D

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES

FACULTAD DE INGENIERIA

INICIAL AP. PATERNO

PROSPECCION GEOFISICA
PET – 103
ESTUDIO DE CASO 2
METODO DE MAGNETOMETRIA

NOMBRES DE ESTUDIANTES:
UNIV. DIAZ CARRIZALES JOSE LUIS

CARRERA:
INGENIERIA PETROLERA

NOMBRE DEL DOCENTE:

ING.

I/2020
GESTIÓN ACADÉMICA:
01 DE JUNIO DE 2020
FECHA DE ENTREGA:

LA PAZ - BOLIVIA
 RESUMEN
Con el objetivo de delimitar áreas perspectivas para la exploración petrolera se realizó un análisis
geomorfológico detallado. Para ello se confeccionó un esquema que integra los resultados geológicos,
geomorfológicos y geofísicos. Se proponen de este modo dos áreas geomorfológicas (I y II)
estructuralmente levantadas, favorables para orientar la exploración y se sugiere el área I como la más
perspectiva por estar presentes en ella rocas del margen continental en profundidad, las cuales
poseen el mayor potencial petrolero de Cuba.

Palabras clave: geomorfología; geofísica; exploración de petróleo; gravimetría;

magnetrometría.

Received: 5 november 2015 Accepted: 6 june 2016

1. INTRODUCCIÓN
El sector Majaguillar-Corralillo se encuentra ubicado entre las provincias de Matanzas y de Villa Clara
(Figura 1), en la región petrolera norte cubana. Este trabajo surge a partir de la necesidad de realizar
un análisis geomorfológico con un grado mayor de detalle que los existentes hasta el momento, con el
objetivo de delimitar áreas perspectivas para la exploración de petróleo.

Figura 1. Mapa de ubicación del sector Majaguillar-Corralillo.

De los trabajos ejecutados en esta zona debe destacarse como uno de los más abarcadores el
proyecto 2132 “Evaluación de Lead para los bloques 6, 7, 9 y 10”, liderado por Álvarez, Aballí & Cruz
(1998). En este se materializa la aplicación de métodos geomorfológicos a la búsqueda de petróleo, en
una escala 1:250 000 y cubrió prácticamente todo el territorio nacional.

Entre los principales aportes de este proyecto se encuentra la determinación de dos direcciones
fundamentales, una noroeste-sureste durante la etapa orogénica y debida a la formación de los
plegamientos que formaron las trampas actuales y otra noreste-suroeste, que se asocia al
postorogénico y que debe estar relacionada a las vías de migración.

En el informe de López y otros investigadores (2009) se integran datos, informaciones y criterios sobre
el potencial exploratorio, mediante los que se determinan los sectores de mayor interés exploratorio,
con posibilidades de encontrar yacimientos del play, tipo Veloz, a profundidades y condiciones
asequibles, así como para la discriminación de algunos sectores donde las rocas del arco volcánico del
Cretácico y las ofiolitas tienen grandes espesores.
Aunque la mayoría de las campañas exploratorias en esta zona no han tenido resultados positivos y en los
pozos perforados no se han registrado grandes producciones de petróleo, los estudios integrales han
mostrado posibilidades de encontrar acumulaciones comerciales asociadas a las rocas del margen
continental y rocas más jóvenes (margas bituminosas). Así los resultados de la aplicación de los métodos
geomorfológicos son importantes en la determinación de estructuras levantadas, donde la neotectónica ha
jugado un papel fundamental.

Según resultados de las perforaciones se conocen mantos tectónicos caracterizados por la conjugación de
rocas de las Unidades Tectonoestratigráficas (UTE) Placetas y Camajuaní, con sus correspondientes
sedimentos sinorogénicos, donde pudieran encontrarse acumulaciones de hidrocarburos. Así mismo las
rocas de la corteza oceánica ocupan intervalos considerables en mantos de sobrecorrimientos sobre
diferentes secuencias estratigráficas, a las cuales se asocia el yacimiento Motembo (García, Linares & Toirac
2009).

En esta área se encuentran numerosas manifestaciones superficiales y de rocas asfálticas en el municipio de

Martí, antiguo Hato Nuevo y Guamutas, destacándose las zonas de Angelita, Santa Gertrudis y El Peñón
(Linares et al. 2011). Se ha demostrado la presencia de yacimientos, minas de asfaltitas y numerosas
manifestaciones de petróleo y gas en pozos y superficie.

La presencia de sistemas petroleros activos es un elemento muy importante para la exploración, de ahí que
haya sido un incentivo a múltiples estudios geólogo-geofísicos.

Se han realizado hasta el momento variados trabajos de investigación geomorfológica, como método
orientativo de búsqueda, sin lograr exponer la relación que guardan con los métodos geofísicos (campos
potenciales) para la definición en conjunto de rasgos estructurales.

En este trabajo se proponen las áreas con mayores perspectivas, desde el punto de vista geomorfológico,
integrado a los métodos geofísicos (campos potenciales); y de esa manera se delimitan los sectores donde la
prospección sísmica tendrá mayores posibilidades de iluminar estructuras en el margen continental
plegado.

2. MATERIALES Y MÉTODOS
En este trabajo se utilizó el mapa geológico de generalización petrolera (1:100 000) elaborado en el
CEINPET, la información hipsométrica extraída del Modelo Digital de Elevación y las cartas topográficas
(1:50 000). Se densificó la red de drenaje a partir de las cartas topográficas para la interpretación
geomorfológica cualitativa y, además, se tuvieron en cuenta criterios de potencialidad y elementos del
sistema petrolero del área. A partir de los resultados obtenidos de la interpretación
geológicageomorfológica se utilizaron datos de los campos potenciales de forma cualitativa.

Se aplicaron también el método cualitativo del drenaje, método de disección vertical y el método de las
morfoisohipsas.

Desde el método cualitativo del drenaje se densificaron los sistemas fluviales con la información de las
cartas topográficas a escala 1:50 000. Este es el método aplicable por excelencia para la interpretación
geomorfológica estructural (Cruz 2008). Se basa en la relación existente entre la red de drenaje, la
estructura geológica y los tipos de litología, por lo que a partir de su interpretación se delimitaron áreas y
lineamientos que constituyeron las principales direcciones estructurales propuestas (Lamadrid & Horta
1979).

El método de disección vertical ofrece información sobre los procesos de la neotectónica por la intensidad
de los movimientos reflejados en el desmembramiento del relieve, relacionado con los movimientos
principales de las fallas en las direcciones noreste y noroeste.
El método de las morfoisohipsas se basa en una reconstrucción palinspática del relieve mediante el análisis
de las curvas de nivel y despreciando el factor erosivo. A partir del relieve actual se realizaron dos
generalizaciones que constituyeron la base del análisis, donde las zonas de fuertes pendientes y las
inflexiones en el sentido del aumento del valor se relacionaron con zonas de fallas y límites de bloques, por
el contrario, las inflexiones en el sentido opuesto se relacionaron con estructuras positivas y las curvas
cerradas con bloques de la corteza terrestre (Lamadrid & Horta 1979).

Los métodos de disección vertical y morfoisohipsas tuvieron la finalidad de proporcionar una idea clara y
confiable de la interpretación en la evolución y las características actuales del relieve del área, en estrecha
relación con el estilo tectónico propuesto.

Para cada método aplicado se delimitaron áreas que se relacionan con diferentes comportamientos de los
índices interpretados y que se corresponden con las determinadas por el método cualitativo del drenaje,
constituyendo la base para la construcción del esquema morfoestructural.

Finalmente, se confeccionó un esquema integrado, donde se combinaron los resultados geológicos,

geomorfológicos y geofísicos, mediante el cual se delimitaron las áreas perspectivas para la búsqueda de
hidrocarburos dentro del sector.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. SISTEMAS DE DRENAJE FLUVIAL EN EL SECTOR MAJAGUILLAR -CORRALILLO
A partir de la interpretación de los sistemas de drenaje (Figura 2), teniendo en cuenta los tipos de drenaje,
configuración, direcciones, lineamientos, divisoria de las aguas y asimetría de las cuencas fluviales, se dividió
el sector en cinco áreas.

Figura 2. Mapa de drenaje, interpretado a partir de la información de la red de hidrográfica en escala

1:50 000. Muestra las áreas determinadas con diferentes configuraciones de drenaje.
Para la identificación de los lineamientos se consideraron los cambios de rumbo del drenaje, tramos rectos y
divisorias de las aguas, aspectos que pudieran estar asociados con contactos geológicos; fracturas y fallas
relacionadas a las posibles vías de migración y trampas estructurales. Además, se reconocieron estructuras
circulares y semicirculares, que constituyen patrones geomorfológicos para determinar las áreas con
mayores perspectivas exploratorias.

4. GRAVIMETRÍA
El área geomorfológica I se encuentra dentro de una zona de mínimos gravimétricos regionales, que se
corresponde con el mínimo norte cubano. Es conocido por trabajos exploratorios realizados que esta zona
de mínimos se relaciona con el aumento de espesor de los sedimentos del margen continental (Prol, Riffa &
Guerra 2009).

El área geomorfológica II se corresponde con el máximo Motembo, el cual constituye un máximo

gravimétrico regional muy fuerte. Esta característica se corresponde con los grandes espesores de rocas
ultrabasitas, que han sido reportados en el pozo Motembo 1X. De encontrarse la secuencia del margen
continental, debajo de este gran cuerpo serpentinítico, estaría a profundidades mayores de 7 km, según se
ha estimado por modelación (Prol, Riffa & Guerra 2009). Bordeando este máximo gravimétrico Motembo,
hacia el norte y el noreste, se encuentra una zona de mínimo, posiblemente asociada a la presencia de las
rocas del margen continental.

Figura 6. Mapa residual del campo gravitacional en relieve sombreado con las áreas geomorfológicas a
escala 1:50 000 (modificado de Prol, Riffa & Guerra 2009).

A partir del mapa de anomalías residuales es posible determinar pequeños máximos locales débiles, los
cuales se asocian con elevaciones de margen continental, bajo los sedimentos más jóvenes e, incluso, bajo
las rocas de la Asociación Ofiolítica (Prol, Riffa & Guerra 2009), resultando las zonas más atractivas para
direccionar la exploración de hidrocarburos (Figura 6).

5. MAGNETOMETRÍA
Como se observa en la Figura 7 el área geomorfológica I se
relaciona con un mínimo magnético regional hacia la parte
noreste del sector, lo cual se comporta de igual manera
con la gravimetría, por lo que se reafirma la posibilidad de
encontrar las rocas del margen continental. Mientras que
el área geomorfológica II se corresponde con un máximo
magnético, el cual está asociado con un gran cuerpo de
rocas ultramáficas serpentinizadas, Motembo; y hacia la
parte sureste, aparece una zona de mínimo, la que está
relacionada a la posible presencia de los carbonatos en
profundidad. Por esta razón, dentro del área II, este pequeño sector constituye la parte más favorable para
orientar la exploración.

Figura 7. Mapa del campo magnético delta T reducido al polo en relieve sombreado con las áreas
geomorfológicas (modificado de Prol, Riffa & Guerra 2009) a escala 1:50 000.

5.1. INTERPRETACIÓN DE LOS DATOS GEÓLOGO-GEOMORFOLÓGICOS Y

GEOFÍSICOS
A partir del análisis integrado de los datos precedentes, en conjunto con las nuevas evidencias
geomorfológicas, estructurales, así como los datos geofísicos (campos potenciales), fue posible determinar
las dos áreas principales: I y II, para direccionar los trabajos exploratorios futuros (Figuras 6 y 7).

Teniendo en cuenta las evidencias obtenidas en el campo y en los mapas de drenaje y de morfoisohipsas fue
posible establecer el lineamiento principal como posible falla sinestral, la cual ha provocado estructuras
levantadas en el relieve y posteriormente su desplazamiento.

Este aspecto es de gran importancia para la exploración petrolera en el área, debido a que estos
movimientos pudieran ser la causa de las grandes dismigraciones que existen hoy en día en rocas de la
formación Peñón, de edad Eoceno Medio parte alta.

Los mapas de la quinta generalización de las morfoisohipsas muestran un gran levantamiento en el terreno
en la parte central del área I, coincidiendo con una zona de mínimos gravimétricos y magnéticos, lo cual
puede asociarse a la presencia de rocas del margen continental en el subsuelo. En esta parte del área es
posible tener una mejor preservación de las acumulaciones, debido a que no existen evidencias de
dismigraciones ni afectaciones tectónicas significativas.

Como ha sido comprobado en otras áreas donde existen grandes dismigraciones superficiales de
hidrocarburos se encuentran también acumulaciones significativas en el subsuelo, aspecto que le confiere
grandes perspectivas para encontrar acumulaciones comerciales. En este sentido, teniendo en
consideración varios criterios exploratorios, se plantea que el área con mayor potencialidad para la
existencia de acumulaciones de hidrocarburos es hacia la parte central y meridional, ubicada dentro del
área geomorfológica I.
 Figura 8. Mapa de integración que muestra la relación entre los datos geológicos y los resultados de los
métodos geomorfológicos a escala 1:50 000.
A partir de la combinación de los mapas geológico y geomorfológicos con la geofísica (campos potenciales)
se pudo determinar que la división geomorfológica en las cinco áreas (I, IA, IB, II, IIA) tiene una relación
directa con la gravimetría, ya que en el mapa residual del campo gravitacional (Prol, Riffa & Guerra 2009) los
sectores donde se espera se encuentren los sedimentos del margen continental se ubican en gran medida
en el área I y IA. Se destaca hacia la parte meridional del área I esta elevación de los sedimentos
mencionados en una división noroestesureste, relacionado con la dirección tectónica de los frentes de
cabalgamientos señalados por la geología. Se señala, además, la relación directa con las estructuras
cerradas detectadas por la quinta generalización de las morfoisohipsas, lo que condiciona un área muy
favorable por la coincidencia de indicadores petroleros asociados a manifestaciones en superficie y
lineamientos en la dirección noreste, que pueden ser los responsables de la migración de los hidrocarburos
y la formación de depósitos a poca profundidad.

6. CONCLUSIONES
• Se corroboran las principales direcciones de lineamientos: (a) noroeste-sureste, asociada a
los frentes de cabalgamientos y posibles trampas estructurales, y (b) noreste-suroeste, vinculadas a
posibles vías de migración.

• Se evidencia la evolución del relieve, a partir de las cinco generalizaciones de las

morfoisohipsas, mostrando una estructura levantada hacia la parte central del sector.

• Se proponen dos áreas geomorfológicas (I y II) estructuralmente levantadas, favorables

para la orientar la exploración petrolera.

• Con la integración de los criterios geológicos-geomorfológicos y la relación con la Geofísica

se propone el área I como la más perspectiva para la búsqueda de petróleo y gas.
 7. REFERENCIAS
ÁLVAREZ, J.; ABALLÍ, P. & CRUZ, R. 1998: Evaluación de Lead para los bloques 6, 7, 9 y 10. Archivo Técnico
CEINPET, La Habana, Cuba.

CRUZ, R. 2008: Efectividad de los métodos geomorfológicos en la búsqueda de petróleo y

gas desde la región de Bijabos hasta Pina. Tesis de maestría. Universidad de Pinar del Río. 83
p.
GARCÍA, D.; LINARES, E. & TOIRAC, R. 2009: Informe del trabajo de Campo en el Bloque 9, Proyecto 6004.
Exploración en la Franja Norte de Crudos Pesados. Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba.

LAMADRID, J. & HORTA, R. 1979: Geomorfología. Pueblo y Educación, La Habana, 166 p.

LINARES, E.; GARCÍA, D.; DELGADO, O.; LÓPEZ, G. & STRAZHEVICH, V. 2011: Yacimientos y
manifestaciones de hidrocarburos de la República de Cuba. Editorial Palcogra, La Habana,
488 p.

LÓPEZ, J. G.; GARCÍA, D.; GARCÍA R.; DELGADO, O.; DOMÍNGUEZ, Z.; PASCUAL,
O.; SOCORRO, R.; PROL, J. L.; RODRÍGUEZ, O.; GARCÍA, N.; OTERO, R. & RODRÍGUEZ, R. 2009: Generalización
Geólogo-Petrolera del bloque 9 y su entorno. Archivo Técnico CEINPET, La Habana, Cuba.

PÉREZ, Y.; CRUZ, R.; JIMÉNEZ, L.; PÉREZ, M. V.; VALDIVIA, C.; MARTÍNEZ, E. & RODRÍGUEZ, O. 2013: Informe anual
de avances en los criterios exploratorios en el año 2013. Proyección puntualizada del plan de
exploración del año 2014. Archivo Técnico CEINPET. La Habana, Cuba.

PROL, J. L.; RIFFA, M. & GUERRA, V. 2009: Grado de estudio y resultados alcanzados por la interpretación de
los campos potenciales a partir de la década de los 70 en el bloque 9, Archivo Técnico CEINPET, La
Habana, Cuba.

María Victoria Pérez-Peña. mvictoria@ceinpet.cupet.cu

Licenciada en Geografía. Especialista III. Centro de Investigaciones del Petróleo
La Habana, Cuba.

Ramón Cruz-Toledo.. cruzt@ceinpet.cupet.cu

Máster en Ciencias Geológicas. Investigador Agregado. Centro de Investigaciones del Petróleo
La Habana, Cuba.

José Luís Prol-Betancourt. prol@digi.cupet.cu

Doctor en Ciencias Técnicas. Investigador Auxiliar. Centro de Investigaciones del Petróleo
La Habana, Cuba.

Lourdes Jiménez-de la Fuente. lourdes@ceinpet.cupet.cu

Licenciada en Geografía. Especialista III. Centro de Investigaciones del Petróleo
La Habana, Cuba.