[en] The mixed carbonate-siliciclastic sedimentary successions of Early Miocene age outcropping in the northern and southern Falcón Basin (northwestern Venezuela) were analyzed by multidisciplinary and multiscale approaches. The basin analysis presented in this thesis provides novel results and interpretations such as a cartography and an Early Miocene palaeogeographic map of the basin, sequence- and chrono-stratigraphic frameworks for the successions studied, depositional and architectural models of the mixed carbonate-siliciclastic systems investigated, an evaluation of the evolution of accommodation (mainly controlled by subsidence, eustasy and tectonic uplift) in the basin during the Oligocene-Miocene, and stable C- and O-isotopic data. Lastly, the results are compared with the knowledge available from the Oligo-Miocene subsurface carbonate gas reservoir of Perla (Gulf of Venezuela) to establish analogies and differences between the onshore and offshore carbonate platforms. The results presented in this thesis indicate that in the Falcón Basin, the Oligocene Epoch was characterized by continental to deep-marine siliciclastic sedimentation into a west-east trending rift basin. Carbonate banks were developed during the Early Miocene on top of tilted fault blocks in the northern and southern margins of the basin (San Luis and Churuguara formations, respectively), while hemipelagic and pelagic sedimentation occurred in half-grabens and troughs. The limestones of the San Luis and Churuguara formations occur interdigitated and alternated with siliciclastic systems. Facies-diagnostic skeletal components constituting the platform carbonates investigated correspond to red algae, frequently forming rhodoliths, larger foraminifera, corals and echinoids. Carbonate production mainly occurred in the meso-oligophotic zone of distally-steepened ramps. Similarly to the San Luis and Churuguara mixed carbonate-siliciclastic systems, the carbonate reservoir of Perla, in the offshore of Venezuela, exhibits a distally-steepened ramp depositional profile, was formed during an overall major transgressive context and is mainly consituted by red algal- and larger foraminifera-rich middle ramp carbonates. However, the spatial extension, thickness and architecture of the Perla reservoir are not comparable to those from the onshore case studies due to differences in the geotectonic settings and the antecedent topographies.

[es] Las sucesiones sedimentarias mixtas carbonático-siliciclásticas del Mioceno Inferior que afloran en los márgenes norte y sur de la Cuenca de Falcón (noroeste de Venezuela) se analizaron mediante un enfoque multidisciplinario y multiescala. El análisis de cuenca presentado en esta tesis proporciona nuevos resultados e interpretaciones que se han sintetizado en un mapa geológico, un mapa paleogeográfico, paneles de correlación secuencial y cronoestratigráfica, y en modelos deposicionales y arquitectónicos de los sistemas mixtos carbonatico-siliciclásticos investigados. La evolución de la acomodación en la cuenca durante el Oligoceno-Mioceno, y datos de isotopía estable (C y O) también han sido evaluados. Por último, los resultados se comparan con el reservorio carbonático de gas Oligo-Mioceno de Perla (Golfo de Venezuela) para establecer analogías y diferencias entre las plataformas carbonatadas de antecosta y terrestres. Los resultados presentados en esta tesis indican que, en la Cuenca de Falcón, el Oligoceno se caracterizó por una sedimentación siliciclástica en ambientes que variaban de continentales a marinos profundos en una cuenca de rift con orientación este-oeste. Los bancos carbonatados se desarrollaron durante el Mioceno Inferior en la parte superior de bloques de falla basculados en los márgenes norte y sur de la cuenca (formaciones San Luis y Churuguara, respectivamente), mientras que en contextos de fosas y surcos, la sedimentación fue hemipelágica y pelágica. Las calizas de las formaciones San Luis y Churuguara aparecen interdigitizadas y alternadas con sistemas siliciclásticos. Los principales componentes esqueléticos que constituyen los carbonatos de rampa investigados corresponden a algas rojas, que frecuentemente forman rodolitos, macroforaminíferos, corales y equínidos. La producción de carbonato se produjo principalmente en la zona meso-oligofótica de rampas distalmente acentuadas. La subsidencia synrift fue el mecanismo más importante en la creación de acomodación pero no se sobreimpuso totalmente a la señal eustática. Seis secuencias transgresivo-regresivas de tercer orden que abarcan el intérvalo Aquitaniense-Burdigaliense fueron reconocidas en los márgenes norte y sur de la cuenca. Estas secuencias se incluyen dentro de un evento transgresivo de rango superior. Los ciclos de alta frecuencia y baja amplitud del nivel del mar relativo dieron lugar a diez tipos distintos de parasecuencias. Al igual que en el caso de los sistemas mixtos carbonático-siliciclásticos de San Luis y Churuguara, el reservorio carbonático de Perla (antecosta de Venezuela) presenta un perfil deposicional de rampa distalmente acentuada, se formó durante en contexto transgresivo y está constituido principalmente por carbonatos de rampa media ricos en algas rojas y macroforaminíferos. Sin embargo, la extensión espacial, el grosor y la arquitectura del reservorio de Perla no son comparables con los de los ejemplos estudiados aquí debido a las diferentes configuraciones geotectónicas y topografías antecedentes. Por otra parte, el paso de la rampa inferior a cuenca en San Luis es por escarpamiento, con la presencia de olistostromas en posición de cuenca, mientras que en Churuguara y Perla esta transición parece ser más gradual con carbonatos de rampa inferior que pasan a depósitos de lutitas de cuenca. La sedimentación de carbonatos en Perla y San Luis se produjo ininterrumpidamente a lo largo de la mayor parte del Mioceno Inferior, mientras que la sucesión de Churuguara exhibe un banco carbonático inferior de edad Aquitaniense y un banco superior de edad Burdigaliense separados por un intérvalo lutítico. El depósito de Perla muestra un patrón general de apilamiento retrogradante. En contraste, los carbonatos de Churuguara y San Luis se apilan en un patrón agradante. Por todo esto, los carbonatos de San Luis y Churuguara no se consideran como análogos adecuados para el depósito Perla, y esto pone de manifiesto que cada sistema deposicional y, por tanto, cada reservorio de hidrocarburo, tiene sus propias singularidades, y es físicamente único.