CUENCA MISKITO, CARIBE COSTAFUERA DE NICARAGUA

Transcripción

1 2008 (MEM) CUENCA MISKITO, CARIBE COSTAFUERA DE NICARAGUA

2 CONTENIDO 1. INTRODUCCION. 2. MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS EN EL CARIBE COSTAFUERA. 3. ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA MISKITO. 4. POTENCIAL PETROLERO DEL MARGEN CARIBE. 5. EVOLUCIÓN PALEOGEOGRAFICA Y ESTRUCTURAL DEL CARIBE COSTAFUERA. 6. ELEMENTOS ESTRUCTURALES DEL CARIBE COSTAFUERA. 7. REFERENCIAS. 2

3 1. INTRODUCCION: El Margen Caribe de Nicaragua comprende una plataforma continental de 45,000 kilómetros cuadrados con profundidades de columna de agua de 30 metros hasta 2,000 metros. El área total del Margen Caribe de Nicaragua es de 170,000 kilómetros cuadrados. La sísmica 2D levantada en 1966 a 1977 y evaluada por la firma Francesa Beicip en el Caribe costafuera mostró elementos estructurales y estratigráficos tales como arrecifes carbonatados, trampas estratigráficas con reservorios clásticos de arenas y calizas bioclásticas. Dichos elementos fueron confirmados en el levantamiento sísmico 2D realizado por Fugro-Geoteam, el cual identificó nuevos prospectos en la región del Sur de la Cuenca, cerca de la falla Chiripa. Arrecife carbonatado, Fugro Geoteam Seismic 3

4 2. MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS EN CARIBE COSTAFUERA. Muestras de hidrocarburos fueron reportadas en un intervalo estratigráfico del Eoceno Medio durante las perforaciones y las pruebas de producción de los pozos Huani-1, Huani-2, Tuapi-1, Misquito-1, Perlas-1 y Perlas-3 ubicados en el Caribe Costafuera. Las manifestaciones de petróleo se dieron en las secuencias del Eoceno Medio y Oligo-Mioceno. Perlas-3 fue el único que dio manifestación en los depósitos del Oligoceno. Indicios de gas fueron reportados en todos los pozos, pero los indicios más intensos se presentaron en la parte Norte de la cuenca. En los pozos Perlas-1 y Atlántico -1 las muestras fueron de 1000 unidades. (Firma Consultora Rusa). 3. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA MISKITO El espesor de las series Cenozoica varia de 2,000 a 10,000 m en la parte NE y comprende la predominante plataforma de tipo carbonatada con una gran variedad de material volcánico, principalmente en la sección del Eoceno. Los sedimentos clásticos son de origen continental a deltáico, así como también los sedimentos de tipo de plataforma carbonatada, que fueron desarrollados en la serie del Oligo-Mioceno. 4

5 Se identificaron sedimentos Cretácicos en áreas restrictas, donde fueron preservados por la erosión subsecuente de la Orogénesis Laramide al final del Cretácico. Lutitas negras y conglomerados afloran en la localidad de Siuna. Estos afloramientos son provenientes de sistemas marinos poco profundos. El análisis geoquímico de estas lutitas negras efectuado por el Servicio Petrográfico Nacional de Texas, Estados Unidos, reportó un contenido de sapropélicos en el Kerógeno de 77%, indicando que proviene de una roca con un alto potencial petrolífero (J. H. Ruffin, 2000). Litológicamente las secciones del Eoceno y Oligo-Mioceno fueron subdivididas en 5 formaciones y el miembro Kamanón. La sección Eocénica esta compuesta de carbonatos depositados en un ambiente de plataforma que ocasionalmente varía a un ambiente batial, con capas de arenas subordinadas en la parte inferior de esta sección. Abundante material volcánico esta presente localmente en la parte Sur. La interpretación de la sísmica 2D ha permitido dividir esta sección en 5 unidades sismo-estratigráficas (Beicip 1987). Las Unidades I, II y III han sido evaluadas como excelentes reservorios y las Unidades IV y V como unidades que pueden actuar como reservorios y rocas madres. 5

6 Las 5 Unidades sismoestratigráficas presentan una litología de carbonatos bioclásticos masivos con influencia arrecifal local en el NE y material volcánico (sedimentos clásticos subordinados) en el Sur. Una discordancia regional marca el límite de las series del Eoceno y Oligo-Mioceno. Esta discordancia a menudo corresponde a una disconformidad o un contraste litológico, que puede ser identificada en la mayor parte de la plataforma. También se observan localmente disconformidades en el Eoceno y en el Mioceno Medio. Los sedimentos Oligo-Miocénicos son predominantemente de origen clásticos de continental a deltáicos en la parte Norte y carbonatos depositados en un ambiente de plataforma a marinos en la parte Sur. 4. POTENCIAL PETROLERO DEL MARGEN CARIBE: La Cuenca Miskito es una cuenca de tipo back arc que durante el Cretácico-Terciario fue un margen pasivo. Las principales fracturas de tensión son: El Banco Pedro que cruza la parte Norte de la plataforma y forma parte del Alto Nicaragüense que se extiende en la parte Norte y Noreste de la cuenca. La falla Santa Elena (Hess Escarpment), que es una zona tectónica compleja activada durante el Cretácico. 6

7 La falla Santa Elena podría representar una zona de fractura de edad Cretácico entre los Bloques Chortis y Chorotega. Existen afloramientos Cretácicos en Punta Santa Elena (Costa Rica), y en Boca de Sábalos (Nicaragua). El primer pozo perforado en costadentro fue el Punta Gorda y el pozo Touche-1 fue el primer pozo perforado en costafuera, y fue abandonado después de un reventón de gas a la profundidad de 4,420 metros. El pozo Perlas-1 dio muestras de petróleo y gas con una producción acumulativa de 350 b/d de petróleo asfáltico en el Eoceno Inferior. El basamento económico que Texaco dató en 1977, como del Cretáceo Inferior a Cretáceo Tardío, aun no ha sido comprobado. El basamento encontrado presentó litología de granitos, en el pozo Twara-1, litología de dioritas en los pozos Centeno-1, Toro Cayo-1 y Miskito-1 y presentó litología de esquistos verdes en el pozo Rama-1 en costafuera de la cuenca. Esta facies de esquistos verdes podría representar una cuña imbrica antigua dentro de un proceso de subducción (Shell, 1965). El pozo Nica-1 penetró una sección delgada de calizas de plataformas con influencia arrecifal antes de alcanzar su profundidad máxima en el intrusivo andesítico del Paleoceno (Firma Consultora Rusa). En el Norte de la cuenca, el pozo Touche-1 alcanzó el Paleoceno mostrando una litología de lutita marina, limolita y una secuencia de 7

8 arenisca, así como también conglomerados y dioritas. Este pozo tuvo producción de gas a los 3,421 metros. Roca Generadora: La roca madre carbonatada del Eoceno Inferior identificada en el pozo Perlas-1 a la profundidad de 3,270 metros, tuvo una producción acumulativa de 350 barriles por día con 26º API. El análisis geoquímico realizado a esta roca madre, indicó tipo de kerógeno I y IV con materia orgánica de origen marino, principalmente tipo oil prone. Este mismo tipo de kerógeno fue producido en el pozo Huani-1. La ausencia de la roca madre en el Norte de la cuenca indica que el petróleo producido en el pozo Huani-1, con 36º API, pudo haber migrado de la parte Central del margen. El petróleo contenido en las muestras de los pozos Perlas-1 y Huani-1 podría provenir de los sedimentos Eocénicos de la Cuenca o de sedimentos Cretácicos que podrían estar presentes en la parte mas profunda de la cuenca, similares a los que afloran en la localidad de Siuna en costadentro. El pozo Tuapi-1 produjo 61 BOPD con 42.4º API y 979 CMG en el nivel Eoceno (3,110 metros). La recuperación de gas en este pozo podría confirmar la hipótesis de la existencia de una única roca madre en el Eoceno. 8

9 De existir los sedimentos de lutitas negras que aflora en la localidad de Siuna, en la parte más profunda de la cuenca con un gradiente geotérmico normal, podrían actuar como una excelente roca madre. La roca madre que generó muestras de hidrocarburos en el pozo Huani-1 no ha sido aun perforada, pero se cree que podría ser de edad Eocénica o más antigua aun, o quizás podría ser la misma que aflora en Siuna. Roca Reservorio: Se identificaron reservorios clásticos y carbonatados (delta, plataforma carbonatada, y arrecifes) en el Eoceno y en las series Oligo-Miocénicas de los pozos Miskito-2, Nasa Cay-1, Huani-1 y Huani-2. En la parte Norte, los carbonatos muestran un buen valor de porosidad, y el fracturamiento y proceso de lixiviado pudo haber mejorado la permeabilidad grandemente. Estos eventos aseguraron el sello de las lutitas en el Oligo-Mioceno. El estudio Micropaleontológico del pozo Prinzapolka-1 reflejó la presencia de calizas con intercalaciones de arenas en el Eoceno Medio que pueden actuar como excelentes reservorios. En el área de Miskito están presentes estructuras dómicas, plataforma carbonatadas de edad Eoceno y carbonatos arrecifales del Oligo- Mioceno. 9

10 Reservorios de areniscas Eocénicas están presentes en la parte Sur y Oeste de la cuenca. En el 2004, Fugro-Geoteam identificó reservorios de arrecifes carbonatados y reservorios de lutitas carbonatadas. Los mapas isópacos elaborados por la firma consultora Rusa en 1987 muestran las estructura de la fosa marginal y espesores considerables del Eoceno Medio y Oligo-Mioceno. Este mapa isópaco muestra el alto estructural Martínez Reef ubicado en la parte Norte de la Cuenca Miskito. Según la evaluación del Beicip, en el área de Centeno existen carbonatos Oligo-Miocénicos, arenas y arcillas Eocénicas que recubren con acuñamiento las secuencias sedimentarias volcanoclásticas. Culminaciones positivas hacia el área de Perlas indican la existencia de reservorios y sellos en el área. El pozo Centeno-1 reveló depósitos del Eoceno Inferior Paleoceno con un espesor de 736 metros, esto indica que de existir una trampa estratigráfica y sello el área Centeno puede evaluarse como de alto potencial petrolífero. La tendencia Nasa de calizas eocénicas recubiertas por arcillas básales del Oligo-Miocénico puede actuar como excelentes reservorios. El Eoceno Medio fue alcanzado por los pozos Perlas-2 y Nica-1 donde su espesor fue de 940 a 1300 metros. Esto indica que durante el Paleoceno al Eoceno Inferior la cuenca Miskito fue una gruesa estructura negativa en la cual se depositó material clástico desde las zonas de erosión localizadas en su parte occidental. 10

11 Roca Sello: En la parte Norte de la cuenca predominan sedimentos de lutitas prodeltáicas del Oligo-Mioceno y carbonatos finos del Eoceno Superior, considerados buenas capas sellos. Aun no se han identificado las evaporitas y lutita que se esperan estén presentes en alguna parte de la cuenca El pozo Nica-1 mostró una litología de arcillas fracturadas con relleno de calcita; dichas fracturas podrían actuar como buenos sellos. Asimismo en el área del pozo Centeno-1 se espera encontrar estructuras estratigráficas relacionadas con el sistema de fallas de Chiripa que pueden actuar como sellos. Trampas: Trampas estructurales y estratigráficas están presentes en los niveles del Oligo-Mioceno y en las series Eocénicas ubicadas por debajo de la disconformidad regional. Estas trampas son arrecifes carbonatados en la cordillera diapírica, carbonatos progradantes, arena y canales de lutita relacionadas con sistemas de plano de delta y frente de delta. 11

12 5. EVOLUCIÓN PALEOGEOGRAFICA Y ESTRUCTURAL DEL CARIBE COSTAFUERA. El Plate 13 del informe de la firma Francesa, BEICIP muestra que durante la deposición de las Unidades V y IV del Eoceno, se dio un fracturamiento de la mayor parte de la plataforma. Así como también a lo largo de las fallas mayores localizadas en el borde Sur de Mesa Miskito y el borde Este del Alto Bismuna-Wounta. Este fracturamiento tuvo lugar también hacia el Sur en el flanco Sureste de la dorsal Prinzapolka. En las dorsales Nica-Thikham se dio inicio a una fase de Rift. La presencia carbonatos de ambientes de plataforma externa a batial en las áreas Nica-Atlántico-Tinkham indican una trasgresión del mar. Esta transgresión posiblemente afectó la parte Norte del área Tuapí, alcanzando la Cuenca Verolania donde dio inicio una subsidencia y deposición de carbonatos en el área de Perlas en un ambiente intertidal de plataforma interna a plataforma externa. La presencia de areniscas y dolomitas documentan las influencias de episodios continentales en las áreas de Escondido, Prinzapolka y Centeno. Las dorsales Nica-Tinkham fueron formadas y posiblemente emergieron al final de la actividad volcánica período que corresponde con la Unidad V. Durante la transgresión desde el Norte hacia la cuenca Verolania los sedimentos de la unidad IV rellenaron la Depresión Providencia. 12

13 En el Plate 12 del reporte técnico de la firma francesa BEICIP, se pueden observar cambios significativos de la Unidad III del Eoceno, tales como los dos depocentros alargados, profundos y orientados NE- SO. En la cuenca del Norte corriendo de Zelaya hasta Diriangén y Tuapi se dio un relleno de arcillas batiales. La dorsal Tinkham se extiende hacia el Norte donde sirve de barrera entre la cuenca del Norte y el mar Caribe. En el Sur la Cuenca Verolania esta conectada con las dorsales Tinkham y Nica por medio de una estructura en forma de silla. Durante la deposición de la Unidad III se depositaron carbonatos de plataforma en la Dorsal Prinzapolka. Facies arcillosas se extendieron a la parte mas profunda de la cuenca. El relleno de la Depresión Providencia indica que el Rift fue abortado. 6. ELEMENTOS ESTRUCTURALES DEL CARIBE COSTAFUERA: La tendencia del alto estructural Diriangén con facies de tipo arrecifal presenta estructuras favorables para acumulación de hidrocarburos en el Eoceno Superior. Las estructuras del área de Perlas entre la cuenca Verolania y la dorsal Tinkham son también excelentes estructuras para actuar como buenas trampas. La tendencia estructural Ledacura presenta carbonatos del Eoceno con buenas características de reservorio. Las perforaciones exploratorias en esta región indicaron generación de petróleo en el Eoceno Inferior a la profundidad de 2600 metros. 13

14 La tendencia Wounta Bismuna constituye carbonatos del Eoceno Superior y sedimentos clásticos de origen basal que pueden actuar como buenas trampas estructurales y estratigráficas. El análisis geoquímico del pozo perforado en las proximidades de la tendencia indica la presencia de una roca madre inmadura. Los siguientes elementos estructurales del Caribe Costafuera poseen características litológicas, estructurales y estratigráficas favorables para actuar como buenas trampas: Área Huani: Esta constituida de carbonatos con buena porosidad. Una zona sobre madura podría estar presente entre los 3300 y 3425 m de profundidad. El pozo Huani-1 dio muestras de hidrocarburos en las arenas del Oligo-Mioceno, cuya porosidad pudo haber sido favorecida por fracturamiento en un periodo de diagénesis. Área Tuapi: Esta estructura ubicada en la parte Norte del Margen Caribe contiene estructura tipo drag folds, que se extienden hacia las áreas de los pozos Huani-1, Diriangén y la región de Quita Sueño. Una roca madre madura de edad Eoceno fue perforada en la región. Área Quita Sueño: Esta constituida de carbonatos del Eoceno Superior y arenas de delta a prodelta del Oligo-Mioceno. Área Perlas: Esta estructura es parte de la Cuenca Verolania y se caracteriza por la disconformidad de la sección del Eoceno 14

15 sobreyacida por carbonatos del Oligo-Mioceno que se generaron a través de fallas inversas (wrench fault) Esta cortada por fallas transversales. El pozo Perlas-1 perforado en esta estructura dio muestras de hidrocarburos con materia orgánica marina de Edad Eoceno Inferior. Área Nasa: Esta constituida por carbonatos con sedimentos mezclados. Tendencia Prinzapolka: Carbonatos con sedimentos de origen continental. Área Escondido Rama: Esta constituida por carbonatos con sedimentos de origen continental. Área Verolania: Esta constituida por sedimentos volcanoclásticos y carbonatos del Eoceno con influencia arrecifal. En esta tendencia esta presente una roca madre madura de edad Eoceno Inferior. Área Ledacura: Es un anticlinal fallado con trampas estratigráficas que podrían poseer espesores considerables. 15

16 Área Centeno: Es un alto estructural fallado de forma dómica (Alto Bluff) posee niveles de carbonatos con espesores considerables, que sobreyacen sobre el alto del basamento. Las capas de arenas en el área con buena porosidad cubiertas por lutitas, pueden actuar como excelentes reservorios ya que poseen el sello de las lutitas. Elementos Estructurales del Caribe Costafuera 16

17 7. REFERENCIAS Anderson, T.H., and Schmidt, V.A." The evolution of Middle America and the Gulf of Mexico-Caribbean Sea region during Mesozoic time," Geol. Soc. America Bull., Vol.94, 1983, pp eds., "The ocean basins and margins," Vol. 7, 1983 pp Baca D., Espinoza,, Chevez C. Barboza G., Reinterpretación Sísmica del área Diriangén, Cuenca Miskito, Margen Caribe, INE,1994. Barboza G., Astorga A., Bottazzi G. Barrientos J., Muñoz A., Darce M., Duarte M., and Espinoza M., "Integrated petroleum evaluation report, Pacific margin, Sandino basin, Nicargua," INE, 1993, internal report, 195 pp. BEICIP, Petroleum potential of the Caribbean Margin of Nicaragua, Can Ocean Resources Ltd, The Nicaraguan Hydrocarbon Study, Dengo, G., "Middle-America tectonic setting for the Pacific margin from southern Mexico to northwestern Colombia," in Nairn, A.E.M., and Stehli, F.G., Duarte M., Geological Field Guide of the Pacific Coast, INE, Horne, G.S., Clark G.S., and Pushkar, P, "Pre-Cretaceous rocks of northwestern Honduras: Basement terrane in Sierra de Omoa," AAPG Bull., Vol.55, 1976, 99.2,

18 Investigations on the Petroleum systems of the Sandino Forearc Basin (W- Nicaragua), Strub, I, Cramer, B. Winsemann, J., February Martínez Tiffer E., Eventov, L., and Chilingarian, G., "A review of petroleum potential of the Caribbean margin of Nicaragua," Journal of Petroleum Science and Engineering, April 1991, pp Muñoz, A., Baca, D., Artíles, V., Duarte, M., and Barboza, G., "Petroleum geology of the Caribbean margin," The Leading Edge, RECOPE-INE, Integrated Petroleum Evaluation Report, Pacific Margin, Sandino Basin, Nicaragua, Ruffin, H. James., "Source rock characteristics on the Siuna outcrop sample, Caribbean side, Nicaragua," National Petrographic Service Inc., p. Sundblad, K., Cumming, G.L., and Krstic D., "Lead isotope evidence for the formation of ephithermal gold quartz veins in the Chortis Block, Nicaragua," Economic Geology, Vol. 86, 1991, pp The geochemical phacies analyses in Nicaragua Rise are with special emphasis on hydrocarbon source rock potential in the Caribbean Margin of Nicaragua, JGI, INC. April Wadge, G., and Burke K., "Neogene Caribbean rotation and associated Central America tectonic," Vol.2, 1983, pp

19 Para Mayor Información favor Contactarse con: MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MEM) DIRECCIÓN GENERAL DE HIDROCARBUROS Del Portón del Hospital Bautista 1 c. Abajo, 125 vrs. al lago. P.O. Box: CJ-159. Managua, Nicaragua Attn: Ing. Lorena Lanza Director General de Hidrocarburos Telefax: (505) Teléfono: (505) lorena.lanza@mem.gob.ni 19