50. Jusepín

El Area Santa Bárbara-Jusepín está situada al norte del Estado Monagas, 30 km al oeste de Maturín. Comprende los campos Jusepín, Muri, Mulata, Santa Bárbara, Travieso, Mata Grande y Tacat.

El área productora puede ser descrita como una sola unidad, aun cuando las empresas concesionarias dieron diferentes nombres a sus campos petrolíferos. Conforma una extensa franja de rumbo N 60° E, con mas de 45 kilómetros de extensión y 7 km de ancho.

El petróleo fue descubierto por el pozo Jusepín-1, perforado por la Standard Oil Company of Venezuela, en octubre de 1938, sobre un alto estructural vagamente señalado por estudios del sismógrafo de reflexión. Jusepín entró a producción en 1939 cuando se construyó el oleoducto hasta Caripito.

Al oeste de Jusepín, la Compañía Consolidada de Petróleo (Sinclair) perforó en 1941 el pozo productor Santa Bárbara No. 1 y en 1942 el pozo Muri No. 1. La perforación en la concesión Amana comenzó en 1941. La Mene Grande Oil Company inició la producción en 1943, Ia Venezuelan Atlantic Refining Company en 1945 y la Phillips Oil Company en 1946.

La extensión Noreste del campo Jusepín fue descubierta por el pozo J-130, completado en marzo de 1944. Es una prolongación estrecha de 7 km de largo por 700 metros de ancho, que fue desarrollada rapidamente; para agosto de 1945 se habían perforado 53 pozos.

Mapa de Ubicación

En la década del '50 el modelo geológico sugería una falla inversa de alto ángulo como la base del bloque alóctono de Pirital, que restringía las posibilidades petrolíferas hacia el norte. La Mene Grande Oil Company perforó 7 pozos exploratorios que no alcanzaron objetivos profundos por dificultades mecánicas.

En 1986 se completó productor el pozo exploratorio El Furrial No. 1, al sur de la alineación Santa Bárbara-Jusepín. Siguieron los descubrimientos de Musipán en 1987 y Carito en 1988, y durante 1989 se perforaron 11 pozos exploratorios en el área. Estas perforaciones definieron la alineación El Furrial-El Tejero, con las arenas del Oligoceno superior debajo de 8.000' de lutitas marinas del Mioceno medio, y establecieron la base del bloque Pirital como un plano sub-horizontal, con los sedimentos del Cretáceo superior, Oligoceno y Mioceno temprano extendiéndose hacia el norte por debajo del bloque alóctono, y cambiando la estrategia exploratoria. Los pozos SBC-3E y PIG-1E (7.5 km al noroeste de SBC-3E) probaron el modelo nuevo en el área norte del corrimiento de Pirital en 1989 y 1992, al ser completados con éxito en yacimientos debajo del bloque sobrecorrido.

El pozo profundo J-476 (18.473'), también al norte del corrimiento de Pirital, perforado en 1996 por el consorcio Total-Amoco bajo convenio operativo con Lagoven, obtuvo excelente producción del Oligoceno en horizontes profundos del viejo campo de Jusepín.

Estratigrafía:

En el campo de Santa Bárbara se han perforado las calizas de la sección basal de la Formación Vidoño (Cretáceo superior-Eoceno inferior) directamente encima de las areniscas de la Formación San Juan (Cretáceo superior).

Los estudios sedimentológicos del campo Mulata muestran que la sección entre el Cretáceo y el Oligoceno corresponde a facies diversas que varían desde fluvial y deltáico hasta marino de plataforma, con arenas de grano grueso y estratificación cruzada hasta arenas bioturbadas de grano fino, lodolitas y capas delgadas de lignito.

Durante el Mioceno la transpresión de la Placa Tectónica del Caribe sobre el continente suramericano ocasionó el movimiento al sur y la deformación del flanco norte de la Cuenta Oriental de Venezuela, que hizo migrar hacia el sur hasta el Mioceno medio las arenas que llegaban del Escudo de Guayana, al igual que los sedimentos erosionados en la serranía del norte. Las formaciones Carapita y La Pica f ueron depositadas en esa cuenca desarrollada a principios del Neogeno.

La Formación Carapita (Mioceno inferior a medio) es la formación productora más antigua del área. Representa una invasión marina iniciada desde el Oligoceno y una regresión del mar hacia el Mioceno superior.

Columna estratigráfica

Tiene un espesor promedio de 6.000' y se compone en su mayor parte de lutitas marinas ricas en foraminíferos, frecuentemente distorsionadas, interestratificadas localmente en su parte alta con areniscas turbidíticas muy lenticulares (arenas Nodosaria del Miembro Chapapotal) de grano fino a grueso y hasta conglomeráticas, encontradas productoras por el pozo J-56 con 150' de espesor. En marzo de 1944, el pozo J-130 obtuvo producción de las arenas Nodosaria-15 en la llamada Extensión Noreste de Jusepín, donde aparecen truncadas debajo de sedimentos del Mioceno superior. En este sector noreste constituyen un grueso desarrollo de sedimentos con limos, arcillas, arenas de grano fino hasta conglomeráticas. Las capas individuales de arena no pasan de 20' de espesor con intercalación lenticular de lutitas con 4a 10'.

Posteriormente a la sedimentación de la Formación Carapita se presentó en el área un levantamiento general, producto de esfuerzos originados en el norte y noroeste que den lugar a un fuerte plegamiento de los estratos anteriores. Sigue al levantamiento un período de severa erosión que elimina los niveles superiores de Carapita.

La Formación La Pica (Mioceno superior), en marcada discordancia angular sobre la superficie erosionada de Carapita, representa el más importante desarrollo sedimentario en el área. Consiste en una alternancia de lutitas y arenas limosas depositadas en un ambiente marino somero transgresivo. Las areniscas, escasamente consolidadas, son de grano fino a muy fino, laminadas, ocasionalmente limosas, arcillosas o ligníticas.

La línea de playa en tiempos de la Formación La Pica sufría etapas de movimiento durante y después de la sedimentación, y el rejuvenecimiento periódico de altos y bajos en el fondo marino ejerció un efecto notable en la distribución y el espesor de los sedimentos. Se observan, por lo menos, dos discordancias intraformacionales muy extendidas en el sector suroeste del Area.

La fuente principal de los sedimentos de La Pica se encontraba al oeste, y los agentes distributivos corresponden a corrientes litorales que depositaban una sección más arcillosa hacia el este.

La Formación La Pica en el área de Jusepín se adelgaza rápidamente y se acuña sobre la discordancia mayor pre-La Pica en el norte o sobre el corrimiento anterior de Pirital. Las capas individuales de areniscas y lutitas de la formación también se adelgazan hacia el norte; las areniscas desaparecen hacia el sur y el este por transición a lutita o por erosión en discordancias intraformacionales.

La Formación Las Piedras (Mioceno superior-Plioceno), no-marina, depositada en aguas salobres, es concordante sobre la Formación La Pica, excepto en algunos lugares. Contiene esencialmente arenas lenticulares poco consolidadas de grano fino a medio, generalmente bien consolidadas, interestratificadas con lutitas, limos y lignitos. El espesor está entre 3.400 y 3.900 pies. Las areniscas son acuíferas en toda el Area. Las Piedras es transicional hacia el este a la Formación Quiriquire.

La Formación Las Piedras está cubierta en el área de Jusepín por la Formación La Mesa (Pleistoceno), que fue depositada en un ambiente continental. Consiste en gravas, arenas poco consolidadas y arcilla. Hacia el tope presenta una capa endurecida de grava cementada por óxido de hierro. El espesor varía de 500 a 900 pies.

El llamado "bloque alóctono de Pirital" es un cuerpo de arenas y lutitas, sobrecorrido desde el noroeste, con un buzamiento de 40°, antes de la sedimentación de La Pica. El espesor del bloque es de 18.000' en el norte que disminuye hacia el sureste. Consiste en lutitas negras, limolitas, cuarzo libre, areniscas calcáreas o cuarzosas, pirita, carbón, restos de plantas. Su ambiente de sedimentación original es talud superior con intervalos de plataforma interna y corrientes turbidíticas.

Estructura:

Al sur de la Serranía del interior Oriental se encuentra en el subsuelo un sistema de corrimientos que se conoce por interpretación geofísica y los pozos perforados. Un área está situada desde el campo La Ceiba en Anzoátegui hasta la falla de Urica, otra zona entre Urica y el meridiano de Quiriquire, y una tercera sección al este de Quiriquire hasta el Golfo de Paria. El sector central corresponde al norte de Monagas, desde la Serranía del Interior hasta el eje de la Cuenca Oriental de Venezuela.

Entre las numerosas fallas inversas que conforman el sistema resalta el Corrimiento de Pirital, que divide el norte de Monagas en dos áreas: el bloque norte, de índole compresional, muestra una columna estratigráfica desde el Cretáceo hasta el Oligoceno que cabalga sobre sedimentos del Mioceno; y el bloque meridional, entre el corrimiento de Pirital y el Alto de Tonoro-El Lirial, donde aparece la Formación La Pica, cortada por sistema de fallas normales, asociada a tectónica distensiva transcurrente post-Mioceno medio.

En el Area Santa Bárbara-Jusepín se encuentran indicios de renovados empujes con fuerte componentes norte-sur ocurridos durante el período de deformación del Mioceno en la región norte de la Cuenca. Dentro de este estilo tectónico se mencionan el corrimiento y alto de Pirital con la erosión siguiente de Carapita (3.000' pies de sedimentos fueron erosionados en el Alto), la subsidencia e invasión marina de La Pica, la erosión de la zona basal de las arenas de Textularia (Formación La Pica) sobre el levantamiento central de Amana, el levantamiento posterior del Alto Tonoro-El Lirial durante la sedimentación de La Pica y la erosión de las arenas Textularia y Sigmoilina sobre el Alto. Movimientos tectónicos ocurridos durante la etapa de sedimentación de la Formación la Pica dieron lugar al levantamiento de anticlinales menores, como los de Jusepín, Muri y Amana Central, y de anticlinales mayores, como Tonoro-El Lirial.

Sección estructural

El corrimiento de Pirital se considera como un sector del corrimiento frontal. Se identifica por una distancia de 200 km entre la falla de Urica en Anzoátegui hasta la falla de Los Bajos en el Golfo de Paria. Se estima que el fallamiento ocurrió entre el Mioceno medio y el Mioceno superior en el tiempo post-Carapita, cuando el área marginal pasiva del Cretáceo y Terciario inferior fue sobrecorrida por bloques alóctonos provenientes del noroeste que ocasionaron extensas líneas de sobrecorrimiento hacia el sur.

El área Santa Bárbara-Jusepín constituye, a nivel de La Pica, una depresión suave, al sur del levantamiento de Pirital y al norte del Alto de Tonoro (donde La Pica fue erosionada). Todos los campos del Area se encuentran alineados en un rumbo suroeste-noreste desde Tacat, en un homoclinal de buzamiento sur.

Al sur del corrimiento de Pirital se destaca la falla de Santa Bárbara, normal con buzamiento sur, acompañada por un ramal que se desprende pocos kilómetros al este de Pirital en el Area Santa Bárbara-Jusepín y se extiende hasta Tacat. Localmente, las fallas de Santa Bárbara y de Amana cortan el Area siguiendo la dirección general de la alineación.

Producción:

La sección arenosa de la Formación La Pica comprende dos conjuntos operacionales productivos: la sección inferior conocida como Arenas Textularia y una superior denominada Arenas Sigmoilina; una zona más alta (Cassidulina) no ha mostrado producción. La acumulación de hidrocarburos en las areniscas de La Pica está limitada principalmente por el acuñamiento de las arenas y existe una multitud de trampas estratigráficas lenticulares. Se conocen 25 areniscas productoras en las zonas de Textularia y Sigmoilina. Las areniscas individuales son extremadamente finas y hacia el este se tornan altamente arcillosas. En la extensión noreste La Pica solo ha rendido una producción muy escasa.

El pozo SBC-3E, perforado en 1989, probó el bloque norte del corrimiento de Pirital, con 6.100 b/d 35° API. El pozo PIC-IE, 7.5 km al noroeste, confirmó en 1992 esta acumulación debajo del corrimiento con producción de 4.500 b/d, 36° API, 37 MMPCGD. Estos pozos abrieron muy favorables expectativas.

La Extensión Noreste de Jusepín es una prolongación estrecha con rumbo suroeste noreste, descubierta en 1944 por el pozo J-130 (414 b/d, 31.2° API). Producen las arenas superiores turbidíticas del Miembro Chapapotal de la Formación Carapita, que aparecen con buzamiento de 60° al sureste, truncadas debajo de la discordancia con La Pica. El yacimiento (Nodosaria-15) con un espeso promedio de 650' está limitado al oeste por una falla transversal noreste con desplazamiento de hasta 1.000'.

Los crudos del Area Santa Bárbara-Jusepín tienen gravedad de 22 a 36° API, con promedio de 31°. El pozo descubridor J-1, produjo 544 b/d, 32.6° API. El contenido de azufre es moderado. Los pozos productores de la Formación La Pica mostraron una fuerte declinación de la presión y un rápido descenso en las tasas de producción.

A fines de 1962 se inició la inyección de agua al Bloque Central del sector Noreste de Jusepín. Fue suspendida en 1966 por fallas mecánicas, con resultados difíciles de evaluar.

En noviembre de 1964 comenzó la inyección de gas en la extensión Noreste de Jusepín. Suspendida en 1966 y reiniciada en febrero de 1978 hasta febrero de 1982.

Lagoven firmó en noviembre de 1993 un convenio operativo por veinte años con la empresa Total Oil and Gas Venezuela para la reactivación del campo Jusepín; Lagoven mantendrá el control sobre los hidrocarburos y cancelará la inversión de acuerdo al barril producido, pasando a ser propietaria de las instalaciones al término del contrato. Amoco Venezuelan Petroleum Company se asoció (4596) con Total en el programa de recuperación del campo. El pozo J-476 (18.437'), perforado en abril de 1996 por el consorcio, descubrió una nueva zona productora en las arenas oligocenas de la Formación Naricual (Merecure), con producción inicial total de 14.200 b/d de crudo liviano de 33-35° API.

Un oleoducto de 16" transporta el crudo de Jusepín, Musipán y EI Furrial hasta Travieso, donde ingresa al sistema Travieso-Puerto La Cruz de 40".

© Ramón Almarza, 1998

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© PDVSA-Intevep, 1997