El presente trabajo consiste en un estudio de la cuenca de Falcón a través de la caracterización geoquímica de muestras de crudos de pozos, menes, rocas de afloramientos, y núcleos y ripios de pozos, con el fin de establecer posibles correlaciones crudo-crudo, crudo-mene y crudo(mene)-roca madre. Adicionalmente se analizaron muestras de menes y un crudo de pozo provenientes de la cuenca de Maracaibo para efecto de hacer comparaciones geoquímicas con las muestras de menes y crudos del estado Falcón. Se analizaron 7 muestras de crudos de pozos, 7 menes, 3 impregnaciones de petróleo, 11 muestras de rocas de afloramientos, 20 muestras de núcleos de pozos y 9 muestras de canal.

Las determinaciones de C.O.T. y pirólisis de Rock Eval, indican que las lutitas de las formaciones Pecaya, Agua Clara, Agua Salada y Socorro representan sedimentarias con un potencial generador de tipo medio, en tanto que la relación entre el C.O.T. y la concentración de bitumen, señala un potencial regular de generación de hidrocarburos para las formaciones Agua Salada y Socorro, mientras que la Formación Agua Clara presenta un potencial con características de buena roca madre.

Los datos de C.G. y C.G. - E.M., indican para los bitúmenes de las formaciones Agua Clara, Agua Salada y Socorro, un origen a partir de un querógeno derivado de una mezcla de materia orgánica marina y terrestres sedimentada en un ambiente transicional con influencia de desarrollos deltáicos.

Los valores de Tmáx, IF e I.P.C. de núcleos y ripios de pozos de la Formación Agua Clara y la Formación Agua Salada señala un estado de madurez correspondiente al final de la ventana de petróleo y la zona de generación de condesados y gas húmedo. El Ro, los bajos valores o ausencia de Tmáx y los valores reducidos del pico Sz en las muestras de lutitas de Pecaya, indican una muy elevada madurez termal para esa unidad. La Formación Agua Salada en afloramientos ubicados en Agüide, y los núcleos de lutitas de la Formación Socorro en el área de Cumarebo, presentan valores de Tmáx, I.P.C., IP, %22S, %20S y %bb que corresponden a un nivel de estado termal entre las zonas de inmadurez e inicio de la curva de máxima generación de petróleo.

Las relaciones obtenidas a partir de la distribución de biomarcadores terpanos y esteranos, el tenor de azufre y la relación V/Ni, permiten obtener una separación de los crudos y menes recolectados en el estado Falcón y las muestras analizadas de la costa oriental del Lago de maracaibo, así como detectar diferentes niveles de contribución de materia orgánica terrestre o marina incorporada al querógeno que generó los crudos y menes falconianos.

En la distribución de terpanos de las muestras de Falcón se observaron una serie de compuestos los cuales fueron identificados como 18a(H)-30-norneohopano(C29Ts), 17a(H)-diahopano (Cx) y un conjunto de tres picos (P1, P2 y P3) señalados como pentaciclicos C30. Esta serie de compuestos junto con el 18a(H)-oleanano también detectado, ha sido hallados en otras cuencas deltáicas de edad Terciaria alrededor del mundo. Se obtuvo una tendencia de correlación lineal entre el 18a(H)-oleanano, el C291s, el Cx, y los picos P1, P2 y P3. El aumento de las concentraciones relativas de estos compuestos implican al parecer un incremento del carácter terrestre de la materia orgánica.

Los compuestos 18a(H)-oleanano, C29Ts, Cx y los pentacíclicos C30 presentan mayor abundancia relativa en los crudos y menes ubicados en Falcón occidental y en el suroeste de la subcuenca de Agua Salada localizada en el sector oriental de Falcón. Hacia el norte y noroeste de Falcón oriental las concentraciones de esos compuestos disminuyen o están ausentes, señalando una menor influencia de materia orgánica continental hacia esas zonas.

Según el análisis de biomarcadores, las muestras Mene de Acosta, Cumarebo Santa Rita y Mene Pozón, presentan una madurez termal cercana al pico de máxima generación de petróleo; en tanto que los menes Ventura y Quiróz, el estado de madurez se ubica al comienzo de la ventana de generación de hidrocarburos. El resto de las muestras de crudos y menes de Falcón presentan una madurez que se localiza en una zona intermedia de la etapa temprana de la ventana de generación de petróleo. Las muestras de la costa oriental del Lago de Maracaibo presentan una elevada evolución termal, que sobrepasa el pico de máxima generación de petróleo.

Se obtuvieron correlaciones genéticas crudo(mene)-roca madre entre las muestras de crudos provenientes del campo de Cumarebo y los titumenes extraidos de las lutitas de la Formación Agua Clara; las impregnaciones de petróleo Imp-1 e Imp-2 y los bitúmenes de las lutitas de Agüide pertenecientes a la Formación Agua Salada. Correlación mene-crudo se halló entre las impregnaciones de petróleo Imp-1 e Imp-2 y el crudo de pozo Abundancia; y entre el mene Pozón y los crudos Cumarebo Santa Rita, Cumarebo 134, y Mene de Acosta. Las muestras Abundancia, Imp-1 e Imp-2 presentan similar patrón de distribución de terpanos con los extractos orgánicos de núcleos de lutitas del Miembro Menecito de la Formación San Lorenzo del Grupo Agua Salada estudiados en el área de Pozón, mientras que los crudos de Cumarebo y Mene de Acosta, y el mene Pozón muestra igual distribución de biomarcadores m/z 191 con los bitúmenes extraidos de las lutitas de la Formación Guacharaca y del Miembro El Salto de la Formación San Lorenzo, unidad inferior del Grupo Agua Salada en esa zona. El mene Cosme ubicado en el suroeste de la subcuenca de Agua Salada, presenta una distribución de terpanos y esteranos a los crudos y menes de Falcón occidental, lo que sugiere una fuente similar de materia orgánica terrestre en ambos sectores. Sobre la base de las correlaciones obtenidas y los resultados de la evaluación geoquímica de las muestras de rocas de las unidades litoestratigráficas denominadas formaciones Agua Clara y Agua Salada, las cuales forman parte del mismo ciclo sedimentario que abarcó el Mioceno Inferior a Medio, se pretende sugerir a esas secuencias de lutitas como rocas madre generadoras de hidrocarburos en las áreas de Falcón norcentral, oriental y el Surco de Urumaco.

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¹ Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ciencias e Ingeniería, Postgrado en Geoquímica, Octubre 1993.