por resolver siempre las dudas y ayudarme en el desarrollo de este trabajo
especial de grado.
A Dios por guiarme brindarme fuerza y salud al recorrer este camino, gracias por
permitirme llegar hasta este momento tan cerca de cumplir mi meta.
A mi familia, padres y hermanas por estar siempre ahí apoyándome cuando los
necesite a pesar de la distancia, por demostrarme que todo lo que uno se propone en
la vida con esfuerzo y dedicación se puede lograr a pesar de las dificultades.
A esos amigos que resultan ser unos hermanos más (Wilson, María, Eduar, Leo).
A mi casi compañero de tesis José F Martínez G, gracias por todos los buenos
momentos, consejos y ayuda a lo largo de la carrera por los días infinitos en el
laboratorio para poder terminar.
A mis compañeros de Campo (José, Jefferson, Gustavo y Génesis) porque es
mejor no anticiparse a las cosas y disfrutar cada momento.
A la empresa eni por desarrollar allí mi T.E.G, Janey, por tratarme como una hija
y hacerme sentir parte de la empresa, Richard, Guillermo y demás personal de Eni
por aportar su conocimiento y ayuda.
A todas esas personas que siempre estuvieron ahí apoyándome, compartiendo
momentos buenos y no tan buenos (Andrés, Desiree, Clara, Andreina, Mili, Anyi,
Indira, Noraima y Doraly) y todos aquellos que aunque no los nombre siempre han
estado ahí. GRACIAS…
v
ÍNDICE
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1
1.1 GENERALIDADES ....................................................................................... 1
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................... 2
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 3
1.4 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 4
1.5 OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 4
1.5.1 OBJETIVOS ESPECIFICOS ....................................................................... 4
1.7 ALCANCE ..................................................................................................... 5
1.8 ANTECEDENTES ......................................................................................... 5
CAPÍTULO II: METODOLOGÍA ................................................................................ 8
2.1 Etapa I: Interpretación y asociación de facies. ............................................... 9
2.1.1 Descripción, revisión e interpretación de las descripciones
sedimentológicas pertenecientes a los núcleos del área. ..................................... 11
2.1.2 Construcción de la hoja sedimentológica y calibración del núcleo-perfil . 11
2.1.3 Integración y comparación de la información obtenida, para determinar las
asociaciones de facies ......................................................................................... 12
2.2 Etapa II: Elaboración de secciones estratigráficas ....................................... 12
2.3 Etapa III: Elaboración de mapas de isopropiedades (electrofacies, arena neta
y espesor total) ........................................................................................................ 13
2.3.1 Mapas de electrofacies: .............................................................................. 14
2.3.2 Mapas de arena neta ................................................................................... 14
2.4 Etapa IV: Integración de datos para la elaboración del modelo ................... 14
CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO ......................................................................... 15
3.1 FACIES SEDIMENTOLÓGICAS ............................................................... 15
3.2 DEFINICIÓN DE FACIES .......................................................................... 16
3.3 ASOCIACIONES DE FACIES.................................................................... 16
3.4 MAPA DE FACIES ..................................................................................... 17
3.5 CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA ....................................................... 18
vi
3.5.1 TIPOS DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA .................................. 18
3.5.2 MÉTODOS DE CORRELACIÓN ............................................................. 19
3.6 REGISTROS DE POZO .............................................................................. 20
3.7 SECCIONES ESTRATIGRÁFICAS ........................................................... 22
3.8 DELTAS ....................................................................................................... 23
3.8.1 PARTES DE UN DELTA .......................................................................... 23
3.9 CLASIFICACIÓN DE LOS DELTAS ........................................................ 24
3.10 SUBMEDIOS DELTAICOS ...................................................................... 29
3.11 LLANURA DELTAICA ............................................................................ 30
3.12 FRENTE DELTAICO ................................................................................ 33
3.13 PRODELTA ............................................................................................... 34
CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL ............................................................... 36
4.1 GENERALIDADES DE LA CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA .. 36
4.2 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LA CUENCA ORIENTAL DE
VENEZUELA ......................................................................................................... 37
4.3 MODELO PROPUESTO POR PARNAUD ET AL., (1.995): ..................... 37
4.4 MODELO PROPUESTO POR DI CROCE ET AL., (1.995): ...................... 42
4.5 ESTRATIGRAFÍA REGIONAL ................................................................. 45
CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL ........................................................................ 53
5.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL ÁREA ............................................... 53
5.2 ESTRATIGRAFÍA LOCAL ........................................................................ 55
CAPÍTULO VI ............................................................................................................ 57
RESULTADOS Y ANALISIS DE RESULTADOS .................................................. 57
6.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 57
6.2 DESCRIPCIÓN DE NÚCLEOS .................................................................. 57
6.3 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS ................................................... 58
6.3.1 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS POZO 4 .................................. 58
6.3.2 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS POZO 17. ............................... 67
6.4 CALIBRACIÓN NÚCLEO-PERFIL ........................................................... 75
6.4.1 Calibración realizada en el pozo 4: ............................................................ 76
vii
6.4.2 Calibración realizada en el pozo 17: .......................................................... 83
6.5 DESCRIPCIÓN DE FACIES ....................................................................... 89
FACIES CARBONOSAS ................................................................................... 89
FACIES ARCILLOSAS ..................................................................................... 90
FACIES ARENOSAS ......................................................................................... 90
6.6 ASOCIACIÓN DE FACIES DEL POZO 4 ................................................ 91
6.7 DISTRIBUCIÓN DE FACIES POZO 4 ...................................................... 95
6.8 DESCRIPCIÓN DE FACIES POZO 17 ...................................................... 96
FACIES CARBONOSAS ................................................................................... 96
FACIES ARCILLOSAS ..................................................................................... 96
FACIES ARENOSAS ......................................................................................... 96
6.9 ASOCIACIÓN DE FACIES DEL POZO 17 .............................................. 97
6.10 DISTRIBUCIÓN DE FACIES POZO 17 ................................................ 100
6.11 SECCIONES ESTRATIGRÁFICAS ....................................................... 101
6.12 MAPAS DE ISOPROPIEDADES ........................................................... 109
6.12.1 INTERVALO SB7-SB8 ....................................................................... 109
6.12.2 INTERVALO SB8-SB9 ....................................................................... 111
6.12.3 INTERVALO SB9-SB10 ..................................................................... 112
6.12.4 INTERVALO SB10-SB11 ................................................................... 114
6.12.6 INTERVALO SB11-SB12 ................................................................... 116
6.13 AMBIENTE Y MODELO SEDIMENTOLÓGICO ................................ 118
Ambiente Fluvial .............................................................................................. 120
Ambiente Marino .............................................................................................. 120
6.13.1 MODELO SEDIMENTOLÓGICO ....................................................... 123
CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................... 127
7.1 CONCLUSIONES ...................................................................................... 127
7.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 129
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 130
ANEXOS .................................................................................................................. 135
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación del área de estudio y división de la F.P.O. Tomado y modificado
de: Informe técnico (PDVSA, 2007). ............................................................................ 3
Figura 2. Flujograma metodológico ............................................................................. 8
Figura 3. Ubicación de los pozos considerados en el área estudio. ............................ 10
Figura 4. Identificación de facies por patrones de potencial espontáneo (SP) y de
Rayos Gamma (Gr). Tomado y modificado de CANT. (1982) ................................... 15
Figura 5. Ejemplo de mapa de facies. Tomado de ARÉVALO, J (2012)....................... 17
Figura 6. Sección estratigráfica norte-sur, donde se observa un patrón de
retrogradación de los sedimentos debido a una transgresión, así como el
engrosamiento de los paquetes de arena hacia la cuenca, en este caso hacia el norte
del área de estudio. En color amarillo las facies de barra, en color marrón las facies de
canal y las líneas rojas corresponden a los niveles de correlación. Tomado de
ARÉVALO (2012).......................................................................................................... 22
Figura 7. Partes de un delta. (Tomado de ARCHE, 1992). ........................................... 23
Figura 8. Tipos de drenaje y posición de los deltas. (Según AUDLEY-CHARLES et al.,
1977; en ARCHE, 1992). .............................................................................................. 26
Figura 9. Marco tectónico de los grandes deltas actuales. (Según Audley-Charles et
al., 1977; en Arche, 1992). .......................................................................................... 27
Figura 10. Diversos modelos conceptuales de deltas basados en el análisis estadístico
de su contenido en arena. 1) Baja energía de olas y de deriva costera, plataforma de
baja pendiente y abundantes sedimentos finos; 2) Baja energía de olas, alto rango
mareal, cuenca estrecha; 3) Energía de olas moderada, alto rango mareal, cuenca
amplia y de baja pendiente; 4) Energía de olas moderada, plataforma de baja
pendiente, poco aporte de sedimento; 5) Alta energía de olas, plataforma de gran
pendiente; 6) Alta energía de olas, gran deriva litoral, plataforma de gran pendiente.
(Modificado de Coleman y Wright, 1977; en Arche, 1992) ....................................... 28
Figura 11. Clasificación ternaria de los deltas basada en los procesos que actúan sobre
el edificio deltaico y algunos ejemplos actuales. (Modificado de GALLOWAY &, 1975)
..................................................................................................................................... 29
Figura 12. Submedios en el delta actual del Mississippi, con claro predominio fluvial.
(Modificado de FISK,, 1961 y GOULD, 1970; en ARCHE, 1992) ................................. 29
Figura 13. Secuencia de canal abandonado. (Según COLEMAN & PRIOR, 1980; en
ARCHE, 1992) .............................................................................................................. 30
Figura 14. Evolución de un abanico de rotura lateral localizado (Crevasse splay) en el
delta del rio Mississippi. (Según COLEMAN & PRIOR, 1980; en ARCHE, 1992) .......... 32
Figura 15. Secuencias producidas en las bahías interdistributarias en un delta de
dominio fluvial. (Según ELLIOTT, 1974; en READING 1978) ...................................... 33
ix
Figura 16. Secciones ideales de deltas: A) Dominado por la acción de las olas
(COLEMAN, 1976); B) Dominado por acción fluvial (COLEMAN & WRIGHT, 1970); C)
Dominado por acción de las mareas (COLEMAN, 1976). (Modificado de ARCHE, 1992)
..................................................................................................................................... 35
Figura 17. Contexto tectónico en la Cuenca Oriental de Venezuela, colisión oblicua
entre la Placa del Caribe y la Placa de América del Sur. Modificado de: PARNAUD, et
al., (1995). ................................................................................................................... 42
Figura 18. Cuadro cronoestratigráfico de la Cuenca Oriental de Venezuela. Tomado y
modificado de PDVSA, Léxico estratigráfico de Venezuela (1997). Nótese en el
rectángulo la zona de estudio ...................................................................................... 44
Figura 19. Propiedades típicas del yacimiento y registro tipo de la Faja: en este caso
del área Junín. Este registro tipo se construyó con datos de tres pozos, por lo cual los
intervalos de profundidad no coinciden exactamente. Las areniscas de buen espesor y
de alta resistividad (A y B) provienen muy posiblemente de un ambiente fluvial,
mientras que las areniscas más irregulares han tenido mayor influencia marina.
Tomado de CARL CURTIS & ERIC DECOSTE ................................................................ 51
Figura 20. Características tectónicas de la Cuenca Oriental de Venezuela, mostrando
la ubicación de la F.P.O. Tomado y modificado de PDVSA, 2007. ........................... 53
Figura 21. Sección esquemática estructural regional de la F.P.O. Tomado y
modificado de: PDVSA. (2007). Nótese en el rectángulo la zona de estudio .......... 55
Figura 22. Detalle del núcleo 4 (1931’-1934’)............................................................ 59
Figura 23. Detalle del núcleo 4 (1640’-1645’)............................................................ 61
Figura 24. Detalle del núcleo 4 (1478’1479’, 1596’-1598’, 1616’, 1622’). ............... 63
Figura 25. Detalle del núcleo 4 (1507’). ..................................................................... 63
Figura 26. Detalle del núcleo 4 (1734’, 1362’-1364’). ............................................... 65
Figura 27. Detalle del núcleo 17 (1707’, 1712’, 1717’). ............................................ 68
Figura 28. Detalle del núcleo 17 (1644,’ 1646’, 1662’, 1755’). ................................. 69
Figura 29. Detalle del núcleo 17 (1525’, 1528’). ........................................................ 70
Figura 30. Detalle del núcleo 17 (1503’). ................................................................... 71
Figura 31. Detalle del núcleo 17 (1488’, 1491’). ........................................................ 72
Figura 32. Detalle del núcleo 17 (1493’, 1494’, 1495’). ............................................ 73
Figura 33. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 76
Figura 34. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 77
x
Figura 35. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 78
Figura 36. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad deL núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 79
Figura 37. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 80
Figura 38. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 81
Figura 39. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 82
Figura 40. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (GR) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 83
Figura 41. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (GR) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 84
Figura 42. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 85
Figura 43. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 86
Figura 44. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad de los núcleos. Ambos tipos de
xi
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 87
Figura 45. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el Campo Junín 5, junto con la
curva de Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de
imágenes sirven para comparar litología versus geometría de la curva mostrada y
poder hacer una extrapolación de la data. ................................................................... 88
Figura 46. Secuencia granocreciente del intervalo 1934’-1895’ ................................ 91
Figura 47. Secuencia uniforme del intervalo 1895’-1810’ ......................................... 92
Figura 48. Secuencia granodecreciente del intervalo 1810’-1755’ ............................. 92
Figura 49. Secuencia granodecreciente del intervalo 1755’-1695’ ............................. 93
Figura 50. Secuencia granodecreciente del intervalo 1695’-1600’ ............................. 93
Figura 51. Secuencia granodecreciente del intervalo 1600’-1550’ ............................. 94
Figura 52. Secuencia granodecreciente del intervalo 1550’-1362´ ............................. 94
Figura 53. Diagrama porcentual de distribución de facies. ......................................... 95
Figura 54. Secuencia granodecreciente del intervalo 1760’-1710’ ............................. 97
Figura 55. Secuencia granocreciente del intervalo 1710’-1605’ ................................ 98
Figura 56. Secuencia granodecreciente del intervalo 1605’-1550´ ............................. 98
Figura 57. Secuencia granodecreciente del intervalo 1550´-1525’ ............................. 99
Figura 58. Secuencia granocreciente del intervalo 1525’-1495’ ................................ 99
Figura 59. Secuencia granodecreciente del intervalo 1495’-1485’ ........................... 100
Figura 60. Diagrama porcentual de distribución de facies. ....................................... 101
Figura 61. Ejemplo de los diferentes patrones de curva de gamma ray (Gr), usados
para definir las facies de canal, facies de barras, facies de inundación y facies de
lutitas orgánicas/lignito/carbón, tanto en las secciones estratigráficas, como en los
mapas de electrofacies............................................................................................... 102
Figura 62. Extracto del anexo 3, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este
2, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 103
Figura 63. Extracto del anexo 4, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este
2, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 104
Figura 64. Extracto del anexo 5, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este
3, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 105
Figura 65. Extracto del anexo 6, correspondiente a la sección estratigráfica sur-norte
1, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 106
Figura 66. Extracto del anexo 7, correspondiente a la sección estratigráfica sur-norte
2, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 107
Figura 67. Extracto del anexo 8, correspondiente a la sección estratigráfica norte-sur
3, mostrando la distribución de facies. ...................................................................... 108
xii
Figura 68. Mapas de isopropiedades del intervalo SB7-SB8: A) Mapa de arena neta.
B) Mapas de espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies.
(Ver anexo 9, 14, 19)................................................................................................ 110
Figura 69. Mapas de isopropiedades del intervalo SB8-SB9: A) Mapa de arena neta.
B) Mapas de espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies.
(Ver anexo 10, 15, 20).............................................................................................. 112
Figura 70. Mapas de isopropiedades del intervalo SB9-SB10: A) Mapa de arena neta.
B) Mapas de espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies.
(Ver anexo 11, 16, 21).............................................................................................. 114
Figura 71. Mapas de isopropiedades del intervalo SB10-SB11: A) Mapa de arena
neta. B) Mapas de espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de
electrofacies. (Ver anexo 12, 17, 22) ....................................................................... 115
Figura 72. Mapas de isopropiedades del intervalo SB11-SB12: A) Mapa de arena
neta. B) Mapas de ...................................................................................................... 117
Figura 73. Mapas de distribución de arenas según influencia fluvio detaico. A) Alta
energía de olas, gran deriva litoral, plataforma de gran pendiente. B) Energía de olas
moderadas, alto rango mareal, cuenca amplia y de baja pendiente. C) Baja Energía de
olas, alto rango mareal, cuenca estrecha. Tomado y modificado de: COLEMAN &
WRIGHT, 1977; en ARCHE, 1992. .............................................................................. 123
Figura 74. Modelo- Sedimentológico-Estratigráfico propuesto en este estudio,
mostrando el desarrollo vertical de los ambientes, correspondiente a un sistema fluvio
deltaico. ..................................................................................................................... 126
xiii
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Listado de mapas de isopropiedades con sus respectivos intervalos. ........... 13
Tabla 2. Resumen de aspectos físicos, químicos y biológicos del pozo 4. ................ 66
Tabla 3. Resumen de aspectos físicos, químicos y biológicos del pozo 17. .............. 74
Tabla 4. Ubicación y codificación de facies en los pozos con núcleo del Campo Junín
5 ................................................................................................................................... 89
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Columna estratigráfica pozo 4 ................................................................... 135
Anexo 2. Columna estratigráfica pozo 17. ................................................................ 136
Anexo 3. Sección estratigráfica 1 Oeste-Este ........................................................... 137
Anexo 4. Sección estratigráfica 2 Oeste-Este ........................................................... 138
Anexo 5. Sección estratigráfica 3 Oeste-Este ........................................................... 139
Anexo 6. Sección estratigráfica 1 Sur-Norte ............................................................ 140
Anexo 7. Sección estratigráfica 2 Sur-Norte ............................................................ 141
Anexo 8. Sección estratigráfica 3 Norte-Sur ............................................................ 142
Anexo 9. Mapa de arena neta S7 …………………………………………………..142
Anexo 10. Mapa de arena neta S8 ............................................................................. 143
Anexo 11. Mapa de arena neta S9 ............................................................................. 144
Anexo 12. Mapa de arena S10 .................................................................................. 146
Anexo 13. Mapa de arena neta S11 ........................................................................... 147
Anexo 14. Mapa de espesor total S7 ......................................................................... 148
Anexo 15. Mapa de espesor total S8 ......................................................................... 148
Anexo 16. Mapa de espesor total S9 ......................................................................... 149
Anexo 17. Mapa de espesor total S10 ....................................................................... 151
Anexo 18. Mapa de espesor total S11 ....................................................................... 152
Anexo 19. Mapa de electrofacies S7 ......................................................................... 153
Anexo 20. Mapa de electrofacies S8 ......................................................................... 154
Anexo 21. Mapa de electrofacies S9 ......................................................................... 155
Anexo 22. Mapa de electrofacies S10 ....................................................................... 156
Anexo 23. Mapa de electrofacies S11 ....................................................................... 157
xiv
Mora P. Andrea L.
MODELO SEDIMENTOLÓGICO-ESTRATIGRÁFICO
INTEGRADO DE UN SECTOR AL SE DEL CAMPO JUNÍN 5, DE LA
FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, VENEZUELA
Tutor académico: M. Sc. González Lenin. Tutor Industrial: M. Sc. Tardáguila
Patricia. Tesis, Caracas UCV. Facultad de Ingeniería. Escuela de Geología,
Minas y Geofísica. 2015, p. 167.
Palabras claves: Modelo sedimentológico-estratigráfico, Campo Junín 5, Formación
Oficina, F.P.O (Faja Petrolífera del Orinoco), Gr (Gamma Ray), facies MIALL
(1996), fluvio, deltaico, icnofacies, isopropiedades.
Resumen. El Campo Junín 5 ubicado en la F.P.O entre los estados Guárico y
Anzoátegui, se caracteriza por mostrar dentro de las unidades geológicas presentes en
su área a la Formación Oficina. El presente estudio tiene como objetivo principal
elaborar un Modelo Sedimentológico-Estratigráfico integrado al SE del Campo. Este
Modelo se elaboró a partir de la integración de diferentes datos, como informes de
núcleo, registros eléctricos, secciones estratigráficas, mapas de electrofacies, arena
neta, espesor total, para la secuencia desde la base con SB7, hasta el tope con SB12
de la Formación Oficina.
Se generaron las hojas sedimentológicas detalladas de los núcleos 4 y 17, además
mediante el método de correlación con los registros de pozo (Gr, caliper, resistividad,
RHOB, NPHI) de 19 pozos del área, se elaboraron seis secciones estratigráficas, tres
perpendiculares a lo largo de la dirección de sedimentación (W-E) y tres paralelas
(N-S), para observar la continuidad lateral y vertical de los cuerpos de arena.
Finalmente se realizaron los mapas de distribución de electrofacies para cada una de
las subsecuencias, a partir del análisis de la forma de la curva Gr, donde se estableció
xv
en conjunto con las secciones estratigráficas realizadas, una dirección de
sedimentación generalizada NNE.
En la secuencia estudiada se pudieron identificar dos ambientes sedimentarios
caracterizados por la acción fluvial, el primero un sistema fluvial de tipo entrelazado,
lo cual queda evidenciado por la presencia de canales y barras apiladas; este tipo de
ambiente se define por poseer continuidad lateral y vertical de las facies, como
resultado de la dinámica fluvial, cambios en la energía y aporte sedimentario, lo cual
dificulta hacer una correlación entre pozos aledaños en la zona. El segundo ambiente
de tipo transicional-marino-somero, definido por la presencia de fragmentos de
bivalvos y la icnofacies Cruziana, descrita por las trazas fósiles Chondrites,
Planolites y Helminthopsis, estando estas trazas fósiles asociadas a ambientes
anóxicos y condiciones marinas específicas de baja energía, sin embargo el icnofósil
Planolites puede desarrollarse en casi todos los ambientes, desde condiciones de
agua dulce hasta profundidades marinas.
El Modelo Sedimentológico-Estratigráfico definido plantea que el intervalo de
estudio de la Formación Oficina corresponde a un sistema fluvio deltaico, con
incidencia marina somera, el cual se puede dividir en dos secciones, la primera
corresponde a la parte más basal de la secuencia cuyo ambiente interpretado es
“fluvial de tipo entrelazado” pasando a canales distributarios en planicies deltaicas,
la segunda sección (unidades al tope) se observa la influencia marina de toda la
secuencia.
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
1
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
1.1 GENERALIDADES
La Faja Petrolífera del Orinoco (F.P.O), es una acumulación de hidrocarburos
pesados y extrapesados descubierta en el año 1938, es la más grande del país y se
encuentra entre las más grandes del mundo. Ocupa la franja meridional de la Cuenca
Oriental de Venezuela, al sur de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta
Amacuro y es paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 km de
este a oeste y 70 km en dirección norte sur, con un área aproximada de 55.314 km2.
Está dividida en cuatro zonas de exploración y producción de oeste a este: Boyacá,
Junín, Ayacucho y Carabobo. Estas zonas se subdividen a su vez en bloques,
totalizando 27 bloques de 400 a 500 km2 cada uno. (PDVSA, 2007).
La Cuenca Oriental de Venezuela tiene aproximadamente una longitud de 800 km
en sentido Oeste-Este y un ancho aproximado de 200 km de norte a sur, con un área
total aproximadamente de 160000 km2 de superficie. Estas medidas la definen como
como la primera cuenca en extensión superficial de Venezuela. Por esta razón, ha
sido objeto de diversos estudios geológicos que han contribuido en la identificación
de las fuentes generadoras de hidrocarburos y su posterior migración. (PDVSA,
2007). El Campo Junín 5 se localiza dentro del área Junín, es una de las 11
divisiones en que se encuentra fraccionada esta área de la F.P.O (PDVSA, 2007).
Desde el descubrimiento de la F.P.O, la exploración y modelado de la cuenca no
han cesado motivado al gran interés por ser el yacimiento de hidrocarburos más
grande del país, debido a las grandes dimensiones del yacimiento, estas actividades
de exploración y modelado de la geología se ha realizado a partir de áreas muchos
más pequeñas que posteriormente son extrapoladas e integradas, con el fin de obtener
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
2
un detalle geológico cada vez mayor, por ende surge la necesidad para la industria de
actualizar el modelo sedimentológico - estratigráfico de un sector al sur este de Junín
5, área de Junín, a partir del análisis de núcleos, correlación de registros de pozos,
definición de modelo de facies y estratigrafía secuencial, con el fin de tener un mejor
detalle de las arenas de interés y proponer futuras áreas de desarrollo del campo.
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Junín 5 está ubicado en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de
Venezuela, al norte del río Orinoco. Pertenece regionalmente a los estados Guárico y
Anzoátegui, a los municipios Santa María de Ipire y Monagas respectivamente. El
área total del Campo Junín 5 es 671 km², con 22,39 km de este a oeste y 29,95 km de
norte a sur, (fig. 1).
La ubicación del Campo Junín 5 se encuentra en el límite norte del área Junín,
colinda al este con los bloques, Junín norte y Junín 10, al sur con el bloque Junín 6 y
al oeste con los bloques Junín 3 y Junín 4, (fig. 1).
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
3
Figura 1. Ubicación del área de estudio y división de la F.P.O. Tomado y modificado de: Informe
técnico (PDVSA, 2007).
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente con la puesta en desarrollo del Campo Junín ubicado en la F.P.O y
siguiendo el plan de adquisición de información, pozos estratigráficos nuevos y toma
de núcleo, es necesario actualizar el modelo sedimentológico. La actualización del
modelo persigue solucionar la comprensión de los ambientes sedimentarios y
conectividad de las arenas yacimientos a partir de núcleos con la descripción, análisis
y asociación de facies sedimentarias según el esquema de MIALL (1996), esta
metodología no existe en el Campo, con la finalidad de obtener unificación en
criterios descriptivos.
Junín 5
Área de estudio
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
4
1.4 JUSTIFICACIÓN
La F.P.O representa un importante significado para la industria petrolera, ya que es
uno de los yacimientos y reservorios de hidrocarburos pesados y extrapesados más
grandes del mundo. Con el fin de obtener un detalle geológico cada vez mayor, y a
partir de la adquisición de núcleos en el bloque Junín surge la posibilidad de realizar
una actualización al Modelo Sedimentológico-Estratigráfico a partir del análisis del
mismo, correlación de registros de pozos, definición de modelo de facies, y así lograr
obtener un mejor detalle de las arenas de interés y renovar la propuesta de desarrollo
en el Campo.
1.5 OBJETIVO GENERAL
Elaborar un Modelo Sedimentológico-Estratigráfico integrado en un
sector al SE del Campo Junín 5, de la F.P.O.
1.5.1 OBJETIVOS ESPECIFICOS
• Interpretar las facies y su asociación (ambientes sedimentarios) a partir
de la descripción, y análisis de núcleo, utilizando la clasificación de MIALL
(1996).
• Elaborar secciones estratigráficas en el Campo Junín 5, que permitan
visualizar las variaciones laterales y verticales de los ambientes sedimentarios.
• Elaborar mapas de isopropiedades (electrofacies, arena neta y espesor
total).
• Integrar los datos y resultados obtenidos para la elaboración del
Modelo Sedimentológico.
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
5
1.7 ALCANCE
El presente trabajo comprenderá la actualización del Modelo Sedimentológico-
Estratigráfico con todo los datos adquiridos desde el año 2012, el cual contribuirá con
los parámetros geológicos del yacimiento en función de los datos sedimentológicos y
estratigráficos. La correlación estratigráfica y distribución de facies a partir de este
proyecto, permitirá a la industria petrolera mejorar la planificación del desarrollo del
Campo Junín 5.
1.8 ANTECEDENTES
• GONZÁLEZ DE JUANA et al. (1980), describe la estratigrafía e historia de
sedimentación de la Cuenca Oriental de Venezuela, señalando las características más
significativas de las unidades litoestratigráficas definidas en esta región.
• PETRÓLEOS DE VENEZUELA S.A. (1983), “Evaluación Exploratoria de la
Faja Petrolífera del Orinoco. Área Zuata. Volumen IV”, realiza una descripción
detallada de la estratigrafía y sedimentología del área de Zuata. Establecen los límites
y relaciones estratigráficas entre las distintas unidades reconocidas en el subsuelo de
esa región; además describieron 3 asociaciones de facies sedimentarias principales.
En este trabajo se describen detalladamente las características de estas asociaciones y
su arquitectura, en la reconstrucción paleoambiental de esos depósitos.
• AUDEMARD et al. (1985), en su trabajo titulado “Marco Geológico del
Terciario de la Faja Petrolífera del Orinoco”, proponen un nuevo modelo
sedimentológico-estructural de la F.P.O. Basados en estudios e interpretaciones de
resultados de estudios de pozos, reconocen que la secuencia estratigráfica de la zona
está constituida por tres ciclos de transgresión-regresión. El ciclo I de edad Oligoceno
se restringe a la parte occidental de la F.P.O. Los ciclos II y III incluyen las
formaciones Oficina, Chaguaramas (Superior) y Freites. En la provincia occidental el
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
6
Terciario suprayace discordantemente con los sedimentos cretácicos y paleozoicos,
los cuales se hallan en profundas depresiones estructurales.
• MÉNDEZ, O (1985), grafica la historia geológica de la Cuenca Oriental de
Venezuela a través de bloques diagramáticos, que explican el proceso de
sedimentación de la cuenca y su relación con la génesis, migración y acumulación de
los hidrocarburos en la misma.
• PARNAUD et al. (1995), describieron dos provincias petrolíferas principales en
la parte central de la Cuenca Oriental de Venezuela; dentro de las cuales se
caracterizaron los modelos de yacimiento e hidrodinámico que revelan la importancia
de los yacimientos principales Las Piedras, Oficina y Merecure. Por otra parte, desde
el punto de vista estructural definieron 4 episodios principales para el modelo de
evolución tectónica de la cuenca: pre- “rift”, “rift”, margen pasivo, y por último, un
episodio de colisión oblicua.
• DI CROCE et al. (1999), realizaron un trabajo sobre la secuencia estratigráfica
de la Cuenca Oriental de Venezuela basados en el análisis secuencial y estructural de
la cuenca. El contexto estructural de la cuenca lo definieron en 4 etapas: 1) una fase
de pre-“rift” ocurrida durante el Paleozoico/Pre-Jurásico; 2) una fase de “synrift” en
el Jurásico; 3) una fase de margen pasivo ocurrido durante el Cretácico-Oligoceno, y
por último, 4) una fase de “foredeep” en el Neógeno.
• VELÁZQUEZ, D (2002), realizó un estudio sedimentológico y estratigráfico de
la Formación Oficina en el área de concesión asignada al Proyecto Sincrudos de
Oriente (SINCOR), ubicado dentro del área de Zuata (actual área Junín), mediante la
integración de los estudios de núcleos y los registros de imágenes. Esta autora definió
10 facies sedimentarias que fueron agrupadas en 6 asociaciones facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
7
• AREVALO, J. (2012), realiza un modelo sedimentológico-estratigráfico en el
Campo Bare, perteneciente la F.P.O., a partir de la integración de datos de núcleo,
datos sísmicos, registros petrofísicos y bioestratigráficos, para un intervalo que va
desde el tope de la arena U2 de la Formación Merecure hasta el tope de la arena R3
de la Formación Oficina. Determinó el sentido de sedimentación a partir de la
correlación de 154 pozos y propone un ambiente de depositación correspondiente a
un sistema deltaico.
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
8
CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
A fin de alcanzar los objetivos del presente trabajo de investigación, se planteó la
siguiente metodología, como se muestra en el flujograma (fig. 2).
Figura 2. Flujograma metodológico
Calibración núcleo-perfil
Recopilación y Revisión de
Información
Núcleos con descripción
Sedimentológica NO SI
Validación en núcleos
- Definición de facies
- Carga de datos
Construcción de hoja
sedimentológica
Interpretación Paleoambiental
- Identificación de facies
- Asociación de facies
- Definición de ambientes
Modelaje Sedimentológico
- Secciones estratigráficas
- Mapas Isopropiedades
Descripción de núcleos
Documentación del Modelo
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
9
A continuación se describen las cuatro etapas planteadas para llevar a cabo la
elaboración de este trabajo:
1. Interpretación y asociación de facies.
2. Elaboración de secciones estratigráficas.
3. Elaboración de mapas de isopropiedades.
4. Integración de datos para la elaboración del Modelo
Sedimentológico-Estratigráfico.
2.1 Etapa I: Interpretación y asociación de facies.
Previamente a esta etapa se realizó una recopilación bibliográfica de la
información disponible y los informes técnicos existentes, con la finalidad de
seleccionar los más adecuados para este estudio. La zona de interés está conformada
por un total de 19 pozos, 18 de ellos propiamente dentro del área y 1 en áreas
vecinas como se observa en la figura 3, donde se muestra la ubicación y distribución
áreal de los pozos. Del conjunto de pozos disponibles, 2 poseen información de
núcleo (4 y 17), 11 de estos pozos (1, 2, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 18) corresponden a
una primera campaña de perforación realizada en la década de los ochenta y 8 pozos
(3, 4, 6, 12, 13, 16, 17, 19) pertenecientes a la actual campaña de perforación, los
cuales contienen información de registros convencionales y especiales, que se
utilizaron para validar la metodología implementada y verificar la evaluación
realizada.
Para cumplir esta primera etapa se procedió de la siguiente forma:
2.1.1. Revisión e interpretación de las descripciones sedimentológicas
pertenecientes a los núcleos del área.
2.1.2. Construcción de las hojas sedimentológicas.
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
10
2.1.3. Integración y comparación de la información obtenida, para determinar las
asociaciones de facies.
Figura 3. Ubicación de los pozos considerados en el área estudio.
Pozos
Pozos con núcleo
Leyenda
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
11
2.1.1 Descripción, revisión e interpretación de las descripciones sedimentológicas
pertenecientes a los núcleos del área.
Se revisó la descripción sedimentológica detallada suministrada por Eni,
Laboratorios Weatherford y PDVSA, la cual consistió en el reconocimiento de los
diferentes tipos litológicos, color, características texturales (tamaño de grano,
escogimiento, redondez), tipos de contactos, espesores, estructuras sedimentarias,
impregnación de hidrocarburos y contenido de icnofósiles.
Cabe destacar que la descripción personal de los núcleos no se realizó debido a
problemas de logística. Sin embargo con la integración de informes técnicos y
archivos fotográficos se complementa la información.
2.1.2 Construcción de la hoja sedimentológica y calibración del núcleo-perfil
Se realizó la representación gráfica de la información sintetizada, obtenida de
cada uno de los núcleos para la elaboración de la hoja sedimentológica a escala 1:200
ver anexo 1 y 2, mediante la utilización del programa CorelDraw 12®. Para la
calibración núcleo-perfil, se realizó la comparación del registro Core-Gamma con el
registro Gamma Ray (Gr) del pozo para ajustar las profundidades del núcleo,
básicamente es una integración entre la información obtenida a partir del estudio de
los núcleos y aquella proveniente de la interpretación de registros; de tal forma que se
pueda establecer las correlaciones necesarias para que ambas profundidades
coincidan; para ello se identificarán las diferencias y similitudes entre ambos
resultados obtenidos y de ser necesario se procederá a calibrar a través de ajustes en
profundidad en datos de núcleo, o re-evaluaciones en el caso de los perfiles, a fin de
unificar y fortalecer la interpretación de facies de la zona. Esta calibración se realizó
en los pozos 4 y 17 que contienen datos de núcleos.
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
12
2.1.3 Integración y comparación de la información obtenida, para determinar las
asociaciones de facies
Para finalizar y cumplir con lo planteado en la etapa I, se definieron las facies
tomando en cuenta los cambios en las características litológicas y estructuras
sedimentarias observadas en la secuencia estudiada y basado en la descripción y
codificación utilizada por MIALL (1996). Se establecieron las relaciones entre las
facies identificadas a fin de poder definir las asociaciones presentes e interpretar y
definir los procesos sedimentarios que caracterizan un ambiente particular. Con base
a lo anteriormente expuesto se realizó la validación del ambiente propuesto con
diferentes autores de referencia de la zona y con paleoambientes en otras regiones con
similar marco geológico.
2.2 Etapa II: Elaboración de secciones estratigráficas
Esta etapa comprendió la realización de secciones estratigráficas, las cuales se
llevaron a cabo con el fin de poder visualizar las variaciones laterales y verticales de
los ambientes sedimentarios, a través del análisis de registros eléctricos y correlación
a través de los topes estratigráficos establecidos, mediante el uso del Software Petrel
2013®, ver anexo 3,4,5,6,7,8.
Se eligieron los pozos para elaborar las secciones de correlación estratigráfica;
estos permiten determinar la arquitectura y disposición de los cuerpos de roca. Según
TALWANY (2002) las direcciones de sedimentación presentan una orientación
preferencial N45°E.
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
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2.3 Etapa III: Elaboración de mapas de isopropiedades (electrofacies, arena
neta y espesor total)
Los mapas de isopropiedades son el resultado de la evaluación petrofísica y la
interpretación geológica del yacimiento, desde el punto de vista estructural y de
ambiente, a su vez permiten observar el comportamiento y la distribución de los
fluidos dentro de los yacimientos donde las propiedades petrofísicas se relacionan con
los patrones sedimentarios (ALCALÁ, 2005). Estos mapas fueron realizados en Petrel
2013® y CorelDraw 12®, para cada una de las subsecuencias compuestas de base
a tope por: S7, S8, S9, S10, S11, S12, en función de los topes estratigráficos oficiales
del Campo.
Tabla 1. Listado de mapas de isopropiedades con sus respectivos intervalos.
Subsecuencias Intervalo
S7
SB8
SB7
S8
SB9
SB8
S9
SB10
SB9
S10
SB11
SB10
S11
SB12
SB11
MORA A. (2015) CAPÍTULO II: METODOLOGÍA
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2.3.1 Mapas de electrofacies: se realizaron cinco mapas para cada una de las
subsecuencias (tabla 1), con la finalidad de tener una distribución de las electrofacies
en el área, que fueron interpretadas para definir el ambiente depositacional. Estos
mapas fueron elaborados con CorelDraw 12®.
2.3.2 Mapas de arena neta: Se realizaron cinco mapas de arena neta con base a los
topes estratigráficos oficiales, elaborados en Petrel 2013®, con la finalidad de
mostrar la distribución de los cuerpos arenosos de las facies.
2.4 Etapa IV: Integración de datos para la elaboración del modelo
En esta etapa se define el Modelo Sedimentológico-Estratigráfico, basado en la
integración de los datos recolectados e interpretados en el área de desarrollo del
campo.
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
3.1 FACIES SEDIMENTOLÓGICAS
Según WALKER Y JAMES (1992) el término de facies sedimentológicas es
interpretado como un cuerpo de roca con características específicas de litología,
estructuras físicas y biológicas que se diferencian de los cuerpos supra e
infrayacentes. Idealmente una facies podría ser un tipo característico de roca que ha
sido formada bajo ciertas condiciones de sedimentación, que refleja un ambiente o
proceso de depositación particular. El comportamiento de los registros de pozos
puede ser utilizado para el reconocimiento de facies depositacionales, (fig. 4) por su
similitud con las sucesiones en los tamaños de granos, ya que cada tipo litológico va a
mostrar un comportamiento característico ante propiedades físicas como potencial
espontáneo, rayos gamma, resistividad, densidad, entre otras.
Figura 4. Identificación de facies por patrones de potencial espontáneo (SP) y de Rayos Gamma (Gr).
Tomado y modificado de CANT. (1982)
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
16
3.2 DEFINICIÓN DE FACIES
GARY NICHOLS (2009) expresa que en el estudio de la sedimentología, “Facies
sedimentarias” se refiere a la suma de las características de una unidad sedimentaria.
Estas características incluyen las dimensiones, estructuras sedimentarias, tamaños y
tipos de grano, color y contenido biogénico de una roca sedimentaria. Las facies
pueden ser definidas a diferentes escalas. En un estudio específicamente dedicado a la
interpretación de ambientes depositacionales, hay usualmente un intento deliberado
de subdividir al cuerpo de roca en facies constituyentes (unidades de aspecto similar).
Este es un procedimiento de clasificación y el grado de subdivisión es dominado por
los objetos del estudio. Si el objetivo es una descripción e interpretación rutinaria a
gran escala, una subdivisión de facies general puede ser suficiente. Si el objetivo
implica más detalle, quizá involucrando el afinamiento de un modelo ya existente o la
definición de uno nuevo, la subdivisión de facies debe ser más detallada.
La escala de subdivisión depende no solo de los objetivos, sino también del tiempo
disponible en el campo, el grado de preservación y la abundancia de estructuras
físicas y biológicas presentes en las rocas. También es importante señalar que la
subdivisión en facies de un cuerpo de roca no debe realizarse hasta no estar
completamente familiarizado con el cuerpo de roca, solo entonces se sabrá cuanta
variabilidad hay y cuántas facies diferentes deben ser definidas para describir la
unidad adecuadamente (WALKER & JAMES, 1992).
3.3 ASOCIACIONES DE FACIES
En muchos estudios, las facies son definidas a pequeña escala, donde las unidades
tienen no solo unos pocos metros de espesor y las diferencias entre las facies son
sutiles, involucrando por ejemplo cambios menores en la proporción de limo y lodo,
la abundancia relativa y diversidad de fósiles y diferencias menores en el estilo de
laminación. La subdivisión detallada, comúnmente resulta en un esquema de facies
donde las diferencias descriptivas son una ventaja a la hora de realizar
interpretaciones. Por lo tanto es de gran utilidad combinar facies que se relacionen
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
17
entre sí en “asociaciones” o grupos de facies relacionados genéticamente entre sí
(WALKER & JAMES, 1992). El procedimiento para el análisis de facies puede dividirse
en dos etapas; primero, debe realizarse el reconocimiento de las facies que pueden ser
interpretadas en términos de procesos y segundo, las facies se agrupan en
asociaciones de facies que reflejan combinaciones de procesos, y por consiguiente
ambientes de depositación.
3.4 MAPA DE FACIES
VERA (1994) define genéricamente un mapa de facies como una representación
gráfica, referida a un intervalo de tiempo específico, en la que se indica con colores, o
tramas diferentes, la distribución áreal de cada uno de los tipos de facies. Los mapas
de facies tienen una especial aplicación en el análisis de cuencas, ya que constituyen
una representación gráfica muy expresiva y de fácil interpretación como se muestra
en la figura 5. Los mapas de facies se construyen para un área con límites geográficos
definidos y para un intervalo de tiempo específico definido por dos isócronas,
incluyendo la actualidad con lo que se obtendría una representación área de los
sedimentos en la actualidad.
Figura 5. Ejemplo de mapa de facies. Tomado de ARÉVALO, J (2012)
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
18
3.5 CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA
VERA (1994) define la palabra correlación desde varios puntos de vista. En el
conjunto de las ciencias geológicas el término “correlación” se usa de manera
preferente en el campo de la estratigrafía, y casi siempre con una connotación
temporal. La correlación estratigráfica es una de las técnicas de mayor interés en la
estratigrafía y consiste en comparar dos o más secciones estratigráficas, de un
intervalo de tiempo semejante, estableciendo la equivalencia entre los niveles o
superficies de estratificación reconocibles en cada una de ellas.
Según VERA (1994) las correlaciones pueden ser de varios tipos, según el aspecto
o propiedad que se compare, así como de distintas escalas, las cuales se describen a
continuación:
3.5.1 TIPOS DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA
Correlación local: Es la correlación estratigráfica entre dos o más
secciones estratigráficas relativamente cercanas entre sí.
Correlación regional: Es la correlación entre secciones estratigráficas
más distantes entre sí, pero dentro de la misma cuenca sedimentaria, esta
constituye el elemento esencial para realizar el análisis estratigráfico de la
cuenca, incluido el estudio paleogeográfico de la misma.
Correlación global: Es la correlación entre secciones de áreas
geográficas muy distantes entre sí, y tiene una doble finalidad, una
contribuyen como datos necesarios para elaborar la sección estratigráfica ideal
del conjunto de la Tierra, a la que se ha llamado “Registro Estratigráfico”, y
por otra parte, permite valorar si los rasgos estratigráficos reconocidos en una
sección estratigráfica concreta, son debido a fenómenos alocíclicos o
autocíclicos (incluidos los globales).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
19
3.5.2 MÉTODOS DE CORRELACIÓN
VERA (1994), define los define como todo aquel criterio que facilite la
demostración de la equivalencia de dos unidades estratigráficas o superficies de
estratificación en diferentes secciones estratigráficas y los clasifica de la siguiente
manera:
Métodos físicos: Estos incluyen todos los métodos basados en la observación y/o
en la medida de sus propiedades físicas (incluida la propia litología) de las diferentes
rocas representadas en las secciones estratigráficas que se quieren comparar. Dentro
de los métodos físicos se diferencian cinco tipos:
Método de autocorrelación: El cual se basa en la continuidad de las
superficies de estratificación (o determinados reflectores) y aplicables tanto en
campo como en perfiles sísmicos.
Método litológico: Propiamente corresponde a la litocorrelación o
correlación litológica y se basan en los cambios litológicos bruscos y en la
presencia de algunos niveles de litologías especiales detectados a simple vista
en el campo (niveles guías), o reconocidos instrumentalmente, entre ellos los
destacados mediante estudios de laboratorio (como los componentes
mayoritarios y minoritarios).
Métodos basados en propiedades físicas: Estos agrupan las técnicas en las que
los datos que se comparan son leídos por medidas instrumentales de diferentes
propiedades físicas de los materiales. Entre estos métodos tenemos:
Método de los registros de pozo: Este método constituye un
excelente criterio de correlación entre secciones estratigráficas, levantadas a
partir de perforación de pozos relativamente cercanos, y en todo caso dentro
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
20
de una misma cuenca sedimentaria. Normalmente se utilizan como criterio de
correlación, combinándolos con la información litológica obtenida durante la
perforación de los pozos (ripios y núcleos). Este método corresponde a una
correlación litológica ya que los datos obtenidos mediante los registros
(electrofacies) reflejan esencialmente la litología de los materiales atravesados
en la perforación. Los cambios litológicos quedan reflejados en cambios de
electrofacies y pueden ser el reflejo de cambios bruscos simultáneos en una
cuenca o sector de la misma, por lo que también pueden ser criterios de
cronocorrelación.
3.6 REGISTROS DE POZO
Los registros de pozo son métodos geofísicos aplicados a las paredes de una
perforación, generalmente antes de su entubación, que complementan de manera muy
importante las muestras de núcleo extraídas del mismo (cuando se extraen). En la
prospección petrolera, en pozos cercanos a veces se prescinde de la toma de muestras,
ya que se confía totalmente en poder comprar con el máximo detalle, los materiales
cortados con el pozo nuevo con los del antiguo, mediante los registros de pozo. Entre
dos pozos cercanos los registros de pozo constituyen, normalmente la técnica de
correlación con mayor precisión y fiable (Modificado de VERA, 1994).
El fundamento básico de todos los registros de pozo es el de registrar
continuamente en función de la profundidad las variaciones de una o varias
propiedades físicas (dependiendo de los instrumentos introducidos en el pozo) de las
rocas atravesadas por la perforación. Entre algunas de las propiedades que pueden ser
medidas tenemos la conductividad, resistividad, radioactividad, densidad,
propagación de las ondas sonoras, entre muchos otros (Modificado de VERA, 1994).
Algunos de los tantos objetivos de los diferentes registros o el complemento de
varios son los siguientes:
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
21
Determinación de las características de las rocas atravesadas:
Porosidad, saturación de agua e hidrocarburo, densidad.
Delimitación de (cambios) de litologías.
Desviación y rumbo del agujero.
Medición del diámetro del agujero.
Evaluación de cementación.
Registro Rayos gamma o Gamma Ray (Gr): WALKER & JAMES (1992) lo define
como un registro que mide la emisión de rayos gamma de los diferentes estratos
penetrados en el pozo, que es una propiedad relacionada a su contenido de isótopos
radiogénicos de Potasio, Uranio y Torio. Estos elementos (en particular el potasio)
son comunes en minerales arcillosos y algunas evaporitas. En sucesiones de clásticos
terrígenos, el registro refleja la “limpieza” o ausencia de arcilla (alta radioactividad en
la escala °API, de la roca, promediado sobre un intervalo de alrededor de dos metros).
Se debe hacer énfasis en que la lectura del registro de rayos gamma no es en función
del tamaño de grano o del contenido carbonatico, sólo de la proporción de elementos
radioactivos, lo cual puede estar relacionado debido a la proporción de lutita. Por
ejemplo, areniscas y conglomerados libres de arcilla con cualquier mezcla de clastos
tamaños arena y cantos o guijarros, generalmente dan respuestas similares.
Calibrando uno o más registros con núcleos y/o ripios se puede distinguir entre
litologías limpias como areniscas, conglomerados, dolomías y calizas. Una vez
conocidas las litologías principales, el registro de rayos gamma puede ser calibrado a
litología por el establecimiento de lecturas máximas y mínimas correspondiendo a
carbonatos y areniscas puras versus lutitas y miembros puros. La concentración de
elementos radioactivos en lutitas aumentan con la compactación, por lo tanto la “línea
de lutita” debe ser reajustada si está siendo estudiado un estrato delgado. Existen 3
problemas principales de interpretación con los registros de rayos gamma:
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
22
La respuesta del registro puede ser afectada por la diagénesis, arcillas
radioactivas en poros.
Lutitas ricas en ilita (potasio alto) son más radioactivas que aquellas
ricas en montmorilonita o clorita.
Areniscas Arcosas (feldespato potásico alto) son más radioactivas que
aquellas carentes de feldespatos.
3.7 SECCIONES ESTRATIGRÁFICAS
Muestran en el plano vertical las características litológicas de facies y espesores de
la arena (fig. 6). El objetivo principal de las secciones estratigráficas es reconstruir la
geometría de las arenas en el tiempo de la depositación o en un tiempo corto posterior
a ella, pudiéndose así obtener información acerca de las discordancias, barreras de
permeabilidad, cambios de espesores estratigráficos, límites estratigráficos y
variaciones de facies. Se construyen en forma manual orientadas en dirección de la
sedimentación, para visualizar la continuidad lateral de la arena dentro del
yacimiento. (Petróleos de Venezuela S.A.-CIED, 1997).
Figura 6. Sección estratigráfica norte-sur, donde se observa un patrón de retrogradación de los
sedimentos debido a una transgresión, así como el engrosamiento de los paquetes de arena hacia la
cuenca, en este caso hacia el norte del área de estudio. En color amarillo las facies de barra, en color
marrón las facies de canal y las líneas rojas corresponden a los niveles de correlación. Tomado de
ARÉVALO (2012)
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
23
3.8 DELTAS
READING (1978) define los deltas como una protuberancia discreta formada en la
línea de costa donde los ríos entran al océano, mares semicerrados, lagunas
protegidas por barreras, y los sedimentos son suministrados más rápido de lo que
ellos pueden ser redistribuidos por los procesos autóctonos de la cuenca.
ARCHE (1992) define deltas como una estructura convexa que destacan en una
costa frente a la desembocadura de un rio y que se forman cuando el aporte de
sedimentos supera la redistribución por procesos marinos como olas, corrientes y
mareas.
3.8.1 PARTES DE UN DELTA
Todo delta posee dos partes bien diferenciadas, una subaérea y otras subacuáticas.
La parte subaérea corresponde a la llanura deltaica (topset), y las subacuáticas a
frente deltaico (foreset) y prodelta (bottomset) como se muestra en la figura 7.
(Modificado de ARCHE, 1992).
Figura 7. Partes de un delta. (Tomado de ARCHE, 1992).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
24
La llanura deltaica puede dividirse dos partes, una superior o interna, siempre por
encima de la acción marina y dominada por procesos fluviales, y otra parte inferior o
externa, donde se da la interacción con procesos marinos, y esta alcanza hasta el
límite inferior de las mareas.
En la llanura deltaica el canal fluvial, normalmente puede subdividirse
progresivamente, dando a lugar a los llamados canales distributarios y entre ellos hay
una serie de submedios como marismas y lagos, entre otros.
La llanura deltaica puede tener áreas activas y abandonadas, pues el rio tiende a
buscar el camino más corto hacia el mar, y abandona un lóbulo cuando ha crecido en
demasía. Mientras que la parte activa crece, la abandonada puede sufrir el ataque de
las olas y corrientes, mientras que se compacta por expulsión de aguas intersticiales
de los sedimentos. Esta combinación hace disminuir su tamaño en el tiempo.
En el frente deltaico se encuentra una gradación de tamaños de grano, desde la
parte superior, donde dominan las arenas, hacia la parte inferior donde hay más
materiales finos procedentes de decantación, en transición gradual al prodelta, donde
se depositan solo sedimentos finos. La plataforma continental adyacente también
puede recibir abundantes sedimentos finos.
3.9 CLASIFICACIÓN DE LOS DELTAS
La clasificación de los deltas puede realizarse atendiendo a una o varias de sus
características como la forma, dinámica, estructura, entre otros. Estas clasificaciones
son necesarias porque desde hace tiempo se sabe que un solo modelo no puede
explicar todos los diferentes sistemas depositacionales deltaicos actuales y antiguos.
ARCHE (1992).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
25
ARCHE (1992) menciona una clasificación dada por un estudio de AUDLEY-
CHARLES et al., 1977, donde revelaron la complejidad de la situación geográfica de
los deltas mayores, y que estos pueden ser incluidos en unos pocos grupos,
considerando dos factores: tipo de drenaje y situación tectónica. Haciendo la salvedad
de los deltas pequeños que están controlados por la tectónica local y no por grandes
estructuras (por ejemplo el delta del río Ebro).
De acuerdo con las características tectónicas que recorren, los grandes sistemas de
drenaje que dan lugar a deltas pueden clasificarse en los siguientes tipos (fig. 8):
Amerotipo (INMAN & NORSTROM, 1971): Tipo principalmente
unidireccional, alejándose de una cordillera hacia el margen pasivo.
Afrotipo (INMAN & NORSTROM, 1971): Donde no existe una cordillera y los
sistemas de drenaje no son unidireccionales, sino que desembocan en toda la
periferia fracturada.
Paralelo a las estructuras (AUDLEY-CHARLES et al., 1977): Sigue la
estructura de las cadenas plegadas, bien en su interior o en la periferia.
Transverso a las estructuras (AUDLEY-CHARLES et al., 1977): Son los más
escasos y cortan perpendicularmente la estructura de las cadenas plegadas
hasta alcanzar el mar.
Además si se considera el marco tectónico en que se desarrollan los grandes
complejos deltaicos, observamos (AUDLEY-CHARLES et al., 1977) que se encuentran
en una de estas tres situaciones (fig. 9):
Dentro de cratones
En bordes pasivos fracturados tipo atlántico
En megasuturas de compresión o megasuturas (zonas C), bien sea en
zonas de Benioff simples (zonas B) o en cadenas complejas tipo alpino,
cabalgadas hacia el continente en anchos cinturones (zonas A).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
26
Por otro lado las clasificaciones basadas en la morfología de la parte subaérea del
delta que distinguen una serie de tipos: lobulados, digitado, cuspado y elongado, entre
otros, no tienen utilidad para conocer sus posibles secuencias y distribución de facies,
solo pueden relacionar muy vagamente su origen y forma final, ignorando todo lo que
hay por debajo del agua que es la mayor parte del edificio deltaico. Modificado de
ARCHE, (1992).
ARCHE (1992), destaca que una clasificación de mayor utilidad es la de FISHER et
al., (1969), que utiliza factores como procesos generadores de facies, geometría de
los cuerpos arenosos y distribución de facies vertical y horizontal. Divide los deltas
en dos grupos: los Altamente constructivo: Tipo lobulado y tipo elongado. Y los
Altamente destructivos: dominado por olas y dominado por mareas.
Figura 8. Tipos de drenaje y posición de los deltas. (Según AUDLEY-CHARLES et al., 1977; en ARCHE,
1992).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
27
Figura 9. Marco tectónico de los grandes deltas actuales. (Según Audley-Charles et al., 1977; en
Arche, 1992).
Esta clasificación tiene como ventaja el poder usarse para series antiguas, pero
como resalta ELLIOT (1997), existe un “continuum” entre los tipos extremos , los
únicos que se definen, y más importante aún: el término altamente destructivo es
confuso, porque incluso esos deltas crecen, no desaparecen, y además todo delta tiene
una etapa tras ser abandonado por el canal principal, que ha sido denominada con
propiedad “etapa destructiva” (SCRUTON, 1960), lo que puede dar lugar a graves
confusiones.
Otra clasificación es la de COLEMAN & WRIGHT (1975), que clasifica
estadísticamente características como área de drenaje, tipo de valle aluvial, llanura
deltaica y cuenca receptora, definiendo seis tipos básicos (fig. 10), mediante la
distribución de la fracción de arena en su interior y secuencias verticales idealizadas.
Tiene la ventaja de su descripción, independiente de casos individuales, pero el
problema es que no se le puede asumir a una sola secuencia vertical la complicada
interrelación de facies dentro un complejo deltaico como se muestra en la figura 10.
Tomado de ARCHE (1992)
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
28
Figura 10. Diversos modelos conceptuales de deltas basados en el análisis estadístico de su contenido
en arena. 1) Baja energía de olas y de deriva costera, plataforma de baja pendiente y abundantes
sedimentos finos; 2) Baja energía de olas, alto rango mareal, cuenca estrecha; 3) Energía de olas
moderada, alto rango mareal, cuenca amplia y de baja pendiente; 4) Energía de olas moderada,
plataforma de baja pendiente, poco aporte de sedimento; 5) Alta energía de olas, plataforma de gran
pendiente; 6) Alta energía de olas, gran deriva litoral, plataforma de gran pendiente (Modificado de
Coleman y Wright, 1977; en Arche, 1992)
ARCHE (1992), propone que quizás la mejor clasificación y de mejor utilidad es la
de GALLOWAY (1975) como se muestra en la figura 10. Esta clasificación utiliza un
diagrama triangular cuyos componentes extremos son los procesos fluviales, mareales
y de oleaje puros. Según la influencia relativa de cada uno de ellos se pueden
representar los deltas en su interior. En la figura 11 se ven representadas tres
secciones ideales de distintos deltas, dominados por acción fluvial, acción de mareas
y la acción de olas.
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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Figura 11. Clasificación ternaria de los deltas basada en los procesos que actúan sobre el edificio
deltaico y algunos ejemplos actuales (Modificado de GALLOWAY &, 1975)
3.10 SUBMEDIOS DELTAICOS
ARCHE (1992) señala que, dentro de un delta existen una serie de submedios con
dinámica y depósitos propios, que puede distinguirse por su geometría, estructuras
sedimentarias y fauna, a continuación se describen algunos de estos submedios y se
ven esquematizados en la figura 12.
Figura 12. Submedios en el delta actual del Mississippi, con claro predominio fluvial. (Modificado de
FISK,, 1961 y GOULD, 1970; en ARCHE, 1992)
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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3.11 LLANURA DELTAICA
Presenta un relieve muy pequeño y extensas áreas que pueden quedar cubiertas por
las aguas dulces o saladas por fenómenos como desbordamientos o tormentas. En la
Llanura Deltaica se tiene:
Canales Distributarios: Son los tramos finales de los cauces fluviales, por los que
se distribuye el caudal y la carga sólida asociada; este puede ser único, pero en
general existen varios cuya distribución generalmente es en forma radial. Sus
dimensiones son variables con anchuras de más de un kilómetro, a unos pocos
metros. En general presentan alta sinuosidad, pero también pueden ser del tipo
entrelazado. Las avulsiones son frecuentes, ya que el cauce busca siempre el camino
más corto hacia la cuenca, provocando así el abandono de algunos canales (fig. 13) y
la generación de áreas no activas en la llanura deltaica.
Figura 13. Secuencia de canal abandonado (Según COLEMAN & PRIOR, 1980; en ARCHE, 1992)
Bahías Interdistributaria: Son las zonas situadas entre los canales activos, más o
menos conectadas con las aguas de la cuenca de recepción, de muy poca profundidad
y poca agitación. Se rellenan por materiales procedentes de los canales distribuidores
en momentos de avenida (la fig. 14 muestra ejemplos de secuencias ideales
producidas en las bahías interdistributarias en un delta de dominio fluvial) por
diferentes procesos entre los que podemos mencionar:
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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Inundación: Es cuando las aguas desbordan el canal distributario en
las avenidas, se forma un flujo no canalizado (Sheet flood) sobre toda el área,
y se deposita una fina capa de arena y limo, cuya estructura interna desaparece
posteriormente por la bioturbación. (ELLIOT 1974 en ARCHE, 1992). Los
sedimentos más gruesos se depositan en el momento del desbordamiento,
formando con el tiempo los diques naturales (leves) de los canales
distribuidores. Su estructura característica es una sección con base erosiva,
formada por arenas con rizaduras, limos y arcillas laminadas, con abundantes
raíces.
Abanicos de rotura: Son pequeñas roturas en los diques naturales de
los canales distributarios. Estos solo son activos en periodos de avenidas o
inundaciones en los canales distributarios, lo que provoca la existencia de
superficies de reactivación. El espesor total de estos depósitos puede variar
entre 1,5 a 16 m, su secuencia vertical característica comienza con una base de
limos y arcillas bioturbadas del fondo de la bahía, sobre esta una alternancia
de arenas y limos con estratificación cruzada de surco y paleocorrientes
divergentes (barra de desembocadura), y por ultimo hacia el tope arenas con
estratificación cruzada de surco unidireccional y numerosas superficies de
reactivación (canal de rotura), que pasan al techo a arcillas y limos con raíces
(fig. 14).
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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Figura 14. Evolución de un abanico de rotura lateral localizado (Crevasse splay) en el delta del rio
Mississippi. (Según COLEMAN & PRIOR, 1980; en ARCHE, 1992)
Marismas: Se forman, si el clima lo permite, en los estadios finales de relleno de
las bahías, cubriendo las plantas de agua dulce, la superficie recién formada. El
sedimento resultante de este periodo es un depósito más o menos potente de turba,
que es rápidamente soterrado y posteriormente conservado (fosilizado) bajo nuevas
secuencias de bahías. A continuación se describen los submedios de un delta con
predominio de la influencia fluvial. Figura 15.
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
33
Figura 15. Secuencias producidas en las bahías interdistributarias en un delta de dominio fluvial.
(Según ELLIOTT, 1974; en READING 1978)
3.12 FRENTE DELTAICO
Es una zona de mayor pendiente (aproximadamente 0,5 a 5º) en la que se
depositan materiales de corrientes cargadas de sedimentos más densos que el agua
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
34
marina, procedentes de las bocas de los canales distributarios en avenidas y otros
procedentes de decantación de las “plumas” de aguas con sedimentos finos que flotan
sobre las aguas de la cuenca receptora, derivada de los canales distributarios en
condiciones de flujo normal o de avenida.
El resultado es una sucesión compleja con numerosas secuencias individuales y
conjuntas granocrecientes, con rizaduras de corriente y laminación paralela.
En el frente deltaico se observa
Barras de desembocadura: Se generan en la zona más somera, adyacente a la
desembocadura, son de forma lunada y frente de crecimiento hacia el mar, su altura
máxima es de unos 40 metros y su extensión lateral hasta de 10 kilómetros. Tiene los
sedimentos más gruesos en la cresta, situada a poca distancia de la desembocadura y
desde allí tiene una progresiva disminución del tamaño de grano hacia las facies
distales más profundas.
3.13 PRODELTA
Es la zona distal del delta, y la más profunda. En ella se depositan los sedimentos
más finos que caen por decantación desde “plumas” de aguas turbias, y tiene muy
poca pendiente, inferior a 0,2º. Su extensión lateral es grande y está formado por una
alternancia de finas capas de limos y arcillas en la parte basal que va pasando en su
sección media de limos, arcillas y arenas finas a un cuerpo arenoso con estratificación
cruzada de surco o planar, de existir restos vegetales o animales son de características
continentales, con superficies de crecimiento inclinadas; la parte superior en contacto
neto y en ocasiones erosivo, está formada por una o varias secuencias granocrecientes
de limos y arenas, que acaban en niveles de turba, suelos o costas salinas, y
representan los depósitos de llanura deltaica.
MORA A. (2015) CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
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Figura 16. Secciones ideales de deltas: A) Dominado por la acción de las olas (COLEMAN, 1976); B)
Dominado por acción fluvial (COLEMAN & WRIGHT, 1970); C) Dominado por acción de las mareas
(COLEMAN, 1976). (Modificado de ARCHE, 1992)
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
36
CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
4.1 GENERALIDADES DE LA CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA
La Cuenca Oriental está localizada al este de Venezuela, específicamente entre las
coordenadas 8° y 11° latitud norte y 61° y 66° longitud oeste. Posee una longitud de
aproximadamente 600 km en su eje mayor con sentido este–oeste y 200 km en su eje
menor con sentido norte–sur MÉNDEZ (1985).
Esta cuenca es la de mayor extensión superficial en Venezuela abarcando una
superficie de 164000 km². Comprende los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y
Delta Amacuro MÉNDEZ (1985). Limitada al norte por la Cordillera de La Costa, al
sur por el río Orinoco, al este por la plataforma del delta del mismo río y al oeste por
el Arco El Baúl. Es una cuenca asimétrica, con buzamiento general hacia el este,
estando la parte más profunda en el noreste hacia el Delta Amacuro. El flanco norte
está constituido por una zona de complejidad tectónica y plegamientos, y el flanco sur
posee buzamiento suave hacía el norte.
La Cuenca Oriental de Venezuela se divide en dos subcuencas: la primera
corresponde a la Subcuenca de Guárico y la segunda a la Subcuenca de Maturín (fig.
4), ambas con características sedimentológica, tectónicas y estratigráficas bien
diferenciadas, siendo la Subcuenca de Maturín donde está ubicada el área de estudio
(GONZÁLEZ DE JUANA et al., 1980). Estas subcuencas están separadas por el Arco de
Úrica (GONZÁLEZ DE JUANA et al., 1980), asociado al corrimiento de Anaco – San
Joaquín – Santa Ana.
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
37
4.2 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LA CUENCA ORIENTAL DE
VENEZUELA
La evolución tectónica de la Cuenca Oriental de Venezuela puede explicarse según
dos modelos, uno propuesto por PARNAUD et al., (1.995) y DI CROCE (1.995), los
cuales se explican en cuatro y tres episodios respectivamente.
4.3 MODELO PROPUESTO POR PARNAUD ET AL., (1.995):
Episodio I: Pre – Rift (Paleozoico Temprano)
Durante este episodio los continentes aún permanecían unidos en un sólo
supercontinente, la Pangea. La cuenca formaba parte de una extensa cuenca
pericratónica que incluye a las actuales cuencas Barinas–Apure y de los Llanos
Orientales de Colombia.
Sobre un basamento ígneo-metamórfico del Precámbrico se depositan las
formaciones Hato Viejo y Carrizal de edad Cámbrico (fig. 8), Estas formaciones
cubren la Subcuenca de Guárico (Estados Guárico y Anzoátegui). PARNAUD et al.,
(1995), señalan que estas formaciones se depositaron en un ambiente costero a
nerítico.
La Formación Hato Viejo representa un ambiente transicional característico de
arcosas que pasan a areniscas cuarcíferas de colores grises. GONZÁLEZ DE JUANA et
al., (1980) describen La Formación Carrizal, como arcilitas homogéneas de color
negro a verde oscuro, en donde se observan intercalaciones locales de areniscas y
algunos conglomerados de grano fino de la Formación Hato Viejo. La edad de esta
unidad es Cámbrico Temprano con base en acritarcos (DI GIACOMO, 1985).
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
38
Episodio II: Rift (Jurásico Tardío – Cretácico Temprano)
Este episodio es característico de: estructuras graben, la creación de corteza
oceánica en el dominio de Tetis-Caribe y una discordancia regional asociada al
rompimiento (PARNAUD et al., 1995).
PARNAUD et al., (1995) describen durante este episodio la sedimentación de
depósitos continentales en el oeste del Graben de Espino, conocidos como la
Formación Ipire (L.E.V. 1997). Dicha formación depositada en ambiente continental,
es característica de una secuencia irregular de areniscas, arcosas, limolitas, lutitas y
ocasionales intercalaciones conglomeráticas, de color marrón rojizo en diferentes
tonalidades, con ocasionales horizontes de color gris claro a verdoso (L.E.V. 1997).
Posee un espesor de 3600 m aproximadamente. Asociado a la sedimentación de esta
formación se encuentra el Basalto de Altamira que MOTICSKA (1985) que se
caracteriza como un basalto toleítico con tendencia alcalina, homogéneo de color gris
oscuro.
Episodio III: Margen Pasivo (Cretácico – Paleógeno)
Ocurre la depositación de secuencias siliciclásticas y secuencias de ambientes más
marinos caracterizados por calizas bioclásticas y facies, producto de la subsidencia
tectónica y los cambios eustáticos del nivel del mar a nivel mundial. Se caracteriza
por tres fases transgresivas principales que se desarrollan de norte a sur y que
culminan con el Turoniense, Paleoceno Temprano – Eoceno y Oligoceno
respectivamente PARNAUD et al., (1.995). La transgresión cretácica comienza con la
depositación de la Formación Barranquín (fig. 8), de edad Barremiense, seguida por
la depositación de las formaciones García, El Cantil, Borracha y Chimada (figura 8)
de edad Aptiense – Albiense. En el flanco sur se deposita la Formación Canoa (fig.
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
39
8). A finales del Albiense se inicia desde el este de Venezuela y de manera diacrónica
hacia el oeste, una invasión marina que coincide con el pulso mundial transgresivo
del Cretácico Tardío, responsable de la sedimentación de las formaciones Querecual
y San Antonio (figura 8) YORIS et al., citado en WEC (1997). En el flanco sur como
equivalentes laterales diacrónicos de Querecual y San Antonio tenemos las
formaciones Canoa y Tigre (figura 8), las primera de edad Aptíense – Albiense. Para
el Maastrichtense ocurre una regresión marcada evidenciada por las intercalaciones
de areniscas con delgadas capas de lutitas de la Formación San Juan (figura 8), hacia
el centro de la cuenca se deposita la Formación Vidoño (figura 8), representada por
una sedimentación marina de lutitas oscuras fosilíferas, generalmente blandas y sin
laminación GONZÁLEZ DE JUANA et al., (1.980), Suprayacente a la Formación Vidoño,
en la mitad septentrional de la cuenca, se deposita la Formación Caratas (figura 18)
en el Eoceno Temprano – Eoceno Tardío.
La última fase transgresiva se desarrolla durante el Oligoceno con la depositación
de las areniscas básales de la Formación Merecure (fig. 8) PARNAUD et al., (1.995) y
se define como un ciclo sedimentario transgresivo – regresivo, caracterizado por una
secuencia de arenisca- lutita-arenisca. La Formación Merecure se depositó en un
ambiente de aguas dulces a salobres CAMPOS et al., (1.985) interpretan un ambiente
variable de lagunas y aguas salobres francamente marinas.
Episodio IV: Colisión Oblicua (Neógeno – Cuaternario)
La etapa del margen pasivo finaliza durante el Oligoceno resultado de la colisión
oblicua de la placa del Caribe con la placa de América del Sur (Figura 17). Este
choque entre estas placas genera un cambio en la cuenca formando una cuenca
antepaís (“foreland”) (DI CROCE et al., 1999). La creación de la cuenca antepaís
ocurre durante el Oligoceno-Mioceno, la misma se puede dividir en tres áreas:
(1) un área sur que corresponde a una zona plataformal.
(2) una zona central correspondiente a la antefosa (“foredeep”) y,
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
40
(3) un área norte correspondiente al área de corrimiento.
PARNAUD et al., (1995) señalan que en el Oriente de Venezuela, no se ha
reconocido actividad tectónica antes del Eoceno Tardío. Sin embargo, la migración de
la antefosa (“foredeep”) se llevó a cabo de norte a sur, lo cual fue relacionado con las
unidades alóctonas originadas por colisión oblicua de las placas.
Durante el período Mioceno se producen cambios fundamentales en la forma de la
cuenca, la cual va adquiriendo su geometría actual, a su vez la distribución de los
sedimentos también cambia, pasando a ambientes más continentales hacia el oeste.
En el “foredeep” se encuentran los depósitos de las formaciones Oficina y Freites
de edad Mioceno.
La Formación Oficina está representada por lutitas y areniscas alternantes, esta
unidad se explicará con detalle posteriormente. Los depósitos de la Formación
Oficina se extienden considerablemente hacia el sur y sureste hasta una línea cercana
al curso actual del Río Orinoco. Hacia el este se profundiza la cuenca representado
por los depósitos de la Formación Carapita. La Formación Carapita está constituida
por lutitas marinas de color oscuro con abundantes foraminíferos; esta unidad está
ausente en la Subcuenca de Guárico.
En el L.E.V., (1997) describen la Formación Freites como lutitas físiles verde a
gris verdoso en cuyo tope y base existen intervalos arenosos.
Durante el Mioceno, el tectonismo adquiere gran importancia debido que se
acentúa el plegamiento de la Serranía del Interior, produciendo algunas fallas inversas
y bloques volcados en la misma dirección de empuje. Hacia el sur de la cuenca se
producen numerosos corrimientos como el de Anaco y Pirital, estos esfuerzos dieron
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
41
origen a las fallas transcurrentes Urica, San Francisco, El Soldado y Los Bajos
(GONZÁLEZ DE JUANA et al., 1980).
Durante el Mioceno Tardío-Plioceno en el “foredeep” se depositan los sedimentos
de las formaciones La Pica y Las Piedras.
La Formación La Pica se caracteriza por lutitas blandas con intercalaciones de
areniscas de grano fino (GONZÁLEZ DE JUANA et al., 1980).
En el Plioceno mientras los ambientes marinos continuaron retrocediendo hacia el
este, extensos ambientes fluvio – deltaicos se establecieron sobre una gran parte de la
cuenca; representadas por la Formación Las Piedras.
La Formación Las Piedras es una secuencia de sedimentos finos mal consolidados
constituidos principalmente por arcillas, arenas, lignitos y conglomerados (L.E.V.,
1997).
Los últimos depósitos de la Cuenca Oriental de Venezuela están representados por
la Formación La Mesa característica de un ambiente continental, definida como una
superficie en proceso de erosión (L.E.V., 1997).
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
42
Figura 17. Contexto tectónico en la Cuenca Oriental de Venezuela, colisión oblicua entre la Placa del
Caribe y la Placa de América del Sur. Modificado de: PARNAUD, et al., (1995).
4.4 MODELO PROPUESTO POR DI CROCE ET AL., (1.995):
En el modelo propuesto por DI CROCE et al., (1999), se reconocen tres etapas
tectónicas mayores:
Episodio Rift
Este se desarrolla durante el Triásico al Jurásico Tardío y está relacionado con la
separación de Pangea, caracterizado por el “rifting” o expansión en dirección
noroeste – sureste de América del Norte de Gondwana (FEO CODECIDO et al., 1984 en
DI CROCE 1995).
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
43
Episodio Margen Pasivo
Se encuentra comprendido entre el Jurásico Tardío al Oligoceno donde posterior a
la fase de extensión se produjo una subsidencia del margen pasivo ocurrida entre el
Jurásico Tardío – Cretácico Tardío en el occidente de Venezuela y Jurásico Tardío –
Oligoceno en el oriente de Venezuela.
La culminación de la expansión entre el Norte y Suramérica ocurrió en los tiempos
del Campaniense, para tal momento, el Arco de Islas magmático de las protoantillas
mayores colisiono con el margen pasivo de Norteamérica (Cuba Española) y
Suramérica (Venezuela).
Finalmente, la deformación transpresional desde el Paleoceno tardío hasta el
reciente avanza diacrónicamente a lo largo del borde septentrional de Suramérica
(PINDELL & BARRETT 1.990, en DI CROCE 1.995). Este episodio se divide a su vez en
tres fases transgresivas según PARNAUD et al., 1.995 que se desarrollan de norte a sur
y que fueron detalladas en el subcapítulo anterior.
Episodio de Margen Activo
Se desarrolla durante el Mioceno Temprano hasta el Reciente, el margen pasivo
formado durante el Cretácico es transformado en un frente de corrimientos y cuencas
“foreland” asociadas. La Cuenca Oriental de Venezuela es definida en respuesta al
esfuerzo y a la carga antepaís, incrementando la deformación transpresional hacia el
este. Actualmente la Cuenca Oriental de Venezuela se encuentra localizada cerca de
la conexión entre la Placa Atlántica, de Norteamérica y del Caribe. A esta etapa se
atribuye la formación de las cuencas antepaís de Venezuela. Los eventos
compresionales del Neógeno evidenciados por anticlinales y las expresiones
diapíricas en la superficie definen la deformación frontal de la Cuenca Oriental de
Venezuela. Ver figura 5. (AUDEMARD et al., 1.990). El Mioceno Temprano consiste
de dos litofacies principales, la primera fue depositada en un ambiente fluvial y se
encuentra constituida por areniscas de grano grueso a medio interestratificadas con
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
44
capas delgadas de lutitas y eventuales capas de lignitos correspondiente a la
Formación Merecure, y la segunda fue depositada en una ambiente litoral a marino
somero y se encuentra compuesta por dos secuencias progradantes granocrecientes
caracterizadas por lutitas basales alternadas con facies de limolitas y areniscas
finalizando con areniscas de grano grueso correspondiente a la Formación Carapita.
Durante el Mioceno Temprano ocurre una profundización sustancial que produce una
discordancia importante y separa los sedimentos del Oligoceno de los sedimentos del
Mioceno Temprano, es decir la Formación Merecure y la Formación Carapita
respectivamente. Por otra en el Mioceno Medio, definió tres litofacies pertenecientes
a la Formación Freites, la primera de ella se caracteriza por patrones granocrecientes
de lutitas basales con cambios variables de facies limolíticas a areniscas y finalizando
con areniscas de grano medio a grueso. Estos sedimentos se depositaron en un
ambiente litoral a marino somero (DI CROCE, 1.995).
Figura 18. Cuadro cronoestratigráfico de la Cuenca Oriental de Venezuela. Tomado y modificado de
PDVSA, Léxico estratigráfico de Venezuela (1997). Nótese en el rectángulo de color rojo la zona de
estudio
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
45
4.5 ESTRATIGRAFÍA REGIONAL
El área de Junín se encuentra ubicada en la subcuenca de Maturín en la Cuenca
Oriental de Venezuela. Esta área forma parte de la F.P.O. ubicada al sur de la Cuenca
Oriental de Venezuela.
La columna estratigráfica del área incluye las siguientes unidades (Fig. 18), la
información de estas unidades fue tomada de L.E.V. (1997) y PDVSA (2007):
BASAMENTO
El basamento es ígneo metamórfico de edad Proterozoico. Estudios petrográficos
determinan que en este basamento se observan anfibolitas de afinidad máfica,
granitos potásicos intrusivos de afinidad intermedia (metatobas), rocas graníticas epi-
mesozonales, porfídicas y pertíticas, caracterizado por granitos potásicos, orogénicos,
anatecticos y peralumínicos, con presencia de biotita y desarrollo de muscovita, todas
estas rocas pertenecen a la Provincia Pastora.
PALEOZOICO
En gran parte del subsuelo del Área Junín están presentes los sedimentos de edad
Paleozoico. En el Campo Junín 5, la existencia de estos sedimentos está representada
en su mayoría por la Formación Carrizal. Los sedimentos paleozoicos están
representados por las Formaciones Carrizal y Hato Viejo y por sedimentos post -
Carrizal.
CÁMBRICO SUPERIOR
Formación Carrizal
Esta unidad es claramente diferenciable en registros eléctricos con base en la
repuesta de las curvas de Rayos Gamma (Gr) y potencial espontáneo, típica de
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
46
sedimentos lutíticos y en las interpretaciones sísmicas del área, como un reflector
muy fuerte. Esta formación está constituida por una secuencia de espesor
considerable de argilitas verdes a gris verdosas, duras y compactas.
La localización tipo de la Formación Carrizal está en el pozo Carrizal-1, situado en
el Distrito Monagas del Estado Anzoátegui, a unos 65 km al sur de Pariaguán y a
unos 40 kilómetros al Sureste de Santa María de Ipire (hoja 7141, escala 1:100.000,
Cartografía Nacional) entre la profundidad de 1.111 m (3.645 pies) y el fondo del
pozo a 1598 m (3.645 pies). Esta sección corresponde a la parte superior de la unidad.
Una sección de referencia representando la parte inferior, está en el pozo Zuata-1,
aproximadamente 40 kilómetros al sur- suroeste del Carrizal-1, entre las
profundidades de 458 metros (1503 pies) y 777 metros (2.550 pies).
La Formación Carrizal típicamente compuesta de lutitas de color gris claro a
marrón, ligeramente glauconítica, con pequeñas intercalaciones de areniscas, la
Formación Carrizal es de edad Cámbrico Temprano parte más tardía y está
suprayacente a la Formación Hato Viejo.
Formación Hato Viejo
Esta formación de edad indeterminada (Cámbrico Temprano) no ha sido alcanzada
por ningún pozo en el área de Junín 5. Según informe de 1983, en algunos núcleos
que fueron recobrados en dos pozos (MARAVEN.1980-1983), la litología
corresponde a areniscas cuarzosas de color rosado, macizas y de grano grueso. La
única diferencia entre los dos pozos es la variación de color amarillo pálido a blanco
amarillento.
Aunque se desconocen las relaciones estratigráficas reales de esta unidad, se
supone concordante subyacente a la Formación Carrizal y en contacto discordante
sobre el basamento. Hato Viejo fue publicado originalmente por HEDBERG (1942),
siendo el autor del nombre M.W. HASS (1939, citado por HEDBERG 1950). FEO-
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
47
CODECIDO (L.E.V.I, 1956) resumió lo publicado sobre la unidad por LIDDLE (1946),
BUCHER (1952) y FEO – CODECIDO (1953-54). Su ubicación geográfica es en el
estado Anzoátegui.
La localidad tipo es el pozo Hato Viejo en el intervalo 835 metros (2740 pies) a
869 metros (2850 pies). El pozo está ubicado a unos 50 kilómetros al Sur de
Pariaguán, en el Distrito Monagas del estado Anzoátegui (Hoja 7240, escala
1:100.000, Cartografía Nacional).
La Formación Hato Viejo está compuesta de arenisca de grano fino a muy grueso,
la edad sugerida para esta Formación fue comprendida entre el Proterozoico Medio y
el Cámbrico Temprano parte más tardía. La Formación Hato Viejo infrayace a la
Formación Carrizal y suprayace al Basamento del Escudo de Guayana. El ambiente
de sedimentación posiblemente corresponda a ambientes fluviales de canales
entrelazados.
Sedimentos Post – Carrizal
CABRERA (1985) muestra la presencia de sedimentos Post – Carrizal en los Llanos
venezolanos sugerida por SMITH (1980); algunos pozos en el área de las Mercedes,
estado Guárico, han penetrado rocas pre-Cretácico, en su mayoría no metamorfizadas.
La litología descrita a partir de núcleos incluyen limolitas, conglomerados, areniscas
y lutitas piritizadas; calizas arcillosas, dolomíticas, metamorfizadas; areniscas,
arcillitas con siderita, lignitos ocasionales y lutita gris oscuro a negro, dura (La
Pascua, muestra de canal).
Capas Rojas
Mencionadas originalmente en 1984 por FEO-CODECIDO et al., con el nombre
provisional de Formación La Quinta, estas capas rojas fueron estudiadas y redefinidas
por MOTICSKA (1985), asignándole el nombre de Formación Ipire. La redefinición se
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
48
hizo necesaria, debido a que los sedimentos descritos en informes inéditos bajo el
nombre de Formación Espino, incluían, además de las capas rojas una secuencia de
areniscas grises y blancas halladas en el área de Machete, estado Guárico, de
características litológicas, de ambiente sedimentario y de edad distinta a la de las
capas rojas.
VAN ERVE (1985) estudió la palinoflora de estos sedimentos rojos, y corroboró su
edad Jurásico Medio – Tardío y su paleoambiente. La localidad tipo es un pozo
exploratorio (MARAVEN.1980-1983). Las capas rojas abarcan el subsuelo del sector
centro – occidental de la F.P.O. También se le ha perforado en el área de Machete a
65 kilómetros al Oeste de Santa María de Ipire. Las capas rojas son secuencias
irregulares, alternante de areniscas arcosas, limolitas, lutitas y ocasionales
intercalaciones conglomeráticas, de persistente color marrón rojizo en diferente
tonalidades, con ocasionales horizontes de color gris claro a verdoso.
Los estratos arenáceos y arcósicos, frecuentemente presentan un cemento
carbonatico (esencialmente dolomítico). El detritus es fino a muy fino, y los granos
son angulosos a subangulares y moderadamente mal escogidos. La estratigrafía se
caracteriza por su heterogeneidad y variabilidad vertical y lateral, con estratificación
cruzada, rizaduras, con laminaciones lenticulares onduladas. Las “Capas Rojas” han
sido reportadas en el Graben Espino, las cuales, resultaron estériles en palinomorfos,
según resultados bioestratigráficos.
MESOZOICO
En el Área Junín está constituido por las formaciones Canoa y Tigre de edad
Cretáceo representados por el Grupo Temblador, como se describe a continuación:
CRETÁCICO
En el bloque Junín estos sedimentos están representados por el Grupo Temblador,
que se encuentra discordante sobre la Formación Carrizal y representa toda la
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
49
sedimentación cretácica conocida como subsuelo al sur de los estados Anzoátegui y
Monagas. Este grupo fue dividido en dos formaciones Tigre y Canoa.
Formación Canoa
Se caracteriza por lutitas moteadas, en algunos casos de color rojizo como se
presenta en un pozo de Junín 4, típicas de un ambiente continental, intercaladas a su
vez con areniscas arcillosas. En el registro de GR, se puede reconocer con un
incremento considerable en la lectura. Además, del incremento en los registros
espectrales con respecto a las relaciones Uranio/Potasio (U/K) y Torio/Potasio (T/K).
Formación Tigre
Está constituida por una sección arenosa de grano medio a grueso, con
intercalaciones de lutitas de color blanco a gris claro, debido a su alto contenido de
caolinita. Esta Formación se encuentra presente en la parte Norte del Área Junín.
CENOZOICO
En el Área Junín, el Cenozoico está constituido por las formaciones Merecure y
Oficina Inferior, como se describe a continuación:
TERCIARIO
El Área Junín está constituida por las formaciones Merecure de edad Oligoceno y
la Formación Oficina Inferior de edad Mioceno Temprano presente en toda el área de
estudio.
OLIGOCENO
Formación Merecure
Este nombre fue propuesto por HERBERG (1947) para representar una sección
arenosa que aflora en la quebrada Merecure, afluente del río Querecual en el Norte de
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
50
Anzoátegui y que descansa discordantemente sobre los sedimentos de la Formación
Tigre y la Formación Canoa según sea el caso en el Área Junín.
Para CAMPOS et al., (1985) esta unidad se caracteriza por el predominio de
areniscas masivas, con algunas intercalaciones de capas delgadas de lutitas y lignitos
que son más abundantes en la parte superior.
MIOCENO
Formación Oficina
La sección tipo se encuentra en el pozo Oficina N° 1 (OG-1), ubicado en el
poblado de Anaco, en el estado Anzoátegui. En esta sección el espesor de la
Formación Oficina varía de 2000 a 4000'. En los campos de Anaco el espesor de la
Formación Oficina es de 2000 m (6550'), el cual disminuye hacia Cerro Pelado, por
efectos de la erosión ocurrida antes de la sedimentación de la Formación Las Piedras.
La Formación Oficina se describe como una alternancia de lutitas grises, gris oscuro
y gris marrón, intercaladas e interestratificadas con areniscas y limolitas de color
claro y grano fino a grueso. Componentes menores, pero importantes de la unidad,
son las capas delgadas de lignitos y lutitas ligníticas, arcilitas verde y gris claro, con
esférulas de siderita, areniscas siderítico-glauconíticas y calizas delgadas con
estructuras cono en cono. El material carbonoso es común, y en algunos pozos
pueden encontrarse hasta 40 o 50 capas de lignito, que varían desde pocos
centímetros hasta 60 cm de espesor y que son de considerable valor en las
correlaciones. En general, las areniscas se hacen más abundantes, de mayor espesor y
de grano más grueso hacia la base de la formación. (Hedberg et al, 1947) El contacto
inferior de la formación puede ser discordante sobre unidades cretácicas o más
antiguas, así como también, concordante sobre la Formación Merecure. ARNSTEIN et
al., (1985), reconocen en el pozo SFV-9, al sur del corrimiento de Anaco, la
existencia de una discordancia dentro de un intervalo asignado a la Formación
Oficina; consideran que dicha discordancia, separa dos ciclos sedimentarios
diferentes representativos del Mioceno Medio y del Oligoceno; proponen, además,
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
51
que la Formación Oficina descansa concordantemente sobre la Formación Merecure
en los pozos Mata 11-14 y Mata 5-174 de la subcuenca de Maturín. GONZÁLEZ DE
JUANA et al., (1980), consideran que la Formación Oficina se sedimentó en un
inmenso complejo fluvio-deltaico, donde son comunes las arenas lenticulares y de
relleno de canales de ríos. Al norte del corrimiento de Anaco, la Formación Oficina
se acumuló en condiciones marinas marginales a neríticas, con una mayor influencia
marina en la parte media. (fig. 19).
Figura 19. Propiedades típicas del yacimiento y registro tipo de la Faja: en este caso del área Junín.
Este registro tipo se construyó con datos de tres pozos, por lo cual los intervalos de profundidad no
coinciden exactamente. Las areniscas de buen espesor y de alta resistividad (A y B) provienen muy
posiblemente de un ambiente fluvial, mientras que las areniscas más irregulares han tenido mayor
influencia marina. Tomado de CARL CURTIS & ERIC DECOSTE
MORA A. (2015) CAPÍTULO IV: GEOLOGÍA REGIONAL
52
Formación Freites
Suprayace concordante sobre la Formación Oficina. En el Área Junín no se ha
reconocido la existencia de sedimentos de esta formación, los cuales, corresponden a
una edad de Mioceno Tardío en otras áreas de la F.P.O. Se caracteriza por una
secuencia de lutitas de color verdoso de ambiente marino somero y hacia su base
suele presentar un intervalo rico en restos de conchas que en algunos casos permite
delimitar el contacto Freites-Oficina según el informe de PDVSA de la F.P.O. de
1984.
PLIOCENO-PLEISTOCENO
Formaciones Las Piedras y Mesa
Representan el tope de la columna sedimentaria presente en la (FPO). Su edad está
definida como Plioceno - Pleistoceno y las mismas no se han podido diferenciar entre
sí por lo complejo de su correlación interna. Es por esta razón que dichos intervalos
de roca se han manejado como una sola unidad sedimentaria. Se caracteriza por
presentar una litología bastante homogénea, consistiendo principalmente en gruesos
paquetes de arenas de grano grueso y gravas con cemento ferruginoso intercaladas
con limolitas carbonosas y lutitas.
MORA A. (2015) CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL
53
CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL
5.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL ÁREA
La geología estructural dentro del área Junín mantiene el mismo patrón estructural
que el resto de la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en la parte sur (ver
fig. 20).
Figura 20. Características tectónicas de la Cuenca Oriental de Venezuela, mostrando la ubicación de
la F.P.O. Tomado y modificado de PDVSA, 2007.
El sistema de fallas de Hato Viejo divide la faja en dos provincias estructurales
(figura 20); al oeste del sistema de fallas se encuentran ubicadas las áreas de Boyacá
y Junín, donde el Terciario descansa discordante sobre espesas secuencias de
sedimentos cretácicos y paleozoicos. La dirección predominante de las fallas en esta
Falla Inversa
Falla Transcurrente
Falla Normal
LEYENDA
0 200Km
MORA A. (2015) CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL
54
provincia occidental son este–oeste y noreste–suroeste, destacándose esta última
orientación para el sistema de fallas de Altamira en la zona limítrofe de las áreas
Boyacá y Junín. El desplazamiento vertical promedio de las fallas es
aproximadamente 200 pies.
Desde el punto de vista regional esta parte de la cuenca se caracteriza por una
porción sur elevada y una porción norte fuertemente deprimida, rasgos evidenciados a
nivel del basamento ígneo-metamórfico y limitado al Sur por la falla de Altamira. En
el nivel de la Formación Oficina y en el Grupo Temblador, los yacimientos buzan
entre 0,5º y 3º hacia el NE, formando un monoclinal cortado por un sistema de fallas
normales escalonadas o “en échelon”. Las fallas son más frecuentes hacia el norte del
área; se tiene también que el principal mecanismo de entrampamiento es de carácter
estratigráfico y las fallas influyen localmente en las condiciones de acumulación de
hidrocarburos.
En el área de Junín se reconocen los límites de los acuñamientos sur del
Paleozoico, sur del Cretácico (ambos en la parte central del área) y la desaparición del
Oligoceno debido a truncamientos erosivos por debajo de la primera transgresión del
Mioceno. Al este del área el Cretácico se halla localmente solapado por encima del
Paleozoico, mientras que el Terciario es discordante de norte a sur, suprayaciendo al
norte del Cretácico, al Paleozoico y luego al basamento ígneo metamórfico. En la
Figura 21 se observa la configuración estructural de la F.P.O.
MORA A. (2015) CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL
55
Figura 21. Sección esquemática estructural regional de la F.P.O. Tomado y modificado de: PDVSA.
(2007). Nótese en el rectángulo la zona de estudio
5.2 ESTRATIGRAFÍA LOCAL
El área de Junín se encuentra ubicada en la subcuenca de Maturín en la Cuenca
Oriental de Venezuela. Esta área forma parte de la F.P.O. ubicada al sur de la Cuenca
Oriental de Venezuela, el Campo Junín 5.
La columna estratigráfica del área incluye las siguientes unidades (Fig. 18), la
información de estas unidades fue tomada de L.E.V. (1997) y PDVSA (2007):
MIOCENO
Formación Oficina
Está presente en toda el Área Junín y la secuencia más prospectiva se encuentra en
el miembro inferior, de edad Mioceno Temprano. Se caracteriza por presentar una
sección inferior arenosa y una superior lutítica con abundantes capas de lignitos
intercalados, que ocasionalmente muestran evidencia de bioturbación. La sección
inferior se caracteriza por presentar abundantes paquetes de arenas masivas que
varían de grano fino a grueso y por rápidos cambios de facies. Igualmente, estos
intervalos arenosos se van truncando hacia el Sur contra la sección subyacente
MORA A. (2015) CAPÍTULO V: GEOLOGÍA LOCAL
56
(Oligoceno, Cretácico o Paleozoico). Desde el punto de vista ambiental, esta
formación se caracteriza por presentar intervalos arenosos que corresponden a un
ambiente de sedimentación asociado a un sistema retrogradante, con predominio de
sistemas progradantes individuales.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
57
CAPÍTULO VI
RESULTADOS Y ANALISIS DE RESULTADOS
6.1 GENERALIDADES
En este capítulo se describen y analizan los diferentes productos obtenidos para
cumplir con los objetivos planteados en este trabajo.
La descripción de núcleo y otros datos utilizados fueron dados por eni Venezuela,
Laboratorios Weatherford en el informe preliminar de la descripción litológica para
el pozo 17, y PDVSA para el pozo 4 según informe interno CVP-OR-PMR-0813.
En esta investigación se utiliza la nomenclatura de facies de MIALL (1996) en la
descripción de núcleos para los pozos 4 y 17, las facies identificadas en el área de
estudio fuerón modificada en algunos casos.
La sección estratigráfica de estudio comprende las arenas S7, S8, S9, S10, S11,
S12 limitadas cada una por sus dos intervalos o límites de secuencia, como se observa
en la tabla 1, de la Formación Oficina. Para facilitar el análisis de la sección
estratigráfica esta se dividió en cinco subsecuencias en base a los topes oficiales, los
cuales son: SB7, SB8, SB9, SB10, SB11, SB12; de base a tope respectivamente.
6.2 DESCRIPCIÓN DE NÚCLEOS
A continuación se describen de forma sintetizada los datos sedimentológicos
integrados de los pozos 4 y 17 del Campo Junín 5 de la Formación Oficina.
La descripción sedimentológica detallada del pozo 4, fue suministrada por
PDVSA en el informe interno CVP-OR-PMR-0813 y realizado por TOVAR (2008), se
cortaron 599´ pies de núcleo, recobrándose un total de 363´ pies desde (1350´-1949´),
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
58
pertenecientes a la Formación Oficina. De manera generalizada se observa que la
sección de estudio es en su mayoría limo-arenosa con intercalaciones de limos y
lutitas, algunas capas gruesas de arenisca y lignitos. Hacia la base de la secuencia a
estudiar se encuentran un conjunto de areniscas, seguido del intervalo limo-arenoso.
Hacía el tope de la sección se observa un conjunto limo-arenoso con más presencia de
lutitas y algunas areniscas fosilíferas, como se observa en el anexo 1.
La descripción sedimentológica detallada para el pozo 17, fue proporcionada por
eni Venezuela, realizado por MONTENEGRO (2015) y Laboratorios Weatherford
elaborado por GONZÁLEZ (2015), se cortaron 273´ pies de núcleo, recobrándose un
total de 201´pies desde (1485´-1758´), perteneciente a la Formación Oficina. Se
observa que la sección de estudio en su mayoría es areno-lutitica con algunas
intercalaciones de limo y pequeños lignitos hacía el tope. Hacia la base la sección se
encuentran gruesas capas de arenisca con delgadas intercalaciones de lutita y
limolita. Hacia el tope lutita con intercalaciones de limos y areniscas, más la
presencia de lignitos con espesores entre uno y tres pies, como se observa en el anexo
2.
6.3 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS
6.3.1 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS POZO 4
Con base a la descripción sedimentológica perteneciente al pozo 4, se definieron
cuatro unidades litoestratigráficas, algunas de las cuales se dividen a su vez en
subunidades como observan en el anexo 1 y se describen a continuación de base a
tope:
Unidad I (1934’-1818’)
Esta unidad se encuentra ubicada en la parte basal de la columna estratigráfica del
núcleo 4, compuesta principalmente por areniscas, algunas lutitas y lignitos, con un
espesor total de 116’ (fig. 1), el tamaño de grano varía de fino a grueso, presenta
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
59
contactos de tipo transicional y abrupto, con bases erosivas, ver tabla 2. Esta Unidad
se divide en dos subunidades, las cuales se describen a continuación:
Subunidad I (1934’-1909’)
En la parte inferior de la Unidad I se ubica esta subunidad compuesta por lutitas,
algunas areniscas y lignitos, con un espesor de 25’ (anexo 1). Las lutitas ubicadas en
la parte basal son carbonosas de color gris oscuro hacia el tope y blanco hacia la
base (fig. 22), con espesores aproximados entre 1’ y 2’, lignito con espesor de 1’
seguido por una arenisca de grano medio con espesor de 5’ con granos
subredondeados a subangulares, mal escogida, que se encuentra en contacto abrupto
con el lignito y bases erosivas, (ver tabla 2).
Figura 22. Detalle del núcleo 4 (1931’-1934’).
Subunidad II (1846’-1818’)
En la parte superior de la Unidad I se ubica esta subunidad, compuesta por una
capa de arenisca microconglomerática con un espesor de 29’, no consolidada, con
granos subangulares a subredondeados, mal escogida, granodecreciente al tope, en
contacto transicional. Se observan abundantes granos de cuarzo, (ver tabla 2).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
60
Unidad II (1818’-1622’)
Esta Unidad se encuentra ubicada entre la parte superior de la Unidad I e inferior
de la Unidad III. Compuesta principalmente por intercalaciones de limolitas y
areniscas de grano fino, seguido por intercalaciones de limolitas y lutitas, algunos
horizontes ligniticos hacia la base, y areniscas microconglomeráticas, con un
espesor total de 196’ (anexo 1), el tamaño de grano varía de fino a medio, contactos
de tipo transicional y abrupto con bases erosivas. Las estructuras sedimentarias se
encuentran mayoritariamente hacia la base y corresponden a estratificación paralela,
lenticular, ondulada y entrecruzada, algunas estructuras de deformación
sinsedimentaria de tipo (Slump), microfallamientos (figura 23), escasas
bioturbaciones y abundantes paleoraíces, con abundantes esferulitas de óxido de
hierro, algunos nódulos de siderita y abundantes granos de cuarzo, (ver tabla 2). Esta
unidad se divide a su vez en dos subunidades, las cuales se describen a continuación:
Subunidad I (1818’-1714’)
En la parte inferior de la Unidad II se encuentra esta subunidad con un espesor de
104’, compuesta por intercalaciones de limolita y arena con espesores entre 6’-31’ y
algunos horizontes lignitos hacia el tope, con espesor que varía entre 0.5’- 1’ a 1718’
y 1734’, las capas de limolita ubicadas en la parte superior aumentan su espesor de
igual forma que las areniscas. La variación vertical del tamaño de grano corresponde
a un tamaño fino, contactos transicionales y bases erosivas. Las estructuras
sedimentarias corresponden a estratificación paralela, lenticular y ondulada. A 1786’
aproximadamente se observan estructuras de deformación Slump, microfallamientos
a 1746’ (fig. 23), escasas bioturbaciones, a 1760’ abundancia de paleoraíces, con
abundantes esferulitas de óxido de hierro, algunos nódulos de siderita y abundantes
granos de cuarzo (Ver tabla 2).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
61
Subunidad II (1736’-1622’)
En la parte superior de la unidad II se encuentra ubicada esta subunidad con
espesor de 114’, compuesta por intercalaciones limolíticas de color marrón rojizo
con areniscas de grano fino, arenisca de grano fino a medio y lutitas de color rojizo.
Las intercalaciones limolíticas con areniscas de grano fino, bien escogida a
subredondeada, con espesor aproximado de 46’, areniscas de grano fino a medio,
subredondeada moderadamente escogida con un espesor aproximado de 28’,
intercalaciones limolíticas con lutitas rojizas, espesor 6’, a 1695’ se observa una capa
de arena microconglomerática no consolidada subangular a subredondeada con
espesor de 2’ . El tamaño de grano varía verticalmente de fino-medio-fino (1/8-1/4-
1/8 mm) según UDDEN WENTWORTH (1922), los contactos presentes son de tipo
transicional. Las estructuras sedimentarias observadas en este intervalo corresponden
a estratificación ondulada, cruzada, lenticular, microfallamientos a 1640’ (ver fig.
23), ocasionales paleoraíces, bioturbaciones y algunos restos de madera petrificada.
Abundantes granos de cuarzo en la capa de arena microconglomerática (Ver tabla 3).
Figura 23. Detalle del núcleo 4 (1640’-1645’).
1640’-1645’
Microfallamientos
s
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
62
Unidad III (1622’-1428’)
Esta Unidad se encuentra ubicada entre la parte superior de la Unidad II e inferior
de la Unidad IV, el espesor total abarca 194’ aproximadamente como se observa en el
anexo 1. Está compuesta por intercalaciones de limolitas y areniscas de grano fino
hacía la base con algunos lignitos, hacía el tope el intervalo se vuelve más lutitico,
observándose una intercalación entre lutitas y limolitas. El tamaño de grano varía de
fino a muy fino (lignitos) (1/8-1/6 mm), según UDDEN WENTWORTH, (1922), los
contactos son de tipo transicional. Las estructuras sedimentarias corresponden a
estratificación cruzada de ángulo bajo, abundantes paleoraíces y bioturbaciones.
Ocasionales horizontes rojizos de siderita, clastos y nódulos de óxido de hierro (ver
tabla 2). Esta unidad a su vez se subdivide en dos unidades, las cuales se describen a
continuación:
Subunidad I (1622’-1500’)
Ubicada en la parte inferior de la unidad III con espesor de 122’, compuesta
principalmente por intercalaciones de limolitas y areniscas de grano fino, lutitas y
lignitos hacía el tope.
Las intercalaciones limolíticas con areniscas de grano fino tienen un espesor
aproximado de 24’, arenisca con espesor de 18’, de grano fino, subredondeada a
subangular moderadamente escogida, lutitas de espesor 1’-2’, lignitos 0,5’-1’, el
tamaño de grano varía de fino a muy fino (1/8-1/6 mm), según UDDEN WENTWORTH,
(1922) (ver figura 24), los contactos son de tipo transicional. Las estructuras
sedimentarias corresponden a estratificación cruzada de ángulo bajo, moderadamente
disturbada por paleoraíces y algunas bioturbaciones. Horizontes rojizos de siderita y
ocasionales clastos de óxido de hierro (Ver tabla 2).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
63
Figura 24. Detalle del núcleo 4 (1478’1479’, 1596’-1598’, 1616’, 1622’).
Subunidad II (1500’-1428’)
Ubicada en la parte superior de la unidad III con espesor de 72’, compuesta por
intercalaciones de limolita y areniscas de grano fino, seguido por intercalaciones de
limolitas y lutitas con coloraciones grises a rojizas (ver fig. 25).
Las intercalaciones de limolita y areniscas de gran fino, subredondeada a
subangular, moderadamente escogida tienen un espesor de 22’ aproximadamente.
Intercalaciones de limolita y lutita con espesor de 29’, el tamaño de grano
verticalmente no varía siendo este siempre fino (1/8) según UDDEN WENTWORTH,
(1922), con contactos de tipo transicional. Algunas bioturbaciones hacia la base (ver
tabla 2).
Figura 25. Detalle del núcleo 4 (1507’).
1478’-
1479’
1622’ 1616
’
1596’-
1598’
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
64
Unidad IV (1428’- 1362’)
Esta unidad se encuentra en la parte superior de unidad III, siendo el tope de la
sección estratigráfica, su espesor total abarca 66’. Está compuesta por intercalaciones
de limolitas y arenisca de grano fino, alternancia de limolitas y lutitas, areniscas de
grano fino a medio fosilíferas, lignito hacia el tope. El tamaño de grano varía de fino
muy fino a medio, (1/8-1/16-1/4 mm) según UDDEN WENTWORTH, (1922), los
contactos son de tipo transicional. Las estructuras sedimentarias corresponden a
estratificación paralela, se encuentran bioturbaciones hacia la base y conchas de
bivalvos hacia el tope. (Ver tabla 2).
Subunidad I (1428’- 1374’)
Se sitúa en la parte inferior de la unidad IV con espesor de 54’, está representada
por intercalaciones de limolita y arenisca de grano fino con espesor de 62’ con
granos subredondeados a subangulares, moderadamente escogida, lignito de espesor
1’, el tamaño de grano verticalmente varía de fino a muy fino (1/8-1/16), según
UDDEN WENTWORTH, (1922), los contactos son de tipo transicional. Presenta
estratificación paralela, abundantes bioturbaciones. (Ver tabla 2).
Subunidad II (1374’-1362)
Se ubica en la parte superior de la unidad IV, con espesor de 12’, está representada
por intercalaciones de limolita con lutitas con coloraciones grises y rojizas, espesor de
6’, areniscas de grano fino fosilífera hacía la base espesor 1’ y arenisca de grano
medio al tope, 5’. El tamaño de grano varía verticalmente de fino a medio (1/8-1/4),
según UDDEN WENTWORTH, (1922). La arenisca de grano fino fosilífera está en
contacto gradual con la lulita. Se observan conchas de bivalvos bien preservados,
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
65
distribuidos aleatoriamente con un diámetro entre 1-2 cm aproximadamente (ver
figura 26), esferulitas de óxido de hierro y nódulos de siderita. (Ver tabla 2).
Figura
Figura 26. Detalle del núcleo 4 (1734’, 1362’-1364’).
Conchas de Bivalvos)
1374’ 1362’-1364’
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
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67
6.3.2 UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS POZO 17.
Con base en la descripción sedimentológica perteneciente al pozo 17 se definieron
cuatro unidades litoestratigráficas como se observa en el anexo 2, las cuales a su vez
se dividen en subunidades y se describen a continuación:
Unidad I (1760’-1706’)
Esta unidad se encuentra en la parte inferior de la unidad II, siendo la base de la
sección estratigráfica con un espesor de 54’, compuesta principalmente por
intercalaciones de arenisca de color negro debido a la impregnación de hidrocarburo,
de grano grueso a medio con lutitas de color gris, lutita con limolitas, areniscas.
Arenisca de color negro de grano grueso a medio con intercalaciones de lutita, su
espesor aproximado es de 2’-26’, lutitas con limolita representa un espesor de 2’-23’,
areniscas con espesor de 2’-6’, el tamaño de grano verticalmente varía de medio
grueso a fino, (1/4-1/2-1/8) según UDDEN WENTWORTH, (1922), los contactos son de
tipo transicional. Las estructuras sedimentarias corresponden a estratificación
paralela, ondulada, lenticular, flaser, rizaduras. Estructuras de escape, bioturbaciones,
planolites. Se encuentran algunos clastos de siderita de color marrón amarillento.
(Ver tabla 3).
Subunidad I (1760’-1735’)
Situada en la parte inferior de la Unidad I, su espesor aproximadamente es 2’-26’,
compuesta por intercalaciones de arenisca de color negro debido a la impregnación de
hidrocarburo de grano grueso a medio con espesor de 2’-26’, hacía el tope de la
secuencia las capas aumentan su espesor, el tamaño de grano varía de medio a grueso
(1/4-1/2), según UDDEN WENTWORTH, (1922), los contactos son de tipo transicional,
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
68
con bases erosivas. Las estructuras sedimentarias corresponden a estratificación
paralela, ondulada, lenticular, flaser, rizaduras. El nivel de bioturbación es bajo. (Ver
tabla 3).
Subunidad II (1724’—1706’)
Situada en la parte superior de la Unidad I, su espesor aproximadamente es 18’.
Compuesta por lutitas de color gris claro con intercalaciones de limolita y areniscas
de grano fino con espesor entre 2’-26’, los contactos son de tipo transicional y
bioturbados, con bases erosivas. Su tamaño de grano varía de fino a medio (1/4-1/2)
según UDDEN WENTWORTH, (1922). Presenta estratificación paralela, lenticular y
rizaduras. En 1707’ se observa planolites y en 1712’ helminthopsis y algunas
huellas de escape en 1717’ (ver fig. 27), el nivel de bioturbación es moderado. (Ver
tabla 3).
Figura 27. Detalle del núcleo 17 (1707’, 1712’, 1717’).
1707’ 1712’ 1717’
Planolites Helminthopsis Huellas de escape
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
69
Unidad II (1706’-1618’)
Se ubica en la parte superior de la Unidad I e inferior de la unidad III, con espesor
de 88’. Compuesta por areniscas de grano grueso a medio con moderado a buen
escogimiento y delgadas capas de lutita de color gris claro, los contactos son de tipo
transicional y las bases erosivas, el tamaño de grano verticalmente varía de grueso a
medio (1/2-1/4 mm) según UDDEN WENTWORTH, (1922). Las estructuras
sedimentarias comprenden laminación paralela, ondulada, lenticular y cruzada, las
cuales son difíciles de observar debido al alto grado de impregnación de
hidrocarburos. Escasa bioturbación, algunos clastos de grava subangulosos a
subredondeados dispuestos de forma aleatoria, caolinitizada localmente (ver fig. 25),
cuarzo y nódulos de siderita de color amarillo claro (ver fig. 28), (ver tabla 3).
Figura 28. Detalle del núcleo 17 (1644,’ 1646’, 1662’, 1755’).
Unidad III (1598’-1526’)
Se ubica en la parte superior de la Unidad II e inferior de la Unidad IV con espesor
de 72’. Compuesta principalmente por lutitas de color gris claro a muy claro con
espesor de 4’-58’, estas lutitas son ricas en materia orgánica, limolitas con espesor
1644’ 1646’
Caolinita Grava
1662’ 1755’
Siderita Laminaciones
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
70
2’-58’, lignitos con espesor de uno y medio pie, hacia el tope de esta unidad se
observan delgadas capas de arenisca de grano fino a muy fino de color gris
amarillento a gris claro intercaladas con lutita, el tamaño de grano varía verticalmente
de fino a muy fino (1/8-1/16 mm) según UDDEN WENTWORTH, (1922), algunos
contactos son de tipo transicional y otros abruptos. Se observa estratificación paralela,
lenticular, rizaduras al tope de la unidad, estructuras de escape a 1557’. En la
intercalación entre la lutita y la arenisca en 1526’ se observan estructuras de carga
(load cast), dentro de las lutitas en 1528’ están presentes algunos pisolites (ver fig.
29), el nivel de bioturbación es fuerte a lo largo de todo el intervalo, paleoraíces, un
poco caolinitizada y algunos nódulos de siderita. (Ver tabla 3).
Unidad IV
Se ubica en la parte superior de la Unidad III, siendo el tope de la secuencia
estratigráfica, con espesor de 41’. Está compuesta principalmente por intercalaciones
de arenisca de grano medio a fino con lutita su espesor aproximado es 31’, limolitas
de tres pies y lignito de uno y medio pie. El tamaño de grano varía verticalmente de
1526’ 1528’
Pisolites Huellas de carga
Figura 29. Detalle del núcleo 17 (1525’, 1528’).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
71
fino a medio (1/8-174 mm) según UDDEN WENTWORTH, (1922), algunos contactos
son de tipo transicional y otros abruptos. Las estructuras sedimentarias corresponden
a estratificación de espina de pescado a 1503’ (ver fig. 30), laminación lenticular,
planar y rizaduras. Paleoraíces, bioturbaciones, algunos chondrites, (ver tabla 3). A su
vez esta unidad se divide en dos Subunidades, las cuales se observan en el anexo 2 y
describen a continuación:
Subunidad I (1526’-1495’)
Se sitúa en la parte inferior de la Unidad IV con espesor de 31’, compuesta por
intercalaciones de areniscas de color negro debido al nivel de impregnación de
hidrocarburo, (ver fig. 30) de grano fino a medio con un grado de escogimiento
moderado a bueno, con lutitas de color gris claro a gris amarillento y delgadas capas
de limolita, su espesor es de 31’, el tamaño de grano varía verticalmente de fino a
medio (1/8-1/4 mm) según UDDEN WENTWORTH, (1922), algunos contactos son de
tipo transicional y otros abruptos. En las areniscas se observa fuerte estratificación
“herringbone” o espina de pescado a 1503’ (ver fig. 30), estratificación lenticular, y
rizaduras. Hacia el tope se observan bioturbaciones. (Ver tabla 3).
1503’
Estratificación espina
de pescado Estratificación
lenticular
1503’ Figura 30. Detalle del núcleo 17 (1503’).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
72
Subunidad II (1495’-1485’)
Se sitúa en la parte superior de la unidad IV con espesor de 10’, compuesta
principalmente por lutitas con espesor de siete pies, limolita tres pies y lignitos de un
pie, el tamaño de grano varía de fino a medio, (1/8-1/4 mm) según UDDEN
WENTWORTH, (1922), algunos contactos son de tipo transicional y otros abruptos. Las
estructuras sedimentarias corresponden a estratificación paralela y algunas lenticular,
posibles fracturas de desecación a 1493’. Poca presencia de bioturbaciones las cuales
están rellenas de arena de grano fino y algunas paleoraíces, chondrites a 1494’ y
huellas de escape a 1495’. (Ver figs. 31, 32). (Ver tabla 3).
Figura 31. Detalle del núcleo 17 (1488’, 1491’).
1491’’
Raíces
1488’’
Nivel carbonoso
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
73
Figura 32. Detalle del núcleo 17 (1493’, 1494’, 1495’).
1493’
Fracturas
1494’
Chondrites
1495’
Estructuras de
escape
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MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
75
6.4 CALIBRACIÓN NÚCLEO-PERFIL
Se realizó la calibración de los registros de Rayos Gamma (Gr) en conjunto con
los núcleos extraídos de las diferentes unidades, con la finalidad de establecer una
relación lógica entre los registros eléctricos y la litología. A su vez, se señalaron las
características generales de los registros de Rayos Gamma (Gr), para cada unidad, y
así poder observar la geometría de la curva, con base en los patrones de curvas de
Potencial Espontáneo (SP) y Gamma Ray (Gr) propuestos por diferentes autores, en
este caso WALKER (1992) como se observa en la figura 5. Se utilizaron como registro
tipo para esta descripción los pozos 4 y 17 en donde el registro de Rayos Gamma
(Gr) fue corrido para toda la unidad.
Se procedió a comparar de forma visual núcleos extraídos en Junín 5, en conjunto
con curvas de Rayos Gamma. Esto con la finalidad de poder asociar tipos de litología
y cuerpos de arena que se observan en los registros.
A partir de esta comparación se observa que las formas de las curvas de los
registros encontradas en el pozo 4 tienden a comportarse de forma cilíndrica y
campana principalmente, caracterizadas por ser granodecreciente y asociadas a tipos
de canales entrelazados, seguido por formas de embudo e irregular caracterizados por
representar facies de barras de desembocadura y llanuras de inundación. En el pozo
17 el comportamiento del registro presenta principalmente formas de tipo cilíndrico,
embudo y campana caracterizadas por ser granocreciente y granodecreciente,
reconociendo por lo tanto facies de canales fluviales entrelazados, barras de
desembocadura y llanuras de inundación.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
76
6.4.1 Calibración realizada en el pozo 4:
La figura 33 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad del núcleo y la segunda (derecha) intervalos
de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva, la
presencia de un cuerpo de arena con tendencia grano decreciente hacia el tope, en
forma de embudo para B y para A Campana, según CANT (1982). La foto (A)
muestra la presencia de arena de grano medio saturada de hidrocarburo. La foto (B)
muestra arena de grano fino fosilífera con conchas de bivalvos.
Figura 33. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
B
A
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
77
La figura 34 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de un cuerpo de arena con tendencia grano creciente hacia el tope, de
forma cilíndrica para D e irregular para C), según CANT (1982). La foto (C) muestra
la presencia de intercalaciones entre limolita y arena de grano fino, con estructuras
de laminación ondulada. La foto (D) muestra intercalaciones de limolita y arena de
grano fino con laminación ondulada, con disturbación moderada por bioturbaciones,
saturada de hidrocarburo.
Figura 34. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
78
La figura 35 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de un cuerpo de arena con tendencia grano decreciente hacia el tope, en
forma de embudo el intervalo F y forma cilíndrica el intervalo E, según CANT (1982).
La foto (E) muestra la presencia de arena de grano fino, con estructuras de
deformación. La foto (F) muestra intercalaciones de limolita y arena de grano fino
granodecrecientes hacia el tope, con laminación paralela y ondulada.
Figura 35. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
79
La figura 36 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de un cuerpo de arena con tendencia grano decreciente hacia el tope, en
forma de campana para el intervalo H y embudo el intervalo G, según CANT (1982).
La foto (G) muestra la presencia de intercalaciones entre limolita y lutitas rojizas,
mas lutita con arena de grano fino, deformadas por abundantes microfallamientos,
saturada de hidrocarburo. La foto (H) muestra arena de grano fino a medio,
laminación ondulada, disturbada por paleoraíces y bioturbaciones, ligeramente
saturada de hidrocarburo.
Figura 36. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad deL núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
80
La figura 37 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de un cuerpo arcilloso hacia el tope e intercalaciones entre arena y lutita
hacia la base, en forma de campana para I, y campana con cilíndrica para H, según
CANT (1982). La foto (I) muestra la presencia de limolita, color marrón rojizo con
intercalaciones de arena de grano fino, laminación ondulada y cruzada, disturbada por
bioturbaciones y paleoraíces. La foto (H) muestra limolitas con intercalaciones de
arena de grano fino, laminación ondulada y cruzada, abundantes paleoraíces.
Figura 37. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
81
La figura 38 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de intercalaciones de arena y un cuerpo arcilloso hacia el tope, en forma
cilíndrica para el intervalo K y con forma irregular el intervalo J, según CANT (1982).
La foto (J) muestra la presencia una intercalación limolítica marrón rojiza, con
dispersos horizontes de arena de grano fino ligeramente saturada de hidrocarburo. La
foto (K) muestra una arena microconglomerática no consolidada subangular a
subredondeada, mal escogida con abundantes granos de cuarzo.
Figura 38. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
82
La figura 39 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5. Se observa en la curva,
la presencia de un cuerpo arcilloso con intercalaciones de arena, en forma irregular
para el intervalo M, y con forma cilíndrica el intervalo L, según CANT (1982). La foto
(L) muestra la presencia de un lignito. La foto (M) muestra una lutita blanca
deleznable, de textura talcosa con arena de grano medio subredondeada a subangular
mal escogida, impregnada de hidrocarburo.
Figura 39. Fotos de núcleos extraídos del pozo 4 en el campo Junín 5, junto con la curva de Rayos
Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para comparar
litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
83
6.4.2 Calibración realizada en el pozo 17:
La figura 40 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo de lutita con tendencia grano creciente hacia el tope,
en forma cilíndrica para el intervalo B, y con forma de campana el intervalo A, según
CANT (1982). La foto (A) muestra la presencia de lutita hacia el tope y lignito. La
foto (B) muestra la presencia de arena de grano medio con estratificación cruzada,
paralela y ondulada.
Figura 40. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (GR) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
84
La figura 41 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo arcilloso con tendencia grano decreciente hacia el
tope, en forma de embudo para el intervalo D, y con forma de campana el intervalo C,
según CANT (1982). La foto (C) muestra la presencia de lutita limoarenosa, con
algunos chondrites. La foto (D) muestra la presencia de intercalaciones de lutitas
limosas ricas en materia orgánica, estratificación paralela y ondulada.
Figura 41. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (GR) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
85
La figura 42 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo arcilloso con tendencia grano creciente hacia el tope,
en contacto abrupto con la arena, en forma cilíndrica para el intervalo F, y con forma
irregular el intervalo E, según CANT (1982). La foto (E) muestra la presencia de lutita
limoarenosa granocreciente hacía la base, con algunas paleoraíces. La foto (E)
muestra la presencia de arena de grano medio a grueso, estratificación ondulada,
saturada de hidrocarburo.
Figura 42. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
86
La figura 43 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo arenoso, en forma irregular para el intervalo H, y con
forma cilíndrica para el intervalo G, según CANT (1982). La foto (G) muestra la
presencia de arena de grano medio a grueso con abundantes granos de cuarzo,
saturada de hidrocarburo. La foto (H) muestra la presencia de lutita arena de grano
medio a grueso, saturada de hidrocarburo.
Figura 43. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
87
La figura 44 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo arcilloso con tendencia grano decreciente hacia el
tope, en forma de campana para el intervalo J, el intervalo I, se divide en dos hacia la
base presenta forma de embudo y hacia el tope se observa una forma cilíndrica, según
CANT (1982). La foto (I) muestra la presencia de arena, saturada de hidrocarburo. La
foto (J) muestra la presencia de intercalaciones de lutita y arena, con estratificación
paralela, lenticular y algunos helminthopsis.
Figura 44. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad de los núcleos. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
88
La figura 45 muestra dos imágenes, la primera (izquierda) un registro de Rayos
Gamma (Gr) ubicado en la profundidad de los núcleos y la segunda (derecha)
intervalos de núcleo extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5. Se observa en la
curva, la presencia de un cuerpo de arena con intercalaciones arcillosas, en forma de
embudo para el intervalo K, según CANT (1985). La foto (K) muestra la presencia de
intercalaciones de lutita y arena, con estratificación lenticular y flaser., saturada de
hidrocarburo.
Figura 45. Fotos de núcleos extraídos del pozo 17 en el campo Junín 5, junto con la curva de
Rayos Gamma (Gr) ubicada a la profundidad del núcleo. Ambos tipos de imágenes sirven para
comparar litología versus geometría de la curva mostrada y poder hacer una extrapolación de la data.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
89
6.5 DESCRIPCIÓN DE FACIES
Se realizó un estudio de facies con base a: información sedimentológica de 2
núcleos en el Campo Junín 5. Según MIALL (1996), se definieron las siguientes facies
sedimentológicas para ambos núcleos en el área de estudio, su nomenclatura fue
modificada en algunos casos, basada en el tamaño de grano presente en ellas.
Se definieron tres facies (arenosa, arcillosa y carbonosa) para cada uno de los
núcleos, Ver tabla 4. Las cuales a su vez se subdividen en base a sus características
litológicas y estructuras sedimentarias en el área de estudio, de la Formación Oficina.
Tabla 4. Ubicación y codificación de facies en los pozos con núcleo del Campo Junín 5
Pozo 4 Pozo 17
Facies carbonosas Facies carbonosas
C C
Facies arcillosas Facies arcillosas
Fl1 Fl1
Fl2 Fl2
Facies arenosas Facies arenosas
Sh1 Sh1
Sh2 Sh2
Sh3 Sh3
Shf1
A continuación se describen las facies identificadas basadas en MIALL (1996),
para el pozo 4, donde se identificaron siete como se muestra en la tabla 4.
FACIES CARBONOSAS
C: Carbón o lutitas carbonosas su espesor es de uno a dos pies y medio de color
negro a marrón. La bioturbación varía de baja a moderada con presencia de
paleoraíces.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
90
FACIES ARCILLOSAS
Dentro de las facies arcillosas se pudieron identificar lutitas y limolitas, las cuales
se describen a continuación:
Fl1: Lutita con espesor de uno a tres pies, de coloración gris, rojizo, marrón y
blanco. Su contenido fósil está representado por paleoraíces.
Fl2: Limolita con espesor de dos a 12’ de coloración gris a rojizo. Su contenido
fósil corresponde a paleoraíces y bioturbación moderada a baja. Las estructuras
sedimentarias abarcan estratificación paralela, ondulada y cruzada.
FACIES ARENOSAS
Dentro de las facies arenosas se identificaron cuatro tipos que se describen a
continuación:
Sh1: Arena de grano muy fino a fino con espesor que va desde 0,5’ a 18’, de color
negro debido a la fuerte impregnación de hidrocarburos. Presencia de paleoraíces y
bioturbación moderada a escasa y alta en algunos horizontes. Las estructuras
sedimentarias corresponden a estratificación paralela, lenticular, cruzada y algunos
microfallamientos.
Sh2: Arena de grano medio su espesor varía de 3,5’ a 18’, de color negro debido a
la fuerte impregnación de hidrocarburos. El tamaño de grano varía de medio a fino,
con bioturbación escasa a moderada y estratificación moderada.
Sh3: Arena de grano grueso a muy grueso con espesor de 2’ a 28’, de color negro
debido a la fuerte impregnación de hidrocarburos, sin presencia de contenido fósil ni
estructuras sedimentarias.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
91
Shf1: Arena de grano fino su espesor es de 1’, color marrón oscuro con presencia
de conchas de bivalvos dispuestos de forma aleatoria bien preservados, distribuidos
aleatoriamente con un diámetro entre 1-2 cm aproximadamente.
6.6 ASOCIACIÓN DE FACIES DEL POZO 4
Con base a la tendencia vertical generada por el registro Gr y los grados °API
observados, se identificaron las secuencias granocrecientes y granodecrecientes
generando las asociaciones de facies y se obtuvo asociaciones de canal y barras
facies de canal presentes en el área de estudio. A continuación se observa en las
figuras (46, 47, 48, 49, 50, 51, 52) la relación existente entre los cambios en la curva
del registro Gr y su litología asociada para el pozo 4.
Figura 46. Secuencia granocreciente del intervalo 1934’-1895’
Facies
Sh2
Sh2
C
FL1
BARRAS
FORMA
Asociación de facies: Barras (Fl, Sh)
Forma de CANT: Campana
Asociación de facies: Barras (C, Sh)
Forma de CANT: Embudo
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
92
Figura 47. Secuencia uniforme del intervalo 1895’-1810’
Figura 48. Secuencia granodecreciente del intervalo 1810’-1755’
Facies
Sh3
Facies
Sh1
Fl2
Sh1
Fl2
Sh1
Sh1
Asociación de facies: Canal (Sh)
Forma de CANT: Cilíndrico
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Fl)
Forma de CANT: Campana
Asociación de facies: Canales apilados
(Sh, Fl)
Forma de CANT: Cilíndrico
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
93
Figura 49. Secuencia granodecreciente del intervalo 1755’-1695’
Figura 50. Secuencia granodecreciente del intervalo 1695’-1600’
Facies
Sh1
Fl1
Sh1
C
Sh1
Fl2
Sh1
Fl2
Fl2
Sh1
Sh1
Facies
Sh2
Fl2
Sh1
Fl1
Sh1
Fl2
Sh1
Fl2
Sh1
Fl2
Fl1
Fl2
Fl1
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Fl)
Forma de CANT: Cilíndrico, Campana
Asociación de facies: Barras (C, Sh,
Fl)
Forma de CANT: Embudo
Asociación de facies: Barras (Fl, Sh)
Forma de CANT: Cilíndrico, Embudo
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Fl)
Forma de CANT: Campana
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
94
Figura 51. Secuencia granodecreciente del intervalo 1600’-1550’
Figura 52. Secuencia granodecreciente del intervalo 1550’-1362´
Facies
Fl1
Fl2
Fl1
Sh1
Fl2
Fl1
Sh1
Fl2
Facies
Fl1
Sl
Fl2
Fl2
C
Sh1
Fl2
Sh1
Sh2
Fl1
Sf1
Sh1
Fl2
Fl1
Fl2
Fl1
Asociación de facies: Barras (Fl, Sh)
Forma de CANT: Campana, Cilíndrico
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Fl)
Forma de CANT: Cilíndrico
Asociación de facies: Barras (Fl, Sh)
Forma de CANT: Embudo
Asociación de facies: Barras (C, Sh)
Forma de CANT: Campana
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Shf, Fl)
Forma de CANT: Campana, irregular
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
95
6.7 DISTRIBUCIÓN DE FACIES POZO 4
Se realizó una clasificación de facies para el pozo 4, donde se tomaron en cuenta
las características de descripción basadas en MIALL (1996), discriminando las
características litológicas que él define en su descripción según el tamaño de grano y
estructuras sedimentarias.
De acuerdo a lo descrito anteriormente la facies predominante en el pozo 4
corresponde a la limolita (Fl2) con un porcentaje de 34,35%, arena de grano fino a
muy fino (Sh1) 21,50%, arena de grano medio (Sh2) 6,38%, lutita (Fl1) 5,50%, arena
de grano grueso a muy grueso (Sh3) 5,24%, carbón (C) 1,31% y por último la arena
de grano fino fosilífera (Shf1) representa el 0,1% representando el 74, 38% para un
total de 600’ cortados, el 25, 62% restante corresponde a los intervalos no
recuperados del núcleo, como se muestra en la figura 53.
Con base en esta metodología existe una relación entre los resultados obtenidos de
la descripción sedimentológica y la sumatoria de la distribución de facies presentes,
es decir que la facies predominante en ambos estudios y análisis corresponde a la
facies arcillosa de la secuencia limolítica (Fl2) con un porcentaje de 34,35%.
Figura 53. Diagrama porcentual de distribución de facies.
1%
34%
6%5%6%
22%
0%
26%
Pozo 4
C
Fl2
Sh2
Sh3
Fl1
Sh1
Shf1
No recuperado
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
96
6.8 DESCRIPCIÓN DE FACIES POZO 17
A continuación se describen las facies identificadas según MIALL (1996), para el
pozo 17, donde se identificaron seis como se muestra en la tabla 4.
FACIES CARBONOSAS
C: Carbón o lutitas carbonosas su espesor es de 0,5’ a 1’ de color gris oscuro a
negro, con restos de plantas.
FACIES ARCILLOSAS
Dentro de las facies arcillosas se pudieron identificar lutitas y limolitas, las cuales
se describen a continuación:
Fl1: Lutita con espesor de 0,5’ a 4,5’, de color gris claro a oscuro. Su contenido
fósil está representado por paleoraíces, planolites y chondrites.
Fl2: Limolita con espesor de 2’ a 12’ de color gris. Su contenido fósil corresponde
a paleoraíces y bioturbación moderada a baja. Las estructuras sedimentarias abarcan
estratificación paralela, ondulada y estructuras de escape.
FACIES ARENOSAS
Dentro de las facies arenosas se identificaron tres tipos que se describen a
continuación:
Sh1: Arena de grano muy fino a fino con espesor que va desde 0,5’ a 3’, de color
negro debido a la fuerte impregnación de hidrocarburos. Presencia de paleoraíces y
bioturbación moderada a alta en algunos horizontes. Las estructuras sedimentarias
corresponden a estratificación paralela, ondulada y espina de pescado.
Sh2: Arena de grano medio su espesor varía de 0,5’ a 4’, de color negro debido a
la fuerte impregnación de hidrocarburos. El tamaño de grano varía de medio a fino,
con bioturbación moderada. Las estructuras sedimentarias corresponden a
estratificación paralela, ondulada y lenticular.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
97
Sh3: Arena de grano grueso a muy grueso con espesor de 1’ a 6’, de color negro
debido a la fuerte impregnación de hidrocarburos, su contenido fósil está
representado por bioturbación moderada a baja. Sus estructuras sedimentarias
corresponden a estratificación paralela, ondulada lenticular y espina de pescado.
6.9 ASOCIACIÓN DE FACIES DEL POZO 17
Con base a la tendencia vertical generada por el registro GR y los grados °API
observados, se pudieron identificar las secuencias granocrecientes y
granodecrecientes presentes, generando como resultado seis asociaciones de facies
presentes en el área de estudio. A continuación se muestra en las figuras (54, 55, 56,
57, 58, 59) la relación existente entre los cambios en la curva del registro Gr y su
litología asociada.
Figura 54. Secuencia granodecreciente del intervalo 1760’-1710’
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
G
R GA
PI
Facies
Fl1
Fl2
Fl2
Sh2
Fl1
Sh3
Sh3
Asociación de facies: Barras (Fl,
Sh)
Forma de CANT: Campana,
Embudo
Asociación de facies: Canales
entrelazados (Sh, Fl)
Forma de CANT: Campana
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
98
Figura 55. Secuencia granocreciente del intervalo 1710’-1605’
Figura 56. Secuencia granodecreciente del intervalo 1605’-1550´
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
GR
GAPI
Facies
Fl1
Sh3
Sh3
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
GR
GAPI
Facies
Fl2
Fl1
C
Fl1
Asociación de facies:
Canales (Sh, Fl)
Forma de CANT:
Embudo, cilíndrico
Asociación de facies:
Canal (Fl, C)
Forma de CANT:
Campana, Embudo
Asociación de facies:
Barras (C, Fl)
Forma de CANT:
Embudo
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
99
Figura 57. Secuencia granodecreciente del intervalo 1550´-1525’
Figura 58. Secuencia granocreciente del intervalo 1525’-1495’
Facies
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
GR
GAPI
C
Sh2
Sh2
Fl1
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
GR
GAPI
Facies
Sh1
Asociación de facies:
Barras (Fl, Sh)
Forma de CANT:
Embudo, irregular
Asociación de facies:
Barras (C, Sh)
Forma de CANT:
Campana, embudo
Asociación de facies:
Canal (Sh)
Forma de CANT:
Embudo, irregular
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
100
Figura 59. Secuencia granodecreciente del intervalo 1495’-1485’
6.10 DISTRIBUCIÓN DE FACIES POZO 17
Se realizó una clasificación de facies para el pozo 17, siguiendo la misma
metodología empleada para el pozo 4.
De acuerdo a lo descrito anteriormente la facies predominante en el pozo 17
corresponde a Arena de grano grueso a muy grueso (Sh3) con un porcentaje de 26,72
%, seguido por lutita (Fl1) 22,90%, limolita (Fl2) 8,36%, arena de grano fino (Sh1)
6,90%, arena de grano medio (Sh2) 2,72%, carbón ( C) 1,27% representando el
68,87% para un total de 273’ cortados, el 31,13% restante corresponde a los
intervalos no recuperados del núcleo, como se muestra en la figura 60.
Basado en esta metodología existe una relación entre los resultados obtenidos de
la descripción sedimentológica y la sumatoria de la distribución de facies presentes,
es decir que la facies predominante en ambos estudios y análisis corresponde a la
150
Well: 17
(ft)
1:200 0
GR
GAPI
Facies
Fl1
Sh1
Asociación de facies:
Canal (Sh, Fl)
Forma de CANT:
Irregular, campana
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
101
facies arenosa de la secuencia de arena de grano grueso a muy grueso (Sh3) (Fl2) con
un porcentaje de 26,72%.
Figura 60. Diagrama porcentual de distribución de facies.
6.11 SECCIONES ESTRATIGRÁFICAS
Se realizaron un total de seis secciones estratigráficas, dos en dirección sur-norte,
una norte-sur (paralelas al sentido de la sedimentación) y tres en dirección oeste-este
(perpendiculares al sentido de sedimentación), tomando como referencia la dirección
de sedimentación, según TALWANI (2002) y propuesta por eni (2015).
El anexo 3 muestra la sección más representativa en dirección oeste – este. En el
anexo 6 se observa la sección con dirección sur – norte más representativa.
1%
8%3%
23%
7%27%
31%
Pozo 17
C
Fl2
Sh2
Fl1
Sh1
Sh3
No recuperado
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
102
En la figura 61 se muestran los patrones de forma de la curva de potencial
espontáneo (SP) y registro gamma ray (Gr), utilizados para definir las facies
propuestos por WALKER (1992) como se observa en la figura 5.
Figura 61. Ejemplo de los diferentes patrones de curva de gamma ray (Gr), usados para definir las
facies de canal, facies de barras, facies de inundación y facies de lutitas orgánicas/lignito/carbón, tanto
en las secciones estratigráficas, como en los mapas de electrofacies.
SECCIONES OESTE-ESTE
En las secciones estratigráficas de dirección oeste-este (anexo 3, 4, 5) se observa
que en las facies arenosas siempre predominan las facies de canal, frente a las facies
de barras y llanuras de inundación. Hacia el oeste predominan las facies de canal
sobre las facies de barras, ambas facies presentan interestratificación y son de
espesor moderado. Hacia la zona central del área de estudio se observa nuevamente
un dominio de las facies de canal sobre las facies de barra, a su vez se encuentra
algunas llanuras de inundación, estas facies presentan espesor moderado. Hacia el
este predominan las facies de canal sobre las facies de llanura de inundación, estas
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
103
llanuras de inundación son de gran espesor en comparación con las facies de canal las
cuales son de espesor moderado. Los topes marcados son de fácil correlación.
Sección estratigráfica 1
En la sección oeste-este (fig. 62), representada por los pozos (11, 8, 18, 19, 17, 1
4) se observan intercalaciones entre facies de canal y barras, con algunas llanuras de
inundación predominando las facies de barras, hacia la base se observa mayor
presencia de barras a diferencia del tope donde están ubicadas las facies de canal.
Al oeste los canales son de gran espesor, intercalados con gruesas facies de
barras. En la zona central prevalecen delgadas facies de llanuras de inundación sobre
gruesas facies de barras y canales. Al este se observan de igual forma la intercalación
entre las facies de canal con las barras y su espesor va disminuyendo en sentido oeste
este, en la parte basal se encuentran algunas llanuras de inundación.
Figura 62. Extracto del anexo 3, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este 2, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
104
Sección estratigráfica 2
En la sección oeste-este 2 (fig. 63), representada por los pozos (3, 5, 12, 15) se
observan intercalaciones entre facies de canal y barras, con algunas llanuras de
inundación predominando las facies de canal.
Al oeste se observan facies de canal de gran espesor con presencia de barras, en la
zona central estas facies se van adelgazando y nuevamente engrosando. Hacia el este
predominan delgadas facies de llanuras de inundación sobre las facies de canal. Los
topes marcados son de fácil correlación.
Figura 63. Extracto del anexo 4, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este 2, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
105
Sección estratigráfica 3
En la sección oeste-este 3 (fig. 64), representada por los pozos (6, 9,10) se
observan intercalaciones entre facies de canal y barras con espesor moderado y
predominio de las facies de canal.
En la zona central aumentan las facies de canal sobre las barras, al este las facies
de barras disminuyen su espesor y su presencia, mostrando dominio nuevamente las
facies de canal.
Figura 64. Extracto del anexo 5, correspondiente a la sección estratigráfica oeste-este 3, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
106
SECCIONES SUR-NORTE
En las secciones estratigráficas de dirección sur-norte (anexos 6 y 7) y norte-sur
(anexo 8); se observa que existe predominio de las facies de canal sobre las facies de
barras o llanuras de inundación. Hacia el tope se encuentran facies de llanuras de
inundación, en la zona central se incrementa la presencia de facies de barras,
observándose una continuidad lateral en el cambio de facies.
A continuación se describen las diferentes secciones estratigráficas realizadas en
sentido sur-norte y norte-sur.
Sección estratigráfica 1
En la sección sur-norte (anexo 6), representada por los pozos (17, 9, 16,13, 12, 4,
1) se observan facies de canal, barras y llanuras de inundación, predominando las
facies de canal. Al Sur se encuentran intercalaciones de delgadas facies de canal y
barras, con llanuras de inundación de gran espesor hacía el tope. Hacia la zona central
se evidencian facies de canal, los cuales van aumentando de espesor hacia el tope y
predominan frente algunas facies de barras gruesas. Al norte de la sección las facies
delgadas de canal continúan siendo predominantes.
Figura 65. Extracto del anexo 6, correspondiente a la sección estratigráfica sur-norte 1, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
107
Sección estratigráfica 2
En la sección sur-norte (anexo 7), representada por los pozos (18, 8, 6, 5, 2) se
observan gruesas facies de canal predominantes, sobre las barras de gran espesor. En
la zona central se encuentran facies de canal de gran espesor las cuales van
disminuyendo en espesor hacía el norte de la sección. Al norte predominan de igual
forma las facies de canal de gran espesor el cual se va incrementando al tope.
Figura 66. Extracto del anexo 7, correspondiente a la sección estratigráfica sur-norte 2, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
108
Sección estratigráfica 3
Sección norte-sur (anexo 8), representada por los pozos (15, 7, 10, 14) se
observan gruesas facies de canal, barras y llanuras de inundación, hacia la base
canales apilados de gran espesor y predominantes en la sección. Al norte se
observan delgadas facies de canal predominantes con grandes llanuras de inundación.
En la zona central las facies de canal se incrementan en grosor hacia el tope. Hacia el
sur continúan predominando las facies de canal de gran espesor, con llanuras de
inundación hacia la base.
Figura 67. Extracto del anexo 8, correspondiente a la sección estratigráfica norte-sur 3, mostrando
la distribución de facies.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
109
6.12 MAPAS DE ISOPROPIEDADES
Se realizaron un total de quince mapas en el área de estudio, los métodos
utilizados para la interpolación de curvas corresponde a “Isochore interpolatión y
Kriging” para los mapas de arena neta y espesor total en Petrel 2013®, con el
programa CorelDraw 12® se elaboraron los mapas de electrofacies, con datos de 19
pozos en el campo Junín 5, estos mapas se distribuyen de la siguiente forma 5 mapas
de electrofacies, 5 de arena neta, y 5 de espesor total. Cada mapa corresponde a un
intervalo estratigráfico de base a tope, SB7-SB8, SB8-SB9, SB9-SB10, SB10-SB11,
SB11-SB12 como se muestra en la tabla 1, tomando las subsecuencias S7, S8 como la
parte basal, S9, S10 la zona intermedia y S11, S12 como el tope del intervalo. Los
rangos para los espesores de arena neta se establecieron como bajo, medio y alto
desde 0-25; 25’-55´; 55’-140´ pies respectivamente.
6.12.1 INTERVALO SB7-SB8
El intervalo SB7-SB8 corresponde a la parte basal de la Formación Oficina. Este
intervalo presenta espesores de arena neta (AN) que van desde 0’ a 25’ pies en los
pozos 3, 5, 8 y 9 al oeste representado por el color azul oscuro, 25’ a 50’ con espesor
moderado en los pozos 2, 10, 18,19 representado por el color azul claro y verde al
sur del mapa, 50’-75’ pies en los pozos 1, 15,17, 14 al norte y sur del mapa. La
interpolación que arroja el programa muestra dos pozos (15,17) con mayores
espesores de arena y la geometría que describen las curvas son amplias y alargadas en
dirección norte-sur. En la esquina NW del mapa se observa geometría “amesetada” de
los espesores de arena sin tendencia preferencial (fig. 68 A)
En la figura 68B se muestra el mapa de espesor total del intervalo SB7-SB8, las
zonas de mayor espesor están distribuidas en 3 sectores (pozos 14, 17,19) es de forma
circular sin orientación preferencial marcada, al norte del mapa las curvas son muy
homogéneas. Los valores de espesor varían desde 120’ a 150’ en el pozo (14, 17).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
110
La figura 68C muestra el mapa de distribución de electrofacies, donde se puede
notar facies de canal (color amarillo) que ocupa casi un 60% del mapa cuya
electrofacies más representativa con tendencia Gr (campana) corresponden a los
pozos (7, 10, 15, 17, 18, 19). También se observan facies de barra (color naranja) las
cuales representan 30% del mapa y son longitudinales a la dirección del canal, su
forma Gr es embudo representada por los pozos (1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 11, 12,16).
Finalmente las facies de llanura de inundación interpretadas por disminución de AN
representada por color verde en los pozos (2, 14).
El análisis integrado de estos 3 mapas permite determinar la presencia de un canal
proveniente del NNE, conectados por facies de llanuras de inundación. Cabe destacar
que estos canales convergen hacia la zona central del mapa tomando una dirección
generalizada NE, lo cual se ve o marca correspondencia con los mayores espesores
de arena neta alineados en esa dirección.
Figura 68. Mapas de isopropiedades del intervalo SB7-SB8: A) Mapa de arena neta. B) Mapas de
espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies. (Ver anexo 9, 14, 19)
A B
C
N
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
111
6.12.2 INTERVALO SB8-SB9
El intervalo SB8-SB9 corresponde a la parte basal de la Formación Oficina. Este
intervalo presenta espesores de AN que van desde 0’ pies en los pozos (1, 3, 5, 6) al
oeste y representado por el color azul claro y 60’ pies en los pozos (17, 18, 19)
representado por el color verde- amarillo ubicados al sur del mapa. La interpolación
que arroja el programa muestra seis pozos (7, 10, 13, 17, 18, 19) con mayores
espesores de arena y la geometría que describen las curvas es redondeada y alargadas
en dirección norte-sur. Al norte del mapa se observa una geometría “amesetada” de
los espesores de arena sin tendencia preferencial (fig. 69 A).
En la figura 69 B se muestra el mapa de espesor total del intervalo SB8-SB9, las
zonas de mayor espesor están distribuidas en dos sectores (pozos 1, 2, 4, 12, 17) es de
irregular sin orientación preferencial marcada, al norte las curvas son muy
homogéneas. Los valores de espesor varían desde 25’en el pozo (3) hasta 90’ en el
pozo (1,2).
La figura 69 C muestra el mapa de distribución de electrofacies, donde se observa
facies de canal (color amarillo) que ocupa un 70% del mapa cuya electrofacies más
representativa con tendencia Gr (campana) corresponden a los pozos (2, 4, 6, 7, 9, 11,
12, 13, 16). También se observan facies de barra (color naranja) las cuales
representan 10% del mapa y son longitudinales a la dirección del canal, su forma Gr
es embudo representada por los pozos (1, 4, 8, 10, 15, 17). Finalmente las facies de
llanura de lutitas interpretadas por disminución de AN representada por color verde
en los pozos (3, 18).
El análisis integrado de estos 3 mapas permite determinar la presencia de dos
canales proveniente del NNE, conectados por facies de llanuras de inundación. Cabe
destacar que estos canales convergen hacia la zona central del mapa tomando una
dirección generalizada NE, lo cual se ve o marca correspondencia con los mayores
espesores de arena neta.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
112
Figura 69. Mapas de isopropiedades del intervalo SB8-SB9: A) Mapa de arena neta. B) Mapas de
espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies. (Ver anexo 10, 15, 20)
6.12.3 INTERVALO SB9-SB10
El intervalo SB9-SB10 corresponde a la parte intermedia de la Formación Oficina.
Este intervalo presenta espesores de AN que van desde 0’ pies en los pozos (1, 3, 5,
6) al norte y oeste y representado por el color azul claro y 45’ pies en los pozos (7,
8, 14, 18) representado por el color verde- amarillo ubicados al sur del mapa. La
interpolación que arroja el programa muestra cinco pozos (7, 8, 10, 14) con mayores
espesores de arena y la geometría que describen las curvas es redondeada y alargadas
en dirección norte-sur. Al norte del mapa se observa una geometría “amesetada” de
los espesores de arena sin tendencia preferencial (fig. 70 A).
En la figura 70 B se muestra el mapa de espesor total del intervalo SB9-SB10, las
zonas de mayor espesor están distribuidas en dos sectores (pozos 11, 14, 17, 19) es de
A B
C
N
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
113
irregular sin orientación preferencial marcada, al norte las curvas son muy
homogéneas. Los valores de espesor varían desde 45’en el pozo (11) hasta 60’ en el
pozo (1).
La figura 70 C muestra el mapa de distribución de electrofacies, donde se observa
facies de canal (color amarillo) que ocupa un 65% del mapa cuya electrofacies más
representativa con tendencia Gr (campana) corresponden a los pozos (2, 4, 6, 7, 9, 11,
12, 13, 19). También se observan facies de barra (color naranja) las cuales
representan 10% del mapa y son longitudinales a la dirección del canal, su forma Gr
es embudo representada por los pozos (1, 4, 5, 8, 10, 15, 17). Finalmente las facies de
llanura de lutitas interpretadas por disminución de AN representada por color verde
en los pozos (18).
El análisis integrado de estos 3 mapas permite determinar la presencia de un canal
proveniente del NNE, conectados por facies de llanuras de inundación. Cabe destacar
que estos canales convergen hacia la zona central del mapa tomando una dirección
generalizada NE, lo cual se ve o marca correspondencia con los mayores espesores de
arena neta.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
114
Figura 70. Mapas de isopropiedades del intervalo SB9-SB10: A) Mapa de arena neta. B) Mapas de
espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies. (Ver anexo 11, 16, 21)
6.12.4 INTERVALO SB10-SB11
El intervalo SB10-SB11 corresponde al tope de la Formación Oficina. Este
intervalo presenta espesores de AN que van desde 0’-15’ pies en los pozos (1, 3, 5, 6,
7, 14,18) al oeste y está representado por el color azul y 15’-45’ pies en los pozos (2,
4, 10, 17,19) representado por el color verde- amarillo ubicados al sur del mapa. La
interpolación que arroja el programa muestra seis pozos (4, 17, 18, 19) con mayores
espesores de arena y la geometría que describen las curvas es alargadas en dirección
norte-sur. En la zona central se observa una separación de los espesores de arena sin
tendencia preferencial (fig. 71A).
En la figura 71B se muestra el mapa de espesor total del intervalo SB9-SB10, las
zonas de mayor espesor están distribuidas en dos sectores sur y norte (pozos 1, 6, 11)
de forma alargada e irregular sin orientación preferencial marcada, al norte y suroeste
A B
C
N
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
115
las curvas son muy homogéneas. Los valores de espesor varían desde 25’ en los
pozos (2, 3, 5, 7, 8, 10, 14, 15,17, 19) hasta 100’ en los pozos (1, 11).
La figura 71C muestra el mapa de distribución de electrofacies, donde se observa
facies de canal (color amarillo) que ocupa un 60% del mapa cuya electrofacies más
representativa con tendencia GR (campana) corresponden a los pozos (5, 8, 9, 11, 13,
16, 19). También se observan facies de barra (color naranja) las cuales representan
10% del mapa y son longitudinales a la dirección del canal, su forma Gr es embudo
representada por los pozos (1, 3, 4, 6, 8, 10, 15, 18). Finalmente las facies de llanura
de lutitas interpretadas por disminución de AN representada por color verde en los
pozos (14, 17) representan el 30%.
El análisis integrado de estos 3 mapas permite determinar la presencia de tres
canales provenientes del NNE, conectados por facies de llanuras de inundación. Cabe
destacar que estos canales convergen hacia la zona central del mapa tomando una
dirección generalizada NE, lo cual se ve o marca correspondencia con los mayores
espesores de arena neta.
Figura 71. Mapas de isopropiedades del intervalo SB10-SB11: A) Mapa de arena neta. B) Mapas
de espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies. (Ver anexo 12, 17, 22)
A B
C
N
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
116
6.12.6 INTERVALO SB11-SB12
El intervalo SB11-SB12 corresponde al tope de la Formación Oficina. Este
intervalo presenta espesores de AN que van desde 0’-25’ pies en los pozos (3, 5, 6, 7,
8, 12,15) al sur representado por el color azul y 25’-60’ pies en los pozos (1, 2, 4, 10,
11, 17, 18, 19) representado por el color verde- amarillo ubicados al norte y sur del
mapa. La interpolación que arroja el programa muestra siete pozos (1, 2, 9, 11, 17,
18, 19) con mayores espesores de arena y la geometría que describen las curvas es
alargada y redondeadas en dirección norte-sur. En la zona central se observa una
separación de los espesores de arena sin tendencia preferencial (fig. 72A).
En la figura 72B se muestra el mapa de espesor total del intervalo SB11-SB12, las
zonas de mayor espesor están distribuidas en 3 sectores (pozos 1, 2, 5, 11, 12, 17,19)
es de forma alargada e irregular sin orientación preferencial marcada, al norte y sur
del mapa las curvas son muy homogéneas. Los valores de espesor varían desde 75’ a
110’ en el pozo (1, 2, 12, 17).
La figura 72C muestra el mapa de distribución de electrofacies, donde se observa
facies de canal (color amarillo) que ocupa un 60% del mapa cuya electrofacies más
representativa con tendencia Gr (campana) corresponden a los pozos (7, 9, 10, 18).
También se observan facies de barra (color naranja) las cuales representan 10% del
mapa y son longitudinales a la dirección del canal, su forma Gr es embudo
representada por los pozos (1, 2, 4, 5, 8, 11, 12, 16, 17, 19). Finalmente las facies de
llanura de lutitas interpretadas por disminución de AN representada por color verde
en los pozos (3, 6, 14, 15) representan el 30%.
El análisis integrado de estos 3 mapas permite determinar la presencia de tres
canales provenientes del NNE, conectados por facies de llanuras inundación. Cabe
destacar que estos canales convergen hacia la zona central del mapa tomando una
dirección generalizada NE, lo cual se ve o marca correspondencia con los mayores
espesores de arena neta.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
117
Figura 72. Mapas de isopropiedades del intervalo SB11-SB12: A) Mapa de arena neta. B) Mapas de
espesor total del intervalo. C) Mapa de distribución de electrofacies. (Ver anexo 13, 18, 23)
A B
C
N
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
118
6.13 AMBIENTE Y MODELO SEDIMENTOLÓGICO
Un estudio de facies sedimentarias incluye como primer paso la descripción y
análisis de núcleos, por medio de los cuales se pueden observar las facies y las
asociaciones de facies presentes en las secciones, las estructuras sedimentarias, sus
relaciones verticales y sobre todo, se puede llegar a una comprensión sobre el tipo de
ambiente en el que se originaron. En el área de estudio se cuenta con buena
información en la sección fluvial de la Formación Oficina, lo cual permitió la
interpretación de las facies genéticas presentes.
A través de la revisión de la información de núcleos se pudieron interpretar las
electrofacies dentro de la sección fluvial para los 19 pozos del campo Junín 5. De esta
manera, el modelo sedimentológico del campo está basado en la información de
núcleos (pozos 4 y 17) y luego en la interpretación de facies MIALL (1996) utilizando
registros de pozos.
Los pozos con núcleo (4, 17) ubicados en el campo Junín 5 de la Fm. Oficina y
separados una distancia aproximada de 15 km, se caracterizan litológicamente por
sedimentos intercalados de secuencias arenosas y arcillosas descrito en los estudios
de caracterización sedimentológica y los registros eléctricos; con base en esto se
realizó la asociación de facies, correlación estratigráfica y mapas de isopropiedades
para los pozos (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) con la
finalidad de realizar la interpretación y análisis de ambientes sedimentarios.
En general esta área de estudio corresponde a un intervalo que comprende los
topes oficiales de las arenas SB7 hasta la arena SB12. Se observa una serie de
tendencias granulométricas variables en las arenas, desde granocrecientes,
granodecrecientes, intercalaciones de lutitas/limolitas, algunos lignitos. Los episodios
fluviales en la Fm. Oficina son observados en los núcleos/pozos como depósitos de
relleno de canal/barra. Los espesores de esos episodios varían entre dos y 20 pies. Los
cuerpos de arenas delgados, menos de 10 pies de espesor se pueden interpretar como
abanicos de rotura, como se observa en los anexos 1 y 2.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
119
De acuerdo al análisis de los resultados obtenidos y mencionados anteriormente
se pudo interpretar un ambiente de tipo “fluvial entrelazado” donde los elementos
predominantes son un sistema de canales y barras apilados que pudieron ser
interpretados en los cambios litológicos, apoyado en las interpretaciones de los
análisis de los registros Gamma Ray (Gr) pertenecientes a los pozos ubicados en el
Campo descrito, variabilidad en las formas de las curvas de los registros eléctricos
establecidas por CANT (1982) y su respectiva asociación de facies; este tipo de
ambientes se define por poseer continuidad lateral de sus facies de arena, debido a la
variedad de la actividad fluvial que depende de la energía y aporte sedimentario,
complicando las posibles correlaciones entre pozos aledaños en la zona.
También se describe un ambiente de tipo transicional-marino somero, a una
profundidad de 1374’, compuesto por lutitas y limolitas, laminaciones de arcilla,
caracterizado por la presencia de conchas de bivalvos que se presentan al tope de la
secuencia en arenas de grano fino impregnadas de hidrocarburo, y la icnofacies
Cruziana, descrita por las trazas fósiles Chondrites, Planolites y Helminthopsis.
Estas trazas fósiles están asociadas a ambientes y condiciones marinas específicas de
baja energía y ambientes anóxicos, sin embargo el icnofósil Planolites puede
desarrollarse en casi todos los ambientes, desde condiciones de agua dulce hasta
profundidades marinas.
Con base en la descripción litológica realizada en los pozos con núcleo, estructuras
sedimentarias, fósiles, espesores, tipo de contactos, y utilizando los datos de los
resultados obtenidos en las asociaciones de facies, secciones, correlaciones
estratigráficas y mapas de isopropiedades, se definieron cuatro unidades
litoestratigráficas en cada una de las columnas estratigráficas como se muestra en los
anexos 1 y 2, con base a esta información se determinó lo siguiente:
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
120
Ambiente Fluvial
Comprende depósitos granodecrecientes de arena de grano grueso a fino de color
negro debido a la fuerte impregnación de hidrocarburos, interpretadas como depósitos
de canal, caracterizado por las facies arenosas Sh1, Sh2 y Sh3, con algunas
intercalaciones de facies arcillosas Fl1, Fl2 para ambos núcleos en el área de estudio
con espesores que varían entre 30’-80’ pies. Estos depósitos por lo general presentan
contactos transicionales y en algunos abruptos, con estructuras sedimentarias como
estratificación cruzada, paralela, microfallamientos, bioturbación moderada a alta y
abundante paleoraíces. También se puede observar en la asociación de facies las
secuencias granodecrecientes las cuales coinciden con las curvas observadas en las
secciones estratigráficas cuyas electrofacies más representativa con tendencia Gr en
forma de campana corresponde a las de canal seguido por facies de barra y su forma
Gr es de embudo. Caracterizado por un sistema de canales entrelazados, donde sus
elementos característicos son barras longitudinales ubicadas entre los canales con
orientación preferencial NE, los cuales presentan contactos gradacionales entre los
paquetes de arena. En los diferentes mapas de isopropiedades realizados se muestra
un sistema de canales entrelazados, sus elementos característicos son las barras
longitudinales ubicadas dentro de los canales como se muestra en los anexos (19, 20,
21, 22, 23). La geometría del sistema es elongado con orientación de sedimentación
preferencial NNE. Estas facies pueden representar arenas de canal distributario.
Ambiente Marino
Está conformado por secuencias granocrecientes, compuestas por intercalaciones
limosas y arcillosas, de colores blanco, gris y rojizo debido a los altos niveles de
oxidación y contenido de caolinita, respectivamente se encuentran algunos niveles
arenosos de grano fino a medio con espesores que varían de 2’ a 30’ pies. Estos
depósitos presentan contactos de tipo transicional. Este ambiente lo representa
estructuras sedimentarias como estratificación paralela, lenticular, cruzada, espina de
pescado rizaduras, bioturbación moderada a alta y abundantes paleoraíces, de igual
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
121
forma se observa gran cantidad de chondrites, planolites y helmintopsis
pertenecientes a la facies cruziana característicos de ambientes marinos, al tope de la
unidad ubicada a una profundidad de 1373’ aproximadamente, en el pozo 4 como se
muestra en el anexo 2, se encuentra una arena de grano fino con conchas de bivalvos,
la presencia de paleoraíces es abundante, así como las zonas ricas en carbón. Este
ambiente está asociado las facies arcillosas (Fl1, Fl2) y arenosas (SH1, Sh2, Shf1) de
forma granocreciente las cuales coinciden con las curvas observadas en las secciones
estratigráficas cuyas electrofacies más representativa con tendencia Gr en forma de
embudo corresponde a las facies de barra. En los diferentes mapas de isopropiedades
realizados se muestra un sistema de canales entrelazados unidos por las llanuras de
inundación, sus elementos característicos son las barras longitudinales ubicadas
dentro de los canales como se muestra en los anexos (19, 20, 21, 22, 23). La
geometría del sistema es elongado con orientación de sedimentación preferencial
NNE.
En los sistemas fluviales que descargan en las costas es notorio las barras de
desembocadura, sin embargo las forma que pueden tener estas serán producto de
fenómenos de resedimentación por influencia del oleaje y/o marea. Los mapas de
arena (S7, S8, S9, S10, S11) elaborados para la zona de estudio muestran tendencias
variables, comparando con la clasificación realizada por COLEMAN & WRIGHT
(1975), en donde se reconocen la variación de la energía generada por las olas desde
baja a alta con altas pendientes, como se observa en la figura 73, las subsecuencias
S7, S8 representa un ambiente con dominio fluvial, S9, S10, S11 son de dominio
fluvio deltaico.
Se observa la presencia de barras de desembocadura formadas cuando los
sedimentos transportados por las corrientes de los ríos pierden energía depositando
los sedimentos más gruesos, donde la forma elongada de las barras es modificada por
la acción de las olas y corrientes de marea, en los mapas de arena se observa la
geometría de los cuerpos arenosos pudiendo ubicarse en la clasificación realizada por
COLEMAN & WRIGHT (1975), en donde se reconoce la variación de la energía
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
122
generada por las olas desde baja a alta con altas pendientes, como se observa en la
figura 73, las subsecuencias S7, S8 representa un ambiente de tipo fluvial , S9, S10,
S11 son de tipo fluvio-deltaico.
En los sistemas fluviales que descargan en las costas es notorio las barras de
desembocadura, sin embargo las forma que pueden tener estas serán producto de
fenómenos de resedimentación por influencia del oleaje y/o marea. Los mapas de
arena (S7, S8, S9, S10, S11) elaborados para la zona de estudio muestran tendencias
variables, comparando con la clasificación realizada por Coleman & Wright (1975),
en donde se reconocen la variación de la energía generada por las olas desde baja a
alta con altas pendientes, como se observa en la figura 73, las subsecuencias S7, S8
representa un ambiente con dominio fluvial, S9, S10, S11 son de dominio fluvio
deltaico
Se observa la presencia de barras de desembocadura formadas cuando los
sedimentos transportados por las corrientes de los ríos pierden energía depositando
los sedimentos más gruesos, donde la forma elongada de las barras es modificada por
la acción de las olas y corrientes de marea, en los mapas de arena se observa la
geometría de los cuerpos arenosos pudiendo ubicarse en la clasificación realizada por
Coleman & Wright (1975), en donde se reconoce la variación de la energía generada
por las olas desde baja a alta con altas pendientes, como se observa en la figura 73,
las subsecuencias S7, S8 representa un ambiente de tipo fluvial , S9, S10, S11 son de
tipo fluvio-deltaico.
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
123
Figura 73. Mapas de distribución de arenas según influencia fluvio deltaico. A) Alta energía de olas,
gran deriva litoral, plataforma de gran pendiente. B) Energía de olas moderadas, alto rango mareal,
cuenca amplia y de baja pendiente. C) Baja Energía de olas, alto rango mareal, cuenca estrecha.
Tomado y modificado de: COLEMAN & WRIGHT, 1977; en ARCHE, 1992.
6.13.1 MODELO SEDIMENTOLÓGICO
Para la realización del Modelo-Sedimentológico-Estratigráfico se comenzo con el
estudio de los núcleos existentes en el Campo Junín 5 (4 y 17), generando las hojas
sedimentológicas, posterior a esto se realizó la calibración de los núcleos para lo cual
se tomarón los registros eléctricos de rayos gamma (Gr) de los pozos (4 y 17) para
ajustar las profundidades del núcleo y obtener la calibración núcleo-perfil.
S7 S9
S10 S11
S8
A
B C
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
124
El análisis de las descripciones macroscópicas de los núcleos tomó en cuenta
caracteristicas como: litología, estructuras sedimentarias, mineralogía, tamaño de
grano, fósiles y trazas fósiles, lo que permitio identificar tres (3) facies sedimentarias
en el Campo:
Facies arenosas (Sh1, Sh2, Sh3, Shf): arenas de grano fino, medio y grueso.
Facies arcillosas (Fl1, Fl2): lutitas y limolitas
Facies carbonosas (C ): Carbón y lutitas carbonosas
Luego de identificadas las facies sedimentarias se construyeron las secciones
estratigráficas, con direccon W-E, S-N, N-S perpendiculares y paralelas a la dirección
de sedimentación, mediante las cuales se observó la continuidad lateral y vertical de
los cuerpos arenosos (ver anexos 3, 4, 5, 6, 7, 8) , junto al estudio de las tendencias de
los registros eléctricos de rayos gamma (Gr) se elaboraron los mapas de electrofacies
para cada subsecuencia (S7, S8, S9, S10, S11) y cada uno de los mapas de arena neta
y espesor total.
Las asociaciones de facies interpretadas son las siguientes:
Canales distributarios: tendencia tipo campana y patrones cilíndricos en
registros eléctricos de rayos gamma (Gr).
Barras de desembocadura: tendencia tipo embudo en los registros eléctricos
de rayos gamma (Gr).
Llanuras de inundación: tendencia irregulares en los registros eléctricos de
rayos gamma.
El ambiente de sedimentación de la Fm. Oficina, se caracteriza por un complejo
de canales distributarios, barras de desembocadura, abanicos de rotura, propios de un
sistema deltaico. Se observan trazas fósiles como: Planolites, Helmintopsis y
Chondrites pertenecientes a la facies Cruziana característicos de ambientes marinos y
condiciones de baja energía, haciendo analogía con las columnas estratigráficas y la
interpretación de los ambientes existentes, se llegó a la conclusión de que el área de
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
125
estudio se depositó en un ambiente de tipo fluvio-deltaico con influencia marina
somera.
Del análisis de la geometría de los cuerpos arenosos y los mapas de facies
interpretados, donde algubnas de las barras de desembocadura se observan en sentido
paralelo a la dirección de sedimentación propuesta en el Campo, lo cual corrobora
que el ambiente de sedimentación corresponde a un sistema fluvio-deltaico (fig. 74).
Figura 74. Analogía del ambiente depositacional para el Campo Junín 5, con las respectivas
electrofacies que definen los subambientes asociados. Tomado de HURTADO, M (2008).
MORA A. (2015) CAPÍTULO VI: RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
126
Figura 74. Modelo- Sedimentológico-Estratigráfico propuesto en este estudio, mostrando el
desarrollo vertical de los ambientes, correspondiente a un sistema fluvio deltaico.
Foto del río Krishna, India. Modificado
de ARÉVALO (2012)
Canal
Llanura de inundación
Barras
Leyenda
MORA A. (2015) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
127
CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
Del análisis macroscópico realizado a los pozos con núcleo (4 y 17) del
Campo Junín 5, donde se tomaron en cuenta características litológicas,
estructuras sedimentarias, mineralogía, fósiles, trazas fósiles, fueron
identificadas las facies sedimentarias correspondientes a cada uno de ellos.
Para el pozo 4 se identificaron 7 facies Sh1, Sh2, Sh3, Shf, Fl1, Fl2, C,
mientras que para el pozo se identificaron 6 facies Sh1, Sh2, Sh3, Fl1, Fl2,
C. Las facies arenosas presentan el mayor porcentaje, destacándose Sh1 y
Sh2.
El registró sedimentológico detallado y facies definidas en el estudio, pueden
ser extrapoladas e interpoladas a los pozos en el área de estudio, ya que la
respuesta de los cuerpos arenosos presentan características similares en los
registros de pozos.
Del estudio de los ichnofósiles encontrados en los pozos 4 y 17 del campo
Junín 5, estos corresponden a ambientes marinos de baja energía.
La interpretación y asociación de facies a partir de la descripción realizada
por Miall (1996), permitió la definición de 13 facies sedimentarias: 7 facies
arenosas, 4 facies arcillosas y 2 facies carbonosas. Las facies arenosas Sh1,
Shf1, Sh2 y Sh3 son las de mejor potencial como yacimiento de hidrocarburo,
tal como lo demuestra el alto grado de impregnación de hidrocarburo. Las
facies con mayor frecuencia en el Campo pertenecen a Sh3 y Fl1.
MORA A. (2015) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
128
La clasificación realizada por MIALL (1996) resultó un poco limitada
debido a las pocas estructuras sedimentarias y los tamaños de grano definidos
por él, por lo tanto basado en este estudio se realizaron modificaciones a la
codificación, con la finalidad de poder adaptar y extrapolar esta información a
la obtenida en los pozos con núcleo.
A partir de las correlaciones realizadas en sentido paralelo y
perpendicular al sentido de sedimentación con base a los estudios de
electrofacies definida para cada pozo se analizó el comportamiento de los
patrones en los registros eléctricos de rayos gamma (Gr) se definieron 3
asociaciones de facies: canales distributarios, barras de desembocadura y
llanuras de inundación.
Las secciones estratigráficas realizadas en sentido W-E; S-N; y N-S
permitieron la visualización de las correlaciones de las diferentes facies, a
partir de las comparaciones de los registros de pozos, pudiendo observarse las
variaciones laterales y verticales de las diferentes facies de canales, barras y
llanuras de inundación entre los pozos, pudiendo interpretarse estructuras de
canales apilados y entrelazados.
La distribución vertical de las asociaciones de facies permiten
subdividir la Formación Oficina. En la sección inferior de dominio fluvial se
identificaron facies de canal entrelazados, llanuras de inundación y barras. La
sección superior es fluvio deltaico caracterizado por canales distributarios.
A partir de los mapas de arena neta, espesor total y electrofacies se
pudo realizar la integración de los datos obtenidos a partir de cada uno, con la
finalidad de definir la dirección de sedimentación preferencial en el Campo,
para comprender la relación entre los ambientes sedimentarios.
MORA A. (2015) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
129
La dirección de sedimentación generalizada es sur – norte, la cual
coincide con la propuesta por estudios anteriores, aunque entrando al detalle
de este estudio se observa en los diferentes mapas de electrofacies un ligero
comportamiento suroeste – noreste.
Con base a la integración de todos los estudios realizados para la
secuencia estratigráfica estudiada se determinó el ambiente sedimentario
sobre el cual se depositó la secuencia estudiada, correspondiente a un
ambiente de tipo Fluvio deltaico en la mayoría de la secuencia, y un ambiente
de tipo Transicional marino somero hacía el tope de la sección estudiada.
7.2 RECOMENDACIONES
Actualización del Modelo Sedimentológico Estratigráfico a medida
que nuevos datos van siendo adquiridos en la campaña de perforación de
pozos estratigráficos y de desarrollo, esto con el fin de ir disminuyendo las
incertidumbres de continuidad vertical y lateral de las arenas.
Tomar nuevos núcleos en el área de Junín ya que solo se cuenta con
dos para un total de 424 km2 y están asociados al este del Campo.
Adquirir sísmica 3D y realizar correlaciones nuevas en el Campo, con
la finalidad de conocer y definir los elementos estructurales y estratigráficos
presentes, para de esta manera contribuir a la mejor estimación de las reservas
de los hidrocarburos en el área.
MORA A. (2015) BIBLIOGRAFÍA
130
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MORA A. (2015) ANEXOS
135
ANEXOS
Anexo 1. Columna estratigráfica pozo 4
MORA A. (2015) ANEXOS
136
Anexo 2. Columna estratigráfica pozo 17.
MORA A. (2015) ANEXOS
137
Anexo 3. Sección estratigráfica 1 Oeste-Este
E W
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
D
MORA A. (2015) ANEXOS
138
Anexo 4. Sección estratigráfica 2 Oeste-Este
W E
D D
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
MORA A. (2015) ANEXOS
139
Anexo 5. Sección estratigráfica 3 Oeste-Este
W E
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
D
D D
D D
D D
D
D
MORA A. (2015) ANEXOS
140
Anexo 6. Sección estratigráfica 1 Sur-Norte
S N
D
D
D
D
D
D D D
D
D
D
D
D
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
MORA A. (2015) ANEXOS
141
Anexo 7. Sección estratigráfica 2 Sur-Norte
S N
D
D D D D
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
MORA A. (2015) ANEXOS
142
Anexo 8. Sección estratigráfica 3 Norte-Sur
N S
D
Leyenda
Facies de canal
Facies de barras
MORA A. (2015) ANEXOS
143
Anexo 9. Mapa de arena neta S7
MORA A. (2015) ANEXOS
144
Anexo 10. Mapa de arena neta S8
MORA A. (2015) ANEXOS
145
Anexo 11. Mapa de arena neta S9
MORA A. (2015) ANEXOS
146
Anexo 12. Mapa de arena S10
MORA A. (2015) ANEXOS
147
Anexo 13. Mapa de arena neta S11
MORA A. (2015) ANEXOS
148
Anexo 14. Mapa de espesor total S7
MORA A. (2015) ANEXOS
149
Anexo 15. Mapa de espesor total S8
MORA A. (2015) ANEXOS
150
Anexo 16. Mapa de espesor total S9
MORA A. (2015) ANEXOS
151
Anexo 17. Mapa de espesor total S10
MORA A. (2015) ANEXOS
152
Anexo 18. Mapa de espesor total S11
MORA A. (2015) ANEXOS
153
Anexo 19. Mapa de electrofacies S7
MORA A. (2015) ANEXOS
154
Anexo 20. Mapa de electrofacies S8
MORA A. (2015) ANEXOS
155
Anexo 21. Mapa de electrofacies S9
MORA A. (2015) ANEXOS
156
Anexo 22. Mapa de electrofacies S10
MORA A. (2015) ANEXOS
157
Anexo 23. Mapa de electrofacies S11