INTRODUCCIÓN
⌅Los trabajos de recuperación secundaria y mejorada, en la actualidad tienen su área de ejecución en la llamada capa M del yacimiento Boca de Jaruco, donde se emplean métodos de inyección de vapor para aumentar el coeficiente de recuperación de hidrocarburos de esa secuencia carbonatada de edad Eoceno Medio. Los resultados alcanzados estimulan el análisis de estas secuencias en toda la región para realizar una estimación del volumen de hidrocarburos que potencialmente contienen estos sedimentos, por lo que el objetivo primordial de esta investigación lo constituye la caracterización petrofísica por núcleos de los sedimentos terciarios en la región de estudio (VNIIneft, 2014VNIINeft (2014): Informe del trabajo de Investigación científica " Estudio detallado de las propiedades petrofísicas y de filtración en los núcleos de tres pozos del yacimiento Boca de Jaruco". Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba. y 2017VNIINeft (2017): Informe: Investigación de las principales propiedades de filtración-capacidad de las rocas del área Majaguillar. Informe de trabajo científico. (en ruso y español). Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba.).
Para lograr este objetivo se establecieron los siguientes objetivos específicos:
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Analizar las manifestaciones superficiales y en pozos hasta 1000m en el norte de las provincias Pinar del Rio, Artemisa, La Habana, Mayabeque y Matanzas.
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Establecer el grado de estudio petrofísico por núcleos de los pozos perforados en esta región.
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Caracterizar las propiedades de las rocas encontradas.
MATERIALES Y MÉTODOS
⌅Para el estudio se partió de la información brindada sobre manifestaciones superficiales en las formaciones geológicas del Eoceno, Oligoceno, Mioceno, Plioceno y Cuaternario (Nuñez, 1998Núñez Jiménez A. (1998): Geología. Colección Cuba: La Naturaleza y el Hombre. Ediciones Mec. Graphic Ltd. ISBN: 959-230-001-1. y Linares, 2011Linares Cala E, García D., Delgado O., López J.G y Strazhevich V. (2011): Yacimientos y manifestaciones de hidrocarburos de la República de Cuba. Editorial CNDIG. La Habana. Cuba. ISBN: 978-959-7117-33-9.), además se consultó el informe del proyecto 7093 de Rojas (2019)Rojas R y Nieves A (2019): Informe: ICT sobre sondeos con manifestaciones de hidrocarburos en las secuencias sedimentarias (K2cp-m - N) en la región Mariel-Corralillo (Artemisa, La Habana, Mayabeque, Matanzas). Proyecto 7093. Petróleo no convencional. Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba., el informe de la etapa 9 del proyecto 9014 (Rodríguez, 2017Rodríguez N, Barrios M y Queralta RC. (2017): Informe técnico: Caracterización petrofísica de las muestras de núcleos, áreas de petróleo no convencional. Etapa 9. Proyecto 9014. Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba.) en proceso actualmente (Tabla 1) y la información de las determinaciones petrofísicas de los núcleos (CEINPET, 2014CEINPET (2014): Base de datos petrofísicos actualizada. Archivo Técnico CEINPET. La Habana. Cuba.). Fueron analizados 284 núcleos de 157 pozos (Tabla 2). Como método se utilizó la elaboración de la información petrofísica que incluye el filtrado de la misma, seleccionándose aquellos núcleos con buena recuperación (>1m) representativos de la gran variedad litológica de todas las formaciones atravesadas por los pozos.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
⌅1. Manifestaciones superficiales (Linares, 2011Linares Cala E, García D., Delgado O., López J.G y Strazhevich V. (2011): Yacimientos y manifestaciones de hidrocarburos de la República de Cuba. Editorial CNDIG. La Habana. Cuba. ISBN: 978-959-7117-33-9.), (Rojas, 2019Rojas R y Nieves A (2019): Informe: ICT sobre sondeos con manifestaciones de hidrocarburos en las secuencias sedimentarias (K2cp-m - N) en la región Mariel-Corralillo (Artemisa, La Habana, Mayabeque, Matanzas). Proyecto 7093. Petróleo no convencional. Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba.)
⌅El análisis de las manifestaciones superficiales y en pozos hasta 1000m en el norte de las provincias Pinar del Río, Artemisa, La Habana, Mayabeque y Matanzas evidencia la gran cantidad de manifestaciones de hidrocarburos en las secuencias terciarias, aunque también se reportan manifestaciones en rocas del Cretácico y más antiguas (Figura 1).
| Provincia | Manifestaciones superficiales | Manifestaciones en pozos |
|---|---|---|
| Pinar del Rio | Cerca de la antigua Grúa Verdún fueron perforados los pozos Versalles Fernández de Castro 20, 21 y 22, uno de los cuales, el 22, alcanzó la profundidad de 930 m y se obtuvo gas en el intervalo 449-506 m. (cerca de Cayajabos y Chacón 2). | |
| Artemisa | En el poblado del central Abraham Lincoln se reportó una manifestación de gas en un pozo para agua de la fábrica de azúcar. Afloramientos de petróleo, asfaltitas y rocas asfálticas cerca del pozo Paulina 1. | Pozos Chacón 2 y CHD-1X. 0-340 m: Formación Guanajay, edad: Oligoceno Superior; 340-432 m: Formación Capdevila, edad: Eoceno Inferior; 432-576 m: Paleoceno (?). Durante la perforación se presentaron las siguientes manifestaciones de hidrocarburos: de 346-1600 m se presentaron trazas de petróleo medio. |
| Manifestación El Morrillo. Esta manifestación sale del fondo del mar como a 300 m de la costa. | El pozo de exploración (vertical), CHD-1-X fue perforado en 1996 hasta la profundidad de 3330 m. El corte del pozo fue el siguiente: 0-410 m: Formación Jaruco, edad: Mioceno Inferior; 410-550 m: Formación Guanajay, edad Oligoceno Superior. A 540 m se observan trazas de bitumen en la calcita. | |
| Minas de asfaltita. Desde el siglo XIX se explotaron las minas de asfaltitas de las zonas de Mariel y Cabañas que antes pertenecían a la provincia de Pinar del Río. En la década de los cuarenta se explotó hacia el oeste la mina de Cacarajícara. Las más orientales se pueden agrupar en dos zonas: Cayajabos-Mariel y zona de Banes. Mina Manuela (Mariel) | Pozos Versalles Fernández de Castro 22 y 21. El 22 alcanzó la profundidad de 933 m. La litología principal está integrada por rocas carbonatadas y silicoclásticas de la llamada Formación Martín Mesa. Las manifestaciones de petróleo fueron encontradas en las fracturas de areniscas y limolita-arenosa, pero se estimaron como no comerciales. Se trataba de petróleo en los intervalos: 493.7-505.9 m; 518.1 m; 569.9-579.1 m; 883.9-899.1 m y manifestaciones de gas: 493.7-505.9 m; 624.8 m. | |
| Manifestación Las Lajas. Consiste de afloramientos de calizas bituminosas muy negras, de yacencia 336° con 24° de inclinación. | El pozo Caridad 4 desde la boca reveló la Formación Capdevila, que se extiende hasta los 150 m. Los cuatro pozos presentaron abundantes manifestaciones de petróleo durante la perforación: Caridad 1: manifestó petróleo desde los 305 hasta los 823 m; Caridad 2: manifestó petróleo desde los 21hasta 664 m; Caridad 3: manifestó petróleo desde los 549 hasta los 553 m y desde 305 hasta 402 m; Caridad 4: manifestó petróleo desde los 740 hasta los 760 m de 18.2° API, y produjo 20 b/d de petróleo en el intervalo de 380 a 435 m. | |
| Presa La Coronela (El petróleo viscoso corría por el río desde las rocas del Paleógeno) | Pozo Mariel 2 de 0-70 m: Mioceno. Pozo Ariguanabo 1: 0-715.1 m, edad: Oligoceno-Mioceno, Formaciones Guanajay y Güines; 715.1-786.7 m, edad: Eoceno Superior, Formación Jabaco; 786.7-1082.7 m, edad: Eoceno Medio, Formación Loma Candela. Este pozo presentó manifestaciones de hidrocarburos en los intervalos siguientes: 121.9-304.8 m, petróleo ligero en rocas de la Formación Guanajay; 786.3-932.6 m, asfalto en rocas del Eoceno Medio; 1006.8-1014.4 m, petróleo en lutitas. | |
| Regalado. En el área hay varias chapapoteras, pero los afloramientos de rocas son escasos. Al parecer la mayor chapapotera, desde donde sale petróleo grueso o asfalto con gas, coincide con el antiguo pozo Tomasita (Havana Oil) de 670 m de profundidad. | Pozo Ariguanabo1: 0-715.1 m, edad: Oligoceno-Mioceno, Formaciones Guanajay y Güines; 715.1-786.7 m, edad: Eoceno Superior, Formación Jabaco; 786.7-1082.7 m, edad: Eoceno Medio, Formación Loma Candela. Este pozo presentó manifestaciones de hidrocarburos en los intervalos siguientes: 121.9-304.8 m, petróleo ligero en rocas de la Formación Guanajay; 786.3-932.6 m, asfalto en rocas del Eoceno Medio. | |
| Don Mariano constituye una manifestación de asfalto o petróleo grueso que está contenida en rocas del intervalo Eoceno Medio-Superior de la Formación Punta Brava. | Pozo Ariguanabo 2: 0-557 m, edad: Oligoceno-Mioceno, formaciones Guanajay y Güines; 557-719.9 m, edad: Eoceno, formaciones Loma Candela y Jabaco. Este pozo presentó numerosas manifestaciones de hidrocarburos por debajo del terciario. | |
| La Tomasita, un salidero superficial de petróleo. Un fuerte surtidor de petróleo grueso, de color negro, en el lecho de una cañada que solo corre en época de lluvias, produce de las areniscas polimícticas de la Formación Capdevila, de edad Eoceno Inferior, | Pozos Sinclair William 1 (Guayabal 1) y 2 (Guayabal 2) Alcanzaron profundidades de: Sinclair William 1,477 m, y Sinclair William 2,815 m. Sinclair William 1: calizas y areniscas -fundamentalmente estas últimas-, con buena impregnación de petróleo. Las manifestaciones de hidrocarburos y aguas sulfurosas y saladas: agua sulfurosa a 116.4 m; 243.8-245 m; gas: 163 m; 226-245 m; 276.7-305.7 m; petróleo: 38.1 m; 277.9 m; 397 m; agua salada: 358.1 m. Sinclair William 2, la litología registrada por este pozo en sus primeros 183 m es la siguiente: arcillas, calizas, areniscas, lutitas arenosas, y calcáreas, margas. Estas rocas posiblemente pertenecen a la Formación Güines y al Grupo Nazareno. Las manifestaciones de hidrocarburos en este pozo se limitaron a impregnación de petróleo en las areniscas a 574.5 m. | |
| Pozo Soroa 1. Alcanzó 965 m de profundidad. El pozo comenzó cortando las rocas de la cobertura sedimentaria más joven de la Cuenca Los Palacios, que se extiende desde el Neógeno hasta el Oligoceno. Presentó manifestaciones de petróleo y gas a las profundidades siguientes: 674.5m; 769.6 m; 800 m y 944.8 m, y exhibió asfalto a la profundidad de 964 m. | ||
| Pozo Candelaria 1. Se caracteriza por presentar un gran espesor de los depósitos del Mioceno (2050 m), el mayor reportado en el subsuelo de Cuba, y del Paleógeno (1750 m). El pozo Candelaria 1 presentó impregnaciones de hidrocarburos en numerosos núcleos de diferentes intervalos: 920 hasta 1740 m; 2200 a 2208 m; 2657 a 2662 m; 3200 a 3203 m; 3343 a 409 m y 3627 a 3632 m. | ||
| Pozo Taco-Taco 1. Alcanzó 1224 m de profundidad. Comenzó cortando las rocas del Neógeno, sobre las que está emplazado, hasta el Oligoceno. Después cortó las rocas orogénicas del Eoceno. Se manifestaron hidrocarburos en los siguientes intervalos: 682.7-697.9 m, pequeña impregnación de petróleo; 783.3 m: petróleo y gas; 1185.6 m: asfalto. | ||
| Pozo San Claudio (pozo PE-8). Manifestó hidrocarburos en los siguientes intervalos de la Formación Capdevila: 17-41.5 m, petróleo en limolitas; 86.4-107.4 m, petróleo en areniscas y limolitas; 134.7-146.7 m, petróleo en limolitas; 151.8-170 m, petróleo en limolitas. La presencia de asfaltita o manifestaciones de petróleo en rocas del Eoceno Inferior de la Formación Capdevila. |
| No | Provincia | Áreas y/o yacimientos | Cantidad, u | |
|---|---|---|---|---|
| Pozos | Núcleos | |||
| 1 | Pinar del Río | San Ramón | 1 | 2 |
| Río del Medio | 1 | 1 | ||
| Puerto Esperanza | 4 | 8 | ||
| Pinar | 3 | 12 | ||
| Sub total | 9 | 23 | ||
| 2 | Artemisa | Cayajabos | 1 | 4 |
| Chacón | 1 | 4 | ||
| Caridad | 1 | 5 | ||
| Mariel | 2 | 3 | ||
| Martin Mesa | 19 | 35 | ||
| Las Mangas | 1 | 3 | ||
| Sub total | 25 | 54 | ||
| 3 | La Habana | Guanabo | 5 | 7 |
| Santa María | 1 | 1 | ||
| Sub Total | 6 | 8 | ||
| 4 | Mayabeque | Puerto Escondido | 2 | 3 |
| Vía Blanca | 9 | 21 | ||
| Yumurí | 7 | 12 | ||
| Boca de Jaruco | 41 | 58 | ||
| Sub Total | 59 | 94 | ||
| 5 | Matanzas | Camarioca | 14 | 37 |
| Varadero Sur | 6 | 13 | ||
| Guásimas | 3 | 7 | ||
| Cantel | 25 | 35 | ||
| Varadero | 8 | 12 | ||
| Majaguillar | 2 | 9 | ||
| Sub Total | 58 | 113 | ||
| Total | 157 | 284 | ||
Basado en las determinaciones petrofísicas se elaboraron los mapas de porosidad y de saturación máxima probable de petróleo. La caracterización petrofísica por núcleos de los sedimentos terciarios en la región de estudio (Pinar del Río, Artemisa, La Habana, Mayabeque y Matanzas) se estableció a partir de las determinaciones petrofísicas de contenido de carbonatos, porosidad y saturación máxima probable de hidrocarburos (Rodríguez, 2021Rodríguez N, Barrios M. Ibonet R. (2021): Caracterización petrofísica de las secuencias terciarias en la región Pinar-Matanzas. [Sesión de conferencia en la IX Convención de Ciencias de la Tierra]. La Habana. Cuba.).
El grado de estudio petrofísico por núcleos de los pozos perforados en esta región, donde tenemos determinaciones de parámetros, está limitado significativamente. Se asumió como criterio analizar aquellas muestras hasta 1000m, pues no en todos los casos está definido a qué formación geológica se puede asociar el núcleo cortado y aquellos núcleos con una recuperación >1m, para garantizar que el núcleo analizado sea representativo de la secuencia de donde fue cortado. Se analizaron 284 núcleos de 157 pozos.
Los mayores valores de porosidad en las rocas con Carbonatosidad >50% se obtuvieron en los pozos de la provincia Mayabeque y en los pozos de Cantel-Camarioca de la provincia Matanzas (Figura 2). No hay datos para obtener un mapa de La Habana. En cuanto a la saturación de petróleo máxima probable (Sp=1-Sar) presenta valores más altos en Pinar del Rio y Matanzas (al este del yacimiento Varadero), presenta valores medios en Pinar del Rio (Puerto Esperanza) y en Matanzas (cercano al yacimiento Camarioca). (Figura 3), (Tabla 3).
Estudiando las rocas con Carbonatosidad menor del 50% se observa una mejor distribución de la porosidad en cada una de las provincias estudiadas (Figura 4). En cuanto a la distribución de la saturación de petróleo máxima posible se observan algunos valores más altos en San Ramón en Pinar del Río, Martín Mesa en Artemisa, en Vía Blanca y en algunos pozos de Boca de Jaruco en Mayabeque y en las proximidades del Varadero 2 y 20, valores medios en Camarioca y Cantel en Matanzas (Figura 5).
El análisis de las manifestaciones superficiales y en pozos hasta 1000m en el norte de las provincias Pinar del Río, Artemisa, La Habana, Mayabeque y Matanzas evidencia la gran cantidad de manifestaciones de hidrocarburos en las secuencias terciarias, aunque también se reportan manifestaciones en rocas del Cretácico y más antiguas.
| Parámetro petrofísico | Características establecidas a partir del estudio | ||
|---|---|---|---|
| Carbonatosidad | >50% | <50% | |
| Porosidad | alta | Núcleos de Mayabeque y de Cantel-Camarioca, Matanzas. | Buena distribución en todas las áreas estudiadas |
| turación de petróleo máxima probable Sp=1-Sar | alta | Núcleos de Pinar y al este del yacimiento Varadero, Matanzas. | En los núcleos del pozo San Ramón 1, Pinar del Rio, en los pozos de Martín Mesa, Artemisa, en los pozos de Vía Blanca- Boca Jaruco, Mayabeque y en las proximidades de los pozos Varadero 2 y 20, Matanzas. |
| media | Núcleos de Puerto Esperanza, Pinar del Rio y en las proximidades del yacimiento Camarioca, Matanzas. | En los núcleos de los yacimientos Camarioca y Cantel, Matanzas. | |
CONCLUSIONES
⌅Las propiedades de los reservorios encontrados se dividieron en rocas con Carbonatosidad >50% y las rocas con Carbonatosidad <50%. Los mayores valores de porosidad en las rocas con Carbonatosidad >50% se obtuvieron en los pozos de la provincia Mayabeque y en los pozos de Cantel-Camarioca de la provincia Matanzas. En cuanto a la saturación de petróleo máxima probable (Sp=1-Sar) presenta valores más altos en Pinar del Rio y Matanzas (al este del yacimiento Varadero), presenta valores medios en Pinar del Rio (Puerto Esperanza) y en Matanzas (cercano al yacimiento Camarioca). En las rocas con Carbonatosidad menor del 50% se observa una mejor distribución de la porosidad en cada una de las provincias estudiadas. En cuanto a la distribución de la saturación de petróleo máxima posible se observan algunos valores más altos en el pozo San Ramón 1 en Pinar del Río, en pozos de Martín Mesa en Artemisa, en pozos de Vía Blanca y en algunos pozos de Boca de Jaruco en Mayabeque y en las proximidades de los pozos Varadero 2 y 20, existen valores medios en los yacimientos Camarioca y Cantel en Matanzas, pero son poco representativos.