La secuencia Oligocénica en el área norte de Monagas corresponde a una de las secuencias estratigráficas con mayor potencial petrolífero en Venezuela y Latinoamérica. Durante algunas décadas estos reservorios han sido el objetivo de varios proyectos orientados a la exploración y producción en distintos campos petrolíferos. Entre estos campos, el más importante es el campo El Furrial, el cual representa el último campo petrolífero supergigante descubierto en el mundo. La llegada al estado de madurez de los yacimientos del campo El Furrial hace necesaria el estudio a detalle de las facies reservorio que integran estos yacimientos, particularmente en niveles del yacimiento en los cuales se observa una menor capacidad de flujo y las cuales intervienen en menor medida en la producción. El intervalo correspondiente a la base del yacimiento Naricual Superior/Medio, es denominado operacionalmente como "Nerítico" y representa el intervalo objetivo de este estudio. Debido a la menor capacidad de flujo y a las características litoestratigráficas de este intervalo, resultó de suma importancia realizar una caracterización geológica de alta resolución que integrara el estudio de los procesos sedimentarios que controlaron la geometría, orientación y relaciones espaciales de las facies sedimentarias presentes en estos intervalos, así como el contexto estratigráfico en el cual fueron depositados, con la finalidad de entender la relación de estos aspectos con la calidad de roca de las facies reservorio presentes en el intervalo de interés y su potencialidad como yacimiento. La interpretación propuesta indica que el intervalo definido entre los marcadores m7-4 a M9, compuesto de siete unidades genéticas (parasecuencias), corresponde a la sección del yacimiento, que de acuerdo a argumentos sedimentológicos y estratigráficos corresponde a un sistema de depósitos interestratificados de lutitas marinas y facies arenosas depositadas en ambiente nerítico interno debido a la influencia de un sistema costero dominado por olas. Las facies reservorio de este intervalo están representadas por depósitos de barras de anteplaya de gran extensión lateral y en menor medida por canales estuarinos, el análisis estratigráfico detallado a escala de cuerpos individuales de arena permitió el cartografiado de facies reservorio a escala de unidades estratigráficas observándose una relación directa entre la distribución de facies sedimentarias y espesores de arena y calidad de roca, observándose que la mejor calidad de roca se ubica hacia el área Oeste y hacia el centro del campo. La menor calidad de roca exhibida por el intervalo m7-4 a M9 se refleja en una menor capacidad productiva, sin embargo, reservas primarias estimadas de 27,7 MMBNP indican un considerable potencial que puede ser desarrollado.

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¹ Ingeniero Geólogo, Universidad de Oriente, Núcleo Bolívar, Escuela de Ciencias de la Tierra, Mayo 2001.