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Introducción
Como antecedentes de la exploración de hidrocarburos con métodos no sísmicos en Cuba, se encuentran los trabajos de Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera (2017) y Pardo-Echarte et al. (2022). Según Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera (2017), el aporte de los campos potenciales y de los datos de espectrometría gamma aérea a la cartografía geólogo-estructural de las regiones de Cuba satisface la regularidad, bien establecida, de que los campos potenciales ayudan, básicamente, al desciframiento estructuro-tectónico del territorio, y, en menor medida, a la cartografía litológica de las diferentes unidades geológicas presentes; por tanto, resulta a la inversa la contribución de los datos de espectrometría gamma aérea.
Los datos gravimétricos (Gb) permiten identificar diferentes rasgos geólogo-estructurales, entre estos: por mínimos, los asociados con el Cinturón de Cabalgamientos Norte Cubano, los macizos metamórficos meridionales, los cuerpos ígneos graníticos, las cuencas sinorogénicas y depresiones estructurales; y, por máximos, los vinculados con potentes espesores de rocas volcánicas y los cuerpos ofiolíticos. Los alineamientos de campos potenciales (gravitatorio y magnético), por su parte, permiten trazar los principales límites tectónicos dentro del orógeno cubano.
Los datos magnéticos (ΔT) permiten cartografiar los macizos metamórficos meridionales, las cuencas sinorogénicas y depresiones estructurales, los cinturones de granitoides, los cuerpos ofiolíticos y el área de desarrollo de las rocas volcánicas. Debido a que mide la variación de la susceptibilidad magnética asociada principalmente a la variación en contenido en hierro de los minerales presentes en las diferentes unidades rocosas. Estos datos permiten, también, hacer estimaciones cuantitativas de la profundidad de objetivos magnéticos debajo de una cubierta sedimentaria.
En la espectrometría gamma aérea (EGA), los depósitos de hidrocarburos se expresan por mínimos de K y de la relación K/Th, rodeados de máximos; y de forma mayoritaria, en su periferia, se observan incrementos locales del U (Ra) (Pardo-Echarte y Rodríguez, 2011, 2016; Pardo-Echarte et al., 2019, 2022; Morales-González et al., 2020, 2022).
Las cuencas sedimentarias constituyen un objetivo tradicional de la exploración de petróleo y gas en todos los territorios. La cartografía estructural de sus espesores sedimentarios es un elemento esencial por considerar durante los trabajos exploratorios, pero no siempre se dispone de esta información por la limitación en el volumen y calidad de los trabajos sísmicos y de perforación realizados. Las cuencas sedimentarias al sur del parteaguas central del archipiélago cubano (Figura 1) tienen un basamento magnético integrado por secuencias de volcánicos + ofiolitas del Terreno Zaza (Hatten et al., 1988). La cartografía estructural de sus espesores sedimentarios y la composición de su basamento pueden establecerse a partir del procesamiento y la interpretación de los datos de campos potenciales. Para ello, en la presente investigación se utiliza un enfoque integrado, que considera la aplicación de métodos para determinar la profundidad del basamento magnético, como es la derivada de la inclinación del campo magnético (Método Inclinación-Profundidad) (Miller y Singh, 1994; Verduzco et al., 2004; Fairhead et al., 2009; Ghosh y Dasgupta, 2013), y el modelado físico-geológico 2D de campos potenciales. Además, se utilizan, complementariamente, los métodos morfométricos a partir del Modelo de Elevación Digital (MED) 90 × 90 m.
Figura 1 Ubicación geográfica de la zona de investigación ubicada al sur del parteaguas central de la isla de Cuba.
El propósito de la investigación, y su objetivo principal, es caracterizar desde el punto de vista tectonoestructural las cuencas occidentales del sur de Cuba, a partir de la interpretación de los campos potenciales a escala 1:250.000 y el MED. El objetivo específico es establecer los sectores favorables para la ocurrencia de hidrocarburos, a partir de considerar los resultados de la cartografía EGA junto con los máximos locales gravimétricos, magnéticos y morfométricos (atributos indicadores) en sectores terrestres, a escala 1:50.000.
Ubicación geográfica y características generales
La zona de investigación comprende las cuencas occidentales del sur de Cuba, situadas al sur del parteaguas central de la isla (Figura 1).
Marco geológico regional
Según Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera (2017), el corte geológico de Cuba se divide en dos grandes unidades estructurales y estratigráficas, denominadas basamento plegado y cubierta. En la primera, el piso precenozoico está formado por tres complejos de distinta naturaleza:
Paleomargen continental pasivo Mesozoico.
Asociación ofiolítica Mesozoica.
Arcos volcánicos Cretácico (incluyendo su basamento metamórfico y la cubierta sedimentaria del Campaniano-Maastrichtiano).
El paleomargen continental pasivo Mesozoico considera un margen distensivo septentrional, que es el Margen Continental Norteamericano (MCN), extendido entre Pinar del Río y el noroeste de Holguín, con una pequeña área en el extremo oriental de Cuba (Maisí), y un margen continental distensivo meridional con dos áreas: Isla de la Juventud y Macizo Escambray.
En los cortes realizados en el área ubicada entre La Habana y Camagüey, en el MCN, se pueden distinguir las siguientes unidades tectonoestratigráficas (UTE) de norte a sur:
Las unidades Camajuaní y Placetas están despegadas de su basamento, en tanto Remedios es posiblemente paraautóctona, y Cayo Coco, autóctona. Generalmente, las rocas de la asociación ofiolítica se disponen de forma estructural encima de la unidad Placetas, que contiene las capas depositadas de forma originaria más al sur.
La asociación ofiolítica Mesozoica (AO), en el cinturón ofiolítico septentrional, está formada por rocas de la litosfera oceánica, emplazadas de forma tectónica sobre el MCN. Sus rocas están representadas por ultramafitas serpentinizadas, serpentinitas, complejos cumulativos máfico-ultramáficos y rocas máficas (intrusivas y volcánicas).
Respecto a las secuencias volcánico-sedimentarias de la AO, en ocasiones, resulta difícil separarlas de las del Arco Volcánico del Cretácico (¿parte inferior?), para lo cual se requiere de estudios petroquímicos y petrográficos detallados.
Entre Pinar del Río y Camagüey, las rocas ofiolíticas subyacen a las sucesiones volcánico-sedimentarias cretácicas. El contacto entre ambas es siempre tectónico. Estas últimas contienen una mezcla caótica de serpentinitas y gabros con rocas de las sucesiones referidas. De hecho, las deformaciones y mezclas tectónicas de litologías son tan notables que, en esencia, la faja es un gran melange.
En gran parte de Cuba, ubicados de forma estructural sobre las rocas ofiolíticas, y ocupando, en general, una posición más meridional, se disponen los arcos volcánicos (insulares) Cretácico (AVC), formados por cortes volcánicos y volcánicos-sedimentarios Cretácico, así como por su substrato metamórfico y una cubierta sedimentaria del Cretácico superior tardío. En Cuba occidental, el afloramiento de los cortes vulcanógeno-sedimentarios cretácicos es más limitado que en Cuba central. Las rocas del Cretácico inferior están representadas por la Formación Chirino (Ducloz, 1960), que, al igual que en Cuba central, contiene poco material sedimentario. El corte del Cretácico superior es de limitado espesor y sus vulcanitas son calcoalcalinas y contiene, además, abundantes intercalaciones sedimentarias. A la integración de la AO y los AVC se le denominó Terreno Zaza (Hatten et al., 1988).
Más al este, en las montañas de Maniabón, parte noroccidental de Holguín, algunos rasgos del AVC cambian. Por su composición se distinguen dos unidades tectonoestratigráficas: la Formación Iberia y la Formación Loma Blanca. La Formación Iberia contiene lavas y piroclastitas de composición entre andesitas y basaltos y ocupa gran parte del área. La Formación Loma Blanca es de una composición más variada, y, en general, es más ácida y sus tobas a menudo se encuentran zeolitizadas. Aflora hacia la porción occidental de las Alturas de Maniabón. En una y otra formación están presentes muchos cuerpos de serpentinitas, emplazados de forma tectónica (Kozary, 1968; Knipper y Cabrera, 1974), que se mezclan con las rocas vulcánico-sedimentarias formando un melange.
Según Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera (2017), en el basamento plegado, el piso paleogénico en Cuba oriental está formado por cuatro complejos:
Arco volcánico Sierra Maestra-Cresta Caimán
Cuencas de antepaís
Cuencas a cuestas paleogénicas
Cuenca sinorogénica del Eoceno medio y superior del sur de Cuba oriental.
Los vínculos entre los cuatro complejos del basamento paleogénico son más claros, y a pesar de las considerables deformaciones y transporte horizontal sufridos por algunos, las relaciones espaciales primarias (paleogeográficas) entre ellos se conservan en esencia.
En cuanto a las cuencas de antepaís a lo largo del norte de Cuba, desde el noroeste de Pinar del Río hasta Gibara (Holguín), las rocas del MCN son cubiertas por los depósitos de esta cuenca. Estos son sucesiones acumuladas en el frente de los mantos de cabalgamiento, generados durante la orogénesis cubana, como consecuencia de la erosión de su región frontal y de la rápida subsidencia de la cuenca, debido al peso de los mantos de cabalgamiento. La sedimentación en estas depresiones es coetánea con las deformaciones orogénicas, y el fechado de sus depósitos marca la edad del evento (Campaniano tardío-Maestrichtiano al Paleoceno-Eoceno inferior).
Existe una estrecha imbricación entre las escamas tectónicas de la porción meridional de la cuenca de antepaís, formadas de manera mayoritaria por olistostromas, y las escamas de rocas ofiolíticas del Arco Volcánico Cretácico y del MCN. Este cinturón escamado es una faja plegada y fallada, con tectónica alpina de finas escamas, originado por una combinación de tectónica compresional y gravitacional (Cinturón Plegado y Cabalgado Norte Cubano, CPCNC). Según el Colectivo de Autores (2009b), el CPCNC se caracteriza por varios niveles de pliegues de rampa contra falla inversa de rocas del MCN y su cobertura. Estos pliegues han sido probablemente complicados de forma adicional por accidentes de cizalla. Las rocas deformadas abarcan un intervalo de edad que va desde el Jurásico hasta el Eoceno. Los apilamientos de varios pliegues anticlinales de rampa son uno de los principales objetivos exploratorios en la región de estudio. Estos conforman antiformas que son cartografiables con mucha dificultad por la sísmica. La pobre imagen obtenida es el principal obstáculo para el desarrollo de los trabajos exploratorios; solo se observa, como horizonte con alta definición dinámica, el relacionado de manera directa con la envolvente de los pliegues escamas.
En cuanto a las cuencas a cuestas (CC), estas son depresiones, generalmente pequeñas, desarrolladas en el dorso de los mantos de cabalgamiento durante su avance. En el territorio cubano hay evidencias del desarrollo de varias de estas cuencas, especialmente durante el Paleógeno temprano (Cobiella-Reguera, 2009; Linares-Cala et al., 2011). Al igual que con otras estructuras, las cuencas a cuestas cubanas modifican algunos de sus rasgos de una región a otra.
Según Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera (2017), la cubierta Eocénica-Cuaternaria comprende los depósitos más jóvenes del corte estratigráfico, poco deformados en relación con las capas subyacentes, casi siempre separados de estas por una discordancia estructural y sin presencia de rocas magmáticas. Sus estratos se acumularon, fundamentalmente, tras el cese de los movimientos de la orogénesis cubana. Sin embargo, en varias regiones se incluyen en la porción basal de la cubierta sucesiones con cierto grado de complicación estructural y evidencias de acumulación en condiciones aún inestables. De acuerdo con esto, la cubierta se divide en dos:
Metodología
Marco teórico
Los métodos no sísmicos de exploración utilizados en la investigación son:
Método gravimétrico (Gb)
Método magnético (ΔT)
Método morfométrico no convencional (MED)
Método de espectrometría gamma aérea (EGA)
El procesamiento de la información geofísicamorfométrica se llevó a cabo con el software Oasis Montaj versión 7.01, y para el modelado físicogeológico 2D de campos potenciales se utilizó el módulo GMSYS en la versión de Oasis Montaj 8.03.
Gravimetría: los datos gravimétricos utilizados fueron adquiridos en campañas áreas, durante los años 1979-1991, como parte del proyecto para la confección de los mapas aerogeofísicos de la República de Cuba. El mapa empleado en la presente investigación con escala 1:250 000 y dimensiones de malla de datos de 1,25 × 1,25 km (reducción Bouguer, 2,3 103 kg/ m3, debido a que la litología predominante en Cuba es la roca caliza) (Mondelo-Diez y Sánchez, 2011), se sometió a la separación regional-residual a partir de la continuación analítica ascendente (CAA) para las alturas de 500, 2000 y 6000 m, dadas por el orden de profundidad de los posibles objetivos gasopetrolíferos y del estudio sísmico. Para la cartografía geólogoestructural gravimétrica, se utilizó la primera derivada vertical del campo gravitacional a escala 1:250 000 (Gb250DV) (Figura 2), similar a la residual a 500 m obtenida a partir de la continuación analítica ascendente a 500 m. Como regla, los máximos están asociados con la presencia de rocas volcánicas y ofiolitas del Terreno Zaza, y los mínimos y/o el campo no anómalo, con depresiones estructurales. Asimismo, se aplicó la derivada horizontal total (Gb250DHT) para el trazado de los alineamientos tectónicos. Se previó que el campo residual a 500 m (Gbres500) y la GbDV permitirían la cartografía de muy sutiles máximos gravimétricos locales asociados con posibles levantamientos estructurales del Terreno Zaza (rocas volcánicas y complejo ofiolítico), con posible interés gasopetrolífero en sectores terrestres.
Magnetometría: los datos magnéticos utilizados fueron adquiridos en campañas áreas, durante los años 1979-1991, como parte del proyecto para la confección de los mapas aerogeofísicos de la República de Cuba. El mapa magnético que se usó es a escala 1:250 000 y dimensiones de malla de datos de 1,25 × 1,25 km.
La litología magnética (rocas volcánicas y complejo ofiolítico) se distingue de forma directa sobre la base de las observaciones del campo magnético a escala 1:250 000 reducido al polo (ΔT250rp) y su primera derivada vertical (ΔT250rpDV); los alineamientos tectónicos son trazados a partir del mapa de la derivada horizontal del campo magnético a escala 1:250 000 reducido al polo ΔT250rpDHT. En la cartografía geólogo-estructural con base en datos magnéticos, los máximos están asociados a la presencia de rocas volcánicas y ofiolitas del Terreno Zaza, y los mínimos y/o el campo no anómalo, a las depresiones estructurales (Figura 4). Las estimaciones cuantitativas de la profundidad de objetivos magnéticos bajo los sedimentos se realizaron a partir de la derivada de la inclinación del campo magnético (TDR-ΔT250rp). Se previó que el campo ΔTrp permitiría la cartografía de muy sutiles máximos magnéticos locales asociados con la posible presencia de óxidos de hierro con presumible interés gasopetrolífero en sectores terrestres (Morales-González et al., 2020, 2022; 2022; Pardo-Echarte y Rodríguez-Morán, 2022).
Generalidades sobre el método magnético de inclinación-profundidad: la derivada de inclinación del campo magnético (Miller y Singh, 1994; Verduzco et al., 2004) es una derivada de fase normalizada que utiliza derivadas de primer orden, cartografiar los bordes estructurales subsuperficiales asociados con cuerpos magnetizados fuertes y débiles. Además de proporcionar información sobre bordes estructurales, la derivada de inclinación también proporciona información sobre la profundidad de estos bordes estructurales, a partir de datos basados en malla de datos. Esto ha resultado en el desarrollo del método de inclinación-profundidad. El método de inclinación-profundidad se basa en la cuadrícula, y las profundidades se determinan de forma directa a partir de los intervalos de isolíneas relacionados con la inclinación individual de las anomalías, a las que se le aplicó la reducción al polo (RP) a fin de que exista una relación entre la profundidad de la fuente y el ángulo de inclinación; y se usa un ángulo 45º para estimar la profundidad de la fuente.
Según Verduzco et al. (2004), la derivada de la inclinación del campo se define como:
Donde VDR y THDR son la primera derivada vertical y la derivada horizontal total, respectivamente, de la intensidad total magnética T (reducida al polo).
La derivada horizontal total de la derivada de la inclinación se define como:
El eje de las cadenas de máximos de este atributo coincide con los límites estructurales o lineamientos tectónicos. Con posterioridad, otros investigadores (Fairhead et al., 2009; Ghosh y Dasgupta, 2013) han ofrecido en sus trabajos mayores precisiones sobre estos parámetros derivativos.
Modelado físico-geológico 2D de campos potenciales: los modelos 2D se confeccionaron para una profundidad máxima de 12 km, utilizando las residuales de los campos potenciales a esa profundidad, ya que, según Arriaza-Fernández (1998) y Prol-Betancourt et al. (2019), el tope del basamento se localiza a una profundidad que varía entre los 8-10 km. El algoritmo aplicado en el modelado fue el de Talwani et al. (1959), Talwani y Heirtzler (1964) y otros complementarios usados por el software geofísico GMSYS-Oasis Montaj. Como datos de amarre se tomaron los datos de los pozos que están próximos o sobre los perfiles de estudio.
Los valores petrofísicos para el modelado 2D de campos potenciales (Pérez-Delgado et al., 2015; Pardo-Echarte, 2016) se resumen en la Tabla 1.
Morfometría no convencional: el MED con resolución a 90 m se sometió a la separación regional-residual, a partir de la CAA a 500 m, según la experiencia del autor principal (Pardo-Echarte et al., 2018). Para trazar los alineamientos tectónicos, se utilizó la derivada total horizontal del MED. También se determinaron los máximos locales en la residual a 500 m del MED, los cuales pudieran estar vinculados con posibles zonas de microfiltración activa de hidrocarburos ligeros.
Espectrometría gamma aérea en sectores terrestres: para la EGA se determinaron los mínimos de potasio (K) y se compararon con los mínimos de la relación K/Th y el canal de U (Ra), siguiendo un propósito discriminatorio, a fin de señalar las localidades vinculadas, presumiblemente, con zonas activas de microfiltración vertical de hidrocarburos ligeros.
Tabla 1 Valores petrofísicos de los pozos para el modelado 2D de campos potenciales.
| Unidad geológica | Densidad (t/m3) | Susceptib. Mag. (10-3 SI) |
|---|---|---|
| Sedimentos (Sin + postorogénico) | 2,43-2,44 | 0,05-0,3 |
| Rocas volcánicas (AVC y AO) | 2,58-2,59 | 5-9 |
| Ofiolitas | 2,66-2,67 | 8-24 |
| Carbonatos (MCN) | 2,48-2,49 | 0,05-0,15 |
| Syn - rift | 2,61-2,62 | 0,05 |
| Basamento cristalino | 2,79-2,80 | 5-15 |
Cartografía prospectiva integrada y sectores favorables en sectores terrestres: en la cartografía prospectiva integrada, con el fin de establecer los sectores favorables para la ocurrencia de hidrocarburos, se consideraron los resultados de la cartografía EGA junto con los máximos locales morfométricos (atributos indicadores, a escala 1:50000), en el marco de una selección de alineamientos tectónicos, fundamentalmente gravimétricos, y de las manifestaciones de hidrocarburos del territorio (a escala 1:250.000).
A los fines de la interpretación geológica, se contó, además, con el mapa geológico de Cuba a escala 1:100.000 del IGP (Colectivo de Autores, 2010).
Datos
Los datos utilizados son los siguientes:
Mallas del campo gravimétrico y magnético a escalas 1:50.000 y 1:250.000 y de espectrometría gamma aérea (canales: It, U, Th y K) a escala 1:100.000 de la República de Cuba (Mondelo-Diez y Sánchez, 2011).
El MED empleado, confeccionado a partir de datos SRTM, fue tomado de Sánchez-Cruz et al. (2015).
Valores petrofísicos para el modelado de campos potenciales (Pérez-Delgado et al., 2015; Pardo-Echarte, 2016).
Mapas digitales de los pozos petroleros y de las manifestaciones de hidrocarburos de la República de Cuba a escala 1:250.000 (Colectivo de Autores, 2009a, 2020, respectivamente).
Mapa geológico digital de la República de Cuba a escala 1:100.000 del Instituto de Geología y Paleontología, Servicio Geológico de Cuba (IGPSGC) (Colectivo de Autores, 2010).
Resultados
Gravimetría
Se presentan los resultados de la cartografía geólogoestructural por datos gravimétricos (1:250.000) (Figura 2). En general, los máximos presentes en el mapa de la derivada vertical del campo gravitatorio (Figura 2) están asociados a la presencia de rocas volcánicas y ofiolitas del Terreno Zaza, y los mínimos y/o el campo no anómalo, a depresiones estructurales (sus partes más profundas).
A juzgar por la información geológica y geofísica pretérita, según Shein et al. (1975), los límites reales de las cuencas y subcuencas conocidas abarcan tanto zonas de valores mínimos y campo no anómalo como zonas de valores máximos (Figura 2 y 3) (Shein et al., 1975). No obstante, se decidió ofrecer (Figura 3) una versión de los posibles límites de las partes más profundas a partir de los datos gravimétricos.
Durante la interpretación del campo gravitatorio a escala 1:50.000 (Gbres500 y GbDV) no se observaron máximos locales asociados con los complejos anómalos EGA establecidos (posibles zonas de microfiltración activa de hidrocarburos ligeros).
Figura 2 Cartografía geólogo-estructural por datos gravimétricos (Gb250DV) del territorio meridional de Pinar del Río a Cienfuegos.
Magnetometría
Los resultados de la cartografía geólogo-estructural por datos magnéticos (1:250000) se presentan en la Figura 4. En general, los máximos están asociados a la presencia de rocas volcánicas y ofiolitas del Terreno Zaza, y los mínimos y/o el campo no anómalo a depresiones estructurales.
La profundidad al basamento magnético (Terreno Zaza) para la región de estudio se determinó a partir de la aplicación del método magnético de inclinaciónprofundidad en puntos de interpretación aislados (datos TDR), y a partir de la consideración de los datos de pozos en el área (Figura 5).
Durante la interpretación del campo magnético a escala 1:50.000 (ΔTrp) no se observaron máximos locales asociados con los complejos anómalos EGA establecidos (posibles zonas de microfiltración activa de hidrocarburos ligeros) (Figura 7).
Modelado físico-geológico 2D de campos potenciales
Los resultados del modelado físico-geológico 2D de campos potenciales por el perfil de estudio se presentan en la Figura 6. El modelo físico-geológico 2D refleja, en esencia, la base y el tope de los principales paquetes rocosos, mostrando su envolvente. Los mismos simplifican las características geológicas presentes, agrupando varias formaciones plegadas y cabalgadas. El modelo geológico fuente de la versión inicial para el modelado fue trazado a partir de las consideraciones hechas por el ingeniero Carlos Valdivia Tabares (comunicación personal), las cuales se sintetizan de la siguiente manera:
Levantamiento y aumento del espesor de los carbonatos del MCN en la zona de los pozos Madruga (zona principal de fallas), en el límite NE del perfil.
Afloramiento de una secuencia tectonizada de vulcanitas y serpentinitas en esta misma zona, la cual se extiende al NE y al SO hasta la parte media del perfil donde, de manera posible, tuvo lugar el despegue de las vulcanitas del AVC, las cuales se encuentran erosionadas al NE.
Un carácter aplanado del basamento cristalino con ondulaciones tiene su tope al nivel de los 8-10 km.
La profundidad del límite entre los sedimentos (sin y postorogénico) con la mezcla tectónica (vulcanitas + ofiolitas) y vulcanitas del AVC fue determinada a partir de datos de pozo y magnéticos. Otras características del modelo físico-geológico resultante se resumen a continuación:
Tres fallas normales subverticales (con muy ligero buzamiento al SO) que llegan al basamento cristalino, dos en la zona de los pozos Madruga y otra hacia el extremo SO del perfil. Entre las dos primeras fallas (al NE) se consideran otros límites tectónicos, sin desplazamientos evidentes, que justifican la variación de las propiedades magnéticas en esta parte del perfil, a fin de reducir el error en el ajuste de este campo.
Acuñamiento de los carbonatos del MCN hacia el extremo SO del perfil, con un consiguiente aumento del espesor del syn-rift.
Disminución de los espesores del syn-rift hacia el extremo NE del perfil, con un consiguiente aumento del espesor de los carbonatos del MCN.
El error medio cuadrático obtenido en el modelado del campo gravitatorio fue de 0,393, y el del campo magnético fue de 32,67 (Figura 6).
Espectrometría gamma aérea (EGA)
A partir de los datos de la espectrometría gamma aérea (EGA) se obtuvo el mapa de la relación potasio-torio (K/Th) (Figura 7).
En este se observa que los depósitos de hidrocarburos se expresan por mínimos de K y de la relación K/Th, rodeados de máximos; y de forma mayoritaria, en su periferia, se ven incrementos locales del U (Ra) (Pardo-Echarte y Rodríguez, 2011, 2016; Pardo-Echarte et al., 2019, 2022; Morales-González et al., 2020, 2022). Por otra parte, los máximos regionales, ubicados al N y E, y los mínimos regionales, localizados fundamentalmente en el sector centro-sur, responden a los cuerpos geológicos presentes.
Morfometría no-convencional
Los resultados de la cartografía morfométrica por datos del MED a 90 m se presentan en la Figura 8. En esta han sido trazados los alineamientos tectónicos por morfometría, donde el índice morfométrico no convencional utilizado para el trazado de los alineamientos tectónicos fue el de la Derivada Horizontal Total (DHT=sqrt [DX2+DY2]). Llama la atención el comportamiento de una gran parte de la costa sur con carácter tectónico.
A juzgar por la regionalización del campo del relieve, se observa un patrón estructural uniforme desde la parte más occidental de la región de estudio hasta el límite con la provincia de Matanzas (Falla Hicacos y Cuenca Mercedes), donde cambia este patrón, por lo cual pudiera extrapolarse este patrón a la estructura geológica del territorio.
Se determinaron dos máximos locales en el campo MEDres500, vinculados a complejos anómalos EGA (posibles zonas de microfiltración activa de hidrocarburos ligeros) (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017; Pardo-Echarte et al., 2022; Pardo-Echarte y Rodríguez-Morán, 2022) en la región de la Cuenca Los Palacios.
Discusión
Cartografía prospectiva integrada y sectores favorables en sectores terrestres
Los resultados de la cartografía prospectiva integrada, en el marco de las manifestaciones de hidrocarburos y alineamientos tectónicos del territorio (de manera fundamental gravimétricos) (Figura 8), contemplan un grupo de tres complejos anómalos EGA (sector favorable 1) (Figura 9), dos de estos con anomalías morfométricas asociadas, en la región de la Cuenca Los Palacios (entre dos fallas por gravimetría), y un grupo de cuatro complejos anómalos EGA (sector favorable 2), asociados a una falla por magnetometría, de rumbo NO-SE, en la región de Madruga, Cuenca Vegas. Los detalles se presentan en las Figuras 10 y 11 y en la Tabla 2, donde se ofrecen las principales características de las manifestaciones de hidrocarburos asociadas a cada complejo anómalo EGA.
Cabe señalar que en la Cuenca Mercedes no se encontró ningún complejo anómalo EGA. Sin embargo, se conoce de la existencia de manifestaciones de hidrocarburos en un pozo criollo del poblado de Agüica (gas) y en el pozo Mercedes 1 (perforado por la compañía Shell en 1939), que manifestó asfalto a 254,5 m de profundidad y petróleo ligero en seis intervalos entre los 840 m y hasta 900 m de profundidad.
Por las características morfológicas de los complejos anómalos EGA observados (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017; Pardo-Echarte et al., 2022; Pardo-Echarte y Rodríguez-Morán, 2022), las localidades más promisorias corresponden a las manifestaciones del pozo Taco Taco n.o 1 (Cuenca Los Palacios) (Figura 10) y de los pozos someros La Paila y El Sulfuroso (Figura 11) y los pozos Madruga (Cuenca Vegas).
Estos resultados geofísicos confirman las evidencias de manifestaciones de hidrocarburos reportadas en pozos de estas cuencas (Tabla 2). Las estudiadas por biomarcadores, pozos Cayajabos y Madruga 3A (ambos en la Cuenca Vegas), indican la presencia de rocas madres activas de edad Jurásico superior-Cretácico inferior en las cuencas del sur de Cuba, y la posibilidad de que existan sistemas petroleros activos en estas (Pardo-Echarte et al., 2019).
Figura 9 Cartografía prospectiva integrada con el fin de establecer los sectores favorables para la ocurrencia de hidrocarburos en el área de estudio. Se consideraron los resultados de la cartografía EGA junto con los máximos locales morfométricos. Detalles en las Figuras 10 y 11 y en la Tabla 2.
Figura 10 Sector favorable 1 para la ocurrencia de hidrocarburos en la Cuenca Los Palacios. La simbología se presenta en la Figura 9 y los datos de las manifestaciones más próximas a los complejos anómalos, en la Tabla 2.
Figura 11 Sector favorable 2 para la ocurrencia de hidrocarburos en la Cuenca Vegas. La simbología se presenta en la Figura 9 y los datos de las manifestaciones más próximas a los complejos anómalos, en la Tabla 2.
Tabla 2 Manifestaciones de hidrocarburos asociadas con complejos anómalos EGA (+Morfometría) en la región de estudio.
| Complejos anómalos EGA (+Morfometría) | Manifestaciones de hidrocarburos asociadas | Coordenadas |
|---|---|---|
| Sector favorable 1. Cuenca Los Palacios (de O a E) | ||
| 1 | Pozo Karku-B, La Majagua, Pinar del Río (petróleo) | X: 267420 |
| Y: 309820 | ||
| 2 | Pozo Taco Taco 1, Santa Cruz de los Pinos, Artemisa (petróleo, gas y asfalto) | X: 279780 |
| Y: 317800 | ||
| 3 | Pozo Las Mangas 1, La Elena, Artemisa (petróleo) | X: 316200 |
| Y: 328400 | ||
| Sector favorable 2. Cuenca Vegas (de O a E) | ||
| 1 | Pozo de mapeo PE95, Ramal Santa Rita, Mayabeque (petróleo y/o asfaltitas) | X: 408870 |
| Y: 342600 | ||
| 2 | Pozos someros La Paila y El Sulfuroso, Madruga, Mayabeque (aguas sulfurosas) | X: 411912 |
| Y: 342590 | ||
| 3 | Pozo productor Cayajabos, Madruga, Mayabeque (petróleo y gas) | X: 419900 |
| Y: 338900 | ||
| 4 | Punto de interés geológico al SO de Puerto Escondido, Mayabeque (asfalto) | X: 424200 |
| Y: 336700 | ||
| 5 | Pozo Siboney n.o 1, Palma Jimagua, Matanzas (petróleo y asfalto) | X: 450100 |
| Y: 325400 |
Conclusiones
Las premisas físico-geológicas obtenidas reflejaron que la alta densidad de las rocas volcánicas (tobas medias y básicas, litoclásticas a vitroclásticas, secuencia flyschoide constituida por argilitas, basaltos, lavas basálticas, andesitas, silicitas, calizas, aleurolitas) y las ofiolitas permite distinguir, por máximos gravimétricos, las elevaciones estructurales de estos. Igualmente, la elevada susceptibilidad magnética de las rocas volcánicas y las ofiolitas permite cartografiarlos sin dificultad por la magnetometría.
La caracterización tectono-estructural de las cuencas occidentales del sur de Cuba reveló un grupo de particularidades:
Los límites reales de las cuencas conocidas abarcan tanto zonas de valores mínimos y campo no anómalo como zonas de valores máximos de los campos gravitatorio y magnético.
El campo de las profundidades al basamento magnético (por datos magnéticos y de pozos) se aproxima a los límites conocidos de las cuencas.
Los resultados del modelado físico-geológico 2D de campos potenciales por el perfil de estudio confirman, en buen grado, el modelo geológico de partida.
El patrón estructural morfométrico de la región de estudio pudiera extrapolarse a la estructura geológica del territorio.
La cartografía de sectores favorables para hidrocarburos consideró los siguientes aspectos:
Durante la interpretación de los campos gravitatorio y magnético a escala 1:50.000 no se observaron máximos locales asociados a los complejos anómalos EGA establecidos. Estos complejos son las posibles zonas de microfiltración activa de hidrocarburos ligeros.
Se establecieron solo dos sectores favorables para la ocurrencia de hidrocarburos, el primero en la Cuenca Los Palacios y el segundo en la Cuenca Vegas.
De los complejos anómalos EGA observados, las localidades más promisorias corresponden a las manifestaciones del pozo Taco Taco n.o 1 (Cuenca Los Palacios) y de los pozos someros La Paila y El Sulfuroso y los pozos Madruga (Cuenca Vegas).
