2. Provincia Petrolera Burgos Esta provincia es la principal productora de gas no asociado en el país. Las rocas generadoras corresponden principalmente a litologías arcillo-calcáreas del Tithoniano y lutitas del Paleógeno. Los hidrocarburos se encuentran almacenados en areniscas interestratificadas del Paleógeno en trampas anticlinales tipo “roll-over” y cierres contra falla. Los campos más importantes son Reynosa, Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pandura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. La producción acumulada es de más de 2.4 MMMbpce y las reservas 3P son de 0.8 MMMbpce, al 1° de enero de 2013. (Estas reservas incluyen a la Provincia Sabinas-Burro-Picachos). Los recursos prospectivos evaluados en la provincia tienen una media de 2.9 MMMbpce al 2013. Marco estructuralLa Cuenca de Burgos se originó a principios del Terciario y en ella se depositó una columna sedimentaria cenozoica que alcanza espesores de aproximadamente 10,000 m. Su geometría estratigráfica y estructural obedece a progradaciones (Echánove, 1986) que dieron lugar a un arreglo en forma de franjas, variando cronológicamente de occidente a oriente desde el Paleoceno hasta el Mioceno (Echánove, 1986; Pérez-Cruz, 1992; Eguiluz et al., 2000; Téllez et al., 2000) y Paleoceno (Midway-Wilcox) Eoceno inferior (Wilcox -Queen City) Eoceno superior (Yegua -Jackson) Oligoceno inferior (Vicksburg) Oligoceno superior (Frío marino) Franjas A B C D E F G H I A B C D Eoceno Wilcox Paleoceno Midway E.M.C. Eoceno Queen City Paleoceno Wilcox Eoceno Jackson Oligoceno Vicksburg Formaciones Mioceno Oligoceno Frío Falla de expansión Eoceno Wilcox Falla de expansión Yegua Falla de expansión Queen City Falla de expansión Vicksburg Paleoceno Midway Eoceno inferior Wilcox -Quee City Eoceno superior Yegua-Jackson Oligoceno Inferior Vicksburg Oligoceno superior Frío marino Franjas productoras A A´ ~ 5 ~ obedecen primordialmente a regresiones marinas y a la actividad de fallas extensionales de crecimiento sinsedimentarias que desarrollaron estructuras “roll-over”. Siguiendo estos lineamientos estructurales se encuentran los campos petroleros de la cuenca en trampas estructurales, estratigráficas y combinadasLas fallas de crecimiento presentan caída hacia el oriente, son típicamente lístricas y muestran desplazamientos de algunos cientos de metros. En forma general estos alineamientos de fallas muestran una orientación NW-SE que, como se mencionó, se hacen más jóvenes hacia el oriente, pudiéndose distinguir en el área tres grandes estilos de fallamiento normal (Fig. 3), uno hacia la porción occidental que involucra la franja del Paleoceno, en donde predominan las fallas normales postdepositacionales, otro hacia las denominadas franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales son comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo ángulo, y finalmente una zona en donde las fallas son también de crecimiento pero con trazas que tienden a la verticalidad y que afectan predominantemente la columna del Mioceno.Típicamente, para la denominada Franja del Paleoceno la acción de fallas de crecimiento es de poca intensidad, ya que si bien esta región se ve afectada por una gran presencia de fallas normales, estas no muestran mayor influencia en la columna sedimentaria salvo en algunas áreas en particular, sin embargo para la Franja del Eoceno estos crecimientos son notables desarrollándose trampas estructurales de tipo “roll-over” asociadas a fallas de crecimiento de bajo ángulo que generalmente despegan sobre sedimentos arcillosos del Paleoceno inferior, estos crecimientos alcanzan varias centenas de metros. Para el Eoceno superior, la acción de estas fallas de crecimiento se desplaza al oriente donde se tienen expansiones considerables a nivel del Eoceno Yegua y Jackson así como anticlinales de tipo “roll-over”. Esta zona de expansión del Eoceno medio-superior coincide con la zona de máxima pendiente del sustrato Mesozoico, así como con una zona en donde se presentan múltiples superficies de erosión que afectan las secuencias del Eoceno Queen City, Cook Mountain y Yegua, así como una rápida progradación de esta última, pudiendo incluso observar a este nivel estratigráfico una extensa área de bloques rotados. Durante el Oligoceno el sistema de fallas de crecimiento migran espacialmente hacia la región central de la cuenca, la columna sedimentaria se ve afectada por un gran número de fallas lístricas que tienen como característica ser de bajo ángulo, que por lo general tienen su plano de despegue sobre rocas del Eoceno y Oligoceno y que regularmente dan lugar a gruesos depósitos de terrígenos en los bloques bajos de las mismas, así

como grandes estructuras de tipo “roll-over”, en muchos casos afectadas por fallas antitéticas que contribuyen a fragmentar en bloques las estructuras. De acuerdo a algunos autores, este estilo estructural está asociado a regiones con alta tasa de sedimentación y rápido sepultamiento, seguidos por movilización y sobre presurización de masas arcillosas, en respuesta a la rápida carga sedimentaria. P E O M EE.UU Cuenca de Burgos P E O M EE.UU Cuenca de Burgos de Burgos Fallas normales 1500 3000 4500 Meters Fallas de crecimiento de bajo ángulo Fallas normales de alto ángulo 1500 3000 4500 NW SE Meters Eoceno Oligoceno Miooceno Paleoceno ~ 7 ~ El estilo estructural que se observa para la Franja del Mioceno, comprendida en la porción oriental de la cuenca, es dominado por fallas de crecimiento caracterizadas por ser de alto ángulo, de corto espaciamiento entre una y otra, dando lugar a bloques rotados y estructuras anticlinales colapsadas y afectadas por numerosas fallas, posiblemente como resultado del emplazamiento de núcleos arcillosos. Una característica de estos bloques es que los mayores espesores de sedimentos, predominantemente del Mioceno, se ubican hacia la parte occidental de la plataforma y se adelgazan hacia el noreste. Vistas en planta estas fallas lístricas son abundantes, de corto espaciamiento entre ellas, curvadas y discontinuas, típicas de regiones caracterizadas por fallas lístricas en el borde de la Cuenca del Golfo de México.Evolución tectónica estructural A principios del Mesozoico, el área de la Provincia Petrolera Burgos estuvo expuesta a una tectónica de tipo extensional asociada a la etapa de la apertura del Golfo de México, este sector estaba limitado al occidente con elementos altos (Tamaulipas, Picachos y San Carlos) a través de fallas regionales de desplazamiento lateral izquierdo (Pindell et al., 2002) que jugaron un papel muy importante para el desprendimiento del Bloque Yucatán. La sedimentación sin-“rifting” estuvo caracterizada por depósitos de lechos rojos y sal. Del Jurásico Superior y hasta término del Mesozoico el área correspondió a una cuenca marina somera con amplias plataformas, localizada en la margen oriental del gran Geosinclinal Mexicano, donde tuvieron lugar depósitos de areniscas, evaporitas, calizas y lutitas. Al término del Cretácico Superior y durante parte del Terciario se desarrolló el evento orogénico Laramídico que ocasionó levantamiento y plegamiento en el occidente de la cuenca, (Alfonso, 1976), para dar lugar a los grandes pliegues estructurales de la Sierra Madre Oriental, este levantamiento fue acompañado por el desarrollo de cuencas, paralelas al cinturón plegado (cuencas de foreland), entre ellas la denominada Cuenca de Burgos hacia el frente de la Sierra Madre Oriental, que operó como centro de recepción del gran volumen de sedimentos. De esta manera gruesas secuencias de areniscas y lutitas de ambientes que varían de marginales a francamente marinos, progradaron sobre el margen de la plataforma Cretácica durante el Terciario. El Levantamiento tectónico y la sedimentación asociada provocó el inicio de fallamiento extensional en la porción occidental de la cuenca a partir del Paleoceno, en el Eoceno este sistema extensional se caracterizó por fallas de crecimiento que fueron aumentando en intensidad. Los niveles de despegue del sistema extensional se ubicaban en el límite Eoceno y Oligoceno con grandes fallas de crecimiento y conformando a partir de este tiempo un sistema ligado de extensión-contracción (Fig. 4), que provocó hacia el oriente de la cuenca grandes movilizaciones de cuerpos de arcilla y salinos en su porción marina y la formación del Cinturón Plegado Perdido más al oriente. El sistema extensional continuó migrando hacia el límite oriental de la Cuenca durante el todo el Neógeno

Marco estratigráfico y ambientes de depósito La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Burgos abarca todo el Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (Fig. 5). El espesor máximo calculado en el depocentro de ésta cuenca es de aproximadamente 10,000 metros y está compuesto litológicamente por una alternancia de lutitas y areniscas, depositadas en un patrón general progradante hacia el oriente, (Echánove, 1986; Téllez et al.

Para el Paleoceno temprano al Eoceno temprano, dentro de un marco cíclico regresivo – transgresivo, progradante hacia el oriente se depositó el Grupo Wilcox (Fig. 7), constituido por facies deltaicas dominadas por olas que conforman barras costeras de desarrollo múltiple, alargadas, con espesores variables y de amplia distribución preferencial de N-S, predominando ambientes de plataforma interna-media. En el Eoceno temprano y medio se establece un ciclo regresivo-

transgresivo completo en el que se depositó la secuencia del Grupo Mount-Selmant (Formaciones Reklaw, Queen City y Weches). La Formación Queen City es una secuencia arenoarcillosa con numerosos cuerpos arenosos en ambientes de plataforma interna representado por deltas en facies de canales distributarios, con barras de desembocadura y sistemas de barras de barrera, que gradúa hacia la plataforma media-externa a facies arcillosas con aislados cuerpos arenosos que corresponden a la Formación Reklaw y cerrando el ciclo se deposita la Formación Weches constituida por una secuencia arcillosa, la cual se depositó en la plataforma mediaexterna.

Sistemas Petroleros En la Cuenca de Burgos se han clasificado como sistemas conocidos (!) al Tithoniano- CretácicoPaleógeno y Paleógeno-Paleógeno donde se agrupan las facies arcillosas de las formaciones Midway, Wilcox y Vicksburg como rocas generadoras que cargan a las areniscas interestratificadas de estas secuencias Paleógeno – Paleógeno, este sistema produce hidrocarburos gaseosos y condensados en esta cuenca. Estos sistemas petroleros proveen de hidrocarburos a las rocas almacén y se diferencian cinco franjas en dirección norte-sur, volumétricamente el Oligoceno es el más productivo, estos volúmenes de gas se encuentran almacenados en secuencias arenosas del Terciario selladas por potentes espesores de arcillas interestratificadas

3. Provincia Petrolera Tampico-Misantla La Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPTM), se ubica en la margen centro-oriental de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, Norte de Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata de 200 m. Limita al norte con las provincias Burgos y Alto de Tamaulipas, al sur con el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y la Faja Volcánica Transmexicana, al occidente con la Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl

1 Geología estructural Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado al occidente de la cuenca. La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos (Fig. 2), el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de ~ 6 ~ Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Algunos de estos elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidad es litoestratigráficas según el régimen tectónico.

Alto de Tamaulipas, es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno, emplazado al norte de la PPTM, morfológicamente está representado en la superficie, por la Sierra de San Carlos – Cruillas y Tamaulipas, flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las Rusias y al occidente por la cuenca de Magiscatzin, su eje mayor tiene una orientación NNW-SSE y una longitud de aproximadamente 150 km., donde afloran rocas del Cretácico, se encuentra intrusionadas por rocas intermedias. Es de gran interés económico petrolero ya que hay posibilidad de entrampamiento de hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene producción a nivel de Jurásico Superior y Cretácico Superior. La paleotopografía antecedente al Jurásico Superior estaba definida

por depresiones de muy variadas formas, tamaño y disposición , normalmente irregulares, limitadas por elementos positivos, sin ningún patrón de ordenamiento, cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por fallamientos en sus bordes y que además se interconectaban con otras depresiones a través de estrechos pasajes, como sucede con la Depresión de Barril que se prolonga al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas – Constituciones, posteriormente se extiende al oriente, separando a este ultimo de las Islas de los Cues-Salinas y Arenque. A nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico, se tienen como rasgos estructurales más sobresalientes, el área correspondiente a la Sierra de Tamaulipas, el alineamiento Talismán-Lerma-El Verde, el Alto de Chocoy, el levantamiento Cuatro Sitios-Santa Inés, las llamadas Islas de los Cues-Salinas y la Aguada y los Altos de Tamismolón.

El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez hasta Aldama, Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco oriental del Arco de Tamaulipas hasta la actual plataforma continental del Golfo de México. Se caracteriza por tener una pendiente suave interrumpida solamente por el alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al Arco. Presenta un sistema de fallas normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. La edad de su depresión se remonta al Paleozoico Tardío, siendo más joven al occidente donde los granitos permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las rocas del Jurásico Superior. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el Terciario con el levantamiento de la sierra y la regresión forzada del mar al oriente. En esta área tuvo lugar actividad ígnea con expresión débil y local, como lo prueban los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas sedimentarias cenozoicas.

El Alto o Isla de Arenque está situada en la plataforma continental del Golfo de México, sur del estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz, aproximadamente a 30 km al este de la ciudad y puerto de Tampico. Forma parte de un tren estructural cuyo eje principal es de ~ 7 ~ aproximadamente 50 km de largo por 10 km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m y que independizan estas estructuras entre sí.

Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL), se ubica en la porción centro-noroeste de la Cuenca TampicoMisantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una superficie promedio de 4000 km2. Este paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno, Cretácico y Jurásico, estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas. Estos depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de 140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior.

Alto de Sierra de Tantima, este elemento se encuentra asociado con un alto del basamento de orientación E-W, como una nariz estructural del alto de la Plataforma de Tuxpan que divide la PPTM de norte a sur en dos partes. Por su parte, la sierra tiene 19 km de largo, 5 kilómetros de ancho, y 1320 m de altura, con una alineación NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo de México. En su centro, se compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas máficas neógenas, que cubren areniscas y lutitas paleógenas. Los flujos son de 2 a 10 m de espesor, pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Las lavas son de textura

micropórfidos afanítica, olivino, clinopiroxeno y plagioclasa. Composicionalmente van desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre 6.91±0.11 a 6.57±0.12 Ma. Paleocanal de Chicontepec, se localiza geológicamente en la Cuenca Tampico-Misantla, es una depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. Tectónicamente se encuentra entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la Plataforma de Tuxpan, abarca parte de los Estados de Puebla, Veracruz e Hidalgo y fue originado por los esfuerzos del evento orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el levantamiento, deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente – cuenca de antepaís, cuya hidrodinámica, estuvo condicionada por la morfología del talud del frente tectónico, ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar, que en conjunto coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del Eoceno. Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico externo y batial, en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior. Los principales alineamientos estructurales de la cuenca de Chicontepec son de este a oeste, el alineamiento Brinco-Escobal-Ameluca y el alineamiento Coxquihui - Las Lomas-Amixtlan-El ZapoteLa Flor. La importancia económica petrolera de este elemento radica en que en él se encuentran el mayor porcentaje de reservas remanente del país, buena parte de los yacimientos actuales están estratigráficamente por debajo del paleocanal.

Marco estratigráfico y ambientes de depósito La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. 10), descansa discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan, a diferentes profundidades que varían entre 2440 a 4181 m. El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Liásico en la porción occidental y centro del área, a la Formación Cahuasas en la porción oriental y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se depositaron sedimentos de la Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su miembro inferior por conglomerado, areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas. El miembro intermedio, está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. El miembro superior está formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y se caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere un ambiente de tipo fluvial.

Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos continentales constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de coloración rojiza depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano, los cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan discordantemente. Sobre estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia transgresiva. Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una transgresión marina

más extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación Santiago, que corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la cuenca. Durante el Kimmeridgiano (Fig.11), aunque la paleotopografía existente era más suave, continua el depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de basamento se desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone oolíticos, bioclastos, con fragmentos de algas y corales de la Formación San Andrés en los bordes, que cambian lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por calizas de bioclastos, miliólidos y pellets principalmente. El depósito de la Formación San Andrés se llevó a cabo en un ambiente de alta energía posiblemente sobre una plataforma tipo rampa, formando una franja de bancos oolíticos en las partes estructurales más altos que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar abierto en los depocentros de la cuenca donde se depositan los sedimentos de las Formaciones Chipoco y Taman de ambientes de rampa media a externa respectivamente.

Albiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició el desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas, como la Plataforma de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El Abra que constituyen la parte principal de la plataforma, flujos de escombros y turbiditas carbonatadas de la Formación Tamabra que corresponden a las facies de talud. Las facies de la Formación Tamabra pasan lateralmente hacia la cuenca a calizas pelágicas que corresponde a la Formación Tamaulipas Superior. A finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran parte de la Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y lutitas calcáreas de la Formación Agua Nueva. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el depósito de calizas bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca, correspondientes a las Formaciones Agua Nueva, San Felipe y Méndez. ~ 19 ~ Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas de aguas profundas a sedimentos terrígenos, como consecuencia de la deformación y plegamiento del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, lo que provocó la depositación de una secuencia tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan gruesas secuencias constituidas por areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban hacia el oriente contra la Plataforma de Tuxpan, que hasta el Eoceno medio estuvo actuando como una barrera paleotopográfica. Dicha tectonosecuencia está conformada por las unidades litoestratigráficas: Velasco, Chicontepec Inferior, Chicontepec Medio y Chicontepec Superior. Durante estas épocas, se produce un incremento en la depositación de sedimentos turbidíticos y se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos. Este importante aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del nivel del mar y el levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la transferencia de material terrígeno por los cañones submarinos. Los flujos de algunos de estos sistemas de canales llegaron a chocar con el borde occidental del paleoalto que formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose hacia el sur formando complejos de lóbulos y de canales orientados NW-SE, constituyendo el denominado Paleocañón Chicontepec (

Sistemas Petroleros En la Cuenca Tampico-Misantla los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y Jurásico Superior Tithoniano. El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de estas rocas generadoras mesozoicas con los aceites descubiertos y producidos del Jurásico Medio, de las calizas oolíticas del Kimmeridgiano, las calizas arrecifales del Cretácico Inferior y Cretácico Medio,

calizas fracturadas del Cretácico Superior y las areniscas terciarias del Paleoceno-Eoceno y Neógeno, indican la presencia de los siguientes Sistemas Petroleros conocidos (!): Jurásico Inferior-Medio – Jurásico Medio (!) Jurásico Superior – Jurásico Kimmeridgiano (!) Jurásico Superior – Cretácico Inferior (!) Jurásico Superior – Cretácico Medio (!) Jurásico Superior – Cretácico Superior (!) Jurásico Superior – Paleoceno-Eoceno (!) Jurásico Superior – Neógeno (

La geotermia es una rama de la ciencia geofísica que se dedica al estudio de las condiciones térmicas de la Tierra. Uno de los frutos de la técnica más notables, es la extracción de la energía geotérmica. Es la energía termal acumulada bajo la superficie de la tierra en zonas de agua de alta presión, sistemas de vapor o de agua caliente, así que en rocas calientes. Clasificación de campos geotérmicos.

De alta temperatura: son aquellos yacimientos que proporcionan suficiente calor para producir energía eléctrica a partir de vapor de agua de manera rentable; generalmente se  encuentran a más de 150 ºC. Se localizan en zonas de escaso espesor litosférico o vulcanismo activo.De temperatura media: son aquellos yacimientos que a pesar de presentar una temperatura inferior, permiten extraer calor suficiente para producir energía eléctrica a partir de un fluido volátil, pero con un rendimiento menor que en el caso de los yacimientos de alta temperatura. Por lo general, el yacimiento alcanza temperaturas entre 100 y 150 ºC.

De baja temperatura: son aquellos yacimientos cuya temperatura se encuentra entre los 100 y los 30 ºC.

De muy baja temperatura: son yacimientos la temperatura de los cuales es inferior a los 30ºC. 

Golfo de México profundo: Más del 50% de los recursos potenciales del país se encuentran en aguas profundas. Las estimaciones prospectivas se ubican en cerca de 30 mil millones de barriles de crudo equivalente. La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros, cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado 9 provincias geológicas: Delta del Rio Bravo, Franja de Sla 29 Alóctona, Cinturón Plegado Perdido, Franja Distensiva, Cordilleras Mexicanas, Salina del Golfo Profundo, Escarpe de Campeche, Cañón de Verazcruz y Planicia Abisal, distribuidas en 3 proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido.

Sabinas: Es una importante cuenca gasífera que se extiende bajo el estado de Coahuila. El espesor estratigráfico cronológicamente abarca desde el Jurásico superior hasta el Cretácico,Superior.

Burgos: La de Burgos es la región productora de gas no asociado más importante de México. Cuenta con cerca de una tercera parte de las reservas de gas no asociado del país. Su dotación original de reservas es casi el doble de la correspondiente a la cuenca de Macuspana, en Tabasco, la otra región productora tradicional de gas no asociado.

Tampico-misantla: La de Tampico-Misantla es una de las cuencas petroleras de México y en ella se diferencian tres provincias productoras de petroleo: la cuenca, propiamente dicha, la Faja de Oro y el Paleocanal de Chicontepec.

Veracruz: La de Veracruz ha producido, desde su descubrimiento en 1953, alrededor de 11.4 x 10^6 m'3 (71.5 X 10^6 bls) de crudo, el cual se extrae, principalmente, de calizas del Albiano-Cenomaniano (For mación Orizaba) y del CampanianoMaastrichtiano (formaciones Méndez y San Felipe). Por otra parte, las lentes arenosas del Mioceno han producido 12 x 10^9 m3 (427.9 x 10^9 pies3) de gas. Las reservas probadas de esta cuenca corresponden al 0.5% de las reservas totales de México. En esta cuenca se diferencian dos elementos geológicos conocidos como Cuenca Terciaria de Veracruz, al oriente, y Plataforma de Córdoba, al occidente. En la Plataforma de Córdoba, los carbonates del Mesozoico fueron fuertemente plegados, fallados inversamente y erosionados durante el Eoceno Medio, por lo que la poco potente sedimentación terrígena post-eocénica descansa en discordancia angular sobre el Mesozoico. En la Cuenca de Veracruz, la tectónica es más tranquila y el espesor del Mesozoico es menor, mientras que la cubierta de terrígenos terciarios se incrementa fuertemente hasta 8 ó 9 km

La hidrogeología es una rama de las ciencias geológicas (dentro de la Geodinámica Externa), que estudia las aguas subterráneas en lo relacionado con su circulación, sus condicionamientos geológicos y su captación, así su definición dice «La hidrogeología es la ciencia que estudia el origen y la formación de las aguas subterráneas, las formas de yacimiento, su difusión, movimiento, régimen y reservas, su interacción con los suelos y rocas, su estado (líquido, sólido y gaseoso) y propiedades (físicas, químicas, bacteriológicas y radiactivas); así como las con

1.-  Según las características litológicas o tipo de huecos

Acuíferos detríticos: son acuíferos de rocas o sedimentos detríticos. Su permeabilidad se debe a la porosidad intergranular (de tipo primario). Si las rocas están parcialmente consolidadas o cementadas, la porosidad puede ser además de tipo secundario, por fisuración, disolución. Son todos los materiales con tamaño de grano de arena: arenas, arcosas, areniscas, gravas, conglomerados, etc.

Acuíferos fisurados y/o kársticos: se correspondes con acuíferos en rocas carbonatadas (calizas/dolomías) o bien otro tipo de rocas que presenten diaclasado, fracturación y/o disolución (rocas ígneas, metamórficas, detríticas bien consolidadas…). Poseen permeabilidad debida a grietas y fisuras, tanto de origen mecánico como de disolución. Se encuentran entre las calizas, dolomías, yesos, granitos, basaltos…, siendo los dos primeros los tipos más importantes.

Acuíferos mixtos: su porosidad se debe a un conjunto de todas las anteriores causas. Un ejemplo pueden ser las arenas calcáreas o calcarenitas.

Según las presiones hidrostáticas

Acuíferos libres: también llamados no confinados o freáticos. Entre ellos existe una superficie libre y real del agua almacenada, que está en contacto con el aire y a la presión atmosférica. Entre la superficie del terreno y el nivel freático se encuentra la zona no saturada. La superficie hasta donde llega el agua, se denomina superficie freática; cuando esta superficie es cortada por un pozo se habla de nivel freático en ese punto.

Acuíferos confinados: También llamados cautivos, a presión en carga: en ellos el agua está sometida a una presión superior a la atmosférica y ocupa totalmente los poros o huecos de la formación geológica, saturándola totalmente. Si se extrae agua de él, ningún poro se vacía, sólo disminuye la presión del agua. Al disminuir la presión, pueden llegar a producirse

asentamientos y subsidencias del terreno. En ellos no existe zona no saturada. En el caso de que se perforase este tipo de acuíferos, el nivel de agua ascendería hasta situarse en una determinada posición que coincide con el nivel de saturación del acuífero en el área de recarga; a este nivel se le conoce con el nombre de nivel piezométrico. Si unimos todos los niveles piezométricos, obtendremos la superficie piezométrica (superficie virtual formada por los puntos que alcanzaría el agua si se hicieran infinitas perforaciones en el acuífero).

Acuíferos semiconfinados: Son más frecuentes que los acuíferos confinados, pudiendo afirmar que se trata de acuíferos a presión, pero en algunas de las capas confinantes son semipermeables, acuitardos.

Acuíferos colgados: Se producen ocasionalmente cuando, por efecto de una fuerte recarga, asciende el nivel freático quedando retenida una porción de agua por un nivel inferior impermeable.

Acuíferos multicapas: son un caso particular (y frecuente) de acuíferos en los que se suceden niveles de distinta permeabilidad.

ACUIFERO ACTIVO, PARCIALMENTE ACTIVO O INFINITO: La intrusion de agua es igual a la rata total de produccion. El yacimiento con acuiferos activos tienen una lenta y gradual declinacion de presion. Su radio es aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento.

ACUÍFERO NO ACTIVO O FINITO: La caida de presion durante el tiempo de produccion es notable, debido a que el acuifero no puede dar una respuesta total a la caida de presion para compensarla.

El propio acuífero puede estar totalmente limitado por una roca impermeable, de manera que el yacimiento y acuífero forman juntos una unidad volumétrica o cerrada como lo muestra la siguiente figura.

Acuíferos en materiales no consolidados. La mayoría de los materiales no consolidados pertenecieron en su día al grupo de materiales

transportados. Los materiales no consolidados más importantes son los depósitos glaciares, eólicos

(especialmente loess) y los sedimentos antiguos acumulados por el agua y actualmente expuestos a la erosión. La naturaleza de estos últimos será considerada en la sección de depósitos actuales. En un principio, la mayoría de los depósitos sedimentarios se hallan disgregados y se incluyen en la categoría de materiales no consolidados, a menos que haya trasformado en rocas sedimentarias compactas. Como no precisan la desintegración, los estadios iniciales de la formación del suelo son mucho más rápidos en estos materiales que en los residuos de rocas duras. En realidad constituyen ya en el horizonte C y una vez gana aflorado a la superficie, son permeables al aire, al agua y a las raíces. Los procesos de meteorización química y biológica que convierten estas materias en verdaderos suelo comienzan a actuar inmediatamente, sin tener que esperar los efectos de la disgregación física

. Acuíferos en rocas ígneas.

Se trata de materiales cuya permeabilidad primaria es muy reducida. Sin embargo, este carácter de acuíferos se ve modificado frecuentemente por la presencia de discontinuidades que aportan a las rocas una permeabilidad secundaria nada despreciable, y que da lugar a acuíferos heterogéneos, de pequeñas reservas y recursos, pero que pueden resolver

problemas de abastecimiento de pequeños núcleos urbanos. Finalmente en las rocas ígneas y metamórficas (granitos, dioritas, gabros, pizarras y esquistos) las únicas posibilidades de dar buenos acuíferos residen en la zona alterada

Acuíferos en rocas sedimentarias.

Según sus propiedades hidrogeológicas, existe una gran variedad de rocas sedimentarias, y forman los acuíferos más importantes. Pueden presentar varios tipos de intersticios y poseen un rango muy grande de permeabilidad. La permeabilidad puede ser anisótropa, de modo que la modelación del flujo subterráneo regional y el movimiento de los contaminantes y trazadores son muy complicados. Cuando se está evaluando el flujo subterráneo y el movimiento de los contaminantes y trazadores en dichos medios se debe considerar la doble porosidad (Apt. 5.1.2.2.3). Ésta implica componentes rápidos y componentes más lentos. Las rocas sedimentarias Las rocas sedimentarias presentan notables diferencias entre unas y otras, al tratarse de materiales consolidados:

Las sedimentarias detríticas (conglomerados, areniscas), originadas a partir de la compactación de sedimentos sueltos, pueden o no consituir buenos acuíferos dependiendo del tamaño de las parículas, su grado de compactación y cementación, el tipo de cemento, etc. Entre las sedimentarias de tipo químico, las calizas tienen una enorme importancia como rocas en cuyo seno se sitúan importantes acuíferos. Formadas casi exclusivamente por carbonato cálcico, las calizas son rocas insolubles en agua y, en principio, muy poco permeables. Pero poseen frecuentemente numerosas superficies de discontunuidad en forma de planos de estratificación, diaclasas, grietas y fisuras, a favor de las cuales las aguas pueden infiltrarse. Estos acuíferos cársticos son en parte conocidos y se han popularizado debido a la belleza de las grutas, ocupadas parcialmente

de agua en forma de lagos y tapizadas con depósitos calcáreos de estalactitas y estalagmitas (Artá y Drach en Mallorca, Gruta de las Maravillas de Aracena...). Como su morfología es conocida, mucha gente cree que las aguas en el subsuelo siempre circulan como lo hacen en estas formaciones, de forma que es muy habitual que se identifiquen las aguas subterráneas en general, con algunas de las características más evidentes de la circulación cárstica en particular. Una de las ideas incorrectas más comunes en el imaginario colectivo acerca de las aguas subterráneas es la de que, en el interior de la tierra, éstas circulan siempre a través de grandes oquedades que las aguas recorren en forma de ríos, o en las que se remansan originando lagos, y que, en definitiva, las aguas subterráneas son una réplica de las superficies.