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PRINCIPALES CUENCAS PETROLERAS DE MEXICOTRANSCRIPT
ESPECIALIDADEN
INGENIERÍAPETROLERA
TEMA4
CUENCASPETROLERASDEMÉXICO
MANUALDELPARTICIPANTE
2 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
INDICE
LAS RECOMENDACIONES GENERALES DE USO DEL MANUAL ES QUE
ANTES DE INICIAR EL CURSO: ........................................................... 5
INTRODUCCIÓN ................................................................................. 7
CUENCAS PETROLERAS DE MÉXICO .................................................... 8
I. CONCEPTOS DE CUENCA, SISTEMA PETROLERO, PLAYS Y
PROSPECTOS, YACIMIENTOS. ........................................................... 8
I.1. Cuencas .................................................................................... 8
I.2. Sistema petrolero ....................................................................66
I.3. Plays y prospectos y yacimientos ............................................79
II. CUENCAS DEL NORESTE DE MÉXICO .........................................90
II.1. Sabinas ....................................................................................90
II.1.1. Estratigrafía y Ambientes sedimentarios ................................................................. 91
II.1.2. Geología Estructural ................................................................................................................ 97
II.1.3. Tectónica .............................................................................................................................. 99
II.1.4. Sistema Petrolero ........................................................................................................... 102
II.1.5. Producción y Reservas 3P ........................................................................................... 114
II.2. Burgos ................................................................................... 118
II.2.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentarios .............................................................. 119
II.2.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 123
II.2.3. Tectónica ............................................................................................................................ 127
II.2.4. Sistema Petrolero ........................................................................................................... 128
II.2.5. Producción y Reservas 3P ........................................................................................... 139
II.3. Tampico – Misantla ................................................................ 141
II.3.1. Marco Estratigráfico y Ambientes Sedimentarios ............................................... 142
II.3.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 150
II.3.3. Tectónica ............................................................................................................................ 158
3 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.3.4. Sistemas Petroleros ....................................................................................................... 163
II.3.5. Producción Y Reserva 3P ............................................................................................. 192
II.4. Veracruz ................................................................................ 194
II.4.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios ............................................... 195
II.4.2. Geología estructural ...................................................................................................... 208
II.4.3. Tectónica ............................................................................................................................... 211
II.4.4. Sistemas Petroleros ....................................................................................................... 213
II.4.5. Producción Y Reserva 3P ............................................................................................. 231
III. CUENCAS DEL SURESTE DE MÉXICO ....................................... 233
III.1. Salina del Istmo ............................................................... 233
III.1.1. Estratigrafía y Ambientes de Depósito ................................................................... 234
III.1.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 238
III.2. Comalcalco ....................................................................... 241
III.2.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentarios .............................................................. 244
III.2.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 251
III.3. Pilar de Akal ..................................................................... 256
III.3.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios ............................................... 256
III.3.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 258
Pilar Reforma-Akal ......................................................................... 258
III.4. Macuspana ....................................................................... 261
III.4.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios ............................................... 261
III.4.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 265
Tectónica ....................................................................................... 268
Sistemas Petroleros ....................................................................... 280
Producción y Reserva 3P ................................................................ 314
III.5. Sierra De Chiapas ............................................................. 316
III.5.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios ................................................................. 317
III.5.2. Geología estructural .............................................................................................................. 323
III.5.3. Tectónica ............................................................................................................................ 327
III.5.4. Sistemas Petroleros ............................................................................................................... 330
4 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
IV. GOLFO DE MÉXICO PROFUNDO .............................................. 342
IV.1. Cinturón Plegado Perdido ...................................................... 342
IV.1.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios ............................................... 343
IV.1.2. Geología estructural ...................................................................................................... 348
IV.2. Cordilleras Mexicanas. ........................................................... 351
IV.2.1. Geología Estructural ...................................................................................................... 352
IV.3. Campeche Profundo ............................................................... 353
IV.3.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentario ................................................................ 354
IV.3.2. Geología Estructural ...................................................................................................... 365
Tectónica ....................................................................................... 365
Sistemas Petroleros ....................................................................... 370
Producción y Reserva 3P ................................................................ 377
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................ 378
5 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Te damos la más cordial de las bienvenidas a esta experiencia de enseñanza,
la capacitación de futuros expertos en las diferentes especialidades que PEMEX
necesita, y adquiere especial relevancia por el significado que tiene como la
principal empresa pública paraestatal mexicana, encargada de administrar la
exploración y explotación de petróleo de México.
En el presente manual abordaremos temas que permitan generar un panorama
amplio y claro de las Cuencas Petroleras de México, especialidades que dentro
de la organización son consideradas sustantivas, así como te proporcionará
elementos técnico-metodológicos para la impartición de cursos con un nivel
El presente manual contiene 4 capitulos, el primero sobre conceptos generales
los tres restantes contienen características estratigrafícas, estructurales,
tectónicas, sistemas petroleros e información sobre producción y reservas de
cada una de las 13 cuencas petroleras mas importantes de México.,
distribuidas en dieciseis lecciones, el manual estructura cada una de ellas con
un contenido específico, que integrados permitirán llegar al objetivo planteado
para este curso.
Las recomendaciones generales de uso del manual es que antes de iniciar el curso:
Lee completamente cada capitulo para familiarizarte con el contenido.
6 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Lee y familiarízate con la bibliografía que apoya cada uno de los temas
desarrollados, con el objeto de que la consultes si deseas profundizar en
alguno de ellos.
Busca en el diccionario las palabras que no entiendas.
¡Bienvenido! OBJETIVO GENERAL
El participante al término del curso será capaz de identificar las características
principales que presentan las cuencas petroleras de México de gas,
condensado y aceite tanto a nivel Mesozoico como en Terciario.
INTRODUCCIÓN
El presente manual tiene como finalidad, que el participante identifique los
elementos más importantes de las cuencas sedimentarias en el contexto de la
Tectónica de Placas, base para la clasificación de las cuencas de interés
petrolero de México, y teniendo en cuenta los conceptos de Sistema Petrolero y
Plays, lo cual en su conjunto sustentan la actual clasificación de las Cuencas
Petroleras de México en el Norte, Sur y Golfo de México, tanto de gas como de
aceite, donde se conocerá su actual potencial petrolero de las mismas, así
como sus remanentes, que permitan tener presentes a los participantes, los
retos tecnológicos presentes y futuros que tiene la industria petrolera de
Mèxico, para incrementar las reservas y los factores de recuperación de
hidrocarburoas de las mismas.
8 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
CUENCAS PETROLERAS DE MÉXICO
Objetivo específico
El participante conocera el origen de las cuencas sedimentarias y valorara su
importancia económica petrolera mediante la aplicación de los conceptos de
sistemas petroleros y plays, que le permitirán definir zonas prospectivas en
una cuenca petrolera.
I. CONCEPTOS DE CUENCA, SISTEMA PETROLERO, PLAYS Y
PROSPECTOS, YACIMIENTOS.
I.1. Cuencas
Podemos definir de manera práctica a una cuenca: como una depresión de
tamaño variable donde se acumulan los sedimentos y cuyo relleno registra la
evolución paleogeográfica de la misma. Kusky, T., 2008 define el termino
cuenca como depresión en la corteza de la Tierra, de origen tectónico, donde
los sedimentos se acumulan. El término cuenca se puede usar en un sentido
amplio para describir cualquier locus de acumulación sedimentaria que persiste
por un tiempo geológico sedimentario significativo. Las cuencas se pueden
encontrar en continentes, a lo largo de áreas de costa o en ambientes marinos
abiertos (modificado de Arche. A., 2010).
En el proceso de formación de una cuenca interfieren cuatro variables: tiempo,
subsidencia, sedimentación y acumulación. Su formación es la interrelación de
los siguientes tres procesos
1) Aportes. Material que llega a la cuenca procedente del área madre.
2) Subsidencia. Puede ser ocasionada por fallas, estiramiento,
movimientos transcurrentes, etc. (subsidencia tectónica). La
subsidencia térmica se debe a reajustes isostáticos producidos por
cambios de temperatura en los niveles internos de la corteza inferior.
La subsidencia total se da por el hundimiento de la cuenca
simultánea al depósito. Por último, la subsidencia de carga o
9 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
compactación, se da por la carga del sedimento como su nombre
indica y es un proceso secundario.
3) Cambios en el nivel del mar y eustatismo. Se pueden deber a una
relación de aporte/subsidencia, donde el aporte rellena la cuenca y
hace descender el nivel del mar; por levantamiento tectónico y por
cambios eustáticos, que pueden ser modificados por procesos
climáticos (glaciaciones) o tectónicos globales (crecimiento desigual
de dorsales, etapas de colisión e inundación de nuevos océanos por
fragmentación continental).
La génesis de una cuenca presenta una relación directa con la dinámica que
existe entre las placas litosféricas (figura 1.1), es decir en primer lugar si están
sometidas a tensión, compresión o estabilidad en ellas o entre ellas y, en
segundo lugar, analizar dónde y cómo se ha generado dichos esfuerzos y
cuánto duran. Esto quiere decir que el mecanismo inicial de la formación de
dicha cuenca no lo buscaremos en la propia cuenca ya que difícilmente será
contemporáneo a la misma, la génesis de la cuenca se inicio posiblemente
decenas de millones de años antes. Con estos datos obtendremos cómo se ha
iniciado la cuenca, el tipo de cuenca y su estilo de relleno. (Modificado de
Arche, A., 2010)
Los mecanismos que modifican la estabilidad de las placas litosféricas,
principalmente la parte superior de éstas, es donde de generan las cuencas, se
inician en el límite entre la litosfera y la astenosfera.
Las dos hipótesis con mayor respaldo científico sobre las primeras etapas de
génesis de las cuencas se basan en la actividad de movimientos convectivos en
el manto superior o en la tensión en el interior de las placas; en ambos casos
terminan provocando subsidencia mediante extensión, contracción o
deformación flexible. Cuando las placas litosféricas continentales se unen en un
supercontinente único, como ha ocurrido en el pasado geológico, por ejemplo,
afinales del Carbonífero, se producen alteraciones en el régimen de
temperaturas en el manto litosférico causado por la extensión lateral de la
10 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
placa litosférica continental única. Esta configuración no es estable y lleva a
una ruptura del supercontinente. Existen dos alternativas para el mecanismo
de esta ruptura: la formación de penachos calientes (hot spots) (figura 1.3) y
puntos triples (figura 1.2) (Morgan, 1983; Richards et al., 1989), asociados al
emplazamiento de basaltos de plateau calientes, o bien, recalentamiento del
manto litosférico y fusión parcial del mismo, que provoca una efusión de
basaltos por multitud de pequeños focos de forma difusa, sin elevaciones
topográficas importantes (Condie, 2004; Coltice et al., 2007).
La entrada de la astenosfera en la litosfera se debe también a la diferencia
reológica que presentan ambas. Una vez que la litosfera se encuentra afectada
por el material caliente ascendente reaccionará elevando la corteza por pérdida
de densidad para pasar posteriormente a estirarse (sufriendo tensión) y
romperse, formando grabens debido a la tensión generada (Neugebauer,
1978; Bott, 1981; Ziegler y Cloetingh, 2004; en Arche, A., 2010). Así
tendríamos una cuenca generada por tensión debida a un flujo térmico
anormal (hot spot).
La otra forma de generar tensión, y por tanto extensión y subsidencia, sin
necesidad de flujo térmico, es debida a esfuerzos generados en el interior de
una placa cortical llegando a provocar unas fracturas lineales, tensionales, que
se propagan lateralmente produciendo, igual que en el caso anterior, el
adelgazamiento y fracturación de la corteza y con ello el ascenso pasivo del
manto hacia la litosfera (Arche, A., 2010). En cualquier caso, la alteración
general provocada por el ascenso de material caliente y el comportamiento
reológico de la corteza y el manto litosférico van a condicionar, principalmente,
la deformación de la litosfera (Newman y White, 1997; Ziegler y Cloetingh,
2004; en Arche, A., 2010). Si el material caliente ascendente no puede romper
la corteza por tener ésta una viscosidad demasiado elevada, puede, al menos,
llegar a deformarla y facilitar, más adelante, la rotura. En definitiva, el estilo o
forma de romperse la corteza está controlado por la interacción de factores
como espesor, composición, reología y resistencia de la litosfera.
11 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Podemos decir que los dos casos anteriormente descritos constituyen
básicamente los mecanismos iniciales de la formación de una cuenca, ya que,
a su vez, derivan en diferentes mecanismos de respuesta de la litosfera que
provocan subsidencia, y una cuenca no es más que una zona de la superficie
terrestre expuesta a subsidencia prolongada (Allen y Allen, 1990)., otros
mecanismos de respuesta de la litosfera posteriores a la formación de la
cuenca (como la respuesta ante la carga) pueden también provocar
subsidencia, uno de esto movimientos es de tipo gravitacional por carga de la
columna sedimentaria. Existen tres formas de respuesta de la litosfera a los
esfuerzos que actúan en ella, los cuales están relacionados con la formación de
cuencas: Subsidencia, Elevación y, Fracturación y Separación de bordes.
Figura 1.1. Distribución de placas tectónicas y sus tipos de límites. Tomada de Kusky, T.,
2008.
12 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.2: Ilustra dos puntos triples de extensión o rompimiento continental a) estable y b)
inestable. (Teisseyre et al., 1993)
Figura 1.3. Mapa con la distribución de los puntos calientes (hotspot) en el mundo (modified
from Duncan & Richards, 1991; en Kearey, P, et al. 2009)
13 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
SUBSIDENCIA.
La subsidencia es un proceso que controla y regula la virtual capacidad para la
sedimentación en la cuenca, es decir el espacio disponible para sedimentación.
Sin subsidencia no habría apenas acumulación de sedimentos, por lo tanto, la
forma en que se produce la subsidencia en el tiempo y en el espacio,
determina en gran medida la geometría y tamaño de las unidades
sedimentarias, la erosión de las áreas circundantes siempre se encuentran
debajo del nivel base de erosión que puede ser local o regional, como son los
lagos continentales o los mares, respectivamente. Una vez que se erosionasen
por completo los relieves existentes y sus detritos colmaten las depresiones, la
superficie de la tierra quedaría toda ella a una misma elevación, haciendo el
transporte imposible. Sin embargo, la corteza terrestre tiene además de los
grandes desplazamientos horizontales, movimientos en la vertical que pueden
alcanzar una magnitud de unos 15 km, suficientes para crear altas cadenas
plegadas y depresiones en las que se pueden acumular potentes prismas
sedimentarios.
Aunque estamos lejos de conocer las fuerzas causantes de la subsidencia en
detalle, se conocen en la actualidad los principales mecanismos por los que se
pueden producir estas deformaciones (Arche, A., 2010).
Mecanismos de subsidencia.
A. Elevación de la corteza por dilatación causada por un flujo anómalo de
calor, seguido de erosión del relieve formado y creación de una cuenca
por contracción al cesar el flujo térmico (figura 1.4 a) (Sleep, 1971;
Ángel y Buck, 2007; Ziegler y Cloetingh, 2004; en Arche, A., 2010).
B. Cambios de fase en la corteza inferior, al cambiar las rocas por
metamorfismo de fases de eclogitas a granulitas o por transición de
gabros metaestables a eclogitas estables (figura 1.4 c) (Falvey, 1974;
14 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Haxby et al., 1976; Jagoutz et al., 2007; en Arche, A., 2010). Está
comprobado como teoría plausible sólo en la cuenca de Michigan.
C. Ajuste isostático de un graben. Al hundirse un bloque ligero por
separación de los dos bloques vecinos, la falta de masa resultante es
compensada por el aporte de sedimentos que rellenaría el espacio
creado (figura 1.4 d) (Vening Meinesz, 1950; en Arche, A., 2010).
D. Fracturación y extensión de placas continentales por liberación de
esfuerzos existentes en su interior (figura 1.4e) (McKenzie, 1978;
Cloetingh y Kooi, 1992; Ángel y Buck, 2007; en Arche, A., 2010). Las
diversas variantes de este modelo se ajustan a los datos observados en
rifts continentales y márgenes oceánicos.
E. Estiramiento (necking) de la corteza, lo que supone al menos un
comportamiento viscoelástico o plástico de su parte inferior (figura 1.4 f)
(Artemjev y Artyushkov, 1971; Jagoutz et al., 2007; en Arche, A.,
2010). Al igual que el caso anterior, con el que comparte muchas
características, explica la formación de rifts continentales y márgenes
oceánicos. Se combina con flujo térmico elevado.
F. Respuesta elástica a la carga de sedimentos o cabalgamientos (figura
1.4 g) (Walcott, 1972; Ziegler y Cloetingh, 2004; en Arche, A., 2010).
G. Explica correctamente la presencia de cuencas asimétricas al frente de
cadenas plegadas (cuencas de antepaís o foreland basins) y la
acumulación de sedimentos en los márgenes oceánicos (Arche, A.,
2010).
15 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.4. Diferentes mecanismos básicos que se han propuesto para explicar la subsidencia:
a) dilatación y contracción térmica; b) reajuste isostático tras intrusión de material denso; c)
reajuste isostático tras cambio de fase en la corteza inferior; d) reajuste isostático de un graben;
e) extensión por liberación de tensiones en el interior de una placa continental; f) estiramiento
(necking) de la corteza continental, y g) flexión elástica de la corteza por carga.(modificada de
Arche, A., 2010).
16 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Los tipos de cuencas sedimentarias brindan un marco geológico conceptual
para la prospección de hidrocarburos y el desarrollo de yacimientos de
hidrocarburos; sin embargo, el tipo de cuenca brinda un marco general (en
particular del estilo estructural) que debe ser complementado por el estilo de
deformación local.
Los diferentes tipos de cuencas brindan ambientes generadores, rocas
almacenadoras y trampas características, que serán desarrolladas brevemente.
Es importante ubicar geográficamente a la cuenca en el contexto de tectónica
de placas, ya que en los límites de cada una de ellas existen tres tipos de
interacciones que son divergentes, paralelos y convergentes. En la actualidad,
se aprecian las interacciones de las placas tectónicas. La ubicación geográfica y
paleogeográfica de la cuenca en el contexto de la tectónica de placas es muy
indicativa de la potencialidad de la cuenca petrolera.
Resumiendo los mecanismos de subsidencia antes mencionados, podemos
concluir que hay tres procesos con validez universal responsables de la
aparición de subsidencia y por tanto de la formación de la mayor parte de las
cuencas (Arche, A., 2010):
Extensión de la corteza por tensión.
Existen dos modelos propuestos para explicar la extensión de la corteza y la
formación de grabens por subsidencia: flujo térmico anormal (hot-spot) y
tensiones en el interior de una placa cortical. El primer caso sería debido a un
proceso «activo» mientras que el segundo sería «pasivo» (Neumann y
Ramberg, 1978; Morgan y Baker, 1983; Kaz’min, 1984; Olsen y Morgan,
1995; Reston y Pérez-Gussinyé, 2007; en Arche. A., 2010) (figura 1.5).
Existen casos que se pueden explicar por uno u otro mecanismo
indistintamente. La diferencia principal es que el primer mecanismo tiene una
fuente magmática activa bajo la zona en extensión y que ésta es la
consecuencia de un proceso de dilatación por calentamiento, mientras que en
la segunda la causa de extensión es un ajuste de esfuerzos tectónicos, y de los
17 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
procesos magmáticos, una consecuencia posterior de los mismos (Reading,
1986; en Arche. A. 2010).
Contracción térmica causada por el calentamiento-enfriamiento de la
corteza el manto (subsidencia térmica).
El enfriamiento (después de una etapa previa de calentamiento y elevación) y
la contracción térmica simultanea de los materiales de la corteza, se produce
cuando se suprime el aporte de material caliente de la astenosfera o se aleja
del foco caliente. Es un proceso relativamente lento, que decrece de forma
exponencial con el tiempo, hasta que se alcanza un equilibrio al cabo de unos
60 M.a. (Beaumont et al., 1982a; Sleep, 1971; Reston y Gussinyé, 2007; en
Arche, A., 2010).
Este proceso afectará a áreas mucho más extensas que las inicialmente
separadas por estiramiento, y queda reflejado en una disposición de los
sedimentos en «onlap» sobre los márgenes de la cuenca (figura 1.6).
Asimismo, si se produce la expansión de fondos oceánicos, los antiguos bordes
del rift inicial se alejarán cada vez más del foco de energía calorífica y también
se contraerán. El equilibrio se obtiene al cabo de unos 60-80 M.a. tras una
contracción de aproximadamente 3-3,5 km, lo que está de acuerdo con las
profundidades medias de las llanuras abisales actuales.
Hay dos principales fuentes de calor, una que asciende a través del límite de la
parte alta convectiva del manto con la parte litosférica suprayacente mientras
que, la otra, es debida a la desintegración de elementos radioactivos como el
U, Th y K (McCulloh y Naeser, 1989; Huismans et al., 2001; en Arche, A.,
2010).
Deformación flexible o elástica por carga.
El efecto que produce la acumulación de sedimentos y su consecuente
desplazamiento de las masas de agua, en los márgenes continentales, así
como, el avance progresivo de una cadena plegada sobre su antepaís o la
18 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
aparición de un gran volcán producen una carga que debe compensarse por
flexión del basamento rígido hundiéndose bajo su peso (figura 1.7) . El efecto
es multiplicado si además los sedimentos progradan hacia el mar. (Watts y
Ryan, 1976; Keen y Boutilier, 1990; en Arche. A., 2010)
Figura 1.5. Modelo simplificado de las últimas etapas de los mecanismos que generan el
esfuerzo que provoca la ruptura continental y las implicaciones directas que éstos causan en el
adelgazamiento de la litosfera. Modificado de Olsen y Morgan, 1995; modificado de Arche, A.,
2010
19 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.6. Geometría idealizada de «cabeza de ciervo» mostrando el solapamiento (onlap)
estratigráfico hacia el margen de la cuenca durante la etapa de postrift (representado mediante
puntos). La parte inferior de la fi gura muestra un ejemplo real tomado en la plataforma de
«Horda», en el Viking Graben. Modificado de White y McKenzie, 1988., modificado de Arche, A.,
2010.
Este tipo de deformación no se debe a causas tectónicas (sólo indirectamente),
sino a reajustes isostáticos. La respuesta de la corteza a una determinada
carga de agua o sedimentos puede atribuirse a dos mecanismos diferentes:
reajuste isostático local en el área afectada únicamente, con movimiento
vertical de bloques (Hipótesis de Airy) o, flexión elástica del bloque continental
afectado, comparable a una viga fija en un extremo que recibe carga en el otro
(Hipótesis de Walcott).
En el primer caso, sólo aplicable si existen fallas casi verticales que aíslen unos
bloques de otros, como en algunos rift intracontinentales, la sustitución del
aire o el agua por sedimentos más densos provoca un hundimiento que se
puede estimar en unas tres veces la profundidad inicial de la cuenca. En el
caso de respuesta elástica por flexión, aplicable a casos como las márgenes
pasivas continentales, los valores son parecidos, pero la deformación se
extiende 150 km más allá del área afectada por la carga en ambos sentidos,
creando zonas subsidentes amplias en la plataforma y el continente (Walcott,
20 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
1972). Este proceso no explica la totalidad de la subsidencia, pero sí constituye
una aportación fundamental al conjunto de la subsidencia de una cuenca
(modificado de Arche, A., 2010).
Figura 1.7. Diversas situaciones de deformación elástica de la corteza debido a la carga.
Tomado de Arche, A. 2010.
21 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.8. a) Modelo clásico de extensión uniforme, b) modelo de extensión de Wernicke con una falla de bajo ángulo que afecta a toda la corteza, c) variante de Ramsay, en la que se concentra la deformación dúctil en determinadas áreas. Tomado de Arche, A., 2010.
22 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Clasificación de cuencas
Existen numerosas clasificaciones de las cuencas en el contexto anteriormente
citado, sobre todo intentando adaptar la teoría clásica del geosinclinal a la de
tectónica de placas, por ejemplo, Mitchell y Reading (1969), Dewey y Bird
(1970) y Dickinson (1971, 1974), pero poco a poco se abandonó el concepto
de geosinclinal para pasar a utilizar la posición de la cuenca dentro de una
placa (en el interior o en los límites de ésta) y su interacción con la
sedimentación, para la clasificación de las mismas. En general, estas
clasificaciones son muy similares unas a otras aunque usen términos
diferentes. (Dickinson y Yarborough, 1976; Kingston et al., 1983; Miall,
1981; Mitchel y Reading, 1986; Foster y Beaumont, 1987; Klein, 1987;
Perrodon, 1988; Einsele, 1992; Leeder, 1999; en Arche. A. 2010).
La clasificación de cuencas que emplearemos para este trabajo está basada
en las de Reading (1978), Dickinson (1981) y Leeder (1999); en Arche. A.,
2010.
a) Cuencas ligadas a contactos con movimiento divergente de placas.
Rifts intracontinentales:
o Rifts proto-oceánicos tipo mar Rojo.
o Aulacógenos.
o Márgenes pasivos tipo Atlántico.
o Cuencas inter-arco.
b) Cuencas ligadas a contactos con movimiento paralelo de placas.
o Cuencas transtensionales.
o Cuencas transpresionales.
c) Cuencas ligadas a contactos con movimiento convergente de placas.
o Complejos de subducción.
o Cuencas de antepaís (foreland basins)
d) Cuencas en el interior de cratones estables y mares interiores.
23 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
De las clasificaciones de cuencas que relacionan los movimientos tectónicos y
los procesos sedimentarios podemos destacar dos. La primera, la de Miall
(1981), que propuso una interesante clasificación de cuencas rellenas por
sedimentos continentales y marinos someros en los que combinaba la dirección
de las fallas principales, la dirección del drenaje y los diferentes estadios de
evolución de la cuenca y los enmarcaba en un esquema de márgenes
divergentes, convergentes pre-colisión, convergentes post-colisión y cuencas
cratónicas. La segunda es la de Selley (1985), que diferencia entre cuencas
post, pre y sindeposicionales.
Cuencas ligadas a contactos con movimientos divergentes de placas
Estas cuencas están asociadas a movimientos divergentes o de separación de
las placas predominando las estructuras distensivas. Como indicamos
anteriormente, la subsidencia inicial es muy rápida aunque localizada, debida a
estiramiento y a desplazamientos de la corteza continental; posteriormente el
enfriamiento progresivo produce una contracción que da lugar a otro tipo de
subsidencia, más lenta, pero que afecta a un área mayor, a veces aumentada
por la flexión provocada por la carga de sedimentos (en Arche, A., 2010).
Dickinson (1981) subdivide estas cuencas en función del estado evolutivo de
las mismas; así, desde una primera etapa hasta la más evolucionada pueden
subdividirse en los siguientes tipos:
a) Cuencas en las que la ruptura de los bloques continentales es
incompleta. Incluye los rift intracontinentales, sin relación clara con
cuencas marinas y los aulacógenos o brazos fallidos de una unión triple
aproximadamente perpendiculares a un margen continental.
b) Cuencas en las que la ruptura de los bloques continentales es completa,
con aparición de corteza oceánica. Incluyen los rifts proto-oceánicos tipo
mar Rojo, en los que la separación de los bloques es mínima y la
24 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
sedimentación está claramente controlada por estos bloques
continentales y las cuencas marinas con márgenes pasivos tipo Atlántico
en las que la separación puede ser muy grande.
c) Cuencas inter-arco: situadas tras un complejo arco-trinchera en un
borde convergente entre dos placas, pero en el que un arco magmático
sufre tensiones locales que llevan a una distensión y rotura con
aparición de nueva corteza oceánica. Pueden existir casos intermedios
entre uno y otro tipo de cuenca.
Rifts intracontinentales
Son estructuras alargadas, de hasta varios miles de kilómetros de longitud, en
las que domina una tectónica vertical, formándose grabens (véase Capitulo II,
figura 2.44) y, más frecuentemente, semigrabens, ya que el juego de las fallas
límite suele ser desigual o bien sólo existe una. Son de las estructuras
geológicas más importantes en términos de abundancia y acumulación de
sedimentos. Pueden aparecer en todos los continentes así como en corteza
continental adelgazada bajo el mar. En el contexto de la Tectónica de Placas
pueden situarse en el interior de cratones (Rift del E de África), en zonas
intracontinentales en relación con colisión continental (graben del Rhin, rift del
lago Baikal) (figuras 1.9 y 1.10. a), a lo largo de fallas transformantes (mar
Muerto y mar Salton) y en relación con interacciones complejas de placas en
zonas de subducción y márgenes transformantes (rift del Río Grande)
(Ingersoll, 1988; Leeder y Jackson, 1993; en Arche, A., 2010).
Su anchura varía desde unos pocos metros (micrograbens) a 15-60 km en
sistemas como el rift del lago Baikal o el rift del E de África (figura 1.10b), y su
actividad puede extenderse desde el Precámbrico superior hasta la actualidad
con épocas de mayor o menor actividad, como es el caso del último sistema
citado (Reading, 1978). Los flancos de la estructura pueden estar elevados e
inclinados suavemente de forma centrífuga, con lo que el desnivel entre los
25 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
bordes y la zona central puede llegar a más de 2 km; el interior de los grandes
rifts puede llegar a alcanzar una gran complejidad, formando una serie de
umbrales formados por horsts y edificios volcánicos, que dividen la estructura
en una serie de subcuencas aisladas las cuales casos que llegan incluso a sufrir
esfuerzos diferentes, incluidos aquellos de desgarre entre los dos flancos
(figura 1.10c). Autores como Beach (1986), Gibbs (1987) y Scott y Rosendahl
(1989) consideran que la disposición asimétrica de un rift está relacionada con
el desarrollo de un modelo evolutivo «tipo Wernicke» (1981) (simple shear),
mientras que el modelo simétrico lo estaría con un desarrollo de cizalla pura
(pure shear) (figura 1.8) como proponen Giltner (1987) y Badley et al. (1988);
en Arche, A., 2010).
Figura 1.9. Corte «clásico » del Graben del Rhin, al norte de Karlsruhe, Centro Europa. Es un
ejemplo aproximadamente simétrico de un modelo de cizalla pura (pure shear); no hay
exageración vertical. Completar con figura 1.8a. Modificado de Einsele, 1992. Tomado de Arche,
A. 2010.
Cuando una cuenca de rift asimétrica se desarrolla pueden aparecer una serie
de elementos geométricos que condicionarán la sedimentación posterior.
Cuando el estiramiento se produce sobre una falla de bajo ángulo la geometría
producida, según progrese la extensión, consistirá en una cascada de fracturas
que se desarrollan hacia atrás de la fractura principal (figura 1.11 a); son fallas
lístricas denominadas de cola de caballo que posiblemente son debidas a un
efecto gravitatorio (Gibbs, 1984) que en sección dan una disposición de cuñas.
26 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El desarrollo de estas fracturas lístricas, que son curvas en profundidad,
favorece una mayor pendiente en el labio que se separa horizontalmente a
favor de la fractura principal (hanging wall) de manera que termina
produciéndose un conjunto de fracturas opuestas a las anteriores o antitéticas
(Figura 1.11 b), modificado de Arche A. 2010.
Esta geometría resultante es la situación que presentan la mayoría de las
cuencas asociadas al rift del E de África (Braile et al., 1995), la Basin and
Range de Estados Unidos (Ebinger et al., 1987; Parsons, 1995; Leeder y
Jackson, 1993) o los primeros estadios de la cuenca del mar del Norte
(Glennie, 1990). Esta geometría puede llegar también a hacerse muy compleja
según progresa la extensión en el rift (figura 1.10 d-f), como muestra Gibbs
(1984, 1989), pero sale fuera del alcance de este capítulo. Arche, A. 2010. Una
geometría como la que acabamos de presentar aparece tras diferentes etapas
evolutivas de la cuenca y, de igual modo, cada etapa muestra un estilo
determinado de sedimentación o relleno de aquella, ya que los parámetros
básicos que controlan la arquitectura de las secuencias deposicionales en una
cuenca son: el aporte de los sedimentos, la fisiografía de la cuenca y la
acomodación de sedimentos (Posamentier y Allen, 1993). Por este motivo,
diferentes autores (Einsele, 1992; Prosser, 1993; Nø´ttvedt et al., 1995;
López-Gómez et al., 2010; en Arche, A., 2010) diferencian el tipo de
sedimentación en un rift en función de la etapa de evolución tectónica del
mismo; es decir, las etapas proto-rift, rift y post-rift (figura 1.12).
a) Etapa de proto-rift
Se trata de la etapa inmediatamente anterior a la separación o divergencia
entre los labios que posteriormente constituirán el rift. Es importante señalar
que esta etapa puede coincidir con otra de post-rift relacionada con otro ciclo
anterior del que ahora se empieza a desarrollar. La subsidencia es muy lenta
en esta fase y la sedimentación ocupa una superficie amplia, como sucede en
algunas cuencas, como es el caso del rift del E de África que se encuentran
todavía en esta etapa (Baker, 1986; Gani et al., 2007), el lago Baikal
27 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
(Logatchev, 1978; Nelson et al., 1999) o el graben de Oslo (Ramberg y Larsen,
1978). La sedimentación está básicamente controlada por el clima o las
fluctuaciones relativas del nivel del mar, cuando ha sido invadida por éste
(modificado de Arche A. 2010).
Figura 1.10. Diferentes tipos de rift de mayor o menor complejidad. a) Modificado de Illies
(1981); ver también figura 1.8. b) Alternancia de polaridad en semigrabenes medios o
asimétricos. c) Combinación de extensión sindeposicional con desplazamientos transformantes
laterales. Las fallas preexistentes son reactivadas mediante movimientos transformantes
ocasionando otras normales, a unos 40°, dentro de la estructura del graben. Triásico,
Marruecos. d) Modelo simplificado de rift de margen continental. e) Rift de estructura ramificada.
28 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Ejemplo del Cretácico del Estrecho de Bass, entre Australia y Tasmania. f) Superposición de
despegues con desplazamientos perpendiculares entre sí producidos en etapas diferentes. b-f,
modificados de Einsele (1992) Modificado de Arche. A., 2010.
Figura 1.11 a) Abanico de fallas formado por el desarrollo secuencial de fallas que migran
hacia el bloque levantado (footwall). b) Abanicos lístrico y antitético relacionados. Se indica,
mediante números, el orden progresivo de formación de las fallas. Modificado de Gibbs, 1984;
en Arche, A. 2010.
b) Etapa de rift
Se trata de una etapa de intenso estiramiento y rotación de bloques, en lo que
la erosión y la actividad sedimentaria son elevadas, produciéndose una
sedimentación más compleja que en el caso anterior. La disposición de
29 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
semigrábens, asimétricos, a medida que se desarrolla el estiramiento será la
geometría básica de relleno de la cuenca (figura 1.12). Al girar los bloques, al
tiempo que se produce la sedimentación, iremos encontrando un conjunto de
discordancias progresivas sobre cada uno de ellos que, en muchas ocasiones,
no podrán ser reconocidas. Lógicamente, tanto en esta etapa como en la de
proto-rift, la influencia del basamento sobre los sedimentos nuevos que llegan
a la cuenca es fundamental (Anderson et al., 1995; Birt et al., 1997). Esta
etapa podría dividirse al menos en dos, inicial y de auge (climax) (figura 1.12;
Prosser, 1993; Nøttvedt et al., 1995). En la etapa inicial la cuenca se supone
siempre subaérea y con suficiente aporte de agua como para mantener
sistemas fluviales longitudinales, perennes y con sedimentación de tipo canal e
intercanal, situándose no muy distantes de las zonas de aporte que estarían
localizadas en los bloques más altos. Estos bloques paulatinamente irían
erosionándose y aportando material poco clasificado a la cuenca a través de
conos que saldrían de los escarpes de las fallas.
En la etapa de auge o «climax» es donde se produce el mayor desplazamiento
de las fallas y, por tanto, donde se desarrollan los mayores escarpes y los
sistemas de abanicos aluviales que aportan sedimentos al interior de la cuenca
durante esta fase. Esto es debido a que la subsidencia y el giro de los bloques
crean un espacio tan grande que la velocidad de sedimentación no es
suficiente para rellenarlo instantáneamente. Los sistemas fluviales continúan
controlando la sedimentación en el interior de la cuenca, sin embargo,
aparecen ya sedimentos de grano fino debidos a aguas estables, como
pequeñas charcas o lagos relativamente extensos donde pueden también
desarrollarse sales y estromatolitos (Tiercelin, 1991) y, en ocasiones, asociarse
a rocas volcánicas (Dickinson, 1974; King, 1976; Pegrum y Monteney, 1978;
Ziegler, 1978; Logatchev y Florentsov, 1978). Los espesores de estas series
varían dependiendo de la actividad de las fracturas, llegando a alcanzar de 3 a
5 km en el centro de los grandes rifts actuales (modificado de Arche A. 2010).
c) Etapa post-rift
30 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
La extensión litosférica y, por tanto, la formación de la cuenca de rift en esta
etapa, está seguida por un decrecimiento asintótico de la subsidencia causada
por la contracción térmica y la pérdida de calor de la corteza, que puede
prolongarse hasta 100 M.a., cuando se alcanza nuevamente el equilibrio
térmico. En la primera parte de esta etapa los sedimentos terminan de cubrir
los resaltes aún existentes en el interior de la cuenca. Los sistemas de
abanicos aluviales procedentes de los laterales de la cuenca pueden alcanzar
hasta 8 km de longitud extendiéndose hacia el interior de la cuenca, como
sucede en el Valle de la Muerte, en Estados Unidos, donde, al final de los
mismos, las sales llegan a ocupar extensas superficies que localmente son
cortadas por cordones de dunas eólicas.
El enfriamiento, la reducción en la intensidad de estiramiento y la propia carga
de sedimentos acumulados hasta el momento, pueden hacer cambiar la
dirección de las corrientes al modificarse las pendientes en el interior de la
cuenca. La subsidencia en la cuenca es más lenta que en la etapa de rift pero
afecta a una mayor superficie de la misma constituyéndose la disposición
geométrica de «cabeza de ciervo» (steer’s head) que señalábamos
previamente (figura 1.6). La subsidencia puede ser similar a la tasa de
sedimentación, manteniéndose un equilibrio de las mismas durante el relleno
de la cuenca.
Debido a este equilibrio los sistemas fluviales que surquen la cuenca apenas
dejarán sedimentos típicos de llanura de inundación, ya que al ser menor la
subsidencia que en etapas anteriores dichas llanuras estarán continuamente
siendo reelaboradas de manera que, los sedimentos más fi nos propios de
estas llanuras, difícilmente quedarán conservados.
El tipo de secuencias tiende a ser grano decreciente y las zonas de aporte más
rebajadas topográficamente. La discordancia de ruptura que separa las etapas
rift y post-rift puede representar un período de tiempo de algunos millones de
años, durante el cual, los sedimentos de la primera de aquellas son basculados
31 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
y erosionados parcialmente por reajuste isostático (Dewey, 1982; Gibbs, 1984;
Chadwick, 1986).
Figura 1.12. Ilustración esquemática de los estados evolutivos en el desarrollo de una cuenca
tipo rift en sus etapas principales proto, rift y post-rift. Modificado de Nø´ttvedt et al., 1995; en
Arche, A. 2010.
32 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cuando la subsidencia se generaliza, la última parte de esta etapa post-rift
puede permitir el paso gradual entre los sedimentos clásticos de tipo
continental hasta ahora descritos y los de margas y carbonatos marinos poco
profundos que progresivamente invaden la cuenca (Glennie, 1990; Einsele,
1992; Nøttvedt et al., 1995; modificado de Arche, A., 2010).
Recientemente, con la aparición de hidrocarburos en algunas cuencas
continentales tipo rift se han abierto nuevas provincias a la exploración
geológica y geofísica, realizándose estudios de gran detalle que han revelado
aspectos desconocidos de la geometría y el relleno de este tipo e cuencas.
Aulacógenos
El término aulacógeno procede del griego: «aulax», que quiere decir trinchera.
Fue acuñado por Shatskiy y Bogdanov en 1961, aunque el primer autor había
descrito cuencas que luego recibirían este nombre en el SE de la Plataforma
Rusa ya en 1946 (aulacógenos del Dnieper-Donets y Pachelma) e incluso el
más prominente de los de Norteamérica, la cuenca Anadarko-Ardmore al Sur
de Oklahoma, perpendiculares a la cadena plegada de Ouachita que había sido
previamente descrito por Bubnoff (1940) de forma similar, pero sin utilizar el
término aulacógeno. Garestskiy (1996) hizo una revisión desde los primeros
estudios llevados a cabo de los aulacógenos hasta los de nuestros días, y
discute cómo el concepto de aulacógeno sufrió un cambio importante tras el
desarrollo del conocimiento de los sistemas de rift en todo el mundo,
especialmente fuera de la comunidad científica de la antigua Unión Soviética.
(Modificado de Arche, A., 2010).
Estos autores (Seyfert, 1987; Sengör, 1976; Burke, 1976; Burke y Dewey,
1974; Hoffman, 1973; Seyfert y Syrkin, 1979, entre otros) llegan a la
conclusión de que los aulacógenos son antiguos rifts y que pueden definirse
como trincheras lineales, transversales a cadenas plegadas de tipo alpino o a
33 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
márgenes oceánicos pasivos de tipo Atlántico, que desaparecen gradual mente
hacia el interior de las plataformas estables, pasando a rifts intracontinentales.
Podemos decir pues, que la historia evolutiva de los aulacógenos pasa por una
serie de fases que, salvo pequeñas variantes, es siempre la misma (Hoffman et
al., 1974; Milanovski, 1981): Graben, subsidencia y compresión (modificado de
Arche A. 2010).
Fase de Graben o fase incipiente (inicial): en ella se forman grábens lineales, a
veces ligados a elevaciones corticales debidas a intrusión activa del manto, que
produce abundante vulcanismo, pero en otras ocasiones no existe el
arqueamiento y la fracturación progresa lateralmente (figura 1.13. 1). Los
primeros materiales que se depositan en esta fase son rocas volcanoclásticas y
volcánicas si hay intrusión del manto, o bien brechas y areniscas no muy
potentes si no hay dicha intrusión. Posteriormente, al acelerarse la subsidencia
por estiramiento de la corteza, se acumulan areniscas y conglomerados de
carácter arcósico en general, procedentes de los relieves formados por la
elevación de los bloques laterales y distribuidos longitudinalmente en los
aulacógenos por ríos de cauces entrelazados. Hasta aquí la evolución es similar
a la de un rift intracontinental, pero, en las uniones triples de rifts, dos de los
brazos experimentarán seguidamente una expansión progresiva mientras que
no lo hará el tercero, limitándose a una subsidencia progresiva (figura1.13. 2).
El aulacógeno sería invadido por el mar al continuar la subsidencia debida al
estiramiento cortical y se depositarán series siliciclásticas finas y
posteriormente dolomías arcillosas y estromatolíticas, indicando sedimentación
en mares muy someros. El espesor total de los materiales acumulados en este
estadio puede llegar a 2.500 m (Modificado de Arche, A., 2010).
Fase de subsidencia: tras la fase de subsidencia tectónica inicial comienza a
dominar la de subsidencia térmica debida al enfriamiento del manto, más lenta
que en la primera fase, pero que afecta a extensiones de hasta 10 veces la
anchura del rift inicial a cada lado. La sedimentación es marina, muy variable
34 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
según la latitud de la cuenca, variando desde plataformas carbonatadas
someras muy extensas a turbiditas en el centro de la cuenca (figura 1.13. 3).
En el extremo distal se pueden formar deltas de gran tamaño, como es el caso
del actual delta del Niger. Ocasionalmente puede asociarse abundante
vulcanismo espilítico. La duración de esta fase puede alcanzar los 200 M.a., y
el espesor de materiales acumulados más de 5 km (modificado de Arche A.
2010).
Fase de compresión o de inversión: en esta fase la estructura y la
sedimentación en el aulacógeno cambian totalmente, al sufrir una ligera
compresión, detenerse la subsidencia, y pasar las fallas hasta ahora normales
a inversas (figura 1.13. 4-5). Se produce un ligero plegamiento y la
sedimentación vuelve a ser continental. Esta fase puede ser también muy larga
y producirse en varios pulsos sucesivos (De Vicente et al., 2009). El estudio de
los aulacógenos y su evolución, comparados con las cuencas oceánicas y
cordilleras de colisión ha permitido aclarar, en gran parte, la controversia sobre
el origen de las cadenas plegadas mediante movimientos verticales u
horizontales dominantes.
El mecanismo que reactiva periódicamente un aulacógeno en situación
intraplaca parece ser una compensación isostática del exceso de masa y, por
tanto, de la anomalía positiva de la gravedad correspondiente, producida por la
intrusión de rocas ultrabásicas en sus raíces y el relleno total por sedimentos
de la cuenca (Braile et al., 1986); esta compensación produce una subsidencia
que aprovecha las líneas de debilidad de las antiguas fracturas y reproduce el
proceso anterior sobre la antigua cuenca. La figura 1.13 (Hoffman et al., 1974)
resume la evolución comparada de un aulacógeno y de una cuenca marina
clásica que se convierte posteriormente en un orógeno de colisión. Si el
margen pasivo se convierte posteriormente en orógeno, las paleocorrientes se
invierten en la fase final tomando un nuevo sentido hacia el interior del
aulacógeno (modificado de Arche A. 2010).
35 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Rifts proto-oceánicos tipo mar Rojo
Se trata de un estadio de extensión más avanzado respecto del caso anterior;
es decir, si la expansión lateral de un graben continúa, el centro de la cuenca
pasa a estar formado por corteza basáltica oceánica procedente del manto,
mientras que los bordes de la cuenca lo constituyen bloques de corteza
continental adelgazada y fallada, sobre los que se conservan parte de los
sedimentos de rift (figura 1.14). Los sedimentos proceden en gran parte de los
flancos elevados de la cuenca y son fundamentalmente conglomerados y
areniscas depositadas como abanicos aluviales y fan-deltas, tanto en el
continente como en medios marinos someros a los que se intercalan rocas
volcánicas (Lowell y Genik, 1972; Hutchinson y Engels, 1970; Coffin y Eldholm,
1994).
Habría que tener cuidado, sin embargo, a la hora de reconstruir un modelo
general para este tipo de cuencas, ya que el mar Rojo (incluido el golfo de
Aden) es el único ejemplo moderno de proto-océano en la Tierra; el golfo de
California es básicamente una estructura transtensional, aunque comparte
muchas estructuras con el mar Rojo (modificado de Arche A. 2010).
Márgenes pasivos tipo Atlántico
Al continuar la expansión de los fondos oceánicos se originan, al menos
teóricamente, dos márgenes simétricos con respecto a una dorsal oceánica,
punto por donde surge el material volcánico procedente del manto. Se trataría,
pues, del paso siguiente de extensión de una cuenca respecto a la situación
proto-oceánica anteriormente citada. Este tipo de márgenes se han
denominado pasivos o de tipo Atlántico por ser el ejemplo más claro y mejor
estudiado (véase Capitulo II, figura 2.45). Los márgenes pasivos han existido
en nuestro planeta de forma continuada desde hace, al menos, 2.749 M.a., y
en la mayor parte de los casos tienen una vida media de 181 M.a. (Bradley,
36 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
2008). Desde el comienzo de separación de estos márgenes y formación de la
cuenca principal atlántica se fueron desarrollando en torno a 100 cuencas
menores (grábens) en las proximidades a las costas del Atlántico (Burke,
1976; Schlische et al., 2003) (figura 1.15); algunas de ellas son brazos fallidos
de puntos triples que evolucionaron como un aulacógeno, como los casos
descritos en el apartado anterior. Aunque el término «margen pasivo» ha
perdurado en la mayor parte de las clasificaciones de cuencas, algunos autores
como Galloway (1987) lo consideran equívoco, ya que, en este tipo de
márgenes son importantes la actividad tectónica (debido, en parte, a la
cantidad de sedimentos que acumulan), la subsidencia flexural y los
levantamientos diferenciales, así como los diferentes regímenes de esfuerzo.
La sedimentación en una cuenca de márgenes pasivos tipo Atlántico varía
considerablemente en función del momento y el punto en el que se realiza.
Esto quiere decir que los sedimentos más antiguos que tendremos en la cuenca
pertenecen todavía a aquellos de la etapa rift y sobre los que, una vez que
penetra el material basáltico del manto y separa los bordes, se sedimentarán
otros nuevos que desde ese momento serán básicamente de tipo marino
(figura 1.14) en Arche, A. 2010.
La subsidencia será mayor hacia los bordes de la cuenca ya que ésta se enfría
según nos alejamos de su centro (Jarvis y McKenzie, 1980; Cochran, 1983),
donde se incorpora principalmente el material basáltico procedente del manto
a través de la dorsal. Así, la cantidad de sedimentos que se acumulan en las
proximidades de estos bordes será mayor, dando como resultado un prisma de
sedimentos que se adelgaza en la plataforma costera y en la zona central de la
cuenca, como simplifican Dewey y Bird (1970) (figura 1-15).
La «discordancia de ruptura» (figura 1.17) se explica por la erosión parcial de
los bordes del rift inicial tras elevarse ligeramente (ver Rifts intracontinentales)
y el hundimiento relativo simultaneo de la parte central de la cuenca. La
subsidencia térmica posterior provoca la sedimentación marina antes citada en
37 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
«onlap» costero sobre el cratón estable y los grábens y semigrábens iniciales,
que subsiden además en respuesta a la carga sedimentaria.
38 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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ciadas a éste. El brazo activo del rift se abre hasta constituir una cuenca oceánica (2 y 3) y
termina cerrándose produciendo una colisión continental. La sección A-B representa la evolución
de la cuenca oceánica, la C-D la del aulacógeno y la E-F la de colisión continental (4 y 5).
Modificado de Hoffman et al., 1974; en Arche, A., 2010.
39 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.14. Sección del mar Rojo como ejemplo actual de rift proto-oceánico donde pueden
diferenciarse la distribución de los sedimentos más recientes y aquellos de la etapa rift (Lowell y
Genick, 1972; en Arche, A. 2010).
Observando una de las mitades de la cuenca, desde la dorsal hasta la línea de
costa (figura 1.16). Dewey y Bird (1970) resumen la siguiente sucesión de
formas topográficas y sedimentos:
La dorsal oceánica: puede estar muy fracturada y presentar un marcado
valle central, como la del centro del Atlántico, o tener menos resalte, como la
del E del Pacífico. A partir de ella la litosfera engrosa por enfriamiento
progresivo. La profundidad media de las dorsales es de 1.500 m, pero las
fracturas pueden producir grábens paralelos que descienden hasta 4.000 m y
en los que se acumulan sedimentos turbidíticos procedentes de los sedimentos
pelágicos de las elevaciones adyacentes (Van Andel y Komar, 1969);
modificado de Arche A. 2010).
40 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
41 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.15. Ilustración de la distribución de los principales grábens alrededor del océano
Atlántico que fueron formados asociados a las primeras etapas de ruptura continental. La edad
de los mismos es distinta; así, aquellos entre las líneas V-W y X-Y fueron formados hace 210-
170 M.a., los situados al sur de la línea X-Y lo hicieron entre 145-125 M.a., aquellos situados al
norte de la línea T-U lo hicieron alrededor de 80 M.a. y aquellos al norte de la línea R-S entre
80-60 M.a. El rayado del centro se refiere a la corteza oceánica. Modificado de Burke, 1976; en
Arche, A. 2010.
La llanura abisal: el hundimiento de la corteza oceánica debido a la
subsidencia térmica, adquiere una velocidad exponencialmente decreciente con
el tiempo llegándose así hasta alcanzar la llanura abisal, muy extensa en el
Atlántico y Pacífico, situada entre 4.500 y 6.000 m de profundidad. Recibe
sedimentación pelágica, cuya composición siliciclástica o calcárea depende de
las corrientes y del nivel de compensación de los carbonatos. Naturalmente la
edad del basamento y de los primeros sedimentos es mayor según nos
separamos de la dorsal oceánica. También se pueden formar nódulos de óxidos
de Mn, normalmente asociados a fuertes corrientes (modificado de Arche A.
2010).
El prisma sedimentario: constituido por la acumulación de sedimentos
procedentes del continente o, en el caso de plataformas carbonatadas,
relacionadas con él. Posee cuatro partes bien diferenciadas, con sedimentos
que son característicos: Costa, plataforma continental, talud continental y
borde precontinental (Dickinson, 1981; Grow, 1981) (figuras 1.16 y 1.17).
Este prisma forma un cinturón de anchura variable a lo largo del borde
continental fracturado y adelgazado. Constituye la zona de transición a la
corteza oceánica pudiendo llegar a cubrir parte ésta, según sea el aporte de
sedimentos. La costa y la plataforma continental, donde se acumulan
sedimentos muy variados, de procedencia generalmente continental, forman
una parte del prisma, y el borde precontinental, donde se apilan
fundamentalmente turbiditas, es la otra zona de acumulación, aunque por ella
pasan gran cantidad de sedimentos a través de los cañones submarinos (zona
42 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de bypassing) (Sangree et al., 1978), lo que la convierte en una «zona inane»
(starved region), en la que sólo se acumulan sedimentos finos.
Sin embargo, en ella se pueden producir grandes deslizamientos de hasta 700
km de desplazamiento (Embley, 1976; Nardin et al., 1978) y varios km3 de
volumen, que dejan cicatrices en su parte superior (figura 1.18) y forman
estructuras de compresión en su frente (Lewis, 1971). Elter y Trevisan (1973)
hacen la distinción entre deslizamiento (slumping), formado por materiales de
la misma edad que las rocas que los contienen y un origen próximo, y
olistostroma, formado por sedimentos más antiguos procedentes de áreas
fuente lejana y más antigua. La estructura vertical del prisma sedimentario en
su parte proximal (costa- talud), también llamada «terraza continental »
(Dickinson, 1981), tiene tres partes muy diferentes (figura 1.19 a). La inferior,
que refleja una rápida sedimentación clástica sobre un basamento continental
fracturado y estirado, refleja la primera etapa de apertura de la cuenca
(Falvey, 1974; Montadert et al., 1979; Bally, 1981) y en ella los sedimentos
continentales del rift inicial ocupan semigrábens limitados por fallas lístricas
(figura 1.20), sucedidos luego por un conjunto también siliciclástico
intermedio, discordante con el anterior predominantemente marino somero,
que representa el comienzo de la cuenca oceánica y que puede adquirir gran
espesor debido a la rápida subsidencia térmica en este estadio. La discordancia
entre estos dos conjuntos, o discordancia de ruptura (Falvey, 1974), marca el
comienzo de la expansión oceánica para la cuenca (figura 1.6), en Arche, A.
2010.
El conjunto superior, que ocupa cada vez áreas más al interior del bloque
continental, refleja tasas de sedimentación menores, al atenuarse hasta cesar
la subsidencia térmica y deberse únicamente a la flexión del borde del bloque
continental por carga de sedimentos y ajuste isostático (ver figura 1.19 b).
43 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.16. La zona de los Grandes Bancos, frente a la costa oriental de Canadá, está
separada de las plataformas Escocesa, al norte, y Labrador, al sur, por las zonas de fractura
«Charlie Gibbs» y «Newfoundland» respectivamente. Entre éstas hay fallas de desgarre que
dividen los Grandes Bancos en Norte (N), Centro (C) y Sur (S). A menor escala, las fallas
transformantes acomodan diferentes grados de extensión. Modificado de Tankard y Welsink,
1988; Arche, A. 2010.
44 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.17. Esquema de un margen pasivo maduro tipo Atlántico. Modificado de Dewey y Bird,
1970; en Arche, A. 2010.
Figura 1.18. Deslizamientos en el
talud continental del sur de las
Islas Canarias. En punteado y rayas
los deslizamientos (debris flow). La
zona de rayas discontinuas
horizontales son las turbiditas
asociadas a los deslizamientos. El
punteado grueso representa a las
Islas Canarias y al borde
continental de África. Las flechas
indican la dispersión de las
turbiditas durante el Pleistoceno-
Holoceno. Modifi cado de Embley,
1976; en Arche, A. 2010.
En estos márgenes maduros se pueden desarrollar ciclos progradantes
deltaicos o plataformas carbonatadas (Grow, 1981; Dickinson, 1981; Read,
1982; figura 1.20), pues la tasa de sedimentación supera la de subsidencia. En
casos extremos, por ejemplo, delta del Níger o la costa norte del golfo de
México, la corteza oceánica llega incluso a deformase por flexión para ajustarse
isostáticamente a la carga (La llanura abisal: el hundimiento de la corteza
oceánica debido a la subsidencia térmica, adquiere una velocidad
exponencialmente decreciente con el tiempo llegándose así hasta alcanzar la
45 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
llanura abisal, muy extensa en el Atlántico y Pacífico, situada entre 4.500 y
6.000 m de profundidad. Recibe sedimentación pelágica, cuya composición
siliciclástica o calcárea depende de las corrientes y del nivel de compensación
de los carbonatos. Naturalmente la edad del basamento y de los primeros
sedimentos es mayor según nos separamos de la dorsal oceánica. También se
pueden formar nódulos de óxidos de Mn, normalmente asociados a fuertes
corrientes (modificado de Arche A. 2010).
Todo el conjunto del prisma sedimentario puede estar además cortado por
discordancias que marcan oscilaciones del nivel del mar, pliegues diapíricos
debidos a la movilidad de sales originadas en los estados iniciales tipo mar
Rojo de la cuenca, fallas lístricas de crecimiento, a veces heredadas de las del
rift inicial, y extensos deslizamientos en el talud continental.
Por último, hay que recordar también que en fases compresivas posteriores
puede darse la inversión de las fallas lístricas, convirtiendo en mantos de
cabalgamiento a los sedimentos previamente depositados (figura 1.13. 5). La
apertura, expansión e inversión de los márgenes continentales puede estar
acompañada de vulcanismo (Menzies et al., 2002) o no (Wilson et al., 2001);
Modificado de Arche, A. 2010.
46 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.19. Evoluciones de un margen tipo Atlántico y desarrollo del prisma sedimentario
constituido por cuatro partes bien diferenciadas por sus sedimentos: costa, plataforma
continental, talud continental y borde precontinental. También se pueden formar carbonatos tras
la deposición de la cuña clástica inicial. Modificado de Dickinson, 1981.
Figura 1.20. Sucesión de
sedimentos en un margen
maduro tipo Atlántico.
Transversal del Cañón de
Baltimore, Estados Unidos,
donde se distinguen los
sedimentos del rifting inicial
(punteado grueso) y las
variaciones de facies con el
tiempo en una estructura
básicamente estable. Completar
con la figura 1.17. Modificado de
Grow, 1981.
47 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Los patrones de trampas y roca madre En las cuencas de tipo extensional
A. Tipos de trampas en la evolución inicial de cuencas tipo rift.
Estado inicial (subsidencia y tasa de sedimentación aproximadamente
balanceada): 1. Mantos de arena fluviales, se caracterizan por tener
sistemas fluviales axiales, meandriformes y entrelazados, y constituyen
Trampas Estratigráficas (TE). 2. Pequeños sistemas deltaicos en ocasiones
tipo Gilbert TE). 3. Abanicos aluviales, constituyen trampas mixtas (TM).
Rocas generadoras en la evolución inicial de cuencas tipo rift
Bajo potencial, se limitan a pequeños lagos y planicies de ríos
meandriformes; el problema que se tiene en la cuenca es la
sobremaduración de la roca generadora, ya que se encuentran en la base de
la cuenca.
B. Tipos de trampas durante la fase de extensión activa de cuencas tipo rift.
Mantos de arenas fluviales (TE). Sistemas deltaicos mayores sobre lagos e
incursiones marinas (TE). Abanicos aluviales (TM). Fallas de acomodación
(TT trampa estructural). Anticlinales asociados a la pared colgante roll overs
(TT).
Rocas generadoras en la fase de extensión activa
Moderado a alto (grandes lagos, sistemas fluviales extensos, transgresiones
someras que crean ambientes parálicos). El problema de la fase de
volcanismo activo.
C. Tipos de trampas durante la fase de subsidencia térmica.
Abanico de margen de cuenca (vinculados a la fase de degeneración del rift,
TE). Mantos de arenas fluviales (TE). Sistemas deltaicos (en rift proto-
oceánicos) TE. Domos salinos (TT).
Rocas generadoras en la fase de subsidencia térmica
Limitada en sistemas fluviales pero puede volverse importante en rifts
proto-oceánicos por la presencia de transgresiones marinas en ambientes
marinos reductores con preservación de la materia orgánica.
48 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cuencas inter-arco
Estas cuencas parecen una contradicción: son estructuras de distensión
relacionadas con márgenes convergentes de placas (Karig, 1970, 1971; Scholl
et al., 1975; Dickinson, 1981; Einsele, 1992). Su origen es el intenso flujo
térmico generado tras el arco magmático, ligado a la subducción de corteza
oceánica y al movimiento de separación en las corrientes de convección del
manto que adelgaza y estira la placa suprayacente separándola en dos (fi gura
1.21 a). El movimiento relativo es variable; así, en Sumatra se produce un
sistema de fallas en dirección que dan lugar a cuencas de separación (pull-
apart basins). En otros casos el arco magmático se rompe por su parte trasera
y se produce divergencia, como en Tonga o Las Marianas, apareciendo corteza
oceánica entre ambos fragmentos.
Comienzan su evolución como grabens complejos, de los que puede ser un
ejemplo la depresión de Nicaragua, tras el arco magmático Centroamericano,
en el que se depositan sedimentos fluviales y lacustres de origen volcánico,
con cenizas y piroclastos intercalados.
Posteriormente, si el proceso continúa, la separación hace que se formen
mares someros de subsidencia rápida a moderada, con sedimentación
abundante en los márgenes y sólo pelágica en el centro, a veces asociada a
turbiditas procedentes del arco magmático y con una aparición de corteza
oceánica, provocando una cuenca intermedia (figura 1.21 b) modificado de
Arche. A. 2010.
En conjunto recuerdan a cuencas proto-oceánicas, pero reciben menos
sedimentos, pues los márgenes no se elevan como en el otro caso, y están
asociadas a un complejo arco- trinchera convergente. Los sedimentos tienen
claro origen volcánico y están asociados a piroclastos, cenizas y coladas de
lava. Otro origen de estas cuencas (Scholl et al., 1975) es el de un fragmento
de corteza oceánica atrapada tras un arco magmático cuando se produce la
49 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
subducción dentro del área oceánica, como en las Aleutianas, pero entonces es
mejor denominarlo mar marginal, pues no hay expansión tras el arco (figura
1.21).
Figura 1.21. Dos tipos posibles de cuenca inter-arco, con o sin corteza oceánica. Modificado de
Dickinson (1981). Se originan debido al intenso flujo térmico que se genera tras el arco
magmático (a). Este flujo está unido a un movimiento de separación en las corrientes de
convección del manto que termina produciendo un adelgazamiento y estiramiento de la capa
suprayacente pudiendo quedar separada en dos (b) (modificado de Arche. A. 2010).
Cuencas ligadas a contactos con movimiento paralelo de placas
Las fallas en dirección son aquellas que poseen un movimiento principal
horizontal, pero son muy raras las que sólo tienen este movimiento. Si son
importantes y rompen la litosfera completamente se denominan fundamentales
(De Sitter, 1964) o transcurrentes (Norris et al., 1978), y si comienzan y
acaban en zonas de subducción o en dorsales oceánicas se denominan
transformantes (Wilson 1965).
Trinchera
50 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Estas fallas no poseen una traza rectilínea, sino sinuosa, entrelazada, que da
lugar a zonas de compresión y distensión (figuras 1.22 y 1.29; Reading, 1980;
Crowell, 1974a, 1974b) denominadas en este caso transpresionales y
transtensionales (Harland, 1971), y asociadas a ellas se forman cuencas de
geometrías y evolución muy variadas (Mann et al., 1983). La problemática de
este tipo de cuencas ha sido revisada en el extenso trabajo de Biddle y
Christie-Blick (1985).
Las inhomogeneidades litosféricas en la horizontal provocan modificaciones de
la orientación de la Zona de Desplazamiento Principal y la creación de
estructuras asociadas distensivas, como cuencas pull-apart e incurvaciones
disipasivas (releasing oversteps) o compresivas, como las incurvaciones
compresivas (restraining bends), asociaciones de fallas en abanico llamadas
«Estructuras en flor» (negative flower structures) por su aspecto en perfil
transversal (figura 1.25) (modificado de Arche. A. 2010).
Las cuencas de este tipo son más pequeñas que las originadas por extensión,
por tensión o por contracción, midiéndose en algunas decenas de km como
máximo y sin sufrir prácticamente subsidencia por enfriamiento, ya que los
procesos relacionados con la astenosfera son mínimos o no existen. Según
Christie-Blick y Biddle (1985) hay una serie de características propias de estas
cuencas que permiten caracterizarlas: a) siempre hay un choque importante
entre las rocas puestas en contacto por las fallas y las reconstrucciones del
estado inicial del área requieren grandes desplazamientos horizontales, de
varias decenas a centenas de km. Para estas reconstrucciones son muy útiles
los estudios del área fuente a partir, por ejemplo, de los datos de los
conglomerados; b) la asimetría de las cuencas es muy acusada en sección
transversal, migrando depocentros y facies rápidamente; c) la subsidencia es
muy rápida, pero episódica, acumulándose en condiciones favorables más de
1.500 m de sedimentos por millón de años, llegando en algunos casos a 4.000
m; d) los sedimentos muestran fuertes cambios de facies y discordancias
intraformacionales de gran tamaño, y e) diversas cuencas a lo largo del mismo
51 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
sistema de fracturas pueden tener sedimentos muy diferentes, debido a los
distintos regímenes tectónicos posibles a lo largo del mismo. En series antiguas
puede ser muy complicado encontrar las relaciones mutuas.
Cuencas transtensionales
En el movimiento de una falla en dirección que presente ondulaciones se
formarán áreas deprimidas en las zonas de transtensión. Estas zonas recibirán
sedimentos procedentes de sus bordes y áreas elevadas por plegamiento y
fracturación (en las zonas de transpresión) que también aportarán sedimentos
a las zonas deprimidas. Esto se puede dar en curvaturas suaves o muy
acusadas, aunque la forma es ligeramente diferente (Crowell, 1974a; figura
1.22), en el primer caso se forma una cuenca en forma lenticular vista en
planta, llamada cuenca de disipación (releasing bend), mientras que en el
segundo se forma una de forma oblonga denominada cuenca de separación
(pull-apart basin). Estas últimos tienen mayor importancia, aunque la escala
de estas cuencas varía desde unos pocos metros a varias decenas de km de
longitud. La corteza continental se estira y puede llegar a dar lugar a la
aparición de rocas volcánicas en el centro de la cuenca (Crowell, 1974b; figura
1.23); modificado de Arche, A. 2010.
Los sedimentos pronto rellenan el espacio creado por el movimiento. Es
habitual que primero se forme un lago si el fenómeno ocurre en áreas
continentales, pero como la diferencia de relieve entre el fondo de la cuenca y
los bloques marginales es grande, descienden abanicos aluviales que pueden
colmatar la cuenca, y si el movimiento continúa, pueden formarse en el centro
redes fluviales longitudinales. Hay que destacar la importante potencia
estratigráfica de estos sedimentos. La Brecha Violín, asociada a la falla San
Gabriel en el S de California tiene unos 12.000 m de sedimentos acumulados
(Crowell, 1974a) y Steel y Gloppen (1980) describen en otros ejemplos
espesores cercanos a los 26 km. Los trabajos de Cunningham y Mann (2007) y
52 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Storti et al. (2003) Son las referencias básicas modernas sobre estas cuencas
en Arche, A., 2010).
Figura 1.22 Diversas cuencas transtensivas y macizos transpresivos formados por
combinaciones de movimientos de fallas en dirección. H: bloque levantado, L: bloque hundido.
Modificado de Reading, 1980; en Arche, A. 2010.
El mar Muerto es un pull-apart clásico, originado en un sistema de fallas en
dirección sinestrales con un ligero componente extensional provocado por una
ligera componente de separación de los bloques litosféricos implicados
simultánea al movimiento en paralelo principal (Garfunkel, 1981; Cloetingh y
Ben-Avraham, 2002; Enzel et al., 2006). La cuenca está limitada por fallas
límite de cuenca (fallas en dirección principales N-S) y segmentada por fallas
normales oblicuas (N120°) más tardías, combinadas con pliegues orientados
53 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
N60° formados simultáneamente, pero no afectan al basamento; modificado
de Arche, A. 2010.
Figura 1.23. Cuenca transtensiva de separación (pull-apart basin) con pequeños
cabalgamientos laterales y vulcanismo asociado. Modificado de Crowell, 1974b.
El golfo de California es un caso extremo de este tipo de cuencas (figura 1.24).
En él, una serie de fallas en dirección muestran una disposición en «echelon»
con subcuencas de extensión asociadas. Uno de sus extremos está abierto
hacia el mar, mientras que el otro está en el continente. Las cuencas de
extensión actúan como trampas de sedimentos, y así, en el borde norte del
ejemplo anterior potentes acumulaciones de materiales continentales
depositados por el río Colorado, que, tras rellenar la de presión de Salton con
54 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
más de 5 km de sedimentos, vierte ahora al mar formando un delta importante
; modificado de Arche, A. 2010.
Cuencas transpresivas
La sedimentación relacionada con fallas en dirección se ha ligado en general a
las zonas de transtensión, especialmente a las cuencas de separación (pull-
apart basins), pero también puede darse en zonas de transpresión, ligada a
elevaciones por eyección (pull-up swells) que tienen forma de flor en sección
transversal, como se indicó anteriormente. Estas áreas elevadas limitan, en
ambos lados, depresiones que pueden experimentar subsidencia importante, y
están limitadas por una parte por las áreas de transpresión elevadas, por otra,
por la falla en dirección que da lugar a la zona de transpresión y, por la
tercera, con una rampa ligeramente inclinada hacia las otras dos. Se parecen a
las cuencas de antepaís, pero su extensión lateral es mucho menor, aunque la
potencia de sedimentos que se puede acumular puede ser muy grande. En
planta pueden tener forma de triángulo escaleno o de ojal estrecho (Eisbacher
et al., 1974; Lowell, 1972; Myhre et al., 1982; en Arche, A. 2010).
Figura 1.24. Esquema geológico del golfo de California, cuenca oceánica controlada por fallas
en dirección. La única fuente importante de sedimentos clásticos es el río Colorado, en el
extremo NO. Modificado de Crowell, 1974a.
55 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Los sedimentos pueden ser continentales o marinos, pero todos ellos muestran
aportes desde la zona elevada por eyección y desde la falla en dirección, como
se señaló anteriormente. Los sedimentos de bordes activos muestran
deformaciones sintectónicas importantes, como en el borde SE de la cuenca
del Ebro (Riba, 1976; Anadón et al., 1985) o en el SW de la cuenca de
Spitsbergen (Steel et al., 1985); modificado de Arche, A. 2010.
Cuencas ligadas a contactos de placas con movimiento convergente
Las cuencas ligadas a contactos entre placas con movimiento convergente son
muy variadas en su geometría, relleno sedimentario y evolución, dependiendo
de la naturaleza de las placas (continental u oceánica), el ángulo de encuentro,
la velocidad del proceso de subducción, el ángulo de inclinación de la zona de
Benioff y el aporte de sedimentos. Como las placas litosféricas no se deforman
plásticamente, sino que se comportan de forma rígida-elástica frente a los
esfuerzos, su deformación se puede asimilar a la de una viga o placa delgada
sometida a esfuerzos verticales (Middleton y Wilcock, 1994). En el caso de
contactos convergentes de placas, el peso aplicado en el extremo de la placa
subducida por la placa cabalgante produce una deformación característica
(figura 1.8 b) en la que se crea una cuenca asimétrica en las cercanías de la
zona de convergencia y una elevación periférica asociada (peripheral bulge)
cuya posición depende de la carga aplicada y de la rigidez flexural de la placa
subducida (Turcotte y Schubert, 1982; Einsele, 2000; Allen y Allen, 2005).
Básicamente se dan dos tipos de cuencas en estos contactos: los sistemas arco
trinchera, con vulcanismo y magmatismo importante y que se forman entre
dos placas oceánicas o una oceánica y una continental, y las cuencas de
antepaís (foreland basins) sin magmatismo asociado, situadas al frente de una
cordillera plegada de tipo alpino y sobre corteza continental contra corteza
continental (figura 1.25) (Dickinson y Seely, 1979).
56 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Complejos arco-fosa oceánica
Estos complejos tienen una estructura característica según sean de tipo
«margen continental » o «intraoceánica»; de mar a tierra se pueden distinguir
los siguientes elementos (figura 1.26):
Trinchera (surco)-fosa oceánica: es el área donde se sumerge una de las
placas y comienza el proceso de subducción; puede llegar a tener 10.000 m de
profundidad, y es una estructura estrecha y alargada (figura 1.26).
Complejo de subducción: en superficie forma un relieve positivo. Está
formado por una acumulación de sección triangular formada por los
sedimentos que recubrían la placa oceánica subducida, profundamente
deformados, y fragmentos de la propia placa desprendidos por la presión que
se ejerce en el contacto entre ambas (underplating) (figura 1.26). Si el
proceso se prolonga algunos millones de años, se producirán sucesivas cuñas
que elevan las anteriores, ya que apenas hay desplazamiento horizontal en
esta área, adquiriendo el perfil transversal en cuña característico (Modificado
de Arche, A. 2010).
Cuenca de antearco (forearc basin): zona deprimida de 50 a 400 km de
anchura situada delante del arco y en la que se pueden acumular grandes
espesores de sedimentos (Marlow et al., 1973; Dickinson, 1976) (Figura 1.26).
Arco magmático: zona de actividad ígnea formada por rocas volcánicas y
plutónicas con relieve positivo importante, formada en el área donde emergen
a la superficie los productos de la fusión parcial de la placa subducida, que
libera la fracción más volátil de la misma(Figura 1.26).
Zona de retroarco (back arc basin): situada detrás del arco, sobre la
corteza continental. Es muy variable, puede presentar mares epicontinentales
con o sin expansión, áreas continentales estables, áreas continentales con
retrocabalgamientos, etc. Cuando se sitúa sobre corteza oceánica se denomina
57 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
cuenca de interarco (interarc basin) (Figura 1.26). Cuando el arco es una isla
de magma (arco isla), la cuenca formada detrás de éste se denomina intraarco
(intraarc basin).
El arco magmático y el trinchera son paralelos, demostrando su íntima relación
genética y, aunque las zonas activas pueden cambiar de posición con el
tiempo, siempre es posible reconstruir los diferentes componentes del
complejo debido a que la polaridad básica siempre se mantiene.
Las cuencas de antearco presentan diversas variantes; según Dickinson
y Seely (1979) pueden ser de los siguientes tipos (figura 1.27): a) Cuencas
intramacizo 1), situadas directamente sobre el arco magmático, son pequeñas
y con escasa potencia de sedimentos. B) Cuencas residuales 2), en las que los
sedimentos se depositan concordante mente sobre corteza oceánica o de
transición sin deformar, atrapada entre el complejo de subducción y el arco
magmático. Son las más abundantes y en las que mayor potencia de
sedimentos se acumula. C) Cuencas de prisma de acreción 3), pequeñas
cuencas situadas en el complejo de subducción aprovechando las depresiones
entre cuñas. D) Cuencas construidas 4), en las que los sedimentos yacen
discordantes sobre la parte extrema del arco y la interna del complejo de
subducción. Estas podrían apilarse con el tiempo unas sobre otras, dando lugar
a las cuencas compuestas 5); Modificado de Arche, A. 2010.
Cuencas de antepaís
Son otro tipo de cuencas sedimentarias formadas en contactos de placas con
movimiento convergente; se forman frente a una cordillera plegada y el cratón
estable adyacente, cuando la carga de las estructuras cabalgantes deforma
flexionando elásticamente su antepaís. Su sección es muy asimétrica,
situándose los mayores espesores de sedimentos inmediatamente al lado de
las estructuras cabalgantes (Eisbacher et al., 1974; Beaumont et al., 1982a),
58 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
mientras que se adelgazan en cuña hacia el cratón estable (figura 1.28; véase
Capitulo II, figura 2.48); en Arche, A. 2010.
El ejemplo clásico es la depresión de la Molasa, en Suiza, y otras cuencas de
este tipo son la cuenca del Po, la depresión indogangética, y, en España, la
cuenca del Guadalquivir, la del Ebro y la Surpirenaica y se han denominado
«cuencas de antepaís» (foreland basins).
El término «cuenca de antepaís» fue definido por Dickinson (1974). Estas
cuencas han sido revisadas en profundidad en Allen y Homewood (1986) y
Dorobeck y Ross (1995); modificado de Arche, A., 2010).
Los primeros modelos geofísicos de estas cuencas (por ejemplo, Watts y Ryan,
1976) suponían que la corteza se comportaba de forma elástica pura, pero se
comprobó que se necesitaban módulos elásticos incompatibles con las leyes de
deformación de los minerales (Goetze, 1978), por lo que actualmente se
considera que el comporta miento es viscoelástico (Beaumont, 1978,1981).
Dickinson (1981) distinguió dos tipos de cuenca de antepaís: a) cuencas
periféricas, situadas frente a la cadena plegada formando una sutura crustal en
una colisión continente-continente tras haberse consumido toda la corteza
oceánica, como la depresión indogangética, la depresión de la Molasa o el golfo
Pérsico, y b) cuencas de retroarco, formadas tras una cadena plegada surgida
por una colisión placa oceánica-placa continental, en relación con los
retrocabalgamientos formados en el cratón estable, por ejemplo, las grandes
acumulaciones sedimentarias entre los Andes y el Atlántico o las cuencas
Cretácicas y del Terciario inferior del E de las Montañas Rocosas en Estados
Unidos y Canadá. Todas las cuencas de antepaís se desarrollan sobre litosfera
continental y en régimen compresivo en zonas tectónicamente activas (figura
1.28); en Arche, A. 2010.
59 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.25. Ilustración esquemática de cuencas de antepaís periféricas, posteriores y de
cuencas asociadas a la zona de subducción. Modificado de Allen y Allen, 2005.
60 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.26. Diversos tipos de complejos arco-trinchera dentro de los de margen continental e
intraoceánicos. Modificado de Dickinson y Seely, 1979.
61 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.27. Cuencas asociadas a un complejo arco-trinchera (cuenca de antearco) y sus tipos
en función de su basamento, con o sin atrapar corteza oceánica o transicional. Según Dickinson
y Seeley, 1979.
Figura 1.28. Cuenca de antepaís en la depresión de la Molasa en Suiza (a) y en la Cuenca
Surpirenaica (b). Modificado de Ziegler, 1982 y Cámara y Klimowitz, 1985; en Arche, A. 2010.
62 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Si la colisión es de tipo continente-continente se desarrollan dos cuencas de
antepaís de vergencias opuestas, pro- y retro-cuenca de antepaís, cuyo relleno
sedimentario puede ser muy diferente según el régimen de lluvias y de aportes
procedentes de cada lado de la cadena montañosa (por ejemplo, la depresión
indo-gangética y Tibet en el Himalaya), que introduce diferencias muy
importante (Bull, 2007).
Si la colisión se produce entre placa oceánica y placa continental, las cuencas
de antepaís se desarrollan tras la zona de colisión y la cordillera resultante, en
posición retro, como en el caso de los Andes.
Si la colisión se produce entre placa continental u oceánica y placa oceánica
hay una extensión retroarco inducida por una anomalía térmica regional tras
zona de colisión y una creación de cuenca de antepaís por delante de la misma
(mares Tirreno y Adriático), la estructura resultante y su evolución temporal
puede ser muy diferente, aún ligadas al mismo proceso (modificado de Arche,
A. 2010).
Una característica común de todas las cuencas de antepaís es la subsidencia
rápida, aunque corta en el tiempo, del orden de 200 m por millón de años,
ligado a una migración rápida de los depocentros hacia el continente. Si la
deformación es importante, parte de los primeros depósitos de la cuenca de
antepaís sufren deformación al verse incorporados a la zona de deformación.
Está fuera de los límites razonables de este capítulo tratar todas las variantes
de formación, evolución y relleno de las cuencas de antepaís, pero se pueden
consultar las obras de Beaumont y Tankard (1987) y Lacombe et al. (2007)
para entrar en el detalle de estos aspectos.
Cuando la deformación del frente cabalgante se hace por cabalgamientos
imbricados, cada uno de ellos tiene una vida limitada en el tiempo, formándose
nuevos cabalgamientos más allá de los inactivos, hacia el cratón estable. Cada
nueva estructura moverá de forma pasiva todas la anteriores y en casos
63 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
extremos, puede transportar cuencas de antepaís activas; estas cuencas han
recibido el nombre de piggy-back basin (Ori y Friend, 1984) (el término, de
difícil traducción, podría equivaler a «cuencas a cuestas») (figura 1.28). En el
frente surpirenaico se desarrollan varias cuencas de este tipo de diferente
tamaño, destacando las cuencas Eocenas de Graus y Jaca-Pamplona, mientras
que en el borde NE de los Apeninos el proceso que comenzó en el Mioceno aún
continúa bajo el valle del Po y el mar Adriático. El desplazamiento de las
cuencas pirenaicas se debe a la acción de numerosos cabalgamientos que
fueron actuando en relevo hacia el SW, de forma que sedimentos cada vez
más jóvenes se ven implicados en el movimiento de dicha dirección (Cámara y
Klimowitz, 1985). Las cuencas de antepaís pirenaicas se rellenaron en un
complejo de emplazamiento de cabalgamientos imbricados de corta vida activa
cada uno de ellos, creación de relieve y denudación y transferencia de clásticos
a las sucesivas cuencas sedimentarias (Vergés y Muñoz, 1990; Burbank y
Vergés, 1994; Coney et al., 1996; Vergés et al., 2002; Vergés, 2003 y
Sussmann et al., 2004; en Arche, A. 2010).
El relleno de las cuencas de antepaís es muy complejo, con rápidos cambios de
facies transversales y longitudinales provocados por las diferentes fases de
actividad tectónica que dificultan las correlaciones. Suele dominar la
sedimentación continental clástica, procedente sobre todo de la cadena en
plegamiento y transportada por ríos subsecuentes que la cortan, formando
enormes abanicos aluviales al alcanzar la cuenca; el drenaje principal puede
ser entonces transverso al eje mayor de la cuenca, como en gran parte de los
Andes meridionales o paralelo al mismo, como en la depresión indogangética.
Cuando existe comunicación con el mar se establece una clara polaridad: en un
extremo de la cuenca hay sedimentación continental y deltaica, mientras que
en el otro hay sedimentación tubidítica, con un talud que las separa y que
migra con el tiempo. En las fases finales de relleno se pueden formar potentes
evaporitas al aislarse temporalmente áreas con sedimentación marina que se
desecan por completo, acabando el relleno con facies continentales (abanicos
64 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
aluviales, fluviales y lacustres) que suelen exhibir importantes discordancias
progresivas (Riba, 1976; Puigdefábregas et al., 1986; Anadón et al., 1986;
modificado de Arche, A. 2010).
Figura 1.29 a) Estructuras asociadas con fallas de desgarre divergentes; b) elipse de esfuerzos
con orientaciones de las principales estructuras iniciada a lo largo de una falla de desgarre
divergente lateral derecha. Modificado de Harding et al., 1985.
65 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cuencas en el interior de cratones estables y mares interiores
En el interior de cratones estables es posible encontrar extensas cuencas de
límites semicirculares, controlados por subsidencias más o menos marcadas,
pero sin fracturas importantes ni direcciones preferentes, lo que les diferencia
de aquellos de los rifts intracontinentales. Los casos de la cuenca del Chad y
del Congo de África (Burke, 1976), la cuenca de París (Pomerol, 1977), la
cuenca de Michigan (Mesolella, 1974) son típicos ejemplos bien descritos. Su
tamaño es grande, de 500 a 3.000 km de diámetro, y el espesor de
sedimentos que se puede acumular en ellos es muy variable, desde 600 m del
Chad a más de 10.000 m en la de Michigan.
Su posición en el interior de cratones estables sin grandes relieves hace que
puedan ser invadidos periódicamente por el mar si hay oscilaciones del nivel de
éste o cuando por subsidencia de uno de sus bordes se abre una comunicación,
por lo que su relleno característico es una alternancia de depósitos marinos
someros, a menudo carbonatos y evaporitas que marcan su aislamiento, y
series fluvio-lacustres, con drenaje centrípeto cuando se convierten en cuencas
continentales endorréicas (modificado de Arche, A. 2010).
Parece bien establecido que estas cuencas se encuentran sobre rifts
intracontinentales antiguos (figura 1.30), pero que éstos pronto dejaron de
actuar y sólo deformaciones verticales lentas de gran radio de curvatura les
afectaron desde un estadio temprano, reflejando una relativa estabilidad entre
el manto y la litosfera en estas áreas del interior de cratones, por otra parte
estables, lo que permitió una lenta subsidencia térmica a partir del momento
inicial de rifting e intrusión del manto. Brunet y Le Pichon (1985) han
documentado la evolución de la cuenca de París, que reposa sobre un rift
intracontinental triásico.
66 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.30. Posición de las cuencas intracratónicas del Chad y de Illinois sobre antiguos rifts.
Modificado de Burke, 1976.
I.2. Sistema petrolero
Es un sistema geológico que abarca las rocas generadoras de hidrocarburos
relacionadas, e incluye a todos los elementos y procesos geológicos esenciales
para la existencia de acumulación de hidrocarburos (figura 1.32).
Sistema Petrolero Conocido, es aquel que presenta una correlación positiva
aceite-roca generadora o gas-roca generadora (!).
Sistema Petrolero Hipotético, es aquel que no presenta una correlación positiva
petróleo-roca generadora y que solo está soportado por evidencias
geoquímicas (∙).
Sistema Petrolero Especulativo, es aquel que no presenta una correlación
positiva petróleo-roca generadora, ni evidencias geoquímicas y sólo se postula
por evidencias geológicas o geofísicas (?).El sistema petrolero describe los
elementos interdependientes, así como los procesos que constituyen la unidad
funcional que crea las acumulaciones de hidrocarburos:
Zona de maduración de la roca madre
67 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Red de distribución natural (migración)
Acontecimientos de petróleo descubiertos genéticamente
relacionados
La presencia de petróleo es la prueba de que existe un sistema; la zona de
maduración de la roca madre es parte del sistema petrolero, porque es la
procedencia de estos acontecimientos relacionados al petróleo; la red de
distribución es la trayectoria de migración a las acumulaciones descubiertas,
filtradas y vistas.
El modelo de un sistema petrolero proporciona un registro completo del
sistema petrolero: generación, migración y acumulación, así como la pérdida
de petróleo y gas en un sistema petrolero a través del tiempo geológico
(Magoon and Dow, 1994).
Elementos esenciales de un sistema petrolero:
Roca madre: (generación) debe contener bastante materia orgánica
(mínimo 3% de materia orgánica para que pueda generar
hidrocarburo) para generar grandes volúmenes de hidrocarburos
Roca reservorio: (almacén) debe ser bastante permeable para que el
petróleo fluya libremente
Roca sello: debe ser lo suficiente impermeable para evitar que el
crudo se escape
Roca de carga: debe poseer condiciones de presión temperatura y
tiempo, esenciales para que se lleve a cabo un sistema petrolero
Procesos del sistema petrolero
Formación de la trampa Generación, migración y acumulación de hidrocarburos
Los elementos y procesos esenciales para que se lleve a cabo un sistema
petrolero deben colocarse correctamente en tiempo y espacio, a fin de que la
68 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
materia orgánica incluida en una roca madre pueda convertirse en una
acumulación de petróleo. Un sistema petrolero existe donde todos los
elementos y procesos esenciales se producen o se piensa que tienen una
oportunidad razonable o probabilidad de ocurrir (Magoon and Dow, 1994).
Investigación del sistema petrolero
En la investigación se identifica, nombra y determina el nivel de certeza, se
trazan mapas de la extensión geográfica, estratigrafía y tiempo del sistema
petrolero. La investigación incluye ciertos componentes:
Correlación geoquímica petróleo-petróleo
Correlación geoquímica petrolero-roca madre
Gráfica del historial de sepultamiento
Mapa del sistema petrolero
Sección transversal del sistema petrolero
Carta de eventos
Tabla de acumulaciones de hidrocarburos
Determinación de la eficiencia de la generación-acumulación
Antes de que un sistema petrolero pueda ser investigado, debe ser
identificado.
Identificación del sistema petrolero. Para identificar un sistema
petrolero, el explorador debe encontrar algo de petróleo, cualquier cantidad,
no importa cuán pequeña sea, esa será la prueba de un sistema petrolero. Un
filtro de petróleo o gas, una muestra en un pozo o una acumulación de
petróleo/gas demuestra la presencia de un sistema de petróleo.
Procedimiento para identificar un sistema petrolero
Los pasos necesarios para identificar un sistema de petróleo son:
69 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Buscar algún indicio de presencia de petróleo
Determinar el tamaño del sistema de petróleo con la siguiente serie de
pasos:
Grupo genéticamente de sucesos relacionados con el petróleo y con el
uso de las características geoquímicas y ocurrencias estratigráficas
Identificar la fuente usando correlación petróleo–roca madre
Localizar la zona general de la maduración de la roca madre activa
responsable de los sucesos del petróleo genéticamente relacionados
Elaborar una tabla de acumulaciones para determinar la cantidad de
hidrocarburos en el sistema petrolero
Nombre del sistema petrolero. Una única designación o nombre es
importante para identificar a una persona, lugar, tema o una idea. Los
geólogos nombran las unidades de roca, fósiles, levantamientos y cuencas. El
nombre de un determinado sistema petrolero lo separa de los demás sistemas
petroleros y de otros nombres geológicos. El nombre de un sistema petrolero
está conformado por varias partes (Magoon and Dow, 1994):
La roca madre en el sitio de maduración de la roca madre activa
El nombre de la roca almacenamiento que contiene el mayor volumen de
petróleo en el lugar
El símbolo que expresa el grado de certeza
Grado de certeza. Un sistema petrolero puede ser identificado en tres
grados de certeza:
Conocido
Hipotético
Especulativo
70 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Nivel de Certeza. Indica la confianza de que una determinada zona de la
roca madre madura ha generado los hidrocarburos en una acumulación. Al
final del nombre del sistema, el nivel de certeza es indicado por:
(!) Para conocidos: una correlación positiva petróleo–roca madre o gas–roca
madre.
(.) Para hipotéticos: en ausencia de una correlación positiva petróleo–roca
madre, evidencias geoquímicas.
(?) Para especulativos: evidencias geológicas o geofísicas.
Extensión geográfica, estratigráfica y temporal. Los sistemas petroleros
están limitados por el tiempo y el espacio. Cada sistema puede describirse en
términos de su propio y exclusivo tiempo y espacios elementos y procesos
(figura 1.31).
Aspectos temporales: un sistema petrolero tiene tres importantes aspectos
temporales:
Edad: es el tiempo necesario para que se dé el proceso de generación
migración y acumulación de hidrocarburos.
Sincronía: es el momento que mejor representa la generación migración y
acumulación de hidrocarburos en un sistema. Un mapa y la sección transversal
trazan el mejor momento crítico muestran la amplitud geográfica y
estratigrafía del sistema.
Tiempo de preservación: ocurre después de la migración y acumulación y no
suceden elementos geológicos posteriores (fracturamiento, pliegues y fallas)
que no permitan la preservación de los hidrocarburos formados hasta ahora
(Magoon and Dow, 1994).
Aspectos espaciales. Cada sistema petrolero puede definirse por su
extensión geográfica y extensión estratigráfica.
71 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Carta de eventos. Una carta de eventos muestra la relación temporal de
los elementos esenciales de un sistema petrolero, también muestra el tiempo
de preservación y el momento crítico para el sistema. Una carta de eventos
puede ser usada para comparar los tiempos de los procesos ocurridos con los
tiempos de los elementos formados.
Tamaño de un sistema petrolero. Incluye el volumen total de
hidrocarburos recuperables que se originó a partir de una única zona de
maduración de la roca madre. Este volumen total se utiliza para compararlo
con otros sistemas petroleros y determinar la eficiencia de generación
acumulación.
Volumen de petróleo. La muestra incluye los hidrocarburos descubiertos,
filtrados y acumulaciones de petróleo y gas. El tamaño de un sistema petrolero
se determina utilizando una tabla.
Eficiencia de la generación acumulación. Es la proporción del volumen
total de petróleo entrampado (en sitio) en el sistema petrolero con el volumen
total de hidrocarburos generado a partir de la zona de maduración de la roca
madre activa.
72 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.31: Muestra la distribución espacial, extensión geográfica y su sección transversal del
sistema petrolero; (modificada de Magoon and Dow, 1994).
Figura 1.32. Mapa de sistemas petroleros regionales del Golfo de México según Ortuño.
73 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Síntesis Sistemas Petroleros de México
A continuación se describen los sistemas petroleros de México cuya distribución
se muestra en la (figura 1.33). En el siguiente capítulo abordaremos en mayor
detalle los sistemas petroleros para las principales cuencas petroleras de
México.
1. Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!)
La roca generadora del Jurásico Inferior y Medio está representada por lutitas
carbonosas de ambiente transicional marino-lacustre, su materia orgánica es
leñosa y amorfa. Estas rocas son precursoras de aceite ligero y gas. La roca
almacén consiste en litarenitas feldespáticas de grano fino, medio a grueso con
porciones de aspecto conglomerático y calizas oolíticas y bioclásticas de la
Formación Huehuetepec. El sello intraformacional son lutitas. Las trampas son
de tipo combinado asociadas a los bloques del rift del Triásico-Jurásico
Temprano. La generación y migración abarca desde el Cretácico Inferior al
Oligoceno (Escalera, A.J.A; Hernández R.U. 2010) (figura 1.33).
2. Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Las rocas generadoras están conformadas por lutitas calcáreas de ambiente de
rampa externa, con materia orgánica de tipo amorfo sapropélica y herbácea, y
son las responsables de generar aceites ligeros y pesados. Los hidrocarburos
son almacenados en arenas depositadas en un ambiente eólico y costero en la
parte Inferior del Oxfordiano. La roca sello está compuesta por una secuencia
de anhidrita del mismo Oxfordiano. Las trampas son bloques rotados,
conformando trampas estructurales con cierres contra falla. La generación y
migración de hidrocarburos ocurre desde el Mioceno al Reciente (Escalera,
A.J.A; Hernández R.U. (2010) (figura 1.33).
3. Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)
La roca generadora corresponde a lutitas y calizas arcillosas del Tithoniano de
ambientes que varían de rampa externa a cuenca con materia orgánica ligno-
74 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
húmica a amorfa-sapropélica. Estas rocas son precursoras de aceites extra
pesados hasta gas seco de acuerdo con la evolución geológica de las provincias
en las que se encuentra. Las rocas almacenadoras principales consisten de
rocas carbonatadas mesozoicas y siliciclásticas cenozoicos. Los sellos
regionales principalmente corresponden a calizas arcillosas, lutitas y de
manera local evaporitas que sobreyacen a las principales rocas almacenadoras.
Adicionalmente se tienen sellos intraformacionales arcillosos principalmente en
el Cenozoico. Los yacimientos se encuentran en trampas esencialmente
estructurales y combinadas de diversos tipos y orígenes. El tiempo de
generación y migración abarca desde el Paleógeno hasta el Reciente (figura
1.33).
4. Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico (∙)
Se postula a las rocas generadoras del Tithoniano que actualmente pueden
generar gas seco. Las rocas almacén son rocas carbonatadas del Mesozoico. La
roca sello es intraformacional por cambio de facies. Las trampas son
estructurales y combinadas con cierre contra falla. La generación y migración
de los hidrocarburos se infiere a partir del Paleoceno al Reciente (figura 1.33).
5. Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior (∙)
Las rocas generadoras son microdolomías laminadas con intercalaciones de
carpetas de algas y anhidrita que muestran cambios de facies evaporíticas a
ambientes marinos de plataforma, la materia orgánica es de tipo bacterial y
algácea que es predecesora de aceite y gas. Las rocas almacén del Cretácico
Medio y Superior son rocas carbonatadas de plataforma y parches arrecifales
asociados a evaporitas. La roca sello está constituida por lutitas y anhidritas
intraformacionales. Las trampas son pliegues suaves y angostos. La generación
inicia a partir del Cretácico Medio al Reciente (Escalera, A.J.A; Hernández R.U.
(2010) (figura 1.33).
6. Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!)
75 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Las rocas potencialmente generadoras consisten de alternancias de anhidritas,
dolomías y carpetas de algas, depositadas en condiciones carbonatadas-
evaporíticas restringidas de aguas someras y por calizas arcillosas de rampa
interna, la materia orgánica es amorfa-algácea y herbácea. Las rocas
almacenadoras del Cretácico Medio son calizas y dolomías de plataforma, para
el Cretácico Superior son rocas carbonatadas de plataforma y talud. Las rocas
sello son calizas arcillosas, margas y lutitas de aguas profundas. Las trampas
son estructurales. La generación inicia a partir del Cretácico Medio al Reciente
(figura 1.33).
7. Cretácico Inferior-Cretácico Medio (?)
Se postulan como rocas generadoras a las secuencias de evaporitas y
carbonatos del Cretácico Inferior y probablemente hasta el Cretácico Medio, se
ha identificado materia orgánica algácea y lignocelulósica, además se han
identificado bitúmenes sólidos, se postula que esta sea precursora de aceite
pesado a ligero. Las rocas almacenadoras potenciales son calizas y dolomías de
plataforma de edad Cretácico Inferior, Medio y Superior. El sello potencial en
las trampas cretácicas corresponden a secuencias evaporíticas intercaladas
entre las calizas y dolomías. Las trampas estructurales son pliegues sutiles
debido a la escasa deformación. La generación inicia en el Eoceno y continúa
hasta la actualidad (figura 1.33).
8. Turoniano-Turoniano (!)
La roca generadora está representada por lutitas y calizas arcillosas de
ambiente de plataforma externa, la materia orgánica identificada es amorfa-
sapropélica que favorece la generación de aceite y gas. Las rocas almacén
consisten en carbonatos fracturados de cuenca y areniscas en las facies
transicionales. El sello consiste en los cuerpos arcillosos que se encuentran
interestratificados en las facies deltaicas y el sello regional son las lutitas del
Terciario Inferior. Las trampas son de tipo estructural y fuertemente
fracturadas en sus crestas de posible origen laramídico. La generación y
76 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
migración del hidrocarburo ocurre del Paleoceno al Reciente (Escalera, A.J.A;
Hernández R.U. 2010) (figura 1.33).
9. Turoniano-Turoniano (∙)
La roca generadora está constituida por las lutitas del Turoniano. Las rocas
almacenadoras son areniscas asociadas a los sistemas deltaicos. El sello son
las rocas arcillosas. Las trampas potenciales son estructurales, anticlinales
asociadas a fallas inversas, conformadas principalmente durante la compresión
laramídica. La generación y migración del hidrocarburo va del Paleoceno al
Oligoceno (figura 1.33).
10. Aptiano-Albiano (∙)
Los cuerpos de lutitas es la unidad generadora de este sistema, se considera
que por su madurez está generada principalmente por gas seco. La roca
almacén son carbonatos de plataforma y de talud. El sello son las lutitas del
Cretácico Superior. Las trampas potenciales son estructurales, anticlinales y
anticlinales asociados a fallas, conformados principalmente durante la
compresión laramídica. La generación y migración del hidrocarburo va del
Paleoceno al Oligoceno (figura 1.33).
11. Cretácico Superior-Cretácico Superior (∙)
Las rocas potencialmente generadoras son lutitas carbonosas depositadas en
ambiente nerítico y batial. Las areniscas siliciclásticas son roca almacén, las
lutitas intraformacionales suprayacentes son la roca sello. Las trampas son
principalmente estratigráficas, son acuñamientos arenosos contra altos de
basamento. La generación y expulsión del hidrocarburo inicia a partir del
Paleoceno hasta el Reciente (figura 1.33).
12. Aptiano-Aptiano (∙)
Las rocas generadoras postuladas son lutitas y calizas arcillosas, la materia
orgánica es de tipo herbáceo, amorfo y leñoso. Las rocas almacén son calizas
de plataforma. El sello son los desarrollos arcillosos intraformacionales. Las
77 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
trampas se caracterizan por ser de tipo estructural, nucleadas por sal con
zonas plegadas y fuertemente fracturadas en sus crestas o con participación
del basamento. La generación y migración del hidrocarburo ocurre del
Cretácico Superior al Reciente (Escalera, A.J.A; Hernández R.U. (2010) (figura
1.33).
13. Paleógeno-Paleógeno (!)
La roca generadora consiste de potentes espesores de lutitas de color gris
oscuro a negro del Paleoceno, Eoceno y Oligoceno que abarcan desde facies
marginales-plataforma-talud. La materia orgánica es principalmente herbácea,
amorfa y maderácea precursoras de gas y condensado. Las rocas
almacenadoras son areniscas de grano fino a medio depositadas en una
plataforma somera de ambientes fluviodeltaicos y de barras costeras. Los
sellos consisten de gruesos cuerpos arcillosos que están interestratificados con
los cuerpos de areniscas. Las trampas son combinadas y consisten en bloques
afectados por fallas normales y estructuras “roll-over” con cierre contra falla,
asociadas a fallas de crecimiento de bajo ángulo de extensión regional. La
generación y migración del hidrocarburo ocurre desde el Eoceno al Reciente
(figura 1.33).
14. Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (!)
Las lutitas carbonosas de ambiente euxínico del Mioceno Inferior conforman a
las rocas generadoras de este sistema, la materia orgánica es amorfa/leñosa, a
partir de ésta se producen principalmente gases húmedos, gases secos, y en
menor cantidad aceite ligero y condensados. Las rocas almacenadoras son las
calizas de plataforma del Mioceno Medio y las areniscas de ambientes
transicionales y de aguas marinas someras del Mioceno Medio, Superior y
Plioceno. Las rocas sello son capas de lutitas intercaladas entre las areniscas
almacenadoras. Las trampas son combinadas asociadas a estratos de
crecimiento con fallas normales, estructuras “roll-over” y pliegues provocados
por inversión de fallas normales, además de trampas estratigráficas. La
78 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
generación y expulsión de los hidrocarburos ocurre a partir del Mioceno
Superior al Reciente (Escalera, A.J.A; Hernández R.U. 2010) (figura 1.33).
15. Mioceno-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (∙)
La roca potencialmente generadora corresponde a lutitas depositadas en
condiciones someras, con algunos intervalos delgados que corresponden a un
ambiente más profundo, o bien, restringido con alto contenido de materia
orgánica. Los intervalos de arenisca del Mioceno Medio-Mioceno Superior, y
posiblemente Plioceno Inferior, constituyen la principal roca almacén. Los
sellos son las mismas lutitas interestratificadas en los sedimentos del Mioceno
Medio al Plioceno. Las trampas son principalmente de tipo combinado
estratigráfica-estructural con cierre contra falla. La sincronía entre la
generación de hidrocarburos y la formación de las trampas está limitada a un
periodo corto del Plioceno al Reciente (figura 1.33).
16. Mioceno Superior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
La roca generadora del Mioceno Superior está constituida por gruesos paquetes
de lutitas donde la materia orgánica es inmadura de tipo amorfo-leñoso
precursor de gas biogénico. Las rocas almacenadoras son areniscas de grano
medio-grueso asociadas a canales y abanicos de piso de cuenca. Los sellos son
las lutitas intraformacionales de varias decenas de metros asociados a facies
de piso de cuenca. Las trampas son combinadas con fuerte componente
estructural, su componente estratigráfica se considera como un abanico de
piso de cuenca en facies de canales y desbordes. La generación y migración del
hidrocarburo se considera que ocurrió del Plioceno al Reciente (Escalera, A.J.A;
Hernández R.U. (2010) (figura 1.33).
Distribución de los Sistemas Petroleros de México
79 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura. 1.33. Mapa de Sistemas Petroleros de México (en Escalera, A.J.A; Hernández R.U. 2010).
I.3. Plays y prospectos y yacimientos
Un “play” es un conjunto de campos o prospectos genéticamente relacionados,
que comparten características similares en ambiente de depósito, rocas
generadoras, trampas, sellos, procesos de carga de hidrocarburos (generación,
expulsión, sincronía, migración, acumulación y preservación) y su tipo de
hidrocarburos (figura 1.34, 1.35, 1.36).
Los objetivos fundamentales de los Estudios de Análisis y Evaluación de Plays
son:
1. Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!)
2. Oxfordiano-Oxfordiano (!)
3.Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) 4. Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico (∙)
5. Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior (∙)
6. Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!)
7. Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior (?)
8. Turoniano-Turoniano (!)
9. Turoniano-Turoniano (∙)
10. Aptiano-Albiano (∙)
11. Cretácico Superior-Cretácico Superior (∙)
12. Aptiano-Aptiano (∙)
13. Paleógeno-Paleógeno (!)
14. Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (!)
15. Mioceno-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (∙)
16. Mioceno Superior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
80 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
1. Determinar el potencial petrolero nacional con base en plays (incluyendo
volumen y riesgo asociado).
2. Dar certidumbre a la cartera de oportunidades y localizaciones exploratorias.
3. Identificar la presencia de nuevas oportunidades exploratorias que
fortalezcan la cartera actual.
Cuando en una porción específica de la cuenca donde se ha identificado la
presencia de un subsistema generador se detallan las características de la roca
almacén (edad, distribución, ambiente de depósito, porosidad, permeabilidad,
espesor, etc.) el análisis se realiza a la escala del Play.
Cuando en una porción específica de la cuenca donde se ha identificado tanto
la presencia de un subsistema generador y de un play, se enfatiza en las
características de la trampa (geometría, edad, mecanismo de formación,
características del sello, etc.), el análisis se realiza a la escala del Prospecto,
el cual por lo general tiene decenas de kilómetros cuadrados de extensión.
• Cuando en una porción especifica de la cuenca donde se ha identificado la
presencia de un subsistema generador, un play y un prospecto que, al ser
perforado encuentra una acumulación comercial de hidrocarburos en el
subsuelo, el análisis se realiza a la escala del Yacimiento. En esta ocasión
volvemos a poner énfasis en la roca almacén pero a la escala de sus
características tanto petrofísicas (micras en la garganta de poro), como de los
fluidos contenidos en ella; es decir, se consideran por primera vez condiciones
dinámicas.
81 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.34; Columna representativa de la litoestratigráficas y los plays del golfo de México. (en
Escalera, A.J.A; Hernández R.U. (2010).
Se ha interpretado que los elementos del Sistema Petrolero Oxfordiano-
Oxfordiano (!) y Oxfordiano-Oxfordiano (∙) se encuentran ampliamente
distribuidos en las porciones terrestres y marinas del sureste de México.
82 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 1.35. Sección estratigráfica con pozos y su posicionamiento en la sísmica para identificar los plays (en Escalera, A.J.A; Hernández R.U. (2010).
Figura 1.36. Distribución de los plays del neógeno en la prospección de yacimientos del
Terciario (en Escalera, A.J.A; Hernández R.U. (2010).
83 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Durante el 2006 se realizó el estudio regional de los 65 plays principales a
nivel nacional, los cuales están distribuidos en 13 proyectos a nivel nacional.
En 2007, se intensificó el análisis y evaluación de plays, implementándose para
tal fin, 20 proyectos, que en su mayoría están enfocados en estudios de
semidetalle en áreas estratégicamente seleccionadas, y se encuentran
distribuidos en los diferentes Activos Regionales de Exploración. Los productos
obtenidos durante el desarrollo de los trabajos de Análisis y Evaluación de
Plays durante 2006 y 2007, incluyen bases de datos de información de
métodos potenciales, sísmica básica y de pozos validadas, líneas, transectos y
cubos sísmicos interpretados estratigráfica y estructuralmente, mapas
paleoambientales, mapas y modelos de facies sedimentarias y, por supuesto,
los mapas de distribución de los plays principales y mapas de evaluación de
riesgo geológico que son empleados para soportar técnicamente las
oportunidades y localizaciones exploratorias, y apoyan a la aplicación de las
herramientas de evaluación económica de plays.
Para alcanzar los objetivos planteados se han implementado programas de
trabajo de acuerdo con la metodología de Play Fairway Analysis, mediante:
Planeación y administración de proyectos y datos, así como integración de
equipos de trabajo.
Reconocimiento del procesos de monitoreo, compilación, selección,
asimilación e integración de datos al contexto geológico de Play Fairway
Analysis.
Reconocimiento de los elementos de los Sistemas Petroleros.
Identificación y mapeo de los Play Fairways e identificación de
oportunidades exploratorias (prospectos).
En la industria del petróleo la generación de valor inicia a partir de las
actividades de exploración, donde los principales productos son la
cuantificación de los recursos prospectivos petroleros así como la incorporación
de reservas.
84 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Los trabajos de exploración petrolera en una cuenca sedimentaria, están
orientados a identificar la presencia y eficiencia de los elementos y procesos
geológicos que conforman el sistema petrolero activo, los cuales son: roca
generadora, roca almacenadora, trampa, sello y sincronización adecuada entre
generación-migración-entrampamiento de hidrocarburos. Posteriormente, con
el conocimiento de estos elementos e información adicional se estiman sus
recursos prospectivos, que a su vez pueden ser transformados en reservas a
través de la perforación de pozos exploratorios y así contribuir a la restitución
de las reservas que son extraídas.
Considerando que el tamaño de las cuencas es de miles de kilómetros
cuadrados y con el propósito de ordenar y optimizar las inversiones de las
actividades de exploración, se ha definido un macroproceso cuyas primeras
tres etapas conforman el negocio de exploración: la evaluación del potencial
petrolero, la incorporación de reservas y la delimitación de yacimientos (Figura
1.37).
Figura 1.37 muestra las etapas principales etapas de proceso exploratorio.
En la etapa de evaluación del potencial petrolero, las primeras actividades que
se realizan tienen como objeto identificar, mapear y jerarquizar las áreas
donde existan mayores probabilidades de encontrar acumulaciones comerciales
85 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de hidrocarburos en el subsuelo, para lo cual se realizan estudios de geología
superficial, geoquímica, gravimetría y magnetometría así como sísmica 2D.
Estos estudios se analizan de manera multidisciplinaria por especialistas en
geología y geofísica quienes estiman el potencial petrolero de esa cuenca,
identifican plays y proponen prospectos para su perforación siendo el objetivo
fundamental comprobar dicho potencial (ESCALERA A.J.A., 2010).
Una vez comprobada la existencia del sistema petrolero, la cuenca pasa a la
etapa denominada incorporación de reservas, donde el objetivo es descubrir
reservas de hidrocarburos a partir de la identificación, jerarquización y
perforación de oportunidades exploratorias que son detectadas por los
geocientíficos con el apoyo de modelos geológicos construidos a partir de la
información de pozos perforados e información sísmica 2D y 3D.
La tercera etapa del proceso es la delimitación de yacimientos y tiene como
objetivo dar certeza a los volúmenes de reservas descubiertas, a partir de un
mejor entendimiento de la geometría y propiedades estáticas y dinámicas de
los yacimientos, lo cual permite conceptualizar con mayor grado de confianza
su desarrollo y explotación futura.
De esa forma, el proceso de exploración liga insumos y entregables en cada
una de sus etapas reduciendo la incertidumbre a medida que las inversiones se
incrementan conforme avanza el proceso de exploración y producción. Estas
tres etapas del proceso exploratorio pueden tomar entre tres y diez años,
dependiendo del grado de complejidad geológica y técnica del objetivo
petrolero así como de los niveles de inversión programados.
A mediados de la década de los noventas dio inicio la implantación en
exploración de una metodología más rigurosa de evaluación económica de
proyectos, bajo un proceso sistemático de evaluación del riesgo de los
elementos del sistema petrolero y estimación probabilística de recursos
prospectivos.
86 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Los recursos prospectivos son utilizados para definir la estrategia exploratoria,
y con ello programar las actividades físicas e inversiones dirigidas al
descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, que permitan restituir las
reservas de los campos actualmente en producción y dar sustentabilidad a la
organización en el mediano y largo plazo. En este contexto, la estrategia
exploratoria está dirigida hacia cuencas del Sureste y del Golfo de México
Profundo en la búsqueda principalmente de aceite, mientras que en las
cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz, continúa enfocándose hacia el
descubrimiento de nuevos campos de gas no asociado.
Conforme a la cadena de valor de la industria petrolera, en exploración la
inversión se orienta en particular a la evaluación del potencial petrolero,
incorporación de reservas y a delimitación de yacimientos. De esta manera se
continúa con el proceso de estimación de recursos prospectivos y se contempla
la conversión de esos recursos en reservas de hidrocarburos a fin de garantizar
la oferta de hidrocarburos requeridos para el desarrollo de la economía
nacional (ESCALERA A.J.A., 2010).
El conocimiento que actualmente se tiene de la distribución geográfica de los
recursos prospectivos en México, ha permitido dirigir la estrategia exploratoria
hacia la búsqueda de aceite, sin descuidar la exploración de gas no asociado de
acuerdo al valor económico y/o a los volúmenes de hidrocarburos estimados
para cada una de las cuencas. Así, las actividades exploratorias serán dirigidas
principalmente a las cuencas del Sureste, productoras tradicionalmente de
aceite, donde en el corto y mediano plazo se espera continuar con la
producción de aceite. En este mismo periodo las cuencas de Burgos y Veracruz
participarán con una importante producción de gas no asociado.
Adicionalmente, se han programado trabajos exploratorios en la cuenca del
Golfo de México Profundo, donde si bien existen mayores riesgos, también se
esperan mayores volúmenes de hidrocarburos a incorporar. Por lo anterior, se
87 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
estima que esta cuenca contribuirá con una producción significativa de aceite y
gas natural en el mediano y largo plazos (ESCALERA A.J.A., 2010).
El reto para Pemex es acelerar la conversión de recursos prospectivos en
reservas para, junto con el desarrollo de campos, contribuir a lograr una tasa
de restitución de reservas probadas de 100 % en 2012 y mantener una tasa de
restitución de reservas 3P por actividad exploratoria superior a 100%. Para
ello, la estrategia exploratoria ha centrado su esfuerzo en los siguientes
objetivos:
Incrementar la probabilidad de éxito geológico en aguas profundas.
Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en las cuencas
del Sureste.
Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no
asociado.
Intensificar la actividad en delimitación para incrementar la
reclasificación a reservas probadas.
Para lograrlo, la exploración se está focalizando hacia las áreas que por su
valor económico y/o estratégico resultan las más atractivas, para lo cual se ha
considerado la información sísmica adquirida, los resultados de los pozos
perforados y de los estudios de plays, así como la capacidad de ejecución y la
cercanía a las instalaciones de producción. De esta manera, el esfuerzo
exploratorio estará alineado durante los primeros años a la siguiente
estrategia:
Proyectos de aceite: enfocados a las cuencas del Sureste para incorporar
reservas de aceite y gas, e intensificar la exploración en la cuenca del
Golfo de México Profundo, sin desatender el resto de las cuencas. Esto
apoyará las acciones dirigidas a mantener la plataforma de producción
actual y lograr la meta de restitución de reservas.
88 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Proyectos de gas natural: orientados a mantener la plataforma de
producción de este tipo de hidrocarburo y contribuir a concretar las
metas de restitución de reservas. Las actividades se enfocarán
principalmente hacia las cuencas de Burgos y Veracruz. Además, se
consolidará el desarrollo de las reservas de gas no asociado descubiertas
en el área de Holok en la cuenca del Golfo de México Profundo.
El logro de las metas anteriores se fundamenta en la ejecución eficiente de las
actividades programadas, donde la adquisición de información, el
procesamiento de datos sísmicos y la interpretación geológica-geofísica,
permitirán identificar nuevas oportunidades y generar localizaciones
exploratorias, así como evaluar el riesgo geológico asociado a las mismas,
fortaleciendo así el portafolio de proyectos exploratorios.
Dada la naturaleza de los proyectos exploratorios, la estimación de los
recursos prospectivos es una actividad continua a la que se necesita incorporar
los resultados de los pozos exploratorios perforados, así como la información
geológica-geofísica adquirida. Por tanto, la caracterización del potencial
petrolero del país será actualizada conforme se cuente con nueva información
o se apliquen nuevas tecnologías (ESCALERA A.J.A., 2010).
Se prevé que la actividad exploratoria permita al cierre de 2010 una
incorporación de 1,071 mmbpce a las reservas 3P, e irá aumentando en el
tiempo hasta alcanzar en 2014 un volumen por encima de los 1,900 mmbpce,
posteriormente a partir de 2021 superará los 2,000 mmbpce hasta el final del
periodo. Así, la tasa de restitución integrada supera el 100% en 2012 para las
reservas 1P, y se mantiene en esos niveles hacia el término del escenario.
A medida que avanza el periodo prospectivo, las reservas 3P a incorporar
provendrán cada vez más de la exploración que se efectúe en aguas profundas
del Golfo de México. Al cierre de 2011 se espera incorporar 846 mmbpce
provenientes de la cuenca de Golfo de México Profundo, y para 2025 se prevé
89 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
que la incorporación llegue a 1,314 mmbpce, por lo que su participación en la
incorporación de reservas 3P pasará de 59.2% a 63.2% entre esos años
respecto al total.
Cabe señalar que la porción profunda de la cuenca del Golfo de México se ubica
en tirantes de agua superiores a 500 metros, y abarca una superficie
aproximada de 575,000 km2. Con base en la información hasta ahora
adquirida, se han identificado nueve provincias geológicas, distribuidas en tres
proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido
(ESCALERA A.J.A., 2010).
90 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II. CUENCAS DEL NORESTE DE MÉXICO
Objetivo específico
El participante identificara los elementos más importantes del sistema
petrolero en las Cuencas del Noreste de México, que dan lugar a los
yacimientos de gas no asociado y de condensados que se encuentran en estas
cuencas, y reconocerá los tipos de yacimientos presentes, así como las etapas
de generación y maduración de los mismos.
II.1. Sabinas
Localización
Esta provincia se ubica en el noreste de México y abarca parte de los estados
de Coahuila y Nuevo León. Limita al sur con las Provincias Cinturón Plegado de
la Sierra Madre Oriental, Parras–La Popa y Plataforma de Coahuila, al occidente
con Chihuahua, al oriente y norte con los EUA, incluye la Plataforma del Burro
Picachos y es productora de gas seco (figura 2.1).
91 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.1. Mapa de localización de la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos. (Escalera,
A.J.A; Hernández R.U; 2010).
II.1.1. Estratigrafía y Ambientes sedimentarios
La columna sedimentaria (figura 2.2) descansa sobre bloques altos y bajos de
basamento cristalino (ígneo-metamórfico) de edad Permo-triásica, el relleno de
las fosas tectónicas se inició en el Triásico Tardío con depósitos de lechos rojos
derivados de la erosión de los paleo-elementos positivos, así como rocas
volcánicas producidas durante el proceso de “rifting”.
92 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.2. Columna estratigráfica de las Cuencas de Sabinas y Burgos. (Modificada de Escalera
y Hernández, 2010).
El depósito de evaporitas de la formación Minas Viejas a partir del Calloviano
marca el inicio de la incursión marina en cuencas restringidas productos de la
etapa de “rifting”. A principios del Oxfordiano la transgresión inunda gran parte
de la cuenca y se depositan grainstones oolíticos de la Formación Novillo sobre
los flancos de los altos de basamento. Del Oxfordiano al Kimmeridgiano
continuó el depósito de evaporitas pertenecientes a la Formación Olvido; en la
parte tardía del Oxfordiano, la sedimentación sufrió un cambio notable, el mar
adquirió carácter transgresivo ocasionando que en la mayor parte del Golfo de
Sabinas se precipitaran rocas carbonatadas (lodos–peletoides).
Al continuar la transgresión, durante el Kimmeridgiano Temprano, se
establecieron sobre las evaporitas rampas carbonatadas en las que se
depositaron calizas de agua somera de la Formación Zuloaga. Las calizas,
evaporitas y capas rojas de la Formación Olvido retrocedieron a las partes más
internas, mientras que hacia los bordes de la cuenca continuó la sedimentación
de areniscas y conglomerados rojizos de la Formación La Gloria.
Hacia el final del Jurásico y principios del Cretácico (Kimmeridgiano-
Berriasiano) la cuenca recibió un fuerte aporte de sedimentos siliciclásticos
provenientes de los elementos positivos, depositándose conglomerados,
areniscas y lutitas carbonosas de la Formación La Casita (Hernández-H., A. y
Nieto-C., D. 1982) (figura 2.3). Estas facies fueron cubiertas del Berriasiano
al Barremiano por secciones conglomeráticas de las Formaciones San Marcos y
Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia la parte central se
depositó una secuencia de terrígenos finos, rocas carbonatadas de cuenca y de
borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta energía de las
Formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen.
93 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.3. Modelo de facies del Jurásico La Casita (Hernández-H., A. y Nieto-C., D. 1982).
Al principio del Neocomiano se depositaron dos facies pertenecientes a la
Formación Menchaca que son: a. Facies calcáreo-arcillosas, estas se
encuentran distribuidas preferentemente hacia el centro de la cuenca, hacia el
oriente es notorio el incremento de arcillosidad de estas facies. b. Facies de
clásticos, esta unidad varía hacia los bordes de la Cuenca correlacionándose
hacia el suroeste y noroeste con la parte inferior de las Formaciones San
Marcos y Hosston y al sureste con la Formación Taraises. La fauna índice
correspondiente a la Formación Menchaca indica que su edad varía del
Berriasiano al Valanginiano.
Esta sedimentación terrígena continúa hasta el Hauteriviano Temprano en la
región occidental de la cuenca (Formación Barril Viejo), interrumpiéndose en
forma importante al crearse hacia la región centro-oriental del área,
condiciones apropiadas para la precipitación de rocas carbonatadas de
94 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
plataforma de la Formación Padilla que corresponden a un evento transgresivo
del Hauteriviano Tardío, sobre una extensa plataforma donde se desarrolló una
zona lagunar por el crecimiento de parches arrecifales progradantes hacia el
sur y oriente de la Cuenca, que impedían una libre circulación de las aguas en
el área de la laguna.
La Formación Padilla se distribuye principalmente en la parte central de la
Cuenca de Sabinas, asociado a facies de bancos arrecifales, delimitado al norte
y poniente por cambio de facies a terrígenos de las Formaciones Hosston y San
Marcos, al sur cambia a clásticos de la Arcosa Patula, en tanto que al oriente
cambia a carbonatos de facies post arrecifales de la Formación Cupido.
A principios del Barremiano se depositó hacia la porción sur occidental, una
secuencia de clásticos finos (lutitas y limolitas) correspondientes a la
Formación La Mula, creándose hacia la etapa tardía de esta edad, un ambiente
propicio para la precipitación de rocas carbonatadas, dolomías y evaporitas de
la Formación La Virgen (figura 2.4) como resultado de las condiciones de
restricción creadas al continuar el ya citado crecimiento arrecifal (Arrecife
Cupido).
La distribución de esta formación se restringe principalmente a la parte central
de la Cuenca de Sabinas y está delimitada al norte y oeste por cambio de
facies con la Formación Hosston, al SW con las formaciones Patula y San
Marcos, al este-sureste con la facies postarrecifal de la Formación Cupido.
Cabe hacer notar que la Formación La Virgen ha sido informalmente
subdividida en cinco miembros de la base a la cima, siendo estos: el Miembro
I: Calcáreo-dolomítico; Miembro II: Anhidrítico ligeramente dolomitizado;
Miembro III: Calcáreo-arcilloso ligeramente anhidrítico; Miembro IV:
Calcarenítico; Miembro V: Calcáreo con intercalaciones de anhidrita.
En el Aptiano Temprano se depositaron rocas carbonatadas de la Formación
Cupido con las cuales se define la presencia de una amplia plataforma, limitada
95 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
hacia el oriente por el crecimiento del complejo arrecifal, desarrollándose una
zona de aguas profundas hacia el sureste en donde se depositaron calizas de
mar abierto de la Formación Tamaulipas Inferior.
Figura 2.4. Modelo de facies del Cretácico Inferior Formación La Virgen (Hernández-H., A. y
Nieto-C., D. 1982).
En el Aptiano Tardío se inició una transgresión que originó nuevamente
condiciones de mar abierto y aguas relativamente profundas, depositándose
las lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenas de la
Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila.
Durante el Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de
mar abierto de las Formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown,
las que gradúan a calizas de plataforma de las Formaciones Aurora, Glenn
Rose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos.
La Formación Glenn Rose está caracterizada por parches arrecifales (rudstone-
bafflestone) constituidos de rudistas y bioclastos, y carbonatos de tipo
96 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
periarrecifal (floatstone) compuestos de fragmentos de rudistas y ostras en
una matriz de wackestone-packstone, depositados en una plataforma interna a
media.
Durante el Cenomaniano una nueva transgresión estableció condiciones de
plataforma abierta en gran parte de la cuenca depositándose las Formaciones
Del Río y Buda. Hacia el Cenomaniano Tardío-Santoniano se depositaron
calizas de plataforma media a externa de las Formaciones Eagle Ford y Austin.
Al final del Cretácico empezaron los levantamientos de las áreas continentales
en la parte central de México como primeros efectos de la Orogenia Laramide.
Esto ocasionó el incremento en el material terrígeno y el depósito de facies
deltaicas de las Formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondidos, como
parte de un sistema regresivo, estas formaciones en general se le conocen
también como Grupo Navarro-Taylor. El modelo sedimentario integrado
Jurásico-Cretácico se presenta en la figura 2.5.
Figura 2.5. Modelo sedimentario Jurásico-Cretácico (Hernández-H., A. y Nieto-C., D. 1982).
97 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.1.2. Geología Estructural
Anticlinal de Oballos: este anticlinal es el más identificable debido a que se
encuentra muy sep
Los estilos estructurales están relacionados a la presencia y espesor de la sal
Jurásica y evaporitas del Barremiano, presentándose principalmente
anticlinales con doble buzamiento y orientación noroeste-sureste limitados por
cabalgaduras o fallas inversas, convergencia tanto hacia el suroeste como al
noreste como resultado de la influencia de los bordes de los elementos
paleotectónicos de Coahuila y Tamaulipas. Algunos de estos anticlinales están
intrusionados por sal y se presentan estructuras de inversión que involucran al
basamento (Eguiluz, 2001; Aranda et al., 2008a, 2008b; Peterson et al.,
2008).
La cuenca se encuentra comprendida por provincias paleotectónicas las cuales
son:
Sinclinal de Coahuila: Se tienen principalmente dos tipos de plegamiento. A)
Anticlinales alargados estrechos de flancos asimétricos, recostados y fallados
guardando paralelismo con la Península de Tamaulipas, estas estructuras se
encuentran por las Sierras de San Blas, Padilla y Las Abejas. B) Pliegues
anticlinales amplios con tendencia dómica, cuyos ejes buzan con echados
suaves, su deformación se relaciona con el movimiento ascendente de la sal
evidenciada por la presencia de evaporitas observadas en núcleos de
anticlinales erosionados, esto se encuentra evidenciado por las Sierras de
Pájaros Azules y Baluarte.
Sinclinal Tamaulipeco: Se tienen anticlinales con flancos de inclinación suave y
poco relieve, de tipo dómico alargado, como se observa en la Sierra de
Peyotes.
Geoanticlinal del Golfo: las estructuras debidas a la Orogenia Laramide no son
observables debido a los efectos sedimentológicos causado por las regresiones
98 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de los mares. Los espesores tan potentes de las arenas depositadas fueron
determinados para el desarrollo de una tectónica gravitacional, siendo
comunes las fallas normales con orientación Norte-Sur.
Anticlinal Menchaca Sacramento: Se encuentra erosionado en la parte central
su orientación es 35° al NW-SE y el relieve varía de 1250 a 2100 msnm. Sus
ejes tienen una dimensión de 17 por 45 Km. Hacia su parte SW es ligeramente
asimétrico.
Anticlinal Cristo Capulín: Es una sierra alargada y angosta con un potrero
central, se encuentra orientada NW-SE con 25° a 43° y su relieve va de 850 a
1600 msnm. Las dimensiones de sus ejes son de 8 por 107 Km. Este anticlinal
es asimétrico en su porción central.
Anticlinal San Blas: Se presenta como una sierra alargada y angosta con una
elevación sobre el nivel del mar entre 850 y 1700m. Sus ejes miden 8 por 45
Km. Presentando asimetría e inclusive recostamiento en su flanco NE. Su
orientación es NW 50° SE.
arada de las otras estructuras; además, de su forma alargada, angosta y el
potrero que presenta en su eje más ancho, sus altitudes varían de 500 a 1300
msnm. Las dimensiones de sus ejes van de 9 a 63 Km y tiene una orientación
NW35°SE; en el buzamiento NW se presenta asimétrico, presentando fallas de
desplazamiento en la porción oeste debido a la plasticidad de la Formación la
Virgen.
Anticlinal Santa Rosa: es la prolongación de la Sierra Hermosa de Santa Rosa,
su relieve es de 1500 m en su parte más alta, las dimensiones de sus ejes va
de 10 a 15 Km, presentado una orientación N-S y es asimétrico hacia su parte
SW. (Hermelindo Ramírez Guzmán A. 1990).
De forma muy general se observan en la cuenca cuatro estilos estructurales
(figuras 2.6 y 2.7): Pliegues anticlinales alargados, estrechos, disarmónicos y
99 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
bifurcados donde las evaporitas jurásicas están presentes, anticlinales de alto
relieve con núcleos erosionados hacia los márgenes de la cuenca donde las
evaporitas jurásicas están ausentes, estructuras de relieve suave, cubiertas
por rocas más jóvenes desarrolladas en el área de influencia de la Península de
Tamaulipas y estructuras anticlinales tipo caja y dómicas hacia las áreas de la
cuenca, en donde las evaporitas tienen los mayores espesores (Alfonso, 1976;
Eguiluz, 2001).
Figura 2.6. Sección estructural de la Cuenca de Sabinas mostrando los estilos de deformación.
(Pemex-IMP, 2000).
II.1.3. Tectónica
La historia tectónica de la región en la que se encuentra la Cuenca de Sabinas
se remonta al Paleozoico Tardío cuando las Placas de Sudamérica-África y
Norteamérica colisionaron formando la Pangea. Este evento formó el cinturón
orogénico Marathon-Ouachita del Mississippico Tardío al Pérmico Temprano,
conformando la zona de sutura de la colisión continente-continente.
A partir del Triásico Tardío inició la segmentación y “rifting” de la Pangea que
duró hasta el Calloviano, manifestándose por atenuación del basamento en el
área, el cual se expresa como altos de basamento (Isla de Coahuila, Península
de Tamaulipas, y altos Picacho y San Carlos), bajos de basamento (Cuencas de
100 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Sabinas y Magicatzin) y fallas laterales de grandes extensiones que los limitan
(Mojave-Sonora, San Marcos y La Babia).
Figura 2.7. Estilos de deformación de la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos (Eguiluz,
2001).
El sistema de fallas regionales de desplazamiento lateral izquierdo jugó un
papel importante para permitir el desprendimiento del bloque Yucatán en esta
etapa de “rifting” en su porción occidental (Pindell et al., 2002). El fallamiento
de desplazamiento lateral izquierdo y el fallamiento normal asociado
(transtensión) generaron fosas, destacando la formación de la Cuenca de
Sabinas (figura 2.8).
Sedimentos de lechos rojos, evaporitas e intrusiones de diques de composición
riolítica a andesítica caracterizaron esta etapa. El movimiento del fallamiento
lateral y la extensión asociada culminó en el Oxfordiano Temprano, cuando dio
inicio la etapa de generación de corteza oceánica en el Golfo de México que
101 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
duró hasta el Berriasiano, posterior a esto una etapa de subsidencia térmica
caracterizó a todo el Golfo de México y Cuencas circundantes. Los rasgos de
basamento formados en la etapa de “rifting” influyeron significativamente en la
sedimentación continental y marina desde el Jurásico Tardío hasta el Cretácico
Tardío; y en el plegamiento y fallamiento laramídico ocurrido a fines del
Cretácico hasta el Eoceno (figura 2.9).
La etapa de margen pasivo culminó en esta región con el inicio del evento
orogénico Laramídico, el cual está relacionado con el efecto del cambio de
vergencia de NW a SE, y de la velocidad en la subducción de la Placa Farallón
con el borde continental oeste de la Placa de Norteamérica. Este evento
tectónico es el responsable de la deformación contraccional que prevalece en el
área de la reactivación de fallas de basamento y movilización de sal.
Figura 2.8. Reconstrucción continental para el Jurásico Temprano. (Pindell et al., 2002).
102 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.9. Diagramas de evolución tectónica de la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos.
(Pemex-IMP, 2000).
II.1.4. Sistema Petrolero
En la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos se han identificado tres
sistemas petroleros, relacionados a rocas generadoras del Tithoniano, Aptiano
y Turoniano. Estos sistemas petroleros productores de gas y condensado, se
distribuyen ampliamente en esta cuenca. Las características geoquímicas del
contenido orgánico y sobre madurez definen a las rocas del Tithoniano como la
principal roca generadora en esta Provincia petrolera y su principal roca
almacén de acuerdo con su volumetría de hidrocarburo producida, es de edad
Barremiano (Formación La Virgen), por lo que se le califica como un sistema
petrolero conocido.
Se han identificado otras rocas generadoras de edad Aptiano y Turoniano, sin
precisar su participación con los yacimientos, por no contar con indicios más
103 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
precisos de correlación que permitan analogar entre la roca generadora y las
rocas almacén, por lo que se le califican como hipotéticos (∙). Los resultados
del modelado geológico-geoquímico indican que la Formación La Casita es el
principal subsistema generador que alimenta a los yacimientos más
importantes de las Formaciones La Casita, La Virgen y Cupido, en tanto que los
subsistemas generadores del Aptiano La Peña y Turoniano Eagle Ford
participan en menor proporción en la carga de los yacimientos de la Peña y
Austin, respectivamente, sin embargo, podrían ser de gran importancia para
los plays de la Plataforma de Tamaulipas y Área Piedras Negras, cabe
mencionar que al menos el Turoniano es un sistema petrolero conocido en los
EUA que se desarrolla actualmente la explotación de “gas shale” y en México
tiene un potencial, siendo un sistema.
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior
Las rocas de edad Tithoniano son las principales generadoras que aportaron las
cantidades de hidrocarburos más significativa a las rocas almacén de las
Formaciones Olvido, La Gloria, La Casita, Cretácico Barril Viejo, Menchaca,
Padilla y La Virgen. Esta última roca almacén tiene la mayor volumetría
producida para calificarla como el principal y más productivo sistema petrolero
de la cuenca.
Roca generadora
En la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos la principal roca generadora
se ubica en la parte inferior de la Formación La Casita de edad Tithoniano, se
distribuye regionalmente a lo largo y ancho de la cuenca y en la columna
sedimentaria alcanzan profundidades en los depocentros del orden de 4,000-
8,600 m, sus características geoquímicas se definen mediante los análisis de
laboratorio por la técnica de pirólisis (figura 2.10) a muestras de canal de
pozos exploratorios que definen un valor de carbono orgánico >4% en los
depocentros y una disminución gradual < 1% hacia los elementos positivos
(Isla la Mula), en relación a su grado de madurez estas son inmaduras en los
paleoelementos altos (< 0.5% Ro) y que cambia gradualmente hacia los
104 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
depocentros donde llega a ser sobremadura (> 1.2% de Ro). La materia
orgánica es de un kerógeno de tipo III que es precursor de gas (Román R.
2001). Los datos isotópicos de gases (figura 2.11) disponibles para esta
cuenca y el Área Piedras Negras indican que se trata de gases termogénicos
(Román, 2001) Por otra parte, los gases de Sabinas presentan una
sobremadurez.
Figura 2.10. Registro geoquímico representativo de la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-
Picachos que muestra las características geoquímicas de COT que identifican a las principales
rocas generadoras (Román, 2001).
Las Formaciones La Gloria y Olvido del Kimmeridgiano están constituidas por
secuencias de areniscas arcósicas y conglomeráticas con porosidades
intergranular de 3 al 7%, incrementadas por el fracturamiento natural, su
distribución solo se ha detectado dentro de la ésta provincia con espesores que
varían de 50 a 200 m, se tiene un campo productor de gas seco.
105 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.11. Gráficos de Isotopía que delimitan las familias de gases y su madurez en la
Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos (Román, 2001).
Las facies deltaicas de la Formación la Casita de edad Tithoniano están
constituidas por areniscas calcáreas de grano medio a fino de cuarzo y
feldespatos, así como por calizas areno-arcillosas y en menor proporción
mudstone a wackestone; con porosidad primaria intergranular de 3 al 7% y en
donde se ve afectado por fracturas alcanza valores de 12 a 20%. Su
distribución se restringe a la Cuenca de Sabinas con espesores que varían de
50 a 200 m y en ella se ha desarrollado siete campos.
La Formación Padilla tiene rocas almacén que están constituidas por una
secuencia de microdolomías intercaladas con mudstone arcilloso, areniscas de
grano fino, limolitas rojizas y horizontes delgados de anhidritas, así como
algunos desarrollos de packstone a grainstone, su porosidad primaria es de 3 a
6%, en tanto que su permeabilidad se relaciona al fracturamiento de la roca,
tiene espesores que varían de 50 a 600 m y se han desarrollado tres campos.
Adicionalmente la Formación La Virgen del Cretácico inferior, tiene producción
en secuencias de mudstone-wackestone de bioclastos que varían a
wackestone-packstone y en partes a grainstone de ooides, bioclastos y
miliólidos, así como horizontes de microdolomías y esporádicas laminaciones
intercaladas de anhidrita, la porosidad primaria varía de 3 a 7%,
106 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
incrementándose hasta un 12% por el fracturamiento, tiene espesores que
varían de 50 a 450 m y en estas facies se tiene un campo con la principal
producción de hidrocarburos de la Cuenca de Sabinas.
También dentro del Cretácico Inferior las facies arrecifales de la Formación
Cupido han tenido producción de gas en tres campos. Estas rocas están
constituidas por packstone a grainstone de color gris oscuro en estratos
delgados a gruesos con esporádicas intercalaciones de arcillas y nódulos de
pedernal, también existen zonas de bancos de Rudistas, su porosidad es de 8 a
14% y asociadas también al fracturamiento natural de la roca.
Roca sello
La roca sello para el almacén del Oxfordiano son los depósitos evaporíticos de
la Formación Olvido; para los almacenes del Kimmeridgiano el sello son los
horizontes arcillosos del Tithoniano (Formación La Casita); para las facies
deltaicas de la Formación La Casita el sello lo constituyen las facies arcillosas
de la parte superior de la misma formación con espesor de 50 a 300 m; el sello
para los almacenes del Cretácico Inferior (Formación Padilla) son los depósitos
arcillosos de la Formación La Mula su espesor es de 300 m, para la Formación
La Virgen su sellos son intraformacionales constituidos por los cuerpos
anhidríticos de esta formación con espesor de 250 a 450 m; para el
Hauteriviano (Cupido-arrecifal) se considera el sello a los depósitos arcillosos
de la Formación La Peña.
Elementos del Sistema Petrolero Aptiano-Aptiano (∙)
Conformado por la Formación La Peña como subsistema generador que carga a
la Formación Cupido, así como a la misma Peña en sus facies almacenadoras.
Este sistema está clasificado como hipótetico (∙).
107 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Roca generadora
En el Aptiano Tardío se inició una transgresión que originó
nuevamente condiciones de mar abierto y aguas relativamente
profundas, depositándose margas, lutitas y calizas arcillosas de la
Formación La Peña en estratos que varían de laminares a delgados
cuyos valores de COT varían en un rango de 0.2 % hasta mayores a 3.0
% en el área interpretada que cubre Piedras Negras, Monclova y Nuevo
Laredo.
Roca almacenadora
Las rocas almacén del Aptiano (Formación La Peña) están relacionadas a las
facies calcareníticas representadas por secuencias litológicas que varían de
mudstone a grainstone intercaladas con areniscas calcáreas y calizas areno-
arcillosas; tienen porosidad efectiva del 3 al 7%, su espesor va de 20 a 180 m.
Su distribución se restringe a la Plataforma de Tamaulipas y en estas facies se
han descubierto seis campos.
En la Formación Edwards se tienen rocas almacenadoras en su facie arrecifal–
calcarenítica caracterizada por sedimentos de bancos carbonatados arenosos
relacionados a condiciones prearrecifales donde se favorece la porosidad y
permeabilidad, tiene espesores de 20 a 180 m, se restringe a la Plataforma de
Tamaulipas y a la fecha se tiene un solo campo.
Roca sello
El sello considerado para las facies calcareníticas de la Formación La Peña son
los desarrollos arcillosos intraformacionales de esta unidad estratigráfica, para
la Formación Edwards Arrecifal el sello son los depósitos arcillosos de la
Formación Del Río.
108 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Elementos del Sistema petrolero Turoniano-Turoniano (∙)
Este es un sistema petrolero que está clasificado como hipotético (∙), por las
características sedimentológicas de estas rocas se consideran como potenciales
rocas generadoras apoyadas con los datos de riqueza orgánica existentes en el
área, es necesario comprobar con más estudios geoquímicos y establecer los
patrones de isotopías de kerógeno de las roca generadora y su relación con los
productos que se explotan con el fin de ratificar si es una roca generadora
efectiva.
Roca generadora
Está representada por lutitas y calizas arcillosas depositadas de la Formación
Eagle Ford del Turoniano en un ambiente de plataforma externa con espesores
netos de 28 a 300 m y valores de COT que van de regular (0.6 %) hasta
excelente (5.0 %). La madurez reportada se presenta en el rango de inmaduro
(0.2 %) hasta de sobre maduro (> 1.2 %) hacia las áreas de Monclova y
Nuevo Laredo. El kerógeno observado para este subsistema es de tipo II y III,
precursor de aceite y gas.
Roca almacenadora
Las rocas almacén del Turoniano (Formaciones Austin -Eagle Ford) están
constituidas por mudstone a wackestone de bioclastos con intercalaciones de
lutitas y en algunas partes cretosa de las Formaciones Austin y Eagle Ford. La
porosidad efectiva varían de 3 al 7%, la cual aumenta notablemente con el
desarrollo de fracturas, por lo que es considerado como un típico yacimiento
naturalmente fracturado, tiene espesores que varían de 50 a 600 m. Su
distribución es regional tanto en la Cuenca de Sabinas como la Plataforma de
Tamaulipas, en estas rocas se tiene producción en cuatro pozos.
En el Cretácico Superior el Grupo Navarro Taylor integrado por las Formaciones
Upson Clay, Olmos, San Miguel y Escondido, forman parte del Play Navarro–
109 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Taylor Cretácico Superior Deltaico / Relleno de Canales; está constituido por
una alternancia en mayor o menor grado de areniscas, lutitas y limolitas con
porosidades de 2 a 10% y espesores de 50 a 2,000 m. Recientemente se
perforaron 4 pozos donde se logró establecer producción de gas en estas rocas
en la Plataforma de Tamaulipas.
Roca sello
Para la roca almacén del Grupo Navarro Taylor la roca sello son los mismos
depósitos arcillosos que se encuentran interestratificados con las facies
deltaicas y la columna del Terciario Inferior.
Trampas
Las trampas de los campos productores de la Cuenca de Sabinas en
yacimientos del Cretácico se caracterizan por ser de tipo estructural, nucleadas
por sal con zonas plegadas y fuertemente fracturadas en sus crestas. Otro tipo
de trampas relacionadas a zonas plegadas con fallamiento y participación de
basamento de posible origen laramídico, están presentes en la cuenca.
Existen también trampas de tipo estratigráfico asociadas a cuñas
estratigráficas contra paleoelementos positivos, y aquellas con cambios
laterales de facies arenosas a arcillosas, como por ejemplo en el área de
Peyotes-Plataforma de Tamaulipas y en el área de Piedras Negras.
Procesos del Sistema Petrolero
La actuación de los procesos físico-químicos en el contenido orgánico de las
rocas generadoras del Tithoniano para producir la generación de hidrocarburos
se representa a través de las curvas de subsidencia, éstas muestran los
tiempos en que la roca generadora entra a la ventana de generación de
hidrocarburos, la roca del Tithoniano alcanza muy temprano la ventana del
petróleo de una manera regional en rangos 112-65 M.a., apoyado en la
historia geológica de la cuenca de Sabinas, la información geológica y
110 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
geoquímica que de ellos se obtiene, de forma tal que los diversos parámetros
calculados concuerden con los parámetros reales obtenidos en los pozos. De
esta manera se puede simular, en tiempo geológico, la transformación de la
materia orgánica contenida en las rocas generadoras que es representada por
la evolución de un parámetro de madurez térmica, que correlaciona con la
generación de los hidrocarburos en el tiempo geológico. La ventana de
generación de hidrocarburos representada en los diagramas de sepultamiento
o los modelos 2D pueden funcionar de igual forma para las diferentes rocas
generadoras en diferentes áreas. En la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-
Picachos el contenido orgánico de las rocas del Tithoniano han sufrido un
efecto bastante severo por los procesos físico-químicos a profundidad a través
del tiempo geológico, que actualmente se ubica en la ventana de generación
de gas como lo indican los análisis isotópicos de gases y como lo indica los
análisis isotópicos de gas y los tiempos de inicio de generación se ubican en
rangos de 112 a 65 M.a.
Los resultados de los modelado 2D indican que los subsistemas generadores
empezaron a funcionar en la parte sur, antes que en la porción central y norte
debido a que la cuenca se profundizó hacia esta región, por lo que la
Formación La Casita comenzó a generar hidrocarburos aproximadamente en el
Aptiano (120 M.a.) e inició la expulsión en 116 M.a. aproximadamente, la Peña
generó hace 98 M.a, mientras que Eagle Ford lo realizó hace 68 M.a. Se
interpreta que la presencia de anhidrita jugó un papel importante en la
estructuración del área a diferencia del sector Lampazos que sólo presenta
deformación diferencial por la reactivación de fosas y pilares triásicos durante
la contracción laramídica (48-33 M.a.) conformando los anticlinales y
sinclinales presentes en esta área. La generación de trampas que permitieron
la acumulación de hidrocarburos previas a este evento tectónico, obedece
principalmente a la influencia halocinética de las evaporitas, en el área Sierra
La Gloria-Sierra Pájaros Azules. Durante la Orogenia Laramide algunas de esas
estructuras se afectaron permitiendo una remigración de los hidrocarburos que
111 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
pudieron en algunos casos, alojarse en nuevas estructuras creadas de manera
sincrónica a ese evento tectónico.
De acuerdo con el modelado 2D, las principales facies almacenadoras cargadas
son; La Gloria, en sus facies clásticas; La Casita en áreas como Lampazos,
Piedras Negras; La Virgen en pequeños volúmenes en las áreas de Lampazos,
Sierra La Gloria-Sierra Pájaros Azules, y por último en las Calizas Monclova.
Considerando los resultados del modelado se puede concluir que para esta
área el principal subsistema generador es La Casita, mientras que los
subsistemas Eagle Ford y La Peña tuvieron un periodo corto de funcionamiento
ya que los efectos de la Orogenia Laramide los levantaron y sacaron
prematuramente de la ventana de generación (48 M.a.).
En el modelado 2D se observaron dos etapas de migración asociadas a la
deformación estructural; una ligada al movimiento halocinético prelaramídico
(145-83 M.a.) y otra asociada al movimiento compresional laramídico (48-32
M.a.), siendo esta última la que propició la remigración de los hidrocarburos
entrampados durante la etapa halocinética.
La tabla de eventos (figura 2.12) resume los procesos y elementos esenciales
del sistema petrolero en el tiempo, en ella se incluye la edad geológica para
cada uno de ellos, así como la relación que guardan entre si y el tiempo de
preservación y el momento crítico considerando el tectonismo que podría
afectar la conservación de los sistemas petroleros en esta cuenca.
Estos sistemas petroleros se distribuyen a lo largo y ancho de la Provincia
Sabinas-Burro-Picachos, coincide con la roca generadora La Casita (figura
2.13), principal subsistema generador que provee los hidrocarburos gaseosos a
los plays más importantes del Oxfordiano, Kimmeridgiano, Tithoniano y parte
de Cretácico Inferior.
112 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros
Los subsistemas generadores postulados del Aptiano (Formación La Peña-
figura 2.14) y Turoniano (Formación Eagle Ford figura 2.15) y de acuerdo a los
modelos 2D restaurados en tiempo geológico, tienen una distribución más
restringida en la Península de Tamaulipas.
Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros
La extensión estratigráfica de los elementos de estos sistemas petroleros en la
Provincia Sabinas- Burro-Picachos está plenamente comprobado, el Tithoniano
La Casita es el principal subsistema generador conocido en una etapa de
sobremadurez de la materia orgánica, que provee los hidrocarburos gaseoso a
los plays más importantes (La Casita, La Virgen y Cupido) , y su presencia se
manifiesta en las acumulaciones de los niveles estratigráficos del Jurásico,
Cretácico Inferior y Cretácico Superior (figura 2.16). En tanto que los
subsistemas generadores Eagle Ford y La Peña participaron en menor
proporción en la carga de los yacimientos (Rocha-N., A. M., Cruz-M., D.E.
2008).
113 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.12. Diagrama de sincronía de los Sistemas Petroleros de la Provincia Sabinas-Burro-
Picachos. Rocha-N., A. M., Cruz-M., D.E. (2008).
Figura 2.13. Distribución geográfica en la Provincia Sabinas-Burro-Picachos del principal
Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior (!).
114 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.1.5. Producción y Reservas 3P
La exploración en la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos se inició en la
década de 1930 con la perforación de los pozos San Marcos-1 y San Marcos-2.
Durante los años 50 y 60 se perforaron varios pozos que mostraron
importantes manifestaciones de gas en Formaciones del Cretácico y Jurásico.
Sin embargo, es hasta 1975 con la terminación del pozo Buena Suerte-2A,
productor de gas seco en dolomías del Play Padilla, que se establece
producción en la cuenca. Este descubrimiento fue seguido en 1976 por el pozo
Monclova-1, detonando el desarrollo en esa provincia. Con el desarrollo de los
campos Monclova-Buena Suerte, Lampazos y Florida la cuenca alcanzó su
producción máxima histórica de 158 millones de pies cúbicos diarios de gas en
1979 (figura 2.17). En los años siguientes la producción declinó hasta menos
de 10 millones de pies cúbicos diarios en 1991. De 1992 a 1995, con el
desarrollo del campo Merced la producción de la cuenca experimentó un
repunte para alcanzar los 58 millones de pies cúbicos diarios. Con el desarrollo
de los campos Forastero y Pirineo la producción de esta provincia se ha
elevado nuevamente hasta alcanzar los 61 millones de pies cúbicos diarios en
2008. Esta cuenca ha acumulado más de 441 mil millones de pies cúbicos de
gas provenientes de 23 campos descubiertos. La aplicación de nuevas
tecnología y herramientas tales como la adquisición e interpretación de sísmica
tridimensional y sus atributos, toma de registros de imágenes, aplicación de la
perforación bajo balance, pozos de alto ángulo y trabajo en equipo
multidisciplinario han contribuido al descubrimiento de nuevos yacimientos, a
incrementar las reservas remanentes y a revitalizar esta provincia (Muñoz-
Cisneros et al., 2008). Los campos más importantes son Monclova-Buena
Suerte, Pirineo, Merced, Forastero, Lampazos y Minero. Las reservas
remanentes estimadas para esta provincia son de más de 280 mmmpc de gas.
(Producción acumulada y reservas 3P están incluidas en la Cuenca de Burgos).
115 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Recursos Prospectivos
Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que
se esperan recuperar asociados a una estrategia exploratoria.
Para definir los recursos prospectivos de cada cuenca petrolera los insumos
principales son la información geológica-geofísica de la cuenca, sus plays, sus
oportunidades exploratorias asociadas, así como los campos existentes o en su
caso campos análogos; mediante una simulación probabilística de estos
elementos, se obtiene una distribución volumétrica afectada por una
probabilidad de éxito.
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia
Petrolera Sabinas-Burro-Picachos abarca el 0.57 % de los recursos totales a
nivel nacional, con una media de cerca de 0.3 mmmbpce.
Figura 2.14. Extensión geográfica del sistema petrolero Aptiano–Aptiano (Rocha-N., A. M.,
Cruz-M., D.E. 2008).
116 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.15. Extensión geográfica del sistema petrolero Turoniano-Turoniano (Rocha-N., A. M.,
Cruz-M., D.E. 2008).
117 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.16. Extensión estratigráfica en la sección representativa del sistema Jurásico,
Cretácico Inferior y Cretácico Superior. (Rocha-N., A. M., Cruz-M., D.E. 2008).
Figura 2.17. Gráfica de producción histórica anualizada de la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-
Picachos (Rocha-N., A. M., Cruz-M., D.E. 2008).
118 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.2. Burgos
Localización
Está localizada en el noreste de México, ubicada en el norte de los estados de
Tamaulipas y Nuevo León. Se extiende al norte hacia EUA donde se le conoce
como Cuenca del Río Grande, limita al oeste con las provincias Alto de
Tamaulipas y Plataforma Burro Picachos, al oriente con la Provincia Salina del
Bravo, al sur con Tampico-Misantla. Geográficamente, cubre una superficie
aproximada de 110,000 km2y la actividad se centra en un área de 30,000 km2
(figura 2.18). (Escalera, A.J.A; Hernández R.U; 2010).
Figura 2.18. Ubicación geográfica de la Provincia Petrolera Burgos. (Escalera, A.J.A; Hernández
R.U; 2010).
119 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.2.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentarios
La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Burgos abarca todo el
Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (figura 2.19). El espesor máximo
calculado en el depocentro de esta cuenca es de aproximadamente 10,000 m 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., 2000).
A principios del Paleoceno se inició una transgresión hacia el poniente de la
Cuenca de Burgos, favoreciendo el depósito discordante de areniscas
turbidíticas sobre una superficie erosionada (Formaciones Midway y Cretácico
Superior Navarro-Taylor). Estos depósitos presentan una distribución
restringida, siendo sus ambientes de depósito de plataforma interna a media,
con batimetrías de nerítico interno a medio, desarrollándose sistemas de
abanicos de borde de plataforma, mientras que en la parte central se
desarrollaron sistemas de abanicos de talud y piso de cuenca con batimetrías
de nerítico externo a batial (figura 2.20).
Para el Paleoceno Temprano al Eoceno Temprano, dentro de un marco cíclico
regresivo–transgresivo, progradante hacia el oriente se depositó el Grupo
Wilcox (figura 2.21), constituido por facies deltaicas dominadas por olas que
conforman barras costeras de desarrollo múltiple, alargadas, con espesores
variables y de amplia distribución preferencial de norte a sur, predominando
ambientes de plataforma interna-media(Delgado, 2004).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 areno-
arcillosa 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
120 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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 media-externa.
Figura 2.19. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Burgos. (Modificada de Escalera y
Hernández, 2010).
121 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.20. Modelo de depósito del Paleoceno Midway. (Solano et al., 2008).
Para el Eoceno Tardío se establece un ciclo progradante asociado a un sistema
de nivel alto (HST) en el que se depositan predominantemente areniscas en
ambientes someros (Miembro Yegua Inferior); posterior a este evento se tiene
una etapa de nivel bajo (LST) con litologías arcillosas (Complejo progradante
denominado Yegua Medio) y posteriormente un sistema transgresivo (TST)
seguido por una superficie de máxima inundación, cerrando con depósitos de
nivel alto (HST), principalmente arenosos que son los principales
almacenadores de hidrocarburos en esta unidad. En el Eoceno Tardío se
deposita también la Formación Jackson(Equipo Integral Misión Sultán,
2003).,conformada por tres miembros: Jackson Inferior, Medio y Superior; la
122 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
primera de ellas se refiere a los depósitos arcillo-arenosos de la etapa inicial
transgresiva, el segundo miembro está constituido por secuencias de areniscas
y lutitas asociadas a una etapa progradante y, finalmente, el tercer miembro
se describe como una serie de cuerpos arcillosos con intercalaciones de capas
delgadas de areniscas de plataforma (figura 2.22).
Figura 2.21. Modelo de depósito del Paleoceno Wilcox. (Delgado, 2004).
A inicios del Oligoceno se depositó de manera discordante la Formación
Vicksburg (figura 2.23), esta unidad está dividida en tres miembros, Inferior,
Medio y Superior, siendo la primera correspondiente a una etapa progradante
del sistema deltaico del Río Bravo, este miembro se caracteriza por ser un
sistema dominado por ríos o corrientes fluviales al norte del proyecto y en las
zonas de expansión del sistema de falla Vicksburg, mientras que en el sur del
proyecto los depósitos son caracterizados por abanicos turbidíticos, flujos de
123 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
escombros (Equipo Integral Misión Sultán, 2003). El miembro medio es una
etapa estable pero progradante, definida por un modelo dominado por oleaje y
corrientes marinas.
A finales del Oligoceno Temprano y principios del Oligoceno Medio se termina
la transgresión y comienza una regresión que origina la retirada de los mares
hacia el oriente, favoreciendo una gran afluencia de terrígenos hacia la cuenca
transportados por corrientes fluviales que dieron lugar al desarrollo de
abanicos fluviales, complejos fluvio-deltaicos y sistemas de islas de barrera,
depositándose así sedimentos, principalmente clásticos, tales como,
conglomerados y areniscas con intercalaciones de lutita cuyo ambiente de
depósito varía de continental a transicional, conocido como Formación Frío No
Marino. Más al oriente los ambientes de depósito se vuelven más arcillosos
variando de marino indiferenciado a nerítico externo (Formación Frío Marino).
En el Oligoceno Tardío se inicia un ciclo transgresivo/regresivo completo
afectando la sedimentación del Mioceno Temprano, depositándose una
secuencia arcillo-arenosa marina, conocida como Formación Anáhuac.
II.2.2. Geología Estructural
La 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; Eguiluzet al., 2000;
Téllez et al., 2000) y 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 combinadas (figura 2.24).
124 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.22. Modelo de depósito del Eoceno Jackson. (Equipo Integral Misión Sultán, 2003).
125 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.23. Modelo de depósito del Oligoceno Vicksburg. (Equipo Integral Misión Sultán,
2003).
Figura 2.24. Arriba: Franjas depositacionales y de producción de la Provincia Petrolera Burgos.
Abajo: Sección estratigráfica-estructural regional (Echánove-Echánove, O., 1986)
Las 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 (figura 2.25),
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(Pindell, J., L. Kennan, J.
Rosenfeld, 2002) en las cuales son comunes las fallas sinsedimentarias de
mediano a bajo ángulos, 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.
126 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.25. Distribución de franjas progradantes y estilos estructurales (Pindell, J., L. Kennan,
J. Rosenfeld, 2002).
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.
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”.
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 de bajo ángulo, tienen su plano de
despegue sobre rocas del Eoceno y Oligoceno y 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.
El estilo estructural para el Mioceno, en la porción oriental de la cuenca, es
dominado por fallas de crecimiento caracterizadas por ser de alto ángulo,
127 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
dando lugar a bloques rotados y estructuras anticlinales colapsadas y afectadas
por numerosas fallas.
II.2.3. Tectónica
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. 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 (figura 2.26), 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.
128 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.26. Sistema ligado extensión-contracción. (Cruz, et al., 2010).
II.2.4. Sistema Petrolero
En la Cuenca de Burgos se han clasificado como sistemas conocidos (!) al
Tithoniano-Cretácico-Paleógeno 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.
129 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Sistemas Petroleros Tithoniano-Cretácico-Paleógeno (!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Cretácico (!)
Roca generadora
La roca generadora del Tithoniano se caracteriza principalmente por litologías
arcillo-calcáreas de color negro, sinónimo de un buen contenido orgánico que
se depositaron en condiciones que van de ambientes de rampa externa a
Cuenca desde Burgos hacia la Cuenca del Golfo de México.
Las rocas del Tithoniano tienen presencia en la columna sedimentaria en
profundidades del orden de 2,500 m en la parte occidental y 10,000 m en la
parte oriental de la Cuenca de Burgos, sus características geoquímicas se
definen mediante los análisis de pirólisis en muestras de canal de pozos
exploratorios, sus valores de COT varían de pobre (< 0.5%) hacia el occidente
de la cuenca, hasta excelente (> 4.0%) hacia el oriente, estas rocas de
acuerdo con la caracterización de la materia orgánica tienen condiciones de
madurez a sobremadurez en el borde occidental de la cuenca (figura 2.27).
En esta cuenca se tiene producción de condensados y gas, estos condensados
tienen valores isotópicos de -25.23 a -26.45 y se han relacionado con un
ambiente marino carbonatado con influencia de arcillas.
El comportamiento isotópico de los gases (figura 2.28) de varios de los
yacimientos de la Cuenca de Burgos indican que existen gases que provienen
del craqueo secundario de aceite y que están almacenados en rocas del
Paleoceno, Eoceno y Oligoceno, lo cual sugiere que estos gases provienen del
escape de yacimientos de aceite más profundos.
130 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.27. Correlación de extracto del Jurásico Superior Tithoniano con aceite en rocas
cretácicas en la Provincia Petrolera Burgos. (Eguiluz de A., S., Pola-S. A. O., Solano-M. J.,
Ramos-H. G., Tristán-S. A., 2000,)
Figura 2.28. Los gases almacenados en los diferentes yacimientos de la Provincia Petrolera
Burgos se caracterizan por provenir de un craqueo secundario en un sistema abierto. (Eguiluz de
A., S., Pola-S. A. O., Solano-M. J., Ramos-H. G., Tristán-S. A., 2000,)
Roca almacén
Están relacionadas al Grupo Navarro-Taylor que corresponden a secuencias de
arenas calcáreas asociadas a medios de depósito de frente deltaico, estas
rocas se encuentran específicamente en las Formaciones San Miguel y Upson.
Roca sello
131 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El sello superior corresponde a las facies arcillosas de la Formación Midway con
potentes secuencias de lutitas de color gris oscuro a negro que cubre a las
rocas del Cretácico Superior, ya que los yacimientos están asociados a trampas
combinadas.
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Paleógeno (!)
Roca generadora
Las características de la roca generadora se han descrito en el párrafo anterior.
Este sistema petrolero provee de condensado y gas a la franja oeste y sur de
esta cuenca a nivel del Paleoceno y Oligoceno, en el área no se tiene un
extracto de la rocas de edad Tithoniano, sin embargo, estos aceites se han
correlacionado con extractos de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (figura
2.29). Estos aceites son muy evolucionados y el comportamiento que tienen
los biomarcadores son producto de la madurez termal que tienen estos y a la
migración que han sufrido desde la roca generadora hasta el sitio de
entrampamiento, sin embargo, aún es posible reconocer en ellos rasgos que
son perfectamente identificados en otras cuencas de México relacionadas a las
rocas generadoras del Tithoniano. Estos condensados tienen valores isotópicos
de -25.23 a -26.45 y se han relacionado con un ambiente marino carbonatado
con influencia de arcillas.
Roca almacén
Las rocas almacén de la Formación Midway consisten en cuerpos de areniscas
turbidíticas de color gris oscuro de grano fino a medio de cuarzo ligeramente
calcárea, depositados por corrientes de turbidez provenientes de la plataforma
a manera de abanicos de talud, de piso de cuenca, o bien, como desbordes de
canales submarinos que van desde la plataforma media hasta el talud
continental. Recientemente se identificaron hacia el sur de la Provincia
Petrolera Burgos, areniscas de ambientes que varían de deltaicos hasta de
plataforma interna-media de la Formación Frío, que son cargadas por este
132 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
subsistema generador conformando los yacimientos con hidrocarburos ligeros
de 45° API.
Figura 2.29. Correlación roca generadora-aceite para la Cuenca de Burgos del Sistema
Petrolero Tithoniano-Paleógeno (!).(Eguiluz de A., S., Pola-S. A. O., Solano-M. J., Ramos-H. G.,
Tristán-S. A., 2000,)
Roca sello
El sello superior y lateral de las facies almacenadoras de las Formaciones
Midway y Frío lo constituyen las potentes secuencias de lutitas de color gris
oscuro a negro que envuelve a esos cuerpos detríticos, ya que los yacimientos
están asociados a trampas de tipo estratigráfico.
Trampa
La trampa del Paleoceno Midway consiste de bloques afectados por fallas
normales de regular desplazamiento que dan origen a bloques rotados y
cierres contra falla. (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A.,
Hernández C. A., De León, C. J. J., 2000).
133 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Sistema Petrolero Paleógeno-Paleógeno (!)
En los potentes espesores arcillosos de las Formaciones Midway, Wilcox y
Vicksburg se ha identificado riqueza orgánica como roca generadora potencial,
estas rocas con base en el modelado de cuencas permite inferir una capacidad
de carga de hidrocarburos a las rocas almacén de las Formaciones Midway,
Lobo, Wilcox, Queen City y Yegua-Jackson en forma secundaria.
Elementos del sistema petrolero Paleógeno-Paleógeno (!)
Roca generadora
Las rocas generadoras están representadas predominantemente por lutitas de
color gris oscuro a negro, con areniscas interestratificadas de color gris oscuro
de grano fino a medio de cuarzo, a manera de flujos turbidíticos que abarcan
desde facies marginales hacia el occidente de la cuenca hasta una plataforma
siliciclástica corta con un amplio talud. En estas rocas se tiene variaciones de
carbono orgánico de occidente a oriente de pobres a buenos (0.2% a >2.0%).
El kerógeno presente es precursor de gas y condensado constituido por
mezclas del tipo II y III de acuerdo con la gráfica de índice de oxígeno contra
el índice de hidrógeno. Estas rocas generadoras alcanzan profundidades del
orden de 1,500 m y 8,000 m.
Los estudios de biomarcadores indican un aporte de plantas superiores dada la
presencia del compuesto oleanano, que está asociado a un kerógeno de tipo II-
III, la baja abundancia del homohopano C35 es indicativo de condiciones
subóxicos a óxicas relacionadas a ambientes deltaicos, la alta abundancia del
C29 esteranos es también indicativo de esta condición (figura 2.30). Estos
condensados tienen condiciones maduras a sobremaduras. Por otro lado,
correlaciones directas se ha elaborado en el sur de Louisiana en el que se
concluye que la principal contribución es del Eoceno Wilcox, por lo que se
clasifica este sistema como conocido (!).
134 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.30. Correlación aceite-aceite en rocas del Eoceno Wilcox y Oligoceno. (Eguiluz de A.,
S., Pola-S. A. O., Solano-M. J., Ramos-H. G., Tristán-S. A., 2000,)
Roca almacén
La roca almacén de las Formaciones Midway, Lobo y Wilcox está constituida
por una alternancia de estratos de areniscas de grano fino a medio color gris
claro y areniscas ligeramente calcáreas, en estratos que varían de delgados a
gruesos, depositados en una plataforma somera en facies deltaicas de barra
que se extendió en prácticamente toda la porción occidental de la Cuenca.
Las rocas almacén de las Formaciones Wilcox, Queen City, Yegua y Jackson
están asociados a capas de areniscas de grano fino a medio de cuarzo y líticos,
moderadamente a bien clasificados, de color gris claro a gris oscuro en
estratos delgados a medianos, estos cuerpos arenosos fueron depositados en
una plataforma somera en ambientes predominantemente fluvio-deltaicos y
costeros (barras). En el caso de la Formación Yegua, se tienen tres tipos de
roca almacén uno asociado a la “Yegua Basal” que consiste de areniscas
135 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
depositadas en ambientes de plataforma somera, otro ligado con el
denominado “Complejo o Cuña Progradante” donde se relaciona con abanicos
de talud y bloques derrumbados de la plataforma y redepositados en el mismo
talud y, finalmente la “Yegua Superior” conformada por una secuencia arcillo
arenosa.
Para las Formaciones Vicksburg, Frío y Anáhuac la roca almacén está
constituida por areniscas en estratos delgados a medianos, que alternan con
potentes espesores de lutitas y limolitas, depositadas predominantemente en
ambientes deltaicos dominados por olas y en menor escala en ambientes de
barras costeras.
Roca sello
El sello superior consiste en abundantes y gruesos intervalos arcillosos que se
intercalan con las secuencias arenosas del Paleoceno, Eoceno y Oligoceno, los
sellos laterales son contrafalla favorecidos por las fallas de crecimiento.
Trampa
El tipo de trampas para el Paleoceno consisten en bloques afectados por fallas
normales de regular desplazamiento que dan origen a bloques rotados y
cierres contra falla.
Para la Formación Wilcox la constituyen estructuras “roll-over” con cierre
contrafalla, desarrolladas a partir de fallas sinsedimentarias que tuvieron gran
influencia en el depósito y que sirvieron de rutas de migración para los
hidrocarburos.
Las trampas de la Formación Queen City consisten en bloques estructurales
originados por fallas de crecimiento que rara vez llegan a desarrollar
verdaderos “roll-over”, por lo que funcionan principalmente como trampas
estratigráficas o combinadas.
136 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Las trampas de la Formación Yegua-Jackson consiste en bloques estructurales
con cierre contrafalla, trampas estratigráficas por acuñamientos de facies
arenosas, o bien, trampas combinadas conformadas por bloques
“derrumbados” o abanicos de talud.
Las trampas del Oligoceno están ligadas con estructuras “roll-over” con cierre
contrafalla, asociadas a fallas de crecimiento de bajo ángulo de extensión
regional característico de la Cuenca de Burgos. (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I.
A., Marino, C. A., Hernández C. A., De León, C. J. J., 2000).
Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Cretácico -Paleógeno (!) y
Paleógeno-Paleógeno (!)
La evolución de la generación de los hidrocarburos hacia la Provincia Petrolera
Burgos se ha estimado con base en el modelado de cuencas, así la edad de
inicio de generación de hidrocarburos para las rocas generadoras del
Tithoniano a 105 M.a, para el Paleógeno a partir de 41.3 M.a; la expulsión de
los hidrocarburos es de 65 M.a y 43 M.a, respectivamente para cada fuente
generadora. Estos procesos de generación y expulsión de los hidrocarburos son
favorecidos por las altas tasas de sedimentación que acontecen en el Terciario
y profundizan drásticamente a las rocas generadoras, así como a los eventos
tectónicos que acontecieron y que deformaron y afallaron las rocas para
facilitar las rutas de migración de los hidrocarburos hacia los sitios de
entrampamiento.
Extensión geográfica de Sistema Petrolero
Actualmente se considera que la extensión geográfica de los sistemas
petroleros ligados al Tithoniano se extiende por toda la Provincia Petrolera
Burgos (figura 2.31).
137 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.31. Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico-Paleógeno y
Paleógeno-Paleógeno (!).(Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A., De
León, C. J. J., 2000).
Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros
Los elementos de los Sistemas Petroleros de la Provincia Petrolera Burgos
productores de gas y condensados se distribuyen a lo largo y ancho de esta
cuenca, de manera general las rocas generadoras se ubican en el Tithoniano y
Paleógeno, los hidrocarburos se almacenan en los carbonatos del Cretácico
Superior y en las facies arenosas del Paleógeno interestratificadas con las
lutitas de estos niveles las cuales a su vez funcionan como sellos.
En la figura 2.32 se muestra la relación de los elementos y los procesos que
actuaron para la generación, migración y carga de hidrocarburos de los
sistemas petroleros de acuerdo con su evolución en tiempo y espacio. (Téllez,
A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A., De León, C. J. J.,
2000).
138 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.32. Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros que se caracterizan por trampas
“roll-over” y cierres contra falla típicas de la Provincia Petrolera Burgos en los diferentes niveles
estratigráficos. (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A., De León, C. J.
J., 2000).
Extensión temporal de los Sistemas Petroleros
Con el modelado 3D de la Provincia Petrolera Burgos, se definió el tiempo de
generación migración y carga de hidrocarburos y posible preservación de los
hidrocarburos en la trampa y se encuentran en sincronía respecto al depósito
y estructuración de las rocas almacenadoras.
Basados en las simulaciones de los modelos 1D, 2D y 3D se define La tabla de
eventos del sistema petrolero (figura 2.33) para visualizar, como debieron de
ocurrir de manera sincrónica en tiempo geológico la relación de los elementos
y procesos esenciales del sistema petrolero. (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A.,
Marino, C. A., Hernández C. A., De León, C. J. J., 2000).
0
0
20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000
100
200
300
400
Acumulación de gas
Migración de gas
Migración de aceite
Basamento
Jurásico
Cretácico
Paleoceno
Oligoceno
Mioceno
139 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.33. El diagrama de eventos del sistema petrolero muestra la sincronía de los
elementos y procesos de generación-migración y carga de hidrocarburos en la Provincia
Petrolera Burgos. (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A., De León,
C. J. J., 2000).
II.2.5. Producción y Reservas 3P
La producción comercial en la Provincia Petrolera Burgos inició en 1945 con el
descubrimiento del campo Misión productor en el Play Vicksburg. La producción
se incrementó a partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del campo
Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies cúbicos diarios en 1970. Durante
los años setenta y ochenta la producción declinó debido a que las inversiones y
recursos humanos se enfocaron a la exploración y explotación de los campos
en la Provincia Petrolera Sureste.
Sin embargo, a principios de los años noventa se produce un cambio en la
política energética y el impulso a fuentes limpias de energía. Se inició entonces
una campaña de adquisición sísmica tridimensional, aplicación de nuevos
conceptos geológicos, nuevas tecnologías de perforación y terminación de
pozos, así como trabajo multidisciplinario. Como resultado, la cuenca inicia su
revitalización en 1994 revirtiendo la declinación e incrementando la producción
de 200 millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones de pies
cúbicos diarios.
140 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpc/D (figura 2.34) y ha
acumulado más de 2.2 MMMbpce (11 billones de pies cúbicos de gas). La
producción es de gas seco dulce en su parte occidental, haciéndose más
húmedo hacia el oriente. Se tienen un total de 237 campos de los cuales los
más importantes son Reynosa, Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos,
Pandura, Corindón, Fundador y Enlace, entre otros. Las reservas remanentes
de la cuenca son de 1 MMMbpce, al 1° de enero de 2010. (Producción
acumulada y reservas 3P incluyen a la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-
Picachos). (Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A.,
De León, C. J. J., 2000).
Figura 2.34. Gráfica de producción histórica anualizada de la Provincia Petrolera Burgos.
(Téllez, A. M. H., Espiricueto, I. A., Marino, C. A., Hernández C. A., De León, C. J. J., 2000).
Recursos Prospectivos
Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que
se esperan recuperar, mediante una simulación probabilística, se obtiene una
distribución volumétrica afectada por una probabilidad de éxito.
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia
Petrolera Burgos abarca el 5.92% de los recursos totales a nivel nacional, con
una media de cerca de 3.1 MMMbpce (01 enero 2009) con influencia de
arcillas.
141 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.3. Tampico – Misantla
Localización
La Cuenca Tampico‐Misantla (PPTM), se ubica en el oriente de México y
comprende desde el extremo sur del estado de Tamaulipas hasta la parte
central del estado de Veracruz, abarcando porciones de Hidalgo, oriente de
San Luís Potosí, norte de Puebla y un segmento de la plataforma continental
del Golfo de México hasta la isobata de 200 m (Reyes Hernández J.C., 2010).
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 (figura 2.35).
Figura 2.35. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
142 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.3.1. Marco Estratigráfico y Ambientes Sedimentarios
La columna que cubre el basamento cristalino de la Provincia Tampico-
Misantla, está compuesta por 31 formaciones geológicas, de las cuales 13 son
Cenozoicas y las restantes 18 son Mesozoicas, reportándose en los
depocentros espesores de hasta 7 Km (Nieto Serrano J.O., 2010).
El basamento de la columna sedimentaria Mesozoica y Terciaria (figura 2.36),
está constituido por un complejo granítico y por esquistos sericíticos y
micáceos de edad Permo-triásica (Benavides, 1955) que está a diferentes
profundidades y varía entre 2,440 a 4,181 m. Hacia los márgenes de la cuenca
y en el núcleo de los anticlinorios de la Sierra Madre Oriental se han observado
rocas Precámbricas (Santiago et, al., 1984; in Vázquez, 2005). 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 una secuencia de limolitas, lutitas
arenosas, conglomerados y lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico
Tardío; sobre los cuales se depositaron sedimentos de la Formación
Huayacocotla del Jurásico Inferior (Seemes, 1921; Guzmán, 1986; in Benitez,
2010), constituida en su miembro inferior por conglomerados, areniscas y
limolitas transportados por corrientes de alta energía y depositadas en forma
de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas. El miembro
intermedio, constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas con
amonites de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. El miembro
superior formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerados, se
caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadófitas por lo que se
sugiere un ambiente de tipo fluvial.
143 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.36. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados
con la apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift
conformada por la Formación Rosario constituida por lutitas, areniscas,
limolitas con plantas encontrándose discordantemente con la Formación
Huayacocotla y depositada en un medio continental y transicional (Erbén,
1956; Carrasco, 1981; in Benitez, 2010). También se encuentra la Formación
Cahuasas constituida de lutitas, limolitas, areniscas y conglomerados rojos de
origen continental, que infrayacen preferentemente al Jurásico Superior marino
(in López, 1979). 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
144 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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 del Jurásico Superior.
Durante el Kimmeridgiano (figura 2.37), aunque la paleotopografía existente
era más suave, continúa 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 Tamán de ambientes
de rampa media a externa, respectivamente.
Figura 2.37. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
145 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas
carbonosas y lutitas limolíticas con radiolarios calcificados y silicificados,
sacocómidos y estomiosféridos. Durante este periodo prevalecieron
condiciones anóxicas en la cuenca. En cuanto a la Formación Chipoco, se
caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y lutitas calcáreas, o
bien, areniscas calcáreas con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa.
La Formación San Andrés se encuentra representada por facies de calizas
oolíticas con fragmentos biógenos de algas, moluscos y restos de
equinodermos. Las formaciones San Andrés, Chipoco y Tamán sobreyacen en
forma concordante y progradante a la secuencia del Oxfordiano. Una nueva
transgresión provoca que las facies de la Formación Tamán cubran a las
formaciones Chipoco y San Andrés, para pasar posteriormente en el Tithoniano
a las facies de la Formación Pimienta. Se encuentra en profundidades que
varían entre 880 m en la porción occidental y 5,000 m en la porción sur. Sus
espesores comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción
central de la cuenca y de 500 m en la porción sur.
A principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de
ambiente de cuenca profunda de la Formación Tamán, que cambia
gradualmente a una secuencia de calizas de estratificación delgada con capas y
lentes de pedernal negro, con abundante materia orgánica, radiolarios
calcificados y/o silicificados, estomiosféridos y sacocómidos, de ambiente de
depósito pelágico definido, principalmente por especies de amonitas (Cantú-
Chapa, 1971), pertenecientes a la Formación Pimienta, estos depósitos
cambian transicionalmente hacia algunas porciones de la Plataforma de Tuxpan
a sedimentos bioclásticos someros y siliciclásticos costeros de la Formación La
Casita, la cual consiste de una unidad basal de limolitas, areniscas y
conglomerados calcáreos.
146 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a
un sistema transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los
depocentros y reducción y acuñamiento en los altos de basamento, con una
superficie de máxima inundación también de segundo orden (MFS) colocada en
la secuencia de calizas arcillosas con intercalaciones de bandas de pedernal de
la Formación Pimienta (138 M.a.) del Tithoniano.
Sobre esta secuencia se encuentra el miembro calcarenítico de la Formación
Tamaulipas Inferior (Cretácico Superior y Medio) constituido por capas de
packstone-grainstone oolíticos, bioclásticos e intraclásticos y calizas pelágicas
del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por un sistema
transgresivo que deposita calizas arcillosas del miembro bentonítico de la
Tamaulipas Inferior, que a su vez pasan gradualmente a calizas pelágicas
menos arcillosas del miembro de calizas crema como parte de un sistema de
nivel alto. Una nueva transgresión deposita calizas arcillosas del “Horizonte
Otates” sobre la Tamaulipas Inferior al final del Aptiano.
Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío se deposita una secuencia
tectonoestratigráfica de margen pasiva. Durante el Cretácico Medio se formó la
Plataforma de Tuxpan que es una gran plataforma aislada con bordes muy
pronunciados constituidos por cuerpos arrecifales, y sus respectivos cambios
laterales de talud y cuenca. Los espesores mayores de esta secuencia se
encuentran precisamente en los bordes arrecifales los cuales se van reduciendo
lateralmente hacia las facies de talud y cuenca que bordean la plataforma y
que constituyen las formaciones litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas
superior, respectivamente (figura 2.38).
El Albiano Temprano fue un periodo 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
147 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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.
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 Formaciones Velasco (Cushman y Trager 1924), y la
Formación Chicontepec que consta de dos diferentes facies de edad
equivalente, una arenosa y otra arcillo margosa (Guzmán et al., 1956).
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 (figura 2.39). 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
148 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
lóbulos y de canales orientados NW-SE, constituyendo el denominado
Paleocañón de Chicontepec (figura 2.40).
Figura 2.38. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Existen por lo menos seis discordancias tanto de carácter regional como local
que afectan a la tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno
Medio, estas discordancias están asociadas a la actividad tectónica y a la caída
del nivel del mar.
En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que
constituye una secuencia progradante que corresponde a depósitos
fluviodeltaicos en la porción oriental de la Provincia Petrolera Tampico-
Misantla. Esta tectonosecuencia está conformada por las unidades
149 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
formacionales: Guayabal, Chapopote-Tantoyuca, Palma Real Inferior, Palma
Real Superior, Coatzintla, Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios
laterales de facies, y está asociada predominantemente a los cambios relativos
del nivel del mar.
Figura 2.39. Posición de los abanicos submarinos en la Cuenca de Chicontepec (Tomado de
Guzmán, 1998-2000).
150 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.40. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo, Blair
2000).
II.3.2. Geología Estructural
El marco estructural del margen occidental de la cuenca del Golfo de México,
en donde se encuentra la cuenca Tampico- Misantla, se caracteriza de manera
general por tres estilos estructurales (in Vázquez, 2005).
Estructuras extensionales formadas durante la etapa de ruptura continental
relacionadas a la apertura del Golfo de México que se caracterizan por una
geometría de fosas y semigrabens con basamento involucrado. Estructuras
contraccionales relacionadas con la Orogenia Laramide, que se caracterizan por
151 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
pliegues asociados a fallas. La deformación Laramide migro desde norte a sur
del margen de la cuenca; y una región de inmersión de extensión con fallas
lístricas de crecimiento y adentrándose hacia el Golfo de México la formación
de pliegues anticlinales (figura 2.41).
Figura 2.41. Sección Balanceada del margen occidental del Golfo de México en donde se
muestra los tres estilos estructurales que caracterizan la zona de la Cuenca Tampico-Misantla: el
frente de deformación de la Orogenia Laramide que genero pliegues asociados a fallas, fosas y
semigrabens con basamento involucrado y una región de inmersión de extensión. (Tomado y
modificado de Vázquez, 2005).
La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por
los siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos: 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 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 (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010) (figura 2.42).
152 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Alto de Tamaulipas es un alto del basamento, 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. 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 Choco y 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 aproximadamente 50 km
de largo por 10 km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m y
que independizan estas estructuras entre sí.
153 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Paleo cañón Bejuco- La Laja (PCBL) se ubica en la porción centro-noroeste de
la Cuenca Tampico-Misantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una
superficie promedio de 4,000 km2 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 1,320 m de
altura, con una alineación NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo
de México. 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 M.a.
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
154 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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 2,700 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 Zapote-La Flor. La importancia económica
petrolera de este elemento radica en que en él se encuentra el mayor
porcentaje de reservas remanente del país, buena parte de los yacimientos
actuales están estratigráficamente por debajo del paleocanal.
Faja Volcánica Transmexicana, esta provincia se encuentra desde la costa del
Golfo de México en el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano
Pacifico, es uno de los elementos mayores de la República Mexicana, está
constituido por secuencias volcanosedimentarias y continentales del Cenozoico
Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes.
Plataforma de Tuxpan es un banco carbonatado del Mesozoico, basculado hacia
el oriente, desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado
por sedimentos clásticos terciarios. En este elemento se encuentra una gran
cantidad de campos productores tanto en su porción marina como terrestre.
Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO) es un cinturón de
pliegues y cabalgaduras producidas por esfuerzos no coaxiales de SW A NE
155 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
(Cretácico Tardío-Eoceno). Las cabalgaduras y fallas inversas, los pliegues
isoclinales con plano axial de vergencia al NE, así como las fallas laterales, se
produjeron durante el mismo evento de deformación. Las rocas aflorantes de
la Sierra Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas
carbonatadas del Cretácico.
Frente Tectónico Sepultado del CPSMO forma parte del Cinturón Plegado de la
Sierra Madre Oriental en su porción correspondiente al “Sector Huayacocotla”.
Corresponde a una franja plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km
de ancho que forman estructuras anticlinales angostas y alargadas con
vergencia hacia el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos que se
formaron durante la orogenia laramídica, delimitado al sur por el Cinturón
Volcánico Transmexicano, al oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre
Oriental, al este por la denominada Antefosa de Chicontepec. El basamento
cristalino de este sector de la Sierra Madre Oriental está formado por rocas
metamórficas de edad Pérmico.
Las estructuras de extensión asociadas a la apertura del Golfo de México
crearon fosas y pilares que controlaron la sedimentación mesozoica y los
estilos estructurales terciarios, ya que los límites de los bloques fueron
reactivados como fallas inversas (figura 2.43) durante la deformación
laramídica, tal es el caso del límite que constituye la denominada falla Brinco-
Escobal, ubicada entre los elementos Frente Tectónico Sepultado y la porción
oriental del Paleocanal de Chicontepec, donde el basamento está involucrado
en la deformación. La deformación laramídica afecta principalmente a las rocas
mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en carbonatos arcillosos de
diferentes niveles estratigráficos del Jurásico y Cretácico, esta deformación es
considerada de tipo cubierta delgada.
Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están
estructuralmente levantadas en relación con la porción oriental del antepaís en
donde pozos profundos perforados han penetrado rocas correlativas al
156 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
complejo basal (inclinado al SW). Se infiere que el estilo estructural define un
sistema cabalgante, imbricado en escamas tectónicas, donde el basamento
metasedimentario participó en la deformación, donde se presentan
acuñamientos de unidades estratigráficas y se generan rampas de falla que
ascienden a niveles estratigráficos superiores.
Figura 2.42. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
157 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.43. Distribución de campos y sección representativa de la Provincia Petrolera Tampico-
Misantla, se aprecia la inversión estructural de las fallas de basamento, así como la relación
entre las fosas del basamento y la distribución de los campos petroleros (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
158 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.3.3. Tectónica
Al igual que otras cuencas ubicadas en el margen oriental de México , la
formación y evolución de la Cuenca Tampico-Misantla puede comprenderse si
se pone en el contexto regional de la Evolución de la Cuenca del Golfo de
México y se tiene en cuenta que fue afectada por otro fenómeno tectónico: la
Orogenia Laramide (in Vázquez, 2005).
La cuenca del Golfo de México es un sistema de margen pasivo que se formo
en la parte sureste de la placa de Norteamérica. Este ha tenido una larga y
compleja evolución que va desde el rifting inicial en el Triásico Tardío hasta su
configuración actual como un margen pasivo (Pindell y Dewey, 1982; Anderson
y Smith, 1983; Pindell, 1985; Pindell et al., 1988; Salvador 1991; Pindell et
al., 2000; Bird et al., 2005; in Vázquez, 2005).
Etapa de rifting. Se relaciona a la primera etapa de apertura del Golfo de
México desarrollada del Triásico Tardío al Jurásico Medio en la que se formaron
fosas (figura 2.44). En el Triásico se depositaron potentes espesores de Lechos
Rojos de origen continental, constituido por areniscas, limolitas y
conglomerados con clastos de rocas extrusivas basálticas y riolíticas. A
principios del Jurásico Temprano comienza la transgresión marina, dando
origen en la porción centro-oriental de México a la Cuenca de Huayacocotla.
Esta constituye una depresión irregular de edad Jurásico Temprano-Medio, de
aguas someras a profundas, bajo un régimen de sedimentación rítmica tipo
flysch. En el Jurásico Medio se generaron movimientos relativos de los bloques
de Basamento existentes, que provocaron la retirada de los mares,
restituyendo en el centro y oriente del país las condiciones continentales,
efectuándose a la vez manifestaciones de actividad ígnea que afectaron a la
Formación Huayacocotla en varias localidades de la porción sur del sector
oriente de la Sierra Madre Oriental. Además de la Formación Huayacocotla,
esta primer etapa también está representada por la deposición de sedimentos
159 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
terrígenos de las formaciones Huizachal, Rosario, Cahuasas, Tepexic y
Huehuetepec.
Figura 2.44. Apertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Etapa de margen pasivo. A partir del Jurásico Tardío (figura 2.45) se presenta
un amplio margen pasivo que se relaciona con el desarrollo del Golfo de México
que abre paso al depósito de las rocas calcáreas de la primera fase
transgresiva temprana de subsidencia rápida, y finaliza con la formación y
emplazamiento de las grandes plataformas carbonatadas en el Cretácico Medio
(Formación Tamaulipas, Otates y El Abra) (figura 2.46).
160 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.45. Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Figura 2.46. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico
Inferior-Medio (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Evento orogénico laramídico. En el Cretácico Tardío la sedimentación del
margen pasivo concluyó por el inicio de los efectos de la orogenia Laramide
161 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
que dio origen a la Sierra Madre Oriental quedando representados por las
Formación Agua Nueva, San Felipe y Méndez (figura 2.47). Las rocas
mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas
al ser incorporadas al cinturón de deformación; la carga tectónica provocó la
subsidencia por flexura de la corteza y dio origen a la cuenca de antepaís o
antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno (figura 2.48), en la que
se depositaron grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo flysch,
correspondientes a las formaciones del Grupo Chicontepec.
Durante el Oligoceno Temprano (Deguerre et.al., 1984; Ortuño- Arzate et. al.,
in Instituto Mexicano del Petróleo, PEMEX, Exploración y Producción, 2000), se
presenta un levantamiento regional de la Cuenca Tampico-Misantla
(caracterizado por el depósito de las Formaciones Mesón y Palma Real) y un
vulcanismo basáltico durante el Mioceno.
Figura 2.47. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
162 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.48. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno Tardío (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Etapa de margen pasiva. Tras el cese de la deformación laramídica y la
colmatación de la antefosa (figura 2.49) la provincia pasó a un dominio de
margen pasiva en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete
terciario depositado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el
basculamiento de esta provincia hacia el Golfo de México.
163 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.49. Depósitos progradantes en el Oligoceno Temprano-Pleistoceno (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
II.3.4. 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 (!):
Sistema Petrolero Jurásico Inferior–Medio–Jurásico Medio (!).
Este sistema petrolero se conoce por la presencia de lutitas del Jurásico
Inferior con suficiente material orgánico disperso maduro a sobremaduro para
generar hidrocarburos y la existencia de acumulaciones de aceite ligero y gas
164 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
en las areniscas del Jurásico Medio localizadas en la porción occidental de la
cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental.
Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!).
Roca generadora
Las rocas del Jurásico Inferior-Medio están representadas por lutitas
carbonosas alternantes con areniscas, limolitas y calizas arcillosas de ambiente
transicional marino-lacustre, cuya edad abarca desde el Sinemuriano hasta el
Aaleniano. Su distribución regional está restringida a la porción occidental de la
cuenca con un espesor bruto variable entre 50 y 1150 m, siendo el espesor
promedio 400 m.
El contenido de Carbono Orgánico Total (COT) varía entre 0.1 y 4.6% con
potencial generador de pobre a excelente. El índice de Hidrógeno varía desde
53 en el frente de la Sierra Madre Oriental hasta 542 mg HC/g COT hacia el
oriente, predominando los valores menores a 300, lo que corresponde a una
mezcla de kerógenos II/III precursor de gas y aceite (figura 2.50). Mientras
tanto, la temperatura máxima de pirolisis (Tmax) del kerógeno registra valores
entre 432°C (madurez baja) correspondiente a la entrada a la ventana de
generación de aceite en el oriente, hasta 450-544°C (madurez alta-
sobremadurez) ligada a la ventana de generación de gas y condensado al
occidente en el frente de la sierra. Los estudios ópticos de la materia orgánica
muestran un predominio de la materia orgánica leñosa sobre la amorfa (figura
2.51).
Entre las rocas analizadas predominan las sobremaduras con su potencial
generador agotado a lo largo del frente de sierra, hacia el oriente se pueden
encontrar muestras con potencial generador remanente entre regular y
excelente. En estas últimas los bitúmenes extraídos (figura 2.52) muestran
valores isotópico de carbono alrededor de -270/00, predominio de las
parafinas, alcanos de bajo peso molecular (<C28), fitano sobre pristano
165 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
(ambiente reductor), diasteranos sobre esteranos (alta arcillosidad), esteranos
C29 (aporte terrígeno), tetracíclicos sobre tricíclicos, hopanos C29 <y> que
C30, hopanos C35 = o > que C34), relación de esteranos C29 (S/S+R)
=0.53-0.55. Estos valores son característicos de una roca generadora
siliciclástica de ambiente anóxico con influencia carbonatada y aporte de
material orgánico derivado de plantas superiores, de un kerógeno maduro en
la ventana de generación de hidrocarburos (Guzmán et al., 1991). Aunque es
muy probable que las lutitas del Jurásico Inferior-Medio no sea la roca
generadora predominante de los hidrocarburos de la Provincia Petrolera
Tampico-Misantla, ésta se considera que provee los aceites y gases
acumulados en las areniscas y limolitas del Jurásico Medio.
Estos hidrocarburos por su condición de yacimiento intraformacional no pueden
ser migrados a rocas suprayacentes. Existen otros indicadores geoquímicos de
su carácter autóctono como son la abundancia del Bisnorhopano 28, 30 en los
aceites de la porción terrestre de la cuenca y los extractos de roca (bitúmenes)
de la Huayacocotla y su pérdida en los extractos de roca del Jurásico Superior.
No obstante, la presencia de este biomarcador está controlada facialmente
como lo indica su ausencia en el extracto de rocas de la misma edad en
algunos pozos. Otra característica de los extractos de roca de la Huayacocotla
es la pérdida de los propilcolestanos (esteranos C30), lo cual sugiere un
ambiente deposicional lacustre, aunque por otro lado están presentes los
Dinosteranos que indican un ambiente marino.
La información geoquímica es coherente con los datos litológicos de las rocas
que conforman la Formación Huayacocotla, las cuales fueron depositadas tanto
en ambientes marinos como lacustres, anóxicos (Pristano/Fitano<1), arcillosos
(presencia de Diasteranos C27) con material orgánico mixto terrígeno y marino
(Esteranos C27=C29).
166 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.50. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio, parte central de la Provincia
Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca almacén
La roca almacén del Jurásico Medio está representada por limolitas y litarenitas
feldespáticas de grano fino, medio a grueso con porciones de aspecto
conglomerático con matriz arcillosa calcárea de porosidad baja entre 4-14%
(promedio 8%) y permeabilidad baja (figura 2.53) y calizas oolíticas y
bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec.
167 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.51. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad, calidad y madurez de una
mezcla de kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico
Inferior–Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Roca sello
La roca sello del Jurásico Medio está representada por lutitas y lutitas calcárea
sin traformacionales.
Trampa
Las trampas son de tipo combinado formadas por sedimentos deltaicos con una
tendencia SW-NE, subparalela a los bloques del rift del Triásico-Jurásico
Temprano.
168 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.52. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas
generadoras del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las
areniscas del Jurásico Inferior, mostrando provenir de una roca generadora sobremadura
correlacionable con la cortada en las estribaciones del frente de la sierra (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
169 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.53. A. Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del
Jurásico Medio. B. Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada
con lutitas del Jurásico Medio impregnada de aceite. C. Micrografías de limolitas y areniscas
líticas feldespáticas de tamaño de grano diverso con porosidad secundaria por disolución
impregnada de aceite (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!)
Debido a la intensa tasa de sedimentación del Jurásico Medio y al flujo de calor
de la etapa rift, las rocas generadoras del Liásico maduraron muy
rápidamente, entrando a la ventana de generación de aceite a inicios del
Jurásico Tardío y alcanzando la zona de generación de gas seco a mediados del
Cretácico. Por otro lado la cima de las mismas rocas necesitó la sobrecarga de
las rocas del Jurásico Tardío para conseguir entrar a la ventana del aceite,
cuyo pico fue alcanzado durante el Paleoceno-Eoceno con la formación y
relleno sedimentario de la antefosa de Magiscatzin-Chicontepec, teniendo como
consecuencia que la parte media de esta fuente generadora alcanzara la
170 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
ventana de generación del gas húmedo durante el Oligoceno. Por lo tanto, las
rocas del Jurásico Inferior-Medio se encuentran distribuidas dentro de las
ventanas de generación de aceite en la parte oriental y del gas hacia el
occidente, a lo largo del frente de la Sierra Madre Oriental.
Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico
Medio (!)
La extensión geográfica de este sistema petrolero (figura 2.54) cubre el área
de influencia de las rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio
(Huayacocotla) donde se conoce que las rocas almacenadoras del Jurásico
Medio han almacenado parte de los hidrocarburos expulsados por estas rocas
generadoras. En esta extensión geográfica de aproximadamente 20 mil
kilómetros cuadrados se sabe que los procesos y los elementos esenciales del
Sistema Petrolero han sido efectivos y han dado como resultado la presencia
de acumulaciones de hidrocarburos. Así, tenemos de producción y
manifestaciones de aceite y gas ligados a este sistema petrolero en pozos de la
porción central, en el frente de la sierra y en la parte sur de la cuenca.
171 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.54. Mapa de ubicación y distribución del sistema petrolero Jurásico Inferior y Medio en
la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior- Medio-Jurásico
Medio (!).
Los elementos de este Sistema Petrolero (figura 2.55) se encuentran bien
delimitados en la columna geológica. Los espesores y evolución de las rocas
sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal
manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio están
soportando la carga litostática de los sedimentos del Jurásico Superior,
Cretácico y Paleógeno con espesores que alcanzan los cuatro kilómetros en el
centro de la cuenca, pero que en el momento de máxima subsidencia
alcanzaron 5,000–6,000 m de profundidad en el frente de sierra.
172 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.55. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla
desde el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan,
mostrando la relación de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del
Jurásico Inferior (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión Temporal Del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico
Medio (!).
La tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (figura 2.56) muestra
cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y
dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar
los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la
Provincia Petrolera Tampico-Misantla está presente una roca generadora
depositada durante el Jurásico Temprano-Medio y las rocas almacenadoras y
sellos durante el Jurásico Medio-Tardío. La componente estratigráfica de las
trampas fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos,
mientras que la componente estructural está influenciada por el evento
173 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno, fenómeno que reactivó las fallas
del basamento, formando pliegues en la cubierta sedimentaria paralelos a los
bordes de las fosas del synrift Triásico-Jurásico. La generación de
hidrocarburos inició en el Cretácico Temprano, alcanzando el pico máximo a
inicios del Paleógeno para suspenderse a finales del Oligoceno por la inversión,
levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción
occidental de la cuenca; a partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la
preservación de los hidrocarburos.
Figura 2.56. Tabla de elementos y eventos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio de la
Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno
(!).
En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurásico Superior
(Oxfordiano a Tithoniano) porque en todas ellas se ha reconocido intervalos
importantes de riqueza orgánica que proveen aceite y gas.
En la Cuenca Tampico-Misantla las rocas del Jurásico Superior están
representadas por calizas arcillosas de ambiente marino de cuenca, su
distribución regional abarca toda la cuenca, excluyendo los altos de basamento
que actuaron como islas durante ese tiempo. El espesor promedio de estas
rocas generadoras es 550 m. y están comprendidas por la Formación Santiago,
174 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano,
respectivamente (González y Holguín, 1991).
Estas rocas generadoras han sido caracterizadas por varias técnicas geoquímicas
como petrografía, pirólisis por rock-eval y cromatografía-espectrometría de
masas, las cuales indican que la Formación Santiago del Oxfordiano tiene el
mayor potencial remanente en el sur de la cuenca (figura 2.57), mientras
Tamán (Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción
norte (figura 2.58). En la porción marina las rocas generadoras principales se
concentran en el Jurásico Tithoniano.
Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis
(Tmax) muestran una madurez de la materia orgánica dispersa (MOD)
correspondiente a la zona principal de la Ventana del Aceite. Las muestras de
extractos de roca generadora y de aceites fueron analizadas por cromatografía
de gases y espectrometría de masas para determinar la distribución y
correlación roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de carbono. Estos
parámetros fueron integrados con la información geoquímica y geológica
existente para interpretar el ambiente sedimentario y madurez de expulsión de
las rocas generadoras, estableciéndose tres familias de aceites y procesos
modificadores de los hidrocarburos, tales como la biodegradación y la
segregación gravitacional. Dicha integración también fue básica para modelar
los procesos de generación, migración y preservación de los hidrocarburos. La
interpretación resultante apoya la propuesta de agrupar las rocas generadoras
del Oxfordiano (Santiago), Kimmeridgiano (Tamán) y Tithoniano (Pimienta)
este último es el principal subsistema generador de la Provincia Petrolera
Tampico-Misantla, y a continuación se describen.
175 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.57. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera
Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
176 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.58. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia
Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Elementos Del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
Roca generadora - Jurásico Superior Oxfordiano (Formación Santiago)
El Oxfordiano está constituido por lutitas carbonatadas negras,
microlaminadas, limolitas arcillosas, mudstones arcillo-piritizados y horizontes
con nódulos calcáreos. La fauna es pobre y está representada por algunos
bivalvos y cefalópodos de edad Oxfordiano. Sus espesores varían entre 10 y
755 m, concentrándose preferentemente en la porción sur de la cuenca. El
177 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
contenido de carbono orgánico total (COT) y de Hidrocarburos potenciales (S2)
varía entre regular y excelente, 0.5-6.3% y 0.2-39.1 mg/g roca,
respectivamente. El kerógeno muestra índices de Hidrógeno (IH) entre 21 y
1079, así como temperaturas máximas de pirolisis (Tmax) que varían entre
425 y 525°C (figura 2.58). Estos valores son propios de un kerógeno original
predominantemente de tipo II que se encuentra desde incipientemente maduro
hasta sobremaduro (figura 2.59). Los biomarcadores (figura 2.60) indican un
ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29<C30,C34>C35, alta
relación Diasteranos/ Esteranos).
Figura 2.59. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad, calidad y madurez de una
mezcla de kerógenos I/II y II/III, material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las
calizas arcillosas del Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
178 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.60. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las
calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con el aceite
acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Roca generadora- Jurásico Superior Kimmeridgiano (Formación Tamán)
El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos, lutitas calcáreas
laminares y escasas limolitas. Sus características fundamentales son la buena
estratificación y el predominio de los carbonatos sobre la arcilla. Sus espesores
varían entre 3 y 998 m. El COT se encuentra entre 0.1 y5.4%, mientras los
valores de S2 fluctúan entre 15 y 925 mg/g y los de Tmax de 421 a 527°C
(figura 2.58). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico
carbonatado (Hopanos:C29>C30, C34<C35, muy baja relación Diasteranos/
Esteranos.
Roca generadora-Jurásico Superior Tithoniano (Formación Pimienta)
La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros,
ligeramente piritizados, de estratificación delgada con intercalaciones de lutita
negra laminar, bentonita y lentes de pedernal. Sus espesores varían entre 3 y
179 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
485 m. El COT se encuentra entre 0.4 y 6.5% y el S2 entre 0.2 y 43.4 mg hc/g
Cot. El IH varía entre 18 y 959, mientras que la Tmax se encuentra entre 412
y 476°C, (figura 2.58). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino
anóxico carbonatado arcilloso (Hopanos: C29>>C30, C34<C35, regular
relación Diasteranos/ Esteranos) (figura 2.61).
Figura 2.61. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las
calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite
acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
La mayor riqueza orgánica está relacionada con las Formaciones Santiago y
Pimienta, teniendo el kerógeno una tendencia de madurez de los tipos I y II,
encontrándose predominantemente dentro de la ventana del aceite. En las tres
formaciones existe una buena correlación entre el Ro y la Tmax, lo que permite
utilizar un Ro equivalente en esta cuenca con escasez de vitrinita. Los mayores
espesores de las rocas generadoras se concentran en 12 grabens, los cuales al
madurarse la materia orgánica se convirtieron en los principales focos
oleogeneradores. El área promedio de estos focos es 907 km² y su espesor
550 m, el promedio del COT es 2.2% y del IH alrededor de 500mg HC/g COT.
180 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
A partir de estas rocas se generó aceite y gas asociado que está almacenado
en las rocas carbonatadas del Cretácico Inferior entre 2500 y 3500 m, en las
calizas arrecifales, prearrecifales y de talud del Cretácico Medio a
profundidades de 600 a 4700 m con aceites de 15 a 36° API; en los carbonatos
fracturados del Cretácico Superior a una profundidad de 500 m con aceites de
11 a 18° API que están afectados por severa biodegradación y en las areniscas
del Paleoceno-Eoceno donde se tienen aceites de 19 a 40° API, estos aceites
se han caracterizado por biomarcadores (figura 2.62) con el extracto de la roca
generadora que confirma su afinidad a un ambiente marino carbonatado con
regular influencia de arcillas en condiciones reductoras.
Por otro lado las arenas del Neógeno (Mioceno Superior-Plioceno) han
presentado evidencias de la presencia de acumulaciones de gas seco hacia la
extensión al sur de esta cuenca en el área marina a una profundidad promedio
de 2,000-4,000 m en tirantes de agua de 70 a 200 m. El análisis e
interpretación de los datos composicionales de estos gases indican su origen
termogénico, producto del craqueo primario de kerógeno sapropélico,
relacionado genéticamente con las rocas del Jurásico Superior Tithoniano, las
diferencias que presentan estos se debe a la madurez y a los cambios
fisicoquímicos durante la migración del hidrocarburo. La poca variabilidad
isotópica de las fracciones húmedas excluye las posibilidades de
biodegradación de los mismos. El rango de migración es muy cerrado, por lo
que sus diferencias se pueden relacionar con la madurez de expulsión. El
paralelismo de las tendencias de las relaciones molares e isotópicas de los
gases indica la posibilidad de un origen común de éstos con preferencias a la
migración en un sistema abierto (figura 2.63).
181 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.62. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla,
que sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente
anóxico del Jurásico Superior Tithoniano (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca almacén
La roca almacén del Jurásico Superior son areniscas, calcarenitas, calizas
oolíticas, y brechas biocalcáreas, que presentan porosidad primaria y están
representadas por la Formación San Andrés, Formación San Pedro y Formación
Tepexic (Nieto Serrano J.O., 2010). Su porosidad varía de 9 a 15%, mientras
su permeabilidad se encuentra entre 0.2 y 300 mD, estando relacionada la
mejor calidad de la roca almacén con las facies oolíticas. Su espesor varía de
31 hasta 204 m.
182 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.63. Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las
areniscas neógenas, donde se puede apreciar su origen alóctono, producto de la migración
desde una roca generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone–
wackestone de nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con
nódulos de pedernal y delgadas intercalaciones de bentonita gris verdosa,
estilolitas, fracturas rellenas de calcita y a veces por dolomía; arealmente se
presenta como una franja irregular que se adelgaza y desaparece hacia el
norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca, también con
porosidad primaria y secundaria por fracturamiento de la Formación
Tamaulipas Inferior.
Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20%, siendo esta
intercristalina y secundaria por fracturamiento, provocado por la compactación
diferencial en los bordes de los bloques del synrift. Su permeabilidad es baja
183 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de 1 a 5mD, la cual se incrementa por la presencia de fracturas hacia la cima
(figura 2.64).
Figura 2.64. Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior, imagen MEB de la
microporosidad y foto de núcleo tipo mostrando las fracturas (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra) consiste de
packstone y grainstone de miliólidos, intraclastos, peloides de edad Albiano-
Cenomaniano depositados en un ambiente de plataforma interna como son las
arenas de playa, canal, delta de marea, eolianitas y barras, estando
distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón de la Faja de
Oro desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Hacia el sur de la plataforma
se preservaron crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone,
floatstone y framestone y corales. Los espesores encontrados de las calizas
arrecifales varían de 1,800 a 2,000 m, pero es su cima la que presenta la
mejor calidad como roca almacén, relacionada esta con la zona discordante
donde se presentan fenómenos de karsticidad, colapsamiento y porosidad
vugular que incrementan la permeabilidad. Las porosidades determinadas son
184 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de tipo intergranular, intragranular, móldica y fracturas. Los rangos de
porosidad se encuentran entre 14 y 35%, mientras la permeabilidad llega
alcanzar hasta 600 mD (figura 2.65). La roca almacén del Cretácico Medio
(Formación Tamabra) consiste de brechas de edad Albiano-Cenomaniano
depositadas en un ambiente de talud como una franja alrededor de la
plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades
mayores a 1,000 mD.
Figura 2.65. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas, fracturas y
madrigueras de moluscos impregnadas de aceite. Micrografías representativas de las calizas
packstone y grainstone que constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El
Abra), apreciándose la excelente porosidad inter- e intraparticular (móldica) por disolución, así
como las microfracturas que ligan los poros (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano–Santoniano (Formaciones
Agua Nueva-San Felipe) están conformadas por calizas arcillosas, cuya
porosidad y permeabilidad están condicionadas por la presencia de fracturas.
Los valores de porosidad varían entre 2 y 12%. Estas se encuentran asociadas
a las fallas de los bordes de las fosas del synrift, que fueron reactivadas
durante el evento compresivo Laramídico provocando la inversión y el
fracturamiento (figura 2.66).
185 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.66. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior
formadas por la reactivación de las fallas del synrift (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
La roca almacén del Paleoceno Superior-Eoceno Inferior está constituida por
delgados paquetes de areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con
lutitas, relacionados con lóbulos y abanicos submarinos sobrepuestos. Estas
arenas están compuestas por clastos de calizas predominantemente, cuarzo,
feldespatos y otros minerales. En cuanto al sistema poroso se tiene diámetro
de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras con porosidad
promedio del 12% y permeabilidad baja (0.5 mD). Particularmente en la
Cuenca de Chicontepec la principal roca almacenadora donde se ha encontrado
la mayor acumulación de aceite, es en las areniscas lenticulares del Grupo
Chicontepec, aunque la formación Chicontepec Canal es la que tiene mayor
potencial (Nieto Serrano J.O., 2010).
La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno Superior-
Plioceno Inferior y está representada por areniscas de grano fino con
fragmentos de calizas, cuarzo y feldespatos, clasificándose como litarenitas.
186 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Estas se encuentran intercaladas con lutitas en paquetes con espesores
variables entre 15 y 30 m.
La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por
disolución, alcanzando valores en un rango de 15 a 26%, mientras su
permeabilidad varía entre 1 a 200 mD, con promedio de 20 mD.
Roca sello
La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del
Jurásico Tithoniano (Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a
excepción donde cambian a facies más terrígenas o se adelgazan sobre los
altos de basamento o han sido erosionadas.
Para el Cretácico Inferior la roca sello la conforman las lutitas del Mioceno en
ciertas áreas del borde oriental de la Plataforma de Tuxpan.
El sello del Cretácico Medio, en el área de la Plataforma de Tuxpan está
constituido por rocas arcillosas terciarias, así como por calizas compactas de
plataforma interna interestratificadas correspondientes a eventos de máxima
inundación. Para la Franja Tamabra está representado por calizas arcillosas
intraformacionales y del Cretácico Superior Turoniano (Formación Agua
Nueva).
El sello del Campaniano Maastrichtiano está constituido por calizas arcillosas y
margas (Formación Méndez).
Las rocas sello para las rocas almacén del Paleoceno Superior-Eoceno Inferior
están representadas localmente por lutitas intraformacionales impermeables.
El sello regional lo conforman las lutitas del Eoceno Medio (Formación
Guayabal).
187 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El sello para el Mioceno Superior-Plioceno lo constituyen las limolitas y lutitas
intraformacionales que se intercalan con los paquetes de arena.
Trampa
Las estructuras del Kimmeridgiano y Cretácico Inferior están asociadas a
trampas estructurales, estratigráficas y combinadas, con el predominio de las
últimas y formando alineamientos norte-sur asociadas a las fallas de rifting.
Las trampas del Cretácico Medio en la Faja de Oro son estratigráficas asociadas
a remanentes paleotopográficos labrados por la erosión durante la exposición
subaérea de estas calizas. Existen también trampas estratigráficas por cambios
de facies hacia la porción lagunar y por relieve depositacional. Las trampas de
la franja Tamabra son combinadas, producto del acuñamiento y plegamiento
de los flujos de escombros y turbiditas, por reactivación del basamento
durante el evento compresivo.
Las trampas del Cretácico Superior son del tipo estructural y fueron formadas
por la reactivación de las fallas del synrift, inversión y fracturamiento de las
rocas a lo largo de ellas.
Para el Paleoceno-Eoceno las trampas son de tipo combinado, su componente
estructural se relaciona con el evento compresivo Laramídico.
Las trampas del Mioceno-Plioceno son de tipo estructural con cierre en tres y
cuatro direcciones, observándose compartamentalización por fallas. Las fallas
pertenecen a un sistema extensional con crecimiento asociado, que se unen en
un solo despegue subhorizontal. Las fallas sintéticas principales tienen caída al
oriente y forman un sistema de relevo continuo de fallas con rumbo NW-SE,
existiendo una gran falla con dirección SSE que controló la erosión y el relleno
de las fosas formadas por la extensión.
188 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!).
Debido al decremento de la tasa de sedimentación durante el Cretácico por el
régimen tectónico pasivo de la cuenca en este periodo, las condiciones
profundas de sedimentación en su porción centro-occidental, el sepultamiento
de las rocas generadoras del Jurásico Superior maduraron con mayor lentitud
que sus análogas del Jurásico Inferior-Medio, entrando a la ventana de
generación de aceite a finales del Cretácico e inicios del Terciario, alcanzando
su mayor madurez a través del Eoceno como resultado del hundimiento rápido
de la antefosa por el flexuramiento del basamento causado por el acercamiento
del Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental y el mayor aporte
de sedimentos. A partir del Oligoceno, la inversión de la cuenca por reacomodo
o rebote isostático de la corteza y la consecuente migración al oriente de los
depocentros sedimentarios, el proceso de generación de hidrocarburos en el
occidente fue extinguiéndose lentamente, transfiriendo su intensidad hacia el
oriente, de tal manera que en la porción oriental de la cuenca este proceso
sucedió durante el Mioceno-Plioceno, alcanzando el pico de la generación de
aceite durante el Plio-Pleistoceno. Por lo tanto, las rocas generadoras del
Jurásico Superior se encuentran distribuidas dentro de la ventana de
generación de aceite, habiendo alcanzado su momento crítico de máxima
madurez durante el Oligoceno en la porción occidental correspondiente a la
antefosa de Chicontepec y en el Plio-Pleistoceno en la parte oriental,
actualmente correspondiente a la plataforma continental del Golfo de México.
Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
En la figura 2.67 se representan las áreas de influencia del sistema petrolero
donde la roca generadora es principalmente del Jurásico Superior Tithoniano.
El sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior es conocido
189 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
en los extremos norte y sur de la cuenca y en tierra en los alrededores del
puerto de Tampico.
Respecto al sistema petrolero Tihtoniano-Cretácico Medio, ocurre en la parte
centro oriental de la cuenca entre la Laguna Tamiahua al norte y Tecolutla al
sur, la plataforma continental del Golfo de México al oriente y Poza Rica al
occidente, teniendo como centro el puerto de Tuxpan. Este sistema tiene
continuidad hacia el Golfo de México.
El sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Superior se encuentra ubicado al
noroeste de la cuenca y en el extremo sur del Alto de Tamaulipas.
El sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno se encuentra en el Paleocanal de
Chicontepec y es el más importante por sus recursos petrolíferos, cubriendo un
área aproximada de 4,000 km2.
El sistema petrolero Tithoniano-Neógeno está presente en la porción marina de
la cuenca ubicada al sureste.
Figura 2.67. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera
Tampico-Misantla (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
190 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)
Como ya se mencionó, los espesores y evolución de las rocas de sobrecarga o
sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal
manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Superior están
soportando la carga litostática de las sedimentos del Cretácico y Terciario con
espesores remanentes que van desde los tres kilómetros en el occidente de la
cuenca hasta 6-7 kilómetros en la porción marina.
Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
Como se ha mencionado ya, la tabla de elementos y eventos del sistema
petrolero (figura 2.68) muestra cronológica y secuencialmente cómo se fueron
moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la
cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de
hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla
está presente además de la roca generadora del Jurásico Inferior-Medio, otra
fuente generadora con mayor distribución y potencial generador, que fue
depositada durante el Jurásico Tardío, formándose casi contemporáneamente
las rocas almacenadoras del Jurásico Kimmeridgiano, a las cuales también
sirve de sello. Aparte de las mencionadas rocas almacenadoras calizas oolíticas
kimmeridgianas, que constituyen parte del sistema petrolero Tithoniano-
Kimmeridgiano (!) están presentes las cretas del Cretácico Temprano, cuyo
yacimiento fue sellado después de su erosión parcial en el noreste de la cuenca
por lutitas en el Mioceno, conformándose así el sistema petrolero Tithoniano-
Cretácico Inferior (!).
191 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Otra roca almacén importante por ser la de mayor producción acumulada está
conformada por las calizas arrecifales depositadas durante el Cretácico Medio
sobre la Plataforma de Tuxpan y su talud. Estas rocas fueron selladas por
calizas arcillosas del Turoniano en el talud, por lutitas paleógenas en el borde
occidental y neógenas en el borde oriental de la plataforma, constituyendo los
elementos del sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Medio (!). En el norte de
la cuenca, la inversión del basamento durante el evento compresivo laramídico
trajo como consecuencia el fracturamiento de las calizas arcillosas depositadas
en el Cretácico Tardío, convirtiéndolas en almacenadoras a lo largo de las fallas
synrift durante el Paleógeno, mientras las calizas con mayor contenido arcilloso
del Campaniano-Maastrichtiano sirvieron de sello del futuro sistema petrolero
Tithoniano-Cretácico Superior (!). El sistema petrolero más importante de la
cuenca Tithoniano-Paleoceno-Eoceno (!) se formó a finales del Paleoceno e
inicios del Eoceno con la depositación de areniscas turbidíticas en la zona
erosiva del canal de Chicontepec, perfil erosivo el cual llegó a destruir
yacimientos preexistentes almacenados en calizas del Jurásico Kimmeridgiano
y Cretácico Medio, biodegradándose y remigrando los crudos.
La componente estratigráfica de las trampas de este sistema petrolero
Tithoniano-Paleógeno fue contemporánea con la sedimentación-compactación
de los sellos arcillosos durante el Eoceno Medio, mientras que la componente
estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del
Paleoceno-Eoceno. Por último, tenemos el sistema petrolero Tithoniano-
Mioceno (!), cuyas rocas almacenadoras y sello se depositaron durante el
Mioceno Tardío– Plioceno y cuya trampa se formó durante el Plioceno Tardío.
La generación de hidrocarburos inició a finales del Cretácico, alcanzando su
pico máximo de generación-expulsión de hidrocarburos con la intensa
subsidencia compensada por sedimentación del Eoceno para suspender los
procesos de generación a finales del Oligoceno por la inversión, levantamiento
y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental terrestre
de la cuenca. A partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la
preservación de los hidrocarburos por los fenómenos de remigración por el
192 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
reacomodo de bloques y en algunos lugares por actividad ígnea. En la porción
marina la mayor intensidad de generación-expulsión de hidrocarburos se ha
dado durante el Plio-Pleistoceno, alcanzando su momento crítico en el reciente.
II.3.5. Producción Y Reserva 3P
La exploración por hidrocarburos en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla se
remonta a la segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los
primeros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz. Perforados con
técnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse comercialmente. No
fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte norte de
la provincia, que se inicia en México la producción comercial de hidrocarburos
de calizas fracturadas del Cretácico.
Figura 2.68. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras
del Jurásico Superior (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Posteriormente siguieron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro
terrestre que dieron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920
esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día (figura 2.69),
habiendo acumulado a la fecha más de 5,500 millones de barriles de aceite y
7.5 billones de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos
193 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, respectivamente. Las reservas remanentes se
localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec.
Por su producción el más importante ha sido el sistema petrolero Tithoniano-
Cretácico Medio (!) con casi el 50% de los de los 7.1 MMMbpce acumulados al
1° de enero de 2009 y por sus reservas, lo más importante, es el Tithoniano-
Paleoceno-Eoceno con el 88% de los 18.05 MMMbpce evaluados a la misma
fecha, cabe mencionar que el Cretácico Medio aún posee el 5% de las reservas
de hidrocarburos en la cuenca, sin considerar el aceite remanente no
recuperado por los métodos tradicionales de explotación, al 1° de enero de
2010.
Figura 2.69. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Recursos Prospectivos
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia
Petrolera Tampico-Misantla abarca el 3.25% de los recursos totales a nivel
nacional, con una media de cerca de 1.7MMMbpce.
194 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.4. Veracruz
Localización
La Provincia Terciaria de Veracruz comprende los estados de Veracruz, parte
de Puebla y Oaxaca (Villanueva N, et al., 2001). Esta cuenca se ubica a lo
largo del borde Suroeste del Golfo de México, limita al norte con la Provincia
Geológica Faja Volcánica Transmexicana, al sur-sureste con la Provincia
Petrolera Sureste, al este-noreste con la Provincia Geológica Cinturón
Extensional Quetzalcóatl y al occidente con la Provincia Petrolera Cinturón
Plegado de la Sierra Madre Oriental (figura 2.70).
Figura 2.70. Mapa de ubicación de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
195 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.4.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios
La columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Veracruz está constituida
por rocas mesozoicas predominantemente carbonatadas y terciarias
siliciclásticas, cuyo espesor total máximo se calcula en 12,000 m. La presencia
de las secuencias mesozoicas en el centro de la cuenca terciaria se infiere por
medio de los estudios geológicos realizados en la margen occidental, donde
estas rocas afloran en la Sierra de Zongolica o han sido penetradas por pozos
exploratorios en la Plataforma de Córdoba. La columna sedimentaria descansa
sobre un basamento cristalino complejo del Paleozoico-Triásico constituido de
granitos y granodioritas con edades de 323 M.a (figura 2.71).
La primera secuencia sedimentaria está representada por lechos rojos,
conglomerados y limolitas continentales del Jurásico Medio correspondientes a
la Formación Todos Santos depositados sobre el basamento (Tarango-
Ontiveros, 1985; Pemex-Chevron, 1993; Pemex-IMP-Amoco, 1995; Rueda-
Gaxiola, 2003), mientras que en algunas zonas (área Mata Espino) se ha
registrado la presencia de sal, cuya edad en otras cuencas se le relaciona al
Calloviano (figura 2.72) (González-Alvarado, 1980; Rico-Domínguez, 1980).
Los primeros sedimentos marinos corresponden a calizas areno-arcillosas, en
partes oolíticas y calizas arcillosas dolomitizadas que se han correlacionado con
las formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano, que alcanzan
espesores de 100 a 390 m (figura 2.73). Estas rocas son sobreyacidas por
calizas bituminosas de color gris oscuro a negro y calizas areno-arcillosas con
potencial generador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano con espesor
promedio de 200 m (Viniegra, 1965; González- Alvarado, 1980; Tarango-
Ontiveros, 1985; Pemex-IMP-Amoco, 1995).
196 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.71. Columna estratigráfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz. (Escalera y
Hernández, 2010).
El Cretácico Inferior (Formación Xonamanca) está constituido por calizas
arenosas con influencia volcánica, calizas pelíticas y calizas de plataforma
dolomíticas con intercalaciones de evaporitas en el área de la Plataforma de
Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste se encuentran
calizas pelágicas (Formación Tamaulipas Inferior) en partes con influencia
volcánica de dacitas y andesitas conformando litarenitas con espesores entre
300 y 400 m (figura 2.74).
197 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.72. Representación esquemática de la secuencia evaporítica en la Cuenca de Veracruz,
la cual se ilustra de color morado hacia la parte inferior de la sección sobreyaciendo a los lechos
rojos (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Figura 2.73. Esquema que muestra la paleogeografía para el Kimmeridgiano de la Cuenca de
Veracruz, El macizo de Chiapas y el Bloque de Yucatán, ilustrando como referencia las costas y
las referencias del país (Tomado de Padilla y Sánchez, 2007).
198 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.74. Mapa Paleogeográfico del Hauteriviano-Aptiano (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
El Albiano-Cenomaniano (Formación Orizaba) está formado por calizas de
plataforma del tipo mudstone, wackestone, packstone y grainstone de
miliólidos intercalados con dolomías y anhidritas, cuyo espesor varía entre
1,000 y 2,000 m y que estratigráficamente correlacionan con las calizas
pelágicas de estratificación delgada y nódulos de pedernal (Formación
Tamaulipas Superior) al occidente en la Depresión de Chicahuaxtla (figura
2.75).
El Turoniano (Formación Maltrata) está conformado por mudstone y
wackestone arcillosos laminados con foraminíferos planctónicos depositados en
condiciones anóxicas y cuyos espesores varían entre 50 y 150 m (figura 2.76),
esta unidad litoestratigráfica representa una superficie de máxima inundación,
la cual ahoga la porción oriental de la plataforma desarrollada durante el
Albiano-Cenomaniano.
199 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.75. Mapa Paleogeográfico del Albiano-Cenomaniano (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Figura 2.76. Mapa Paleogeográfico del Turoniano (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
200 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El Coniaciano-Santoniano (Formación Guzmantla) en el área de la Plataforma
de Córdoba, se define por grainstone-packstone de ooides depositados en
bancos de arenas calcáreas en la parte inferior, la parte superior está
compuesta por wackestone y packstone de calcisferúlidos cuya matriz está
compuesta por cocolitofóridos y foraminíferos planctónicos depositados en las
facies externas de una plataforma. La secuencia de plataforma muestra
evidencias de karsticidad, tales como microcavidades y fracturas rellenas con
limo vadoso las cuales tienen su mejor desarrollo hacia el borde de la
plataforma, su espesor puede alcanzar 1,200 m.
El Campaniano (Formación San Felipe) está parcialmente erosionado en el área
de la Plataforma de Córdoba, consiste de flujos de escombros depositados en
el talud y pie de talud, formados por conglomerados y brechas cuyos clastos
son de composición calcárea, esta cambia en la parte superior a mudstone y
wackestone-packstone de foraminíferos planctónicos con aporte variable de
arcilla y algunos horizontes de betonita con espesores entre 200 y 500 m. El
ambiente de depósito corresponde a talud-cuenca (figura 2.77).
El Maastrichtiano está representado en la Plataforma de Córdoba por calizas
bioclásticas (Formación Atoyac) con espesores hasta de 1,200 m y los
ambientes de cuenca corresponden a flujos turbidíticos en los que se
encuentran conglomerados, margas y lutitas (Formación Méndez), con
espesores de 200 m (figura 2.78).
201 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.77. Mapa Paleogeográfico del Campaniano (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Figura 2.78. Mapa Paleogeográfico del Maastrichtiano (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
202 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El evento tectónico de La Orogenia Laramide genero un importante relieve en
la cuenca de Veracruz en el que se tienen numerosos pliegues y fallas inversas,
los cuales en su porción más oriental conforman al frente tectónico sepultado
que corresponde con el límite inferior de la secuencia clástica en la Cuenca
Cenozoica de Veracruz (de Cserna, 1989; Padilla y Sánchez, 1986); situación
que comenzó a originar un espesor importante de terrígenos procedentes de la
sierra a partir del Paleoceno. Ésta condición tectónica favoreció el incremento
del aporte de grandes volúmenes de sedimentos clásticos después de la
orogenia, los cuales empezaron a depositarse en la Cuenca Cenozoica de
Veracruz, originando cambios importantes en el nivel del mar que dieron lugar
a sistemas transgresivos y regresivos.
Para el Paleoceno se tiene una secuencia tipo “flysch” donde predominan
areniscas de grano fino a medio y lutitas calcáreas, también se tienen
conglomerados de composición ígnea y metamórfica (Formaciones Velasco y
Chicontepec) con espesores hasta de 1,000 m el ambiente corresponde a
facies profundas, las cuales se presentan principalmente en el occidente de la
Cuenca Terciaria (De la Fuente-Navarro, 1959) (figura 2.79).
Al oriente del Frente Tectónico el Eoceno Inferior (Formación Aragón) está
compuesto por areniscas de grano medio a conglomerática, lutitas y algunos
intervalos de conglomerados de caliza color crema y café, cuyo espesor
alcanza 600 m, su ambiente es de talud.
El Eoceno Medio (Formación Guayabal) está representado en su parte inferior
por flujos de escombros que se intercalan con areniscas y conglomerados
turbidíticos depositados en abanicos de pie de talud y piso de cuenca. Hacia su
cima se encuentran lutitas gris y gris verdoso bentonítica y ligeramente
arenosa, alterna con pequeños horizontes delgados de arenisca calcárea de
colores gris de grano fino a medio con trazas de bentonita verde. Se le
203 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
considera un espesor promedio mayor a los 500 m y son de paleobatimetría
batial.
Figura 2.79. Mapa Paleogeográfico del Paleoceno (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
El Eoceno Superior (Formación Tantoyuca) está formado por conglomerados de
clastos de caliza crema y gris oscuro, pedernal café, areniscas grises claro y
margas grises que cambia lateralmente a lutita gris verdoso con
intercalaciones de arenisca gris y gris oscuro de grano fino a medio cementado
con material arcillo-calcáreo (Formación Chapopote) con espesores hasta de
500-700 m estos sedimentos representan paleobatimetrías batiales.
Hacia el occidente los sedimentos del Eoceno Superior y Oligoceno cubren
discordantemente los depósitos del Eoceno Medio (Santoyo-Pineda, 1983;
Baldit-Sandoval, 1985; Escalera-Alcocer, 1989).
204 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El Oligoceno Inferior (Formación Horcones) está constituido de lutita gris
verdoso, bentonítica, plástica y parcialmente arenosa, alternando con escasa
arenisca de grano fino a medio, estas rocas son de paleobatimetría batial
inferior y con un espesor de unos cuantos metros hasta los 1,300 m.
Los sedimentos del Oligoceno Superior se encuentran hacia el centro y oriente
de la cuenca donde se depositaron lutitas de color gris azulado y gris verdoso,
intercaladas con areniscas mal cementadas que contienen fragmentos de caliza
coralina (Formación La Laja); hacia la parte superior predominan los estratos
de areniscas de grano medio con algunas intercalaciones de tobas, en las que
en algunas se presenta retrabajo. En 1965, Viniegra menciona que en la parte
sureste de la cuenca de Veracruz se compone de una serie de lutitas y tobas,
con cantidad variable de arenas y conglomerados. Esta formación es
correlacionable con la Formación Depósito que consiste de una secuencia de
lutitas de color gris verdoso y pardo oscuro, arenosas a casi puras, calcáreas,
carbonosas, con mica finamente diseminada con lignita (Meneses, 1953).
La columna del Mioceno-Plioceno de la Provincia Petrolera Veracruz ha sido
subdividida en varias secuencias sedimentarias con base en la información
sísmica tridimensional y de pozos (Jennette et al., 2003; Arreguín-López y
Weimer, 2004a; Arreguín-López, 2005). Para este tiempo se tiene la
Formación Encanto constituida de areniscas de grano fino a medio y lutitas
arenosas mal consolidadas de color gris y gris verdoso que intemperizan al
rojo, Formación Concepción Inferior se compone de lutitas y limolitas
medianamente compactas de color gris, en la cima de la formación se
encuentra una litología más arenosa, la cual está compuesta por limolitas
arenosas y grauvacas líticas de grano fino de color gris. Formación Concepción
Superior consiste esencialmente de arcillas margosas, arenosas, cuyo
contenido de arena disminuye hacia el contacto con la Formación Concepción
Inferior; son compactas y ocasionalmente presentan estratificación muy pobre,
presenta concreciones que van disminuyendo hacia la base, tanto en número
205 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
como en tamaño, encontrándose esporádicamente en pequeños lentes y
nódulos de arenisca de grano muy fino, también calcáreos, pero sin
macrofauna (Corona Baca M.A., 2011).
El Mioceno Inferior se caracteriza por la presencia de cañones labrados en el
Frente Tectónico, los cuales fueron el conducto por donde fluyó y se depositó
una serie de sedimentos característicos de flujos de escombros en el talud y
pie de talud, abanicos de pie de talud, complejos de canales y abanicos de piso
de cuenca. En el Mioceno Inferior sólo existen dos campos productores a la
fecha, que dentro del contexto de ambientes de depósito, se encuentran
ubicados en los diques de los cañones (figura 2.80).
Figura 2.80. Distribución de la secuencia 16.3, representativa del Mioceno Inferior (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
206 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En el Mioceno Medio con el establecimiento de la Provincia Geológica Faja
Volcánica Transmexicana al norte de la Provincia Petrolera Veracruz, causó el
emplazamiento de intrusivos y vulcanismo que dio lugar a un fuerte aporte de
sedimentos de origen volcánico del norte y noroeste. Las condiciones
estructurales permitieron que hacia la parte norte y a lo largo del borde
oriental de la Provincia Geológica Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental
se desarrollaran amplios abanicos, los que se distribuyeron hacia la Provincia
Petrolera Veracruz. Datos paleontológicos y batimétricos sugieren que estas
facies representan depósitos turbidíticos de aguas profundas (talud
inferior/piso de cuenca), en la Figura 2.81 se muestra de manera esquemática
el modelo sedimentario (turbidítico), que representa de forma completa los
ambientes en los cuales, se fueron originando este tipo de depósitos.
Figura 2.81 Esquema que muestra el modelo del sistema de depósito para el Mioceno Inferior
(23 M.a) de la Cuenca Cenozoica de Veracruz (CS; Cañones Submarinos, AS; Abanicos
submarinos, PC; Piso de Cuenca) (Tomada de Corona Baca M.A., 2011).
207 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Las facies del Mioceno Superior corresponden a complejos de canales,
desbordes proximales y distales asociados a abanicos submarinos. Debido a la
complejidad estructural de la cuenca, la formación de los abanicos es diferente.
En la porción norte la ausencia de altos intracuenca, permitió el desarrollo de
amplios abanicos con fuente de aporte en el extremo noroeste y distribución
hacia el sur y sureste, que en este caso llega a formar grandes lóbulos en el
depocentro principal de la cuenca. En la parte sur, el desarrollo de abanicos
estuvo condicionado por los altos intracuenca (Tesechoacan, Rodríguez Clara),
así como por la presencia de la Provincia Geológica Complejo Volcánico los
Tuxtlas, que al estar emplazado para este tiempo, limitó el paso de sedimentos
hacia el Golfo de México. Así, las facies son canalizadas y orientadas noroeste-
sureste, con fuentes de aporte en el sureste y dispersión hacia el noroeste,
alcanzando longitudes de hasta 150 km, para finalmente formar lóbulos. Esta
secuencia es una de las más importantes, ya que en ella se encuentran
alojados siete de los principales campos productores de la Provincia Petrolera
Veracruz.
El Plioceno Inferior está constituido por una serie de areniscas (Formación
Paraje Solo) formadas en complejos de canales, desbordes proximales y
distales, asociados a abanicos submarinos. Estos abanicos están caracterizados
por facies de canal que se encuentran interestratificados en potentes espesores
de arcillas. Hacia la parte sur, el espacio para la dispersión de sedimentos fue
más reducido debido a los remanentes de los altos estructurales y sobre toda
la Provincia Geológica Complejo Volcánico de los Tuxtlas, que todavía funcionó
como una barrera para el paso de sedimentos hacia el Golfo de México,
condicionando su dispersión hacia el noroeste. En esta secuencia se
encuentran alojados tres campos de gas, localizados en la porción centro-
sureste de la cuenca.
208 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
II.4.2. Geología estructural
Tomando en cuenta las características geológicas de trabajos previos como en
el caso de Ortuño A., S., el cual divide a la cuenca de Veracruz en dos parte:
Cuenca Terciaria de Veracruz: la tectónica es más tranquila que la de la
Plataforma de Córdoba y el espesor de los sedimentos del Mesozoico es menor,
mientras que la cubierta de terrígenos terciarios se incrementa fuertemente de
8 a 9 km (González G.R. y Holguín Q. N., 2001) (figura 2.82).
Plataforma de Córdoba: durante la evolución de la deformación tectónica de los
sedimentos carbonatados de la Plataforma de Córdoba, se conformo el Frente
Tectónico Sepultado que es una porción sepultada del Cinturón Plegado de la
Sierra Madre Oriental, según Ortuño A., S., in PEMEX-IMP, 2000, la cual es
una importante provincia productora de hidrocarburos en el borde oriental de
la Plataforma (figura 2.82).
En recientes estudios seis dominios estructurales principales han sido
reconocidos. Estas incluyen los plays más importantes del Cretácico Medio
Superior y Neógeno de la Cuenca de Veracruz. Estas son definidas por su estilo
estructural, cinemática y procesos de deformación (figura 2.83).
1. El Frente Tectónico Sepultado (FTS). Este dominio estructural se
caracteriza por una serie de fallas de empuje y pliegues asociados que forman
anticlinales con cierre contra falla, que subyacen a la secuencia de sedimentos
terrígenos con un ligero buzamiento hacia el noroeste, conformando el flanco
oeste de la Cuenca terciaria de Veracruz. Los perfiles sísmicos 2D Y 3D e
información de pozos, han revelado que este frente está formado por al menos
tres estructuras escamadas con vergencia al NE donde la superficie de
despegue es el Cretácico Inferior (PEMEX-BEG, 2001).
209 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.82. Mapa y sección mostrando el marco estructural de la Provincia Petrolera Veracruz
(Modificada de Vázquez Covarrubias E., 2010).
210 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.83. Mapa de los seis dominios estructurales de la Cuenca de Veracruz (Modificada de
PEMEX-BEG, 2001).
2.Homoclinal Oeste. Esta es una depresión entre el frente tectónico sepultado
y el Alto de Loma Bonita. Su formación comienza en el Mioceno Medio y
continúa hasta el Mioceno Tardío- Plioceno. Consiste de amplios pliegues con
sus ejes principales orientados N-S, formados en rocas del Paleoceno- Eoceno
(Anticlinal de Perdiz y sus respectivos sinclinales Apertura-Madera), se
observan con cierre al oriente por fallas inversas con vergencia al oeste del eje
anticlinal formando un homoclinal en el Mioceno Superior-Plioceno con una
orientación NW-SE
3.Alineamiento de Loma Bonita (ALB). Es uno de los más importantes trends
estructurales en la Cuenca de Veracruz, está dominado por efectos
compresivos e involucra un sistema de fallas inversas, relacionadas al trend
Víbora-Novillero (VN). La estructura tiene una dirección al W; opuesta al de las
estructuras del frente tectónico sepultado al E Y SE. Estratigráficamente este
tuvo una fuerte influencia en la sedimentación del terciario. Primeramente,
actuó como una extensión y emplazamiento para el pre-Mioceno; después
como límite entre el Homoclinal Oeste y el sinclinal E y finalmente, como un
levantamiento marginal durante los efectos de inversión de la cuenca (PEMEX-
BEG, 2001).
4.Sinclinal de Tlacotalpan. Está definida como un bajo estructural entre el
trend de Loma Bonita y el Alto y el Alto de Anegada. Esta estructura actuó
como una subcuenca relacionada en el Mioceno Medio y Mioceno Tardío y se le
considera como una fuente importante de generación de hidrocarburos.
5.Alineamiento Antón Lizardo. Corresponde con un amplio anticlinal que se
sobrepone al Alto de Anegas. Esta afectado por una serie de bloques limitados
por fallamiento normal y por rocas volcánicas submarinas, con edades de 7
Ma. Dado que estas rocas yacen sobre un lineamiento de centros volcánicos
activos (Cinturón Volcánico Transmexicano y Macizo de los Tuxtlas), que han
211 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
estado activos periódicamente desde el Mioceno, es probable que la montaña
marina haya persistido en el margen de la cuenca desde entonces. La
información sísmica sobre el lineamiento de Antón Lizardo índica que los
espesores son constantes a través de las fallas lístricas. El desarrollo Tabular
está presente en intervalos someros, lo cual implica que parte de la
deformación es reciente y muy probablemente indicativa de cizallamiento. De
acuerdo con la sección, fallas secundarias asociadas con fallas que alcanzan el
basamento, parecen formarse en echelón en dirección NE-SW (figura 2.83)
6.Alto de Anegas. Se trata de un alineamiento estructural que se encuentra en
la región noroeste del centro volcánico los Tuxtlas y termina costa afuera cerca
de la ciudad de Veracruz. Esta estructura marca el margen oriental a partir del
Mioceno Medio en la Cuenca Cenozoica de Veracruz; parte en la cual, se forma
el levantamiento de la porción oriental del sinclinal de Tlacotalpan. La
alineación se manifiesta como una suave o ligera flexión hacía arriba, sin
afectar a la secuencia del Mioceno Inferior. Ésta estructura se originó por un
arqueamiento periférico generado por la subsidencia de la cuenca, relacionado
al frente tectónico (Meneses-Rocha, 2001). Jennette et al, (2003) sugiere que
la afectación de los patrones de plegamiento de la corteza en esta región se
deben a la naturaleza transicional del basamento y la reducción continental de
la placa Norteamericana.
II.4.3. Tectónica
La evolución tectónica de la Provincia Petrolera de Veracruz comienza a
imperar en el Jurásico por una distensión provocada por la apertura del Golfo
de México, como consecuencia del inicio de la separación de Pangea (Sedlock,
et al., 1993), en donde actuaron fallas transformantes y de desplazamiento
lateral, por medio de las cuales el Bloque de Yucatán se desplazó al sureste
(figura 2.84). Durante el Cretácico Temprano, el área permaneció como un
margen pasivo, cuya subsidencia estuvo condicionada por el enfriamiento
212 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
térmico de la corteza, desarrollándose hacia el occidente una plataforma
carbonatada de Córdoba (figura 2.85).
El evento tectónico laramídico deformó el occidente de la provincia a partir del
Eoceno Medio y ocasionó la formación de taludes inestables al W de la cuenca,
provocando una sedimentación intermitente de clásticos de talud y pie de talud
(flujo de escombros), formándose así una cuenca “foreland” (antepaís) a lo
largo del margen oriental del Cinturón Plegado.
Figura 2.84. Fallas transcurrentes
relacionadas con el desplazamiento del bloque
Yucatán y la apertura del Golfo de México para
el Jurásico Superior.
Figura 2.85. Mapa paleogeográfico del
Cretácico Temprano-Medio mostrando el
ambiente de margen pasivo. (Prost et al.,
2001).
Al continuar los esfuerzos compresivos sobre la plataforma de Córdoba durante
el Eoceno-Oligoceno, se desarrolló un alineamiento de cabalgamientos,
generando una mayor subsidencia de la cuenca por carga tectónica que duró
hasta el Mioceno Temprano. Para ese tiempo la sedimentación continuaba con
flujos de escombros sobre el talud y pie de talud, cuya principal fuente de
aporte fueron las rocas carbonatadas cretácicas del Cinturón Plegado de la
Sierra Madre Oriental. La inversión gradual de la cuenca inició durante el
Mioceno Temprano y alcanzó su mayor desarrollo a finales del Mioceno Medio
(figura 2.86) por un evento tectónico asociado al establecimiento de la
213 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
subducción de la Placa de Cocos en el sur-sureste, este evento es
correlacionable con el evento tectónico Chiapaneco.
La inversión de la cuenca se refleja también por dos sistemas de fallas, el
primero corresponde al sistema noroeste-sureste Víbora-Novillero, mientras
que el segundo sistema se conforma por los Altos de los Tuxtlas y Anegada, los
cuales posiblemente corresponden a la actual expresión de la Falla
Transformante Occidental del Golfo (Prost et al., 2001).
Para el Mioceno Tardío, cesa el levantamiento y la cuenca se colmata por
medio de una secuencia siliciclástica progradante de plataforma (Martínez et
al., 2005) (figura 2.86). Durante este tiempo ocurren cambios en la
composición mineralógica y fuentes de aporte de los sedimentos, cambiando
de compuestos carbonatados (Paleógeno) a mezclas carbonatado-siliciclásticas
en el Mioceno Temprano y finalmente a siliciclásticas con influencia volcánica
del Mioceno Medio al Plioceno.
II.4.4. Sistemas Petroleros
En la Provincia Petrolera Veracruz los estudios geoquímicos han permitido
identificar rocas generadoras del Tithoniano, Cretácico Medio y Mioceno
Superior. La riqueza y calidad del kerógeno posibilita clasificar las rocas
jurásicas y cretácicas como generadoras de aceite/gas termogénico
conformando sistemas petroleros conocidos (!), mientras que las lutitas del
Mioceno Superior se consideran generadoras de gas biogénico (Vázquez,
2008).
El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes
extraídos de las rocas generadoras mesozoicas con los biomarcadores e
isótopos de los aceites explotados en las calizas fracturadas cretácicas y las
areniscas del Eoceno, así como el análisis de los isótopos de los gases
214 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
presentes en las calizas cretácicas y areniscas neógenas, ha permitido
establecer e inferir la correlación roca generadora-aceite, estableciéndose los
siguientes cuatro sistemas petroleros:
Figura 2.86. Sección transversal restaurada mostrando la dinámica terciaria de la Provincia
Petrolera Veracruz (Tomada de Vázquez Covarrubias E., 2010).
Sistema Petrolero Cretácico Medio–Cretácico Medio-Superior (!)
El sistema petrolero Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!) está
relacionado con la presencia de yacimientos predominantemente de aceite en
la porción norte y margen oriental del Frente Tectónico Sepultado.
215 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
La existencia de rocas generadoras del Cretácico Medio ha sido definida por el
análisis geoquímico de rocas e hidrocarburos, la información estratigráfica y
geoquímica de chapopoteras y aceites indican dos posibles intervalos
generadores en la sección Albiano-Cenomaniano.
Elementos del Sistema Petrolero Cretácico Medio–Cretácico Medio-Superior (!)
Roca generadora
Las rocas generadoras del Cretácico Medio consisten de alternancias
estratificadas de anhidritas, dolomías y carpetas de algas, depositadas en
condiciones restringidas de aguas someras. Las manifestaciones de aceite e
impregnaciones de las muestras de canal y núcleos de los pozos perforados
son consistentes con la generación local de aceite. Facies generadoras
similares son conocidas en las Provincias Geológicas Tlaxiaco, Cinturón Plegado
de Chiapas y Cuenca de Petén (Guatemala). Otras litofacies generadoras de
facies de rampa interna carbonatada de baja energía del Cretácico Medio
consisten de calizas arcillosas interestratificadas con calizas tipo wackestone
peletoidal de ambiente subacuático semirestringido.
Los valores de los parámetros geoquímicos de estas rocas registrados por
pirólisis arrojaron valores considerados de excelente calidad, indicando la
presencia de un kerógeno tipo II precursor de aceite y gas (IH=34-842/448)
maduro térmicamente (Tmax=413-467/448°C) con un potencial generador
bueno (COT=0.5-4.2/1.0%, S2=0.2-32.7/4.4mgHC/g/COT), lo que justifica la
presencia desde aceites pesados hasta gas y condensado. Los estudios ópticos
por petrografía orgánica permitieron identificar partículas orgánicas amorfas
algáceas y herbáceas (figura 2.87).
Basándose en los estudios geoquímicos de biomarcadores e isótopos de
aceites, extractos de roca y gases. Mediante los análisis de cromatografía de
gases y espectrometría de masas (GC-MS), se determinó la composición
molecular e isotópica de aceites ubicados en la porción norte de la Plataforma
216 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de Córdoba, definiendo la familia de aceites Marino Carbonatada Evaporítica.
Las relaciones de Pristano/Fitano sugieren un ambiente deposicional anóxico
(Pr/Fi<1.0,) los terpanostri C23< tetra C24, hopanos C34>C35, esteranos
C27<C28, esteranos C29 20S/20R=0.8-0.9% (Roe). Los análisis de extractos
de roca del Cretácico Medio hacia la porción norte del área mostraron similitud
molecular e isotópica que correlacionan con esta familia, asignándole por lo
tanto, el nivel de certeza conocido (!) para este sistema petrolífero (Moldowan,
J. M. et al. 2008).
Figura 2.87. Gráfica mostrando los tipos de kerógeno encontrados en rocas del Cretácico Medio
al norte y sur de la Plataforma de Córdoba y la correlación roca generadora-aceite por
biomarcadores (terpanos) debitúmenes extraídos del Cretácico (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Roca almacenadora
La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Orizaba) está constituida por
grainstones oolíticos bien clasificados y packstones de esqueletos
dolomitizados y fracturados con porosidad primaria intercristalina y secundaria
por disolución y fracturamiento. Los valores de porosidad varían entre 4 y
16%, mientras que en el Cretácico Superior se encuentran rocas
almacenadoras representadas por brechas carbonatadas multiapiladas e
interestratificadas con margas, calizas arcillosas compactas y lutitas con una
distribución local y discontinua. Los valores de porosidad varían entre 4 y 14%,
217 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
coexistiendo la porosidad primaria intergranular y la secundaria por
fracturamiento (figura 2.88).
Roca sello
Rocas calcáreas arcillosas del Cenomaniano-Turoniano (Formación Maltrata)
con espesores variables entre 50 y 100 m. Para el Cretácico Superior son
margas, calizas arcillosas y lutitas interestratificadas con las brechas de talud.
Figura 2.88. En el lado izquierdo, la micrografía muestra un packstone de miliólidos y
fragmentos de esqueletos dolomitizado del Cretácico Medio Orizaba con porosidad intercristalina
y microfracturas impregnadas de aceite, mientras del lado derecho se muestran fotografías de
un núcleo y una micrografía de las brechas calcáreas del Cretácico Superior, mostrando
porosidades intracristalinas y vugulares con presencia de aceite (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
Trampa
El evento compresivo laramídico formó trampas estructurales anticlinales con
cierre en cuatro direcciones y contra falla en el frente tectónico del cinturón
plegado y posteriormente sepultado (figura 2.89).
218 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.89. Sección transversal mostrando los anticlinales imbricados (trampas estructurales)
resultantes de la cabalgadura de las calizas cretácicas de la Plataforma de Córdoba hacia el
oriente y que conforman el Frente Tectónico Sepultado (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Procesos del Sistema Petrolero Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!)
En la porción occidental de la plataforma de Córdoba la gruesa sección
carbonatada del Cretácico Medio, Superior y Terciario causó que las rocas
generadoras del Cretácico Medio alcanzaran su madurez temprana a principios
del Eoceno Medio, este sector de la cuenca fue alcanzado por el evento
compresivo laramídico, formándose los bloques autóctonos y alóctonos. En el
bloque alóctono los procesos de generación se interrumpieron como resultado
de su levantamiento y erosión parcial hasta el Mioceno cuando de nuevo se
reinició su sepultamiento por los sedimentos neógenos; sin embargo, este
bloque nunca alcanzó la zona principal de generación de aceite, pudiendo las
rocas ricas en materia orgánica haber generado solamente aceite pesado, por
otro lado los aceites remanentes de este bloque están afectados por
biodegradación afectando localidad de los aceites.
219 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En lo que se refiere a las rocas generadoras contenidas en el bloque autóctono
como resultado de su sepultamiento por el bloque cabalgante, alcanzaron
inmediatamente la ventana de generación de aceite donde permanecieron
hasta inicios del Mioceno, como resultado del basculamiento hacia el oriente y
reinicio de la subsidencia, las rocas generadoras fueron sepultadas hasta la
zona principal de generación de aceite.
Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!)
Roca generadora
Las rocas generadoras jurásicas están representadas por lutitas negras
carbonosas alternantes con calizas arcillo-arenosas y lutitas arenosas. Su
espesor promedio son aproximadamente 200 m. Las rocas analizadas del
Jurásico Superior muestran valores de Carbono Orgánico Total entre 0.5 y
3.4% (COTprom=1.3%), Hidrocarburos potenciales entre 0.48 y 9.32
mgHC/gCOT (S2prom=3.1), un Índice de Hidrógeno entre 50 y 648
(IHprom=263), lo cual permite clasificar su riqueza orgánica y potencial
generador como regular y su kerógeno térmicamente maduro precursor de
aceite y gas (figura 2.90).
Los puntos de control por pozos para esta roca generadora son pocos; sin
embargo la información sísmica indica su probable continuidad hacia el oriente,
en la porción central de la cuenca terciaria, donde es también probable esté
compuesta por facies marino-anóxicas carbonatico-arcillosas análogas a las
conocidas en las cuencas de Sureste y Tampico-Misantla, como lo muestran los
biomarcadores de aceites y que han permitido considerar a estas rocas como
las generadoras de hidrocarburos más importantes en las megacuenca del
Golfo de México. Esta presunción se corrobora con la afinidad que se encontró
entre los biomarcadores de los aceites determinados en las manifestaciones
superficiales registradas hacia la porción sur del área, donde se definió una
220 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
familia Marina Carbonatada Siliciclástica de afinidad Tithoniano, así como por
las relaciones isotópicas del Carbono 13 ( 13C = -27 0/00) en los saturados y
aromáticos de los extractos de roca del Jurásico Superior, así como por las
relaciones de biomarcadores (terpanos y esteranos) en los aceites (figura
2.91) y en la chapopotera de la Sierra de Tlacuilotecatl (Vázquez, 2007).
Figura 2.90. Registro geoquímico de la Cuenca de Veracruz (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
221 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.91. Correlación de los biomarcadores de un aceite almacenado en areniscas del
Eoceno con uno de la Cuenca del Sureste de afinidad Tithoniano (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
Roca almacenadora
La roca almacén está representada por conglomerados, areniscas
dolomitizadas y fracturadas del Eoceno Medio correspondientes a facies de
relleno de canal, desbordes proximales y distales depositadas como lóbulos en
abanicos de pie de talud. Su porosidad promedio alcanza 12%.
Roca sello
Las rocas sello están conformados por lutitas siliciclásticas intraformacionales
del Eoceno Medio y del Mioceno (figura 2.92).
Trampa
Las trampas son de tipo estructural y combinada con su componente
estratigráfica representada por cambios de las facies de abanicos de pie de
talud en facies de canales-diques y su componente estructural formada por
anticlinales afallados. Posterior al plegamiento y cabalgamiento laramídico, el
Frente Tectónico fue afectado por distensión, erosión y sepultamiento durante
el Oligoceno-Mioceno Temprano, quedando la trampa formada nuevamente
después del evento Chiapaneco del Mioceno Medio que levantó el flanco
occidental y la dinámica de la sedimentación, formando cañones (figura 2.92).
222 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.92. Sección sísmica con registros de pozos mostrando la posición estratigráfica y
características petrofísicas de los horizontes productores del Eoceno Medio y sellos
intraformacionales y neógenos, morfología de la trampa en el Frente Tectónico Sepultado
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano–Eoceno (!)
En el límite de la cuenca terciaria con el Frente Tectónico Sepultado, las rocas
generadoras del Jurásico Superior entraron durante el Cretácico Tardío a la
ventana de generación, alcanzando durante el Oligoceno la zona principal de
generación, donde permanecieron hasta el Mioceno Medio (15 M.a), cuando
alcanzaron la ventana de generación tardía y a inicios del Plioceno, la ventana
de generación de gas húmedo. Los aceites de este sistema muestran una
mezcla de aceites normales con biodegradados, indicando un mínimo de dos
pulsos de migración, uno Paleógeno con problemas de preservación por
erosión, infiltración de aguas, y otro pulso Neógeno de remigración de aceites
biodegradados y expulsión-migración de nuevos aceites.
223 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Sistema Petrolero Tithoniano-Neógeno (!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Neógeno (!)
Rocas generadoras
Las rocas generadoras del Jurásico Superior son similares a las descritas
previamente.
Rocas almacenadoras
Los reservorios están constituidos por areniscas de grano fino a medio, mal
clasificado en matriz arcillo-calcárea con espesores alrededor de 10 m,
porosidades promedio de 20 a 30% y permeabilidades de 0.4 a 560mD (figura
2.93).
Figura 2.93. Micrografías de las areniscas líticas del Mioceno mostrando el incremento de
clastos volcánicos hacia el Mioceno Medio y Superior, lo cual influye en la calidad de la roca
almacén (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
.
Rocas sello
Están formadas por paquetes arcillosos siliciclásticas intraformacionales de
varias decenas de metros depositados como facies distales de abanicos de
talud (figura 2.94).
224 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.94. Registro de pozo mostrando la relación estratigráfica de las rocas sello con los
reservorios de gas del Neógeno en la Cuenca Terciaria de Veracruz (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
Trampa
Las trampas son de tipo combinado con su componente estratigráfica
representada por cambios de facies de abanicos de talud a facies arcillosas
distales y su componente estructural formada por anticlinales de bajo relieve
estructural asimétrico y alargado, cuyo eje principal con dirección noroeste-
sureste y flancos suaves. Su cierre se forma por acuñamiento litológico y
algunas veces contra falla (figura 2.95).
225 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.95. Sección sísmica y extracciones de amplitud representando las trampas combinadas
y estratigráficas del Neógeno de la cuenca de Veracruz (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano-Neógeno (!).
En la porción central de la cuenca terciaria las rocas generadoras del Jurásico
Superior durante su sepultamiento cruzaron las ventanas de generación de
aceite y gas. A inicios de Eoceno (49 M.a) entraron a la ventana de generación
alcanzando el pico en el Mioceno Temprano y la ventana de generación de gas
húmedo en el Mioceno Tardío y, finalmente, la zona de generación del gas seco
en el Plioceno.
Sistema Petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
Elementos del Sistema Petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Superior-Plioceno
(!)
Roca generadora
Las fuentes generadoras del Mioceno están constituidas por gruesos paquetes
de lutitas siliciclásticas con un buen contenido de material orgánico
(COTprom=1.0%), y potencial generador (S2prom=2.3 mgHC/gCOT) de un
kerógeno predominantemente inmaduro (Tmax=435°C) tipo II/III
(lHprom=230) precursor de gas.
226 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Roca almacenadora
Las rocas almacén son análogas a las descritas para el sistema petrolero
Tithoniano-Neógeno (!) representadas por areniscas de grano medio-grueso
constituidas por clastos líticos, de cuarzo y feldespatos moderadamente
clasificados y subangulosos (litarenitas-arenitas sublíticas) con porosidad
primaria intergranular promedios de 25% y permeabilidad de 425 mD (figura
2.96).
Rocas sello
Los sellos son del mismo tipo a los descritos previamente como paquetes
arcillosos intraformacionales de varias decenas de metros asociados a facies de
piso de cuenca (figura 2.96).
Figura 2.96. Registro de pozo mostrando las características petrofísicas y fotografía de núcleo
de las areniscas (almacenes) y lutitas (sellos) neógenas (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
227 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Trampa
Combinada con fuerte componente estructural con orientación NW-SE. Su
componente estratigráfica se considera como un abanico de piso de cuenca en
facies de canales y desbordes (figura 2.97).
Figura 2.97. Línea sísmica mostrando el comportamiento de los estratos de crecimiento como
trampas combinadas por acuñamiento contra flanco de anticlinal (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
Procesos de sistema petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
El sistema petrolero Mi-Ms-Pli (!) se caracteriza por la presencia de gas
biogénico almacenado en las rocas del Mioceno y Plioceno. La generación de
gas biogénico requiere del depósito de un paquete sedimentario con presencia
de bacterias metanogénicas, las cuales coexisten en un ambiente anóxico y
sulfato-deficiente, temperaturas menores a 75°C, profundidades de
sepultamiento menores de 1,000 m, presencia de materia orgánica dispersa
con COT mínimo de 0.5% y altas tasas de sedimentación. El gas biogénico
tiende a acumularse muy cerca de la sección que lo genera, por lo que se
infiere que fue generado en el intervalo del Mioceno Superior-Plioceno. Durante
228 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
este tiempo, las altas tasas de sedimentación favorecieron el depósito de
arcillas marinas de aguas profundas en la antefosa principal de la cuenca
terciaria donde se presentaron condiciones favorables para la acumulación de
materia orgánica marina.
Extensión geográfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio–Cretácico
Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-Neógeno (!) y Mioceno
Inferior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
La extensión geográfica de los Sistemas Petroleros se distribuyen en franjas
orientadas noroeste al sureste; los campos cretácicos de aceite y gas están
localizados en el Frente Tectónico Sepultado relacionados con el sistema
petrolero KM-KM-KS (!), ocupando un área aproximada de 6,000 km2. Al
oriente de estos, tenemos los campos de aceite relacionados con el sistema
petrolero JS-Pe (!) ubicados en el límite de la cuenca terciaria con Homoclinal
del oeste ligados con un área de influencia de aproximadamente 1,500 km².
Después tenemos los campos con presencia de gas seco termogénico
asociados con las rocas generadoras del Jurásico con un área de influencia de
aproximadamente 30,000 km², mientras que la zona de influencia del gas
biogénico asociado con las rocas del Mioceno-Plioceno abarca la porción central
de la cuenca, abarcando el anticlinal de Loma Bonita y el sinclinal de
Tlacotalpan en un área de 3,000 km2 (figura 2.98).
Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio–Cretácico
Medio-Superior (!), Tithoniano-Eoceno (!), Tithoniano-Neógeno (!) y Mioceno
Inferior-Mioceno Superior-Plioceno (!)
Los elementos de estos Sistemas Petroleros se encuentran bien delimitados en
la columna geológica. Los espesores y evolución de las rocas sepultantes
regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal manera,
tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Superior están soportando la
carga litoestática de las sedimentos cretácicos, terciarios y recientes con
229 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
espesores que rebasan los diez kilómetros en el centro de la cuenca. En el
Frente Tectónico Sepultado es posible que las rocas generadoras del Cretácico
Medio estén siendo sepultadas por varios bloques alóctonos de rocas cretácicas
y terciarias, que las llevan a profundidades mayores a siete kilómetros.
Figura 2.98. Mapa mostrando la extensión geográfica de los sistemas petroleros de la Cuenca
de Veracruz (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Al mismo tiempo las rocas paleógenas están siendo sepultadas por sedimentos
del Neógeno con espesores hasta de siete kilómetros en la porción central de
la cuenca por lo que alcanzan dichas rocas la ventana de generación de gas.
Las rocas generadoras del Mioceno Inferior son cubiertas por depósitos del
Mioceno Superior y Plio-Pleistoceno con espesores máximos de cinco
kilómetros que las ponen en la zona de generación de gas, además se
considera que estas rocas generaron gas por actividad bacterial durante su
sepultamiento antes de alcanzar unos dos kilómetros de profundidad (figura
2.99).
230 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 2.99. Sección transversal mostrando las ventanas de generación de hidrocarburos y la
extensión estratigráfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Extensión temporal de los Sistema Petroleros Cretácico Medio–Cretácico Medio-
Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-Neógeno (!) y Mioceno
Inferior-Mioceno Superior-Plioceno (!).
La tabla de elementos y procesos del sistema petrolero muestra
secuencialmente cómo se fueron sucediendo los eventos geológicos que
coadyuvan temporal y espacialmente para formar acumulaciones de
hidrocarburos. De esta manera, en la cuenca de Veracruz están presentes tres
rocas generadoras formadas durante el Jurásico Tardío, el Cretácico Medio, y
Mioceno Temprano. Las rocas almacenadoras y los sellos se formaron
contemporáneamente durante el Cretácico Medio y Tardío, Eoceno y Mioceno
231 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Temprano, así como también posteriormente durante el Mioceno Medio-
Plioceno. La componente estratigráfica de las trampas fue contemporánea con
la sedimentación-compactación de los sellos, mientras que la componente
estructural de la porción occidental está influenciada por los eventos
compresivos laramídico del Eoceno, Chiapaneco del Mioceno Medio y en menor
proporción fenómenos de transtensión-transpresión del Plio-Pleistoceno. La
generación de hidrocarburos inició para las rocas Jurásicas a finales del
Cretácico y para las rocas del Cretácico Medio a finales en el Eoceno Medio, en
la porción occidental de la cuenca el evento laramídico suspendió la generación
de hidrocarburos en los bloques superiores alóctonos, pero continuó con mayor
fuerza en los bloques autóctonos estableciéndose un momento crítico para la
preservación de los hidrocarburos acumulados en esta área. Hacia el centro de
la cuenca las rocas jurásicas continuaron generando y expulsando
hidrocarburos hasta el Reciente, incorporándose como cogeneradoras las rocas
terciarias a partir del Mioceno Temprano, registrando durante el Mioceno Medio
otro momento crítico para la preservación de los hidrocarburos, esta vez
relacionado con el evento Chiapaneco. Cabe destacar que en la porción central
de la cuenca, actualmente las rocas generadoras mesozoicas y terciarias se
encuentran en la ventana de generación de gas, habiendo alcanzado su
máximo nivel de madurez térmica, que migraron y conformaron yacimientos
de hidrocarburos gaseosos (figura 2.99).
II.4.5. Producción Y Reserva 3P
En 1948, Petróleos Mexicanos inicia actividades en la provincia y en 1953 el
pozo Angostura-2 resulta productor de aceite en calizas del Cretácico Superior,
y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productor de gas de areniscas del Terciario
(Benavides-G., 1959; Toriz-Gama, 1999). De 1955 a 1980 se descubren la
mayoría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas
del frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y
Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas siliciclásticas terciarias
como Cocuite. De 1981 a 1995, la actividad exploratoria en la Provincia de
232 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Veracruz se enfoca a la búsqueda en grandes estructuras de yacimientos de
aceite en el bloque autóctono y no se realiza ningún descubrimiento, si bien la
producción de gas se logró mantener por arriba de los 100 millones de pies
cúbicos diarios gracias al aporte de gas húmedo de los yacimientos del
Cretácico. A partir de 1997 se reinicia la actividad exploratoria apoyada con
sísmica tridimensional, lo que permite visualizar los modelos sedimentarios
postulados de abanicos submarinos y mapearlos mediante la utilización de
atributos sísmicos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos y
modelos de yacimiento y la aplicación de nuevas tecnologías en la perforación
y terminación de pozos, de 1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos
Playuela, Lizamba, Vistoso, Apértura, Arquimia y Papán (Vázquez y Valdivieso,
2004; Valdivieso y Martínez, 2006). Esto permitió alcanzar en 2008 el máximo
histórico de la provincia de 1012 millones de pies cúbicos diarios (figura
2.100). La producción acumulada total de la provincia es de 0.6 MMMbpce (3
billones de pies cúbicos de gas). Las reservas 3P son de 0.2 MMMbpce (1 billón
de pies cúbicos de gas). Se estima un recurso prospectivo de 3.5 MMMbpce, al
1° de enero de 2010.
Figura 2.100. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera de Veracruz (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Recursos Prospectivos
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la “Cuenca
de Veracruz” abarca el 1.33% de los recursos totales a nivel nacional, con una
media de cerca de 0.7 MMMbpce (01 enero 2009).
233 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III. CUENCAS DEL SURESTE DE MÉXICO
Objetivo específico
El participante identificara los elementos más importantes del sistema
petrolero en las Cuencas del Sureste de México, que dan lugar a los
yacimientos de gas no asociado y de condensados que se encuentran en estas
cuencas, y reconocerá los tipos de yacimientos presentes, así como las etapas
de generación y maduración de los mismos.
III.1. Salina del Istmo
Localización
Abarca desde el frente de la Sierra de Chiapas en el sur hasta la isobata de
500 m al norte, limitando al oeste con la Cuenca de Veracruz y al este con el
Pilar Reforma-Akal. Esta provincia incluye en su porción sureste a la sub-
cuenca de Comalcalco, por su origen asociada a la carga de sedimentos y
evacuación de sal.
234 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.1. Plano de localización de la Cuenca Salinas del Istmo Guzmán-Vega M. A. y M. R. Mello, 1999.
III.1.1. Estratigrafía y Ambientes de Depósito
La columna sedimentaria de Salinas del Istmo comienza en el Jurásico Superior
con la depositación de calizas gruesas no estratificadas obscuras y
bituminosas, además de Lutitas y areniscas, estos depositados bajo un evento
de tipo transgresivo que avanzó más allá del borde meridional de la Cuenca
Salina (facies bituminosas costeras) y que perduró hasta el Cretácico Inferior.
Durante el Cretácico Medio se depositaron Calizas de rudistas gris y cristalinas
pertenecientes a las Calizas Sierra Madre, sobreyaciendo a estos depósitos se
encuentran distribuidas margas arcillosas en la cima y calizas densas delgadas
interestratificadas con lutitas, todos estos depósitos pertenecientes a las
formaciones Méndez y San Felipe del Cretácico Superior. Estos sedimentos se
19°07´
94°58´
91°44´
16°44´
235 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
formaron en un ambiente de mar abierto en áreas positivas (continente)
formación San Felipe y ambiente nerítico marino para los depósitos de la
formación Mendez (Rojas A.C; 2010).
Gruesos conglomerados no estratificados yacen sobre las lutitas Nanchital, del
Cenozoico Inferior, indicando cambios notables en la sedimentación ya que
antes de ser depositados, las sierras de las cuales se derivan estos cantos
rodados debieron de haber sido elevadas y estuvieron sujetas a una fuerte
erosión, de modo que probablemente la superficie de la serie Nanchital fue
erosionada hasta cierto punto, antes del depósito de los conglomerados.
El Oligoceno marca un periodo importante en la sumersión, dando origen a las
series La Laja (plataforma clástica) y Depósito (mesobatial), las unidades
clásticas de mayor espesor en el Istmo, la primera formación (La Laja) con
depósitos de Lutitas con foraminíferos y margas con delgadas particiones de
arenisca y toba y la segunda formación con depósitos de lutitas y areniscas con
tobas blancas y verdes. (Rojas A.C; 2010).
Sobreyaciendo a los depósitos del Oligoceno se presentan los depósitos del
nerítico interno de plataforma clástica del Mioceno Inferior de Lutitas verde
olivo con capas de arena de diferentes espesores correspondientes a la
formación Encanto la cual infrayace a la formación Concepción Inferior misma
que presenta depósitos de Lutitas gris y azules con venas frecuentes de
anhidrita y arenas interestratificadas, relacionando las variaciones
sedimentarias presentes con la fauna bentónica así como planctónica, se
deduce que la unidad fue depositada en un ambiente marino, nerítico interno
de plataforma clástica. Infrayaciendo a estos depósitos se presentan las lutitas
no estratificadas grises con arenas y areniscas de la formación Concepción
Superior mismas que corresponde a un ambiente de depósito de plataforma
clástica, muy próxima a la línea de costa; todas las formaciones ya
mencionadas corresponden a la misma edad (Venegas M.R.M; 2010).
Sobreyaciendo a estos depósitos se presentan los depósitos perteneciente
probablemente a un medio litoral con gran parte fluvial de la formación Filisola
236 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
que presenta arenas amarillas y grises micáceas correspondientes al Mioceno
Medio, bajo la misma edad y sobreyaciendo a estos de presentan arenas y
Lutitas grises con lignito y material carbonoso, en ocasiones grava y
concreciones calcáreas, presentes en la formación Paraje Solo
correspondientes a un ambiente deltaico.
Continuando con la estratificación para el Mioceno superior se depositaron las
formaciones Agueguexquite y Cedral, la primera con depósitos de lutitas,
arenas, areniscas y toba y la segunda con arcilla gris verdosa a azules no
estratificadas, con arenas y gravas interestratificadas, estas correspondientes
a aguas salobres.
Finalmente durante el Plioceno se deposita la formación Acalapa constituida
principalmente por conglomerados; depósitos continentales fluviales
contemporáneos al vulcanismo del Volcán de los Tuxtlas, que se localiza al
oeste de la Cuidad de Coatzacoalcos, Ver. (Asociación Mexicana de Geólogos
petroleros 1999).
237 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.2. Columna Estratigráfica de la Cuenca Salinas del Istmo (Schlumberger 1984).
238 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.3. Mapa geológico de la región central de la Cuenca Salinas del Istmo en su parte
central (Arellano-Yussim 2004)
III.1.2. Geología Estructural
Estructuralmente se caracteriza por diapiros, paredes, lengüetas y toldos de
sal que dieron lugar a la formación de cuencas por evacuación de sal, tales
como la de Comalcalco, y minicuencas entre cuerpos salinos. Las rocas
mesozoicas y paleógenas están estructuradas ya sea por plegamiento y
fallamiento con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el noroeste o por
rotación de capas en los pedestales de los diapiros salinos; mientras que en el
Terciario se presentan estructuras dómicas asociadas a masas salinas, fallas
lístricas con inclinación al noroeste que afectan incluso hasta el Mesozoico y
fallas lístricas contra-regionales con inclinación al sureste (figura 3.3. Oviedo-
Pérez, 1998; Gómez-Cabrera, 2003; Robles-Nolasco et al., 2004; Soto-Cuervo
et al., 2004; Cruz et al., 2010).
239 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.4. Sección estructural tipo de la Provincia Salina del Istmo.
La estructura de la Cuenca salina del Istmo parece ser el resultado de
sucesivos desplazamientos del Macizo de Chiapas hacia el norte, iniciando al
principio del Paleoceno durante la orogenia de la Cordillera y produciendo
pliegues y fallas en el margen de la cuenca con el Macizo de San Andrés, así
como en el borde austral debido al empuje de los plegamientos de la antefosa
de Chiapas al avanzar el frente de la cordillera. La sal fue inyectada a través de
estos pliegues y fallas pero durante el oligoceno otros movimientos y el
gradual hundimiento de la cuenca dio lugar a la penetración de las masas
salinas, las cuales, con dos excepciones conocidas, no han atravesado los
sedimentos que se encuentran arriba del contacto Mioceno - Oligoceno.
Los movimientos póstumos miocénicos y post-miocénicos fueron muy intensos
en esta cuenca, plegando y fallando los sedimentos miocénicos. Estos
movimientos pueden demostrarse no solamente por la geología superficial sino
también por la variación de los espesores de los sedimentos del Mioceno.
240 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En las áreas crestales de la estructura Salina del Istmo estos espesores se
encuentran extraordinariamente reducidos. Estos espesores reducidos se
explican mejor pos la disminución en la depositación que por la intrusión de
sal. La disminución en la depositación refleja las fases de plegamiento que
pueden seguirse en las regiones que rodean la cuenca Salinas del Istmo. Debe
sumirse que los movimientos de plegamiento estimularon el flujo de la sal
hacia el corazón de los anticlinales y que ello incrementó periódicamente el
arqueamiento de las formaciones sobre la sal.
Los anticlinales salinos aparecieron en el fondo del mar como sierra
submarinas emergentes, de las cuales era removido parte del lodo que se
asentaba por las corrientes del fondo y llevado a las depresiones.
La pendiente de la sal u orilla de las estructuras salinas ístmicas no han servido
como trampa efectiva para detener la migración de petróleo por lo que hasta
ahora se sabe. La vecindad inmediata de la pendiente salina y su culminación
representa una zona de extrema movilidad. Las fallas normales e inversas son
frecuentes en ella. Las soluciones salinas migraron y continuaron migrando a
través del núcleo de sal deslavado, así como su alrededor, retirando parte de
la sal por difusión y llevándolas a las formaciones circundantes hasta escapar a
la superficie. Debido a la pérdida de volumen de la porción superior del
corazón salino, las formaciones que lo cubrían se vieron forzadas a caer sobre
la culminación y la pendiente inmediata. (Asociación Mexicana de Geólogos
petroleros 1999).
241 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.5. Mapa tectónico del sureste de México mostrando las cuencas, los horst y las
estructuras más relevantes, las masas de sal que afloran en el fondo marino de la porción
meridional del Golfo de México y la localización de secciones en las cuencas terciarias del sureste
mexicano. CV. Cuenca de Veracruz: CSI. Cuenca Salinas del Istmo: CC. Cuenca de Comalcalco:
CM. Cuenca de Macuspana: SCH. Sierra de Chiapas. (Padilla y Sánchez, R.J., 2007).
III.2. Comalcalco
Localización Comprende la parte media del Estado de Tabasco y Norte de Chiapas. Sus
límites son: Al Norte con el Golfo de México, al Oeste por una línea casi Norte-
Sur que pasa por la laguna de la Machona, al oriente por una línea que pasa
por guerrero y Villahermosa y al sur por la primera estribación de la sierra. Se
encuentra dentro de la zona de transición entre la Cuenca Salinas del Istmo y
Macuspana-Campeche. (Sánchez Sánchez Eduardo. 1962) (Figura 3.6).
242 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.6. Ilustra la posición geográfica de la cuenca de Comalcalco y las relaciona con las
cuencas del Sureste de México.
La cuenca de Comalcalco se desglosa en dos campos Chinchorro y Yagual.
Campo Chinchorro
Chinchorro es uno de los campos del activo Bellota Chinchorro en la Región
Sur. Se localiza en el sureste de la República Mexicana, a 50 kilómetros al
noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco (figura3.7).
243 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.7. El campo Chinchorro se localiza a 50 kilómetros al noroeste de la ciudad de
Villahermosa, Tabasco (Escalera, A.J.A., Hernández, R.U.2010).
Campo yagual
El campo Yagual se encuentra ubicado en el activo Bellota-Chinchorro de la
Región Sur. Su localización es a 50 kilómetros al noroeste de la ciudad de
Villahermosa, Tabasco (figura 3.8).
Figura 3.8.El campo Yagual se localiza en el estado de Tabasco a 50 kilómetros al noroeste de
la ciudad de Villahermosa.(Escalera, A.J.A., Hernández, R.U.2010).
244 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.2.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentarios
Las características de las diferentes épocas y formaciones que integran la
columna estratigráfica del campo, se definieron con el análisis litológico de las
muestras de canal núcleos; determinaciones paleontológicas y por marcas
eléctricas establecidas por medio de los registros geofísicos.
El Jurásico Medio (Kimmeridgiano) está constituido por dolomías
microcristalina y mesocristalina, de colores café obscuro y gris obscuro.
Ligeramente arcillosa, con esporádicas microfracturas selladas por dolomita.
Correspondiente a una plataforma somera de mediana a alta energía.
Mientras que para el Jurásico Superior (Thithoniano),por dolomías
microcristalina, arcillosa, de color café obscuro y gris obscuro, con fracturas
selladas por dolomita y aceite residual, intercala con mudstone arcilloso, café
obscuro y gris obscuro, compacto, en parte dolomítico; su espesor es de
aproximadamente 350 m. Su medio ambiente es de mar abierto.
Correspondiente al mismo ambiente de depósito se presentan los depósitos del
Cretácico Inferior (Berriasiano-Aptiano) misma que se encuentra constituida
por los depósitos de dolomía microcristalina, de color gris claro, café obscuro y
café claro por impregnación de aceite, arcillosa, con fracturas selladas por
calcita y dolomita, apreciándose algunos fragmentos pirita finalmente
diseminada, con horizontes de bentonita gris verdoso y de pedernal negro; su
espesor es de 400 m.
Para el Cretácico Medio (Albiano-Cenomaniano), se presentan los depósitos de
microdolomía microcristalina de color crema a café claro y gris claro y gris
verdoso, en parte ligeramente arcillosa, con impregnaciones de aceite ligero,
fractura sellada por calcita y dolomita, alternada con mudstone café obscuro,
arcilloso, dolomítico, presenta pedernal café obscuro y negro; su espesor es de
300 m. Corresponde a facies de cuenca.
Sobreyaciendo a este periodo se presentan los depósitos del Cretácico Superior
donde las formaciones que se subdividen a este periodo, se les aplica la misma
245 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
nomenclatura de la cuenca Tampico-Misantla, de la zona norte de Petróleos
Mexicanos, esto es: Agua Nueva, San Felipe y Méndez. La Formación
equivalente Agua Nueva (Turoniano), consiste de un mudstone a wackestone
de foraminíferos plantónicos de color crema, compacto, con fracturas selladas
por calcita, en parte se encuentra arcillosa. Presenta nódulos o bandas de
pedernal gris claro y ámbar y algunos horizontes de bentonita gris verdoso.
Hacia la parte inferior está constituida por dolomía microcristalina de color
blanco cremoso y gris verdoso, con impregnaciones de aceite ligero; su
espesor es de 150 m. Correspondiente a depósitos de mar abierto. Para la
Formación equivalente Méndez (Campaniano-Maestrichtiano) se encuentra
representada por brechas constituidas por fragmentos angulosos de
wackestone y packestone café a café obscuro en una matriz de mudstone
arcilloso. Hacia la parte Norte (bloque cabalgado) está constituida por margas
de color café rojizo, suave.
El Terciario (Paleoceno) se encuentra constituido por lutitas gris obscuro, dura,
en parte calcárea, hacia la base se encuentra intercalado por brechas formadas
por clastos de mudstone crema, arcilloso, en una matriz arcillosa; su espesor
es de 300 m y pertenece a un ambiente de cuenca. Sin embargo para el
Terciario (Eoceno) se encuentra representada por lutitas gris verdoso,
bentonita, suave a semidura, en parte calcárea, hacia la base se vuelve
ligeramente arenosa, con intercalaciones de brechas constituidas por
fragmentos de mudstone a wackestone de color café claro a crema; su espesor
es de 1400 m y para el Terciario (Oligoceno) se presentan los depósitos de
lutitas fosilíferas gris verdoso, bentonítica, semidura y plática, calcárea, con
delgadas intercalaciones de bentonita gris verdoso; su espesor es de 600 m.
Sobreyaciendo a los depósitos del Terciario se depositaron lutitas gris claro a
gris parduzco, suave a semidura, plástica, ligeramente calcárea, con pequeños
horizontes de bentonita verde claro; su espesor es de 450 m. Correspondiente
a un ambiente de batial superior a nerítico externo del Mioceno Inferior de la
Formación depósito. Para el Mioceno Medio se presentan los depósitos de la
Formación Encanto compuesta de lutitas gris verdoso, suave y plástica, en
246 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
partes arenosas y bentonítica; se encuentra alternando con areniscas de grano
fino, mal cementadas en matriz arcillosa; su cima se determinó por
micropaleontología y por correlación eléctrica, su espesor alcanza hasta los
800 m. Su medio ambiente es batial superior a nerítico externo. Para este
periodo finalmente se depositan las lutitas gris claro y gris verdoso, suave a
semidura, en ocasiones plástica, ligeramente calcárea, con intercalaciones de
areniscas gris claro de grano fino, mal cementada; su espesor alcanza los 800
m y su ambiente de depósito es de batial superior a nerítico externo,
correspondientes a la Formación Concepción Inferior del Mioceno Superior y de
la misma manera y bajo la misma edad se presentan los depósitos de la
formación Concepción Superior donde continua predominando la lutita gris
claro y gris verdoso, suave a semidura, en ocasiones plástica, ligeramente
calcárea con intercalaciones de areniscas gris claro de grano fino, mal
cementada, encontrándose delgados horizontes de lignito; su espesor es de
450 m. correspondiente a un ambiente batial.
Continuando con la descripción estratigráfica se presentan los depósitos de
arena gris claro, de grano fino a medio y lutitas gris verdosa, suave,
bentonítica en parte arenosa. Su espesor es de 450 m. su ambiente de
depósito es Nerítico externo, esta corresponde al Plioceno Finalmente durante
el Plio-Pleistoceno se depositan alternancia de arena gris claro de grano medio
a grueso y lutita arenosa verdoso, suave a semimadura, con intercalaciones de
restos de moluscos. Su espesor alcanza los 2300 m. Correspondiente a un
ambiente nerítico (Caballero García Ernesto 1986) (figura 3.9.)
247 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.9. Columna estratigráfica de Comalcalco (Escalera, A.J.A., Hernández R.U. 2010).
Estratigrafía Local del Campo Chinchorro
La columna estratigráfica observada en el campo está constituida por rocas
que van del Jurásico Superior Kimmeridgiano a sedimentos del Terciario. El
248 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Jurásico Superior Kimmeridgiano son dolomías que varían de micro a
mesocristalinas, ligeramente arcillosas, de color café y gris claro, fracturadas.
El Jurásico - Tithoniano consiste de mudstone arcilloso con variaciones a
marga. En la base presenta intercalaciones, de poco espesor, de caliza
dolomitizada. La base del Cretácico Inferior está conformada por mudstone que
varía a wackestone. En la porción intermedia cambia a dolomías que
desaparecen en la cima. El Cretácico Medio, es una secuencia de mudstone a
wackestone, de color café claro. En el Cretácico Superior, en la base existe un
mudstone que varía a wackestone, con presencia de nódulos de pedernal, que
evolucionan hacia la cima a calizas margosas y margas.
El Terciario, se encuentra conformado por un potente espesor de lutitas y
arenas del Paleoceno y del Mioceno Superior. Es notoria la inclusión, en esta
secuencia terciaria, de sal entre el Eoceno y el Mioceno Inferior, y la ausencia
de sedimentos del Oligoceno (figura 3.9).
Estratigrafía local del Campo Yagual
Las rocas más antiguas son del Jurásico Superior Kimmeridgiano y
corresponden a un wackestone y packstone de litoclastos y peletoides, con
impregnación de aceite, y depositado en un borde de plataforma.
Del Jurásico Superior Tithoniano al Cretácico Superior se presentan carbonatos
depositados en ambiente de cuenca. La secuencia del Mesozoico tiene 585
metros de espesor. A nivel Terciario, la columna estratigráfica local comprende
un espesor de 4,481 metros de sedimentos terrígenos, que van del Paleoceno
al Plioceno, constituidos por lutitas con escasas intercalaciones de arenas. El
Reciente está comprendido dentro del Pleistoceno y contiene una secuencia de
lutitas y horizontes de arenas y areniscas, poco consolidadas. En la figura 3.10
se observa la columna geológica tipo del campo, la columna estratigráfica tipo
del mismo.
249 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.10. Columna geológica tipo del campo Chinchorro. ((Escalera, A.J.A., Hernández R.U.
2010).
250 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.11 Columna geológica tipo del campo Yagual. (Pemex 1999).
251 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.2.2. Geología Estructural
El área reviste una gran importancia desde el punto de vista económico –
petrolero, estando caracterizada por una serie de grandes fallas que han dado
origen a numerosos bloques, mismos que constituyen trampas estructurales
con posibilidades de almacenar hidrocarburo comercialmente explotable, como
se han comprobado en los campos Tupilco, El Golpe, Santuario y Coracolillo.
Como esta área representa un gran interés desde el punto de vista económico,
se ha dado la importancia que merece la investigación detallada del aspecto
estructural, que se caracteriza por ser un área afectada por lo menos por dos
causa evidentes: (1) por las deformaciones producidas por los diapiros salinos
y (2) por los efectos de una tafrogenia profunda que han llegado hasta las
formaciones del Mioceno produciendo bloque de distintas magnitudes y en
posiciones variadas que la parte alta del basculamiento del bloque hace las
veces de un anticlinal por lo que respecta al atrapamiento de los
hidrocarburos, como es el caso de los campos productores de hidrocarburo.
(Salinas Cortes 1971). Existe un alineamiento de anticlinales con rumbo SW –
NE y se extiende por varios kilómetros, que incluye las localidades de La
Central, Peluzal, El Alemán, Encrucijada, Aldama y Tupilco.
Esta serie de altos se cree tengan su origen en la intrusión de masas salinas.,
la cual por alguna razón encontró una zona de debilidad en la dirección que se
han mencionado y originó esos levantamientos con flancos sumamente
extensos, sobre todo el del norte, que es en el que se encuentra la mayor
parte de los bloques a los que nos referimos.
La información geológica obtenida con las perforaciones petroleras, han
confirmado la interpretación sismológica en sus términos generales, pues en
sus detalles, la estructura se encuentra afectada por numerosas fallas a
distintas magnitudes de desplazamiento vertical, estas fallas también ha
252 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
sugerido la idea de que el arqueamiento podría ser una consecuencia del
desplazamiento vertical del bloque norte y que la resistencia encontrada en los
sedimentos por el noreste dio lugar al fenómeno, lo cual es común en estos
casos. Las fallas que buzan en el mismo sentido y las de sentido contrario que
se encuentran más al norte, son radiales y que convergen hacia el centro del
arco verticalmente, claramente se puede ver que obedecieron a la tensión del
arqueamiento del anticlinal. Las fallas concéntricas también tienen
desplazamientos verticales de cierta magnitud con el bajo hacia el centro del
anticlinal, a causa de la tensión del arco.
Es difícil precisar cuándo empezó el deslizamiento vertical que produjo la fallas,
ya que la columna estratigráfica puede considerarse normal en ambos flancos,
por lo tanto, tentativamente podría creerse que el deslizamiento empezó a
finales del Mioceno o en el Plioceno.
La zona crestal de los distintos altos estructurales, está fuertemente afectada
por fenómenos tectónicos, principalmente la estructura de Encrucijada, en la
que los efectos de falla SW – NE con buzamiento opuesto al Sur y al Norte, se
originó un graben y el Mioceno Medio, por lo tanto, se encuentra a gran
profundidad. (Gómez Gómez Jan 1976).
Geología estructural local del Campo Chinchorro
La estructura es un anticlinal semidómico, con orientación preferencial de su
eje de noroeste a sureste, limitado en sus flancos por 2 fallas inversas, con
dirección de noroeste a sureste, y por 2 fallas normales que lo limitan al
noroeste y al sureste, como se puede observar en la figura 3.12 y 3.13.
253 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.12.Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano del
campo Chinchorro. (Pemex 1999).
Figura 3.13.Configuración estructural tipo del campo Chinchorro, donde se muestra la
distribución de contactos de Yagual a Chinchorro; así como los bloques separados por fallas.
(Pemex 1999).
254 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Geología estructural local del Campo Yagual
El campo Yagual se localiza sobre un anticlinal, orientado de noroeste a
sureste, afectado por fallas inversas que cierran el campo en su porción
noreste, noroeste y suroeste, y por fallamiento normal que cierra al mismo en
su porción sureste, que puede ser observado en la figura 3.15 Adicionalmente,
en las figuras 3.15 y 3.16 se puede observar el estilo de deformación que
divide al campo en varios bloques por la presencia del fallamiento referido.
Figura 3.14.Configuración estructural de la cima del Cretácico Inferior del campo Yagual,
observándose el fallamiento que divide al campo en bloques. (Pemex 1999).
255 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.15.Sección estructural tipo del campo Yagual, mostrando los diferentes bloques que
segmentan al campo y que son consecuencia del fallamiento imperante en la estructura. (Pemex
1999).
Figura 3.16.Sección sísmica tipo del campo Yagual, mostrando la presencia de fallas inversas y
normales que limitan el campo. (Pemex 1999).
256 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.3. Pilar de Akal
Localización
Se ubica en los estados de Chiapas y Tabasco, sus límites denominados
Cuenca de Macuspana al Oriente y domos en la Cuenca Salina al Poniente,
plegamientos frontales o de la Sierra de Chiapas al Sur y la plataforma
continental del Golfo de México al Norte (figura 3.17) (Santiago et al., 1984).
Figura 3.17. Localización de la cuenca de Pilar Reforma Akal (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
III.3.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios
La apertura del Golfo de México y la zona de subducción de la Placa de Cocos y
del Caribe; han interactuado y regido los principales eventos tectónico-
sedimentarios que han controlaron la estratigrafía del sureste de México.
257 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El primer registro de sedimentación es en el Calloviano, se presentan las
primeras invasiones marinas en el área, se desarrollan depósitos evaporíticos
principalmente en las zonas de medios grabens. Estos depósitos salinos tienen
gran desarrollo en el Golfo de México.
El Oxfordiano (figura 3.18) se caracteriza por depósitos restringidos,
constituidos por mudstone de color negro, con presencia de pirita framboidal
indicativa de condiciones anóxicas, que paulatinamente evolucionan a una
plataforma interna más oxigenada, en medios ambientes de intermarea y
supramarea, los sedimentos se caracterizan por mostrar secuencias
evaporíticas con intercalaciones de carpetas de algas, asociadas con anhidrita
de tipo Chicken wire y nodular.
Durante el Kimmeridgiano, en el área predominan condiciones de plataforma
carbonatada con desarrollos de bancos oolíticos, caracterizados por la
presencia de packestone y grainstone de pelets, oolitas, bioclastos e
intraclastos, los procesos diagenéticos posteriores presentan la actual roca del
Kimmeridgiano definida como una dolomía microcristalina, que hacia la cima
intercala con un mudstone dolomitizado de color gris oscuro finamente
laminado.
Durante el Tithoniano se inundó la plataforma y se depositaron rocas de
cuenca con fuerte aporte terrígeno, mudstone arcilloso, gris oscuro a negro,
ligeramente dolomitizado con intercalaciones de lutitas calcáreas oscuras con
radiolarios y saccocomas, estas condiciones continuaron hasta gran parte del
Cretácico Inferior, durante este tiempo al sur del área, da inicio el desarrollo
de una plataforma aislada, conocida como Artesa-Mundo Nuevo que prevaleció
por lo menos hasta el Cretácico Superior, esta plataforma evoluciona al norte a
facies de mar abierto depositándose principalmente calizas arcillosas, con
bandas de pedernal y margosas.
258 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
A finales del Cretácico Superior la plataforma es ahogada depositándose solo
sedimentos de cuenca con importante aporte de terrígenos, estas condiciones
prevalecieron hasta el fin del Cretácico. El Paleógeno es discordante con las
rocas mesozoicas en gran parte del área, se caracteriza por depósitos
turbidíticos en facies de plataforma externa.
El Neógeno está en discordancia paralela y está representado por lutitas y
limonitas. Durante el Mioceno Medio ocurren depósitos de flujos turbidíticos
donde se lleva a cabo el depósito de lutitas, areniscas y flujos conglomeráticos.
Para el Plioceno se establecen sistemas progradacionales relacionados a un
sistema fluviodeltaico (Martínez Kemp H.L., 2005).
III.3.2. Geología Estructural
Pilar Reforma-Akal, está limitado al oeste por el sistema de fallas Comalcalco y
al este por el sistema de fallas Frontera, el alineamiento de diapiros arcillosos
Amate-Barrancas y la falla Topén –Níspero. En el ámbito de esta provincia
existen estilos estructurales sobrepuestos: el primero se caracteriza por un
estilo de bloques rotados y afallados y “salt rollers” de edad Jurásico Tardío-
Cretácico Temprano y se localiza en el borde oriental marino del pilar; el
segundo está relacionado a compresión de la cubierta sedimentaria de edad
Mioceno Medio-Tardío y se expresa como una cobijadura en el Alto de
Jalpa(figura 3.19); el tercero y más importante está representado por pliegues
y cabalgaduras orientados noroeste-sureste con vergencia al noreste de edad
Mioceno Medio-Tardío, que despegan en horizontes arcillosos y evaporíticos del
Oxfordiano y Calloviano, que afectan rocas mesozoicas, del Paleógeno y del
Mioceno Temprano-Medio (figura 3.20); y el último las estructuras del
Neógeno orientadas NE-SW y están relacionadas con el evento extensional;
corresponde a un estilo de fallas lístricas y roll-overs, que son comunes a
evacuación de sal y lutitas y despegan en el límite Oligoceno-Mioceno (figura
3.19) (Ángeles-Aquino et al., 1994; Aquino et al., 2003; González et al., 2004;
Martínez-Kemp et al., 2005ª; Cruz et al., 2010).
259 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.18. Columna geológica construida a partir de los datos de la tarjeta del pozo S2
tomado del Pilar Reforma-Akal (Tomada de Baca Aguillon A.M y Estopier Vera M.M., 2007).
260 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.19. Sección estructural tipo de la Provincia Pilar Reforma-Akal (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Figura 3.20. Principales rasgos tectónicos del Mesozoico (Chávez, V.V., 2004)
261 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.4. Macuspana
Localización
La cuenca Macuspana se localiza en el sureste del Golfo de México, abarcando
parte del Estado de Tabasco. Está conformada por una estructura de tipo
graben (Santiago–Acevedo, et al., 1984). Cubre el área de 7,300 km2
continentales y aproximadamente 1,800 km2 marinos (Guzmán–Vera y
Aranda–García, 2002). Limita hacia el sur con la Sierra de Chiapas, hacia el
este con la plataforma de Yucatán, hacia el oeste con el Alto de Reforma–Akal
y al norte se interna en el Golfo de México (Ambrose et al., 2003) (figura
3.21).
Figura 3.21. Localización de la Cuenca de Macuspana (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
III.4.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios
Comprende una sucesión sedimentaria de rocas siliciclásticas del Mesozoico y
Cenozoico que sobreyace a un basamento de rocas cristalinas de edad
precámbrica y paleozoica (Sedlock et al., 1994).
262 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
La sedimentación mesozoica del Sureste de México se inició diferencialmente
en el tiempo y en el espacio a partir del límite Triásico Tardío – Jurásico
Temprano con depósitos continentales de la Formación Todos Santos,
posteriormente a esto, durante el Jurasico tardío se presenta una
sedimentación de plataforma interna carbonatada con ambientes que variaron
de continentales a ambientes de plataforma interna y externa. (Ornelas, 1994;
Ornelas y Alzaga, 1997)
Jurásico Superior (Kimmeridgiano) con rocas típicas de depósitos de aguas
someras de plataforma, constituyendo parte de las rocas productoras de
hidrocarburos en esta porción de la provincia (González y Holguín, 1992). Las
rocas del Jurasico Superior (Tithoniano) están constituidas, principalmente, por
calizas arcillosas negras y gris oscuro, depositadas sobre un mar abierto con
condiciones anóxicas, durante una transgresión regional que inició en el
Jurasico Medio.
Cretácico Inferior del Tithoniano Tardío al Aptiano, los ambientes variaron de
plataforma abierta a litoral, depositándose para el Albiano extensas
plataformas carbonatadas, de tipos plataforma interna y plataforma abierta
que graduaron a ambientes de intermarea, lagunares de rampa interna para el
Cenomaniano (Órnelas Sánchez, et al, 2004), se encuentra constituido por una
potente sección de calizas dolomíticas y dolomías que contienen bandas de
pedernal negro a blanco lechoso, así como capas de lutitas negras a
carbonosas y bentonita verde (P. Salas, 1949). En el Cretácico Medio a partir
del Albiano se depositaron extensas plataformas carbonatadas y para el
Cretácico Tardío, está representado por Formación Agua Nueva, constituida
por una alternancia de calizas grises (wackestone/biomicrita arcillo-arenosa
con foraminíferos planctónicos; wackestone/biomicrita con fragmentos de
moluscos). Por la textura wackestone y la predominancia de géneros de
foraminíferos planctónicos sobre los bentónicos en la Formación Agua Nueva se
infiere un paleo ambiente correspondiente a cuenca (Ángeles y Espinosa, et al,
263 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
2005) El Coniaciano aparentemente, se encuentra ausente en toda la cuenca
de Macuspana, posiblemente por interrupción de depósito y por erosión (P.
Salas, 1949). La Formación San Felipe se encuentra representada
predominantemente por lutitas grises y calizas arcillosas grises, en estudio de
las láminas delgadas se identifica wackestone/biomicrita de foraminíferos
planctónicos; wackestone/biomicrita arcillo-arenoso de foraminíferos
planctónicos. Se presentan calizas con textura wackestone y se observan
abundantes foraminíferos planctónicos y escasos bentónicos, además de
radiolarios, espinas de equinodermos, moldes de moluscos y gasterópodos; por
lo anterior, se deduce un paleo ambiente de cuenca para esta formación
(Ángeles y Espinosa, et al, op cit.). Hiato de la Formación Méndez formada por
lutitas laminares, calizas arcillosas, lutitas y areniscas del Cretácico Superior,
no existe en capas en ninguna parte de la Cuenca de Macuspana, y la ausencia
total de las lutitas del Cretácico Superior parece demostrar una interrupción
del depósito. (Ángeles y Espinosa, et al, op cit.). De esto se concluye que el
Campaniano Maastrichtiano fueron tiempos de emergencia continental en la
Cuenca de Macuspana (P. Salas y López Ramos, 1951).
Para el Paleoceno la sedimentación cambió en la provincia y pasó a ser
predominantemente siliciclástica debido a los efectos laramídicos. En el Eoceno
se depositaron conglomerados aluviales y fluviales en la porción sur que
transicionalmente pasan a ambientes deltaicos, costeros y de plataforma
siliciclástica hacia el norte con el desarrollo de algunos crecimientos arrecifales
de parche y sedimentación de aguas profundas más al norte (Cantú-Chapa y
Landeros-Flores, 2001). Durante el Eoceno Tardío y el Oligoceno disminuye el
aporte siliciclástico; la distribución y acumulación de los sedimentos
siliciclásticos derivados del sur son controlados por la deformación salina,
sobre todo en la parte norte de la provincia en donde se presentan ambientes
de aguas profundas (Ángeles-Aquino et al., 1994).
Nuevamente, en el Mioceno ocurre la progradación de los sistemas de
plataforma desde el sur, dando lugar al depósito de areniscas y lutitas
bentoníticas (Chávez et al., 2004). Al mismo tiempo inicia la formación de la
264 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
cuenca de Macuspana, donde en ciertas áreas se acumularon espesores de 500
a 600 m de areniscas y lutitas de facies de plataforma externa y talud en
minicuencas producidas por evacuación de arcillas. Durante el Mioceno Tardío
continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de una plataforma
progradante hacia el norte y noroeste, sobre el Pilar Reforma Akal y Salina del
Istmo, donde estuvo controlado en una porción importante por la tectónica
salina (figura 3.22).
Figura 3.22. Distribución de facies de las rocas almacenes del Mioceno Superior y Plioceno.
(Varela, et al., 2010).
Neógeno
La columna litoestratigráfica durante el Neógeno está constituida por las
formaciones Belem (arcillas calcáreas), Zargazal (está representado por capas
de arcilla que alternan con capas delgadas y laminadas en parte, de arenas,
generalmente arcillosas. Ocasionalmente se presentan lechos de lignita),
Encajonado, Amate superior (dos zonas litológicas bien definidas, capas de
arena y arenisca y el segundo de lutitas de color gris, gris oscuro o gris
azulado), Amate inferior (lutitas de color gris a gris azulado oscuro),
265 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Encarnación (lutitas) y Caliza Macuspana (calizas arrecifales) propuestas por
Galloway et al., 1991 (figura 3.23).
Para el Plioceno, después de una transgresión marina, se restableció la
sedimentación de plataforma en el oeste de la Provincia de Macuspana,
controlado por una serie de fallas lístricas con echado al sureste. La
acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó la
evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo del
sistema de fallas de Comalcalco, dando lugar a la formación de la provincia del
mismo nombre. En esta cuenca se acumuló un grueso paquete del Plioceno a
medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estas
areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur
(terrestre y parte de la plataforma continental) y como sistemas turbidíticos de
ambientes profundos en la parte norte (Robles-Nolasco et al., 2004; Soto-
Cuervo et al., 2004). Durante el Plioceno Tardío y Pleistoceno se depositaron
sedimentos de plataforma en el área correspondiente a la actual plataforma
continental y sistemas de talud y cuenca de aguas profundas más hacia el
norte, afectados por fallas de crecimiento y tectónica salina.
III.4.2. Geología Estructural
Los elementos estructurales que limitan la Cuenca de Macuspana son al este-
sureste por un sistema de fallas normales que la separa de la Plataforma de
Yucatán denominada la falla de Macuspana, al Noroste-oeste la Falla de
Frontera el alineamiento diapírico de Amate-Barrancas y la falla Topén-Níspero,
y al sur por el Cinturón Plegado de Chiapas (figura 3.24)
266 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.23. Columna litoestratigráfica de la cuenca Macuspana. Modificada de Ambrose et al.
(2003) y Galloway et al. (1991).
Esta sub-provincia se caracteriza por fallas lístricas del Mioceno-Plioceno
Temprano de orientación noreste-suroeste e inclinación al noroeste con
anticlinales “roll over” asociados a la evacuación de arcillas o intrusiones
267 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
salinas del Oligoceno, en la porción marina estas fallas rompen y desplazan al
noroeste las rocas del Mesozoico a manera de un sistema de “raft” poniendo en
contacto la sal jurásica con sedimentos del Oligoceno. Hacia su borde
occidental ocurren fallas lístricas del Plioceno Tardío-Pleistoceno con
orientación noreste-suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales
elongados y apretados del Plio-Pleistoceno asociados a la inversión de las fallas
lístricas del Mioceno (Cruz et al., 2010).
Figura 3.24. Unidades estructurales del Sureste de México donde se ubica la Cuenca de
Macuspana (tomado de Méndez-Ortiz, 2007).
Ambas tectónicas, salina y arcillosa juegan un papel muy importante en la
generación de depresiones en donde se acumularon importantes espesores de
sedimentos desde el Plioceno hasta el Holoceno. Los volúmenes de sal o arcilla
movilizada durante estas etapas incidirán directamente en las dimensiones de
268 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
los depocentros y de su relleno sedimentario (figura 3.25) (Chávez et al. op
cit.).
Figura 3.25. La evacuación de arcilla ha sido muy importante en el origen y evolución de la
Cuenca de la Macuspana donde son comunes los domos y diapiros (Chávez, V.V., 2004).
Hay que recalcar que los siguientes tres temas de Tectonica, Sistemas
Petroleros y Producción y Reserva 3P, se estableció para la Cuenca de Salinas
del Itsmo, Cuenca Comalcalco y Cuenca Pilar de Akal por presentar
características genéticas similares.
Tectónica
Las cuencas mostradas en la figura 3.26, se originaron a partir de un evento
común que inicia a partir de la etapa de rifting del Triásico Tardío y el
desarrollo de ellas ha ido a la par de la evolución del Golfo de México, sin
embargo, tienen historias locales diferentes que dependen de: (1) los tipos de
basamento de cada una (2) de los rasgos estructurales heredados y, en cierto
modo, de la cercanía de estas cuencas a las zonas de rifting, y (3) de la
tectónica post-depositación. De igual manera, la evolución sedimentaria está
condicionada por la paleotopografía que, en cierta medida, influyó en la
cantidad de aporte de sedimentos terrígenos y/o evaporíticos y carbonatados
en su caso.
Triásico Tardío- Jurásico Temprano
269 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Durante este tiempo, varios bloques continentales ocupaban extensas áreas de
los actuales Golfo de México y Mar Caribe. Estos incluyen: (a) el cratón Norte
Americano al norte, (b) el Bloque Estrecho de Florida al noreste, (c) el Bloque
Chortis-Nicaragua al suroeste, (d) el Bloque Yucatán (Maya) actualmente
situado en el oeste, habiéndose desplazado por trans-rotación desde su
posición central y, (e) el Bloque Guyana en el sur, el cual comprende desde
Colombia a través de Venezuela hasta la costa atlántica de Brasil (Pindell y
Kenan, 2001; Jacques, 2004) (figura 3.27).
Figura 3.26. Cuencas (líneas negras gruesas) y fronteras de provincias petroleras (líneas
grises). (Tomado de Jacques, 2004).
La primera etapa de movimiento en el golfo de México se llevo a cabo durante
los primeros episodios del rompimiento de Pangea en el Triásico (Buffler et al.,
1980) y se evidencia por la atenuación del basamento y la separación de
bloques a través de fallas transtensivas que formaron altos (Bloque de
Coahuila y el Bloque Maya) y bajos del basamento (Cuencas del Golfo de
México; Buffler et al., 1980).
270 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El rifting intracontinental entre Yucatán y Norteamérica inició en el Triásico
Medio a Tardío (230 M.a). La extensión litosférica en esta área produjo un
extenso sistema de grabens y semigrabens extensionales y transtensionales
que controlaron los rasgos del basamento (Goldhammer y Johnson, 1999;
Jacques, 2004). Al oeste, este y noreste de México, el movimiento de bloques
a gran escala, parece haber sido acomodado a las zonas intracontinentales
mayores de deformación, tal como la megacizalla Mojave-Sonora. Evidencias
de esta deformación distensiva se aprecian en la extensa y compleja red de
fracturas transtensionales, graben lineales y semigrabens rellenos de capas
rojas y rocas volcánicas del Triásico Tardío- Jurásico Temprano (Salvador,
1991; Eguiluz de Antuñano, 2001), y en la acumulación posterior de depósitos
de sal en las cuencas del rift antes de que iniciara la expansión del piso
oceánico (Bird et al., 2005).
Figura 3.27. Reconstrucción de placas para el Jurásico Temprano (aproximación de límites
océano-continente en el Atlántico, postdeformación temprana, Se considera fija a Norteamérica).
Modificado de Pindell y Kennan (2001).
271 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Jurásico Medio a Tardío: Fase principal de expansión (rifting)
Según el modelo de apertura del Golfo de México, esta provincia evolucionó a
partir de una etapa de “rifting” que desarrolló altos y bajos de basamento en el
Triásico Tardío–Jurásico Medio. El mecanismo para la apertura del Golfo fue el
desprendimiento de la microplaca de Yucatán desde la margen noroccidental
de la costa del Golfo hacia el sur (figura 3.28), con la concebida expansión y
emplazamiento de corteza oceánica en la parte central del Golfo; varios y
diferentes modelos para explicar la ruta del movimiento de la microplaca han
sido publicados. La mayoría de los investigadores dedicados al estudio de ésta
área coinciden en que la rotación del Bloque de Yucatán se efectuó mediante
un límite transformante océano-continente único, localizado en la parte W del
actual Golfo de México y sub-paralelo a la costa este de México Central y
consideran que la rotación izquierda del bloque fue de 42 a 60° (Dunbar y
Sawyer, 1987; Ross y Scotese, 1988; Hall y Najmuddin, 1994; Marton y
Buffler, 1994; Schouten y Klitgord, 1994).
Asimismo, un soporte adicional al modelo de rotación izquierda del bloque son
los datos paleomagnéticos de Gose et al. (1982) y Molina-Garza et al. (1992),
quienes reportan rotaciones de 130° y 75°, respectivamente.
Jurásico Tardío-Cretácico Tardío
Después de haber concluido la etapa de emplazamiento de corteza oceánica
durante el Triásico Tardío hasta inicios del Jurásico Tardío, se produjo una fase
de subsidencia térmica desde mediados del Oxfordiano hasta mediados del
Cretácico, debida inicialmente al enfriamiento de la corteza oceánica recién
emplazada. La subsidencia de mediados del Cretácico es probablemente
consecuencia de la carga de sedimentos (Salvador, 1991) y se produjo
conjuntamente con una transgresión marina prolongada y de amplia
272 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
distribución, casi continua desde el Jurásico Tardío e inicios del Cretácico
Temprano salvo por escasos periodos cortos de regresión.
Figura. 3.28. Reconstrucción de placas para el Oxfordiano Temprano (posiciones de placas
interpoladas). Modificado de Pindell y Kennan (2001).
Cretácico Temprano
A principios del Cretácico Temprano el Bloque Yucatán junto con el Macizo de
la Sierra de Chiapas y la Cuenca de Sureste, se desplazaron rotando en contra
de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición actual en el Berriasiano
(Buffler y Sawyer, 1989; Salvador, 1987; Pindell et al., 1985, 2002, 2008).
Contemporáneamente a la apertura del Golfo de México, el área comprendida
por el Bloque Yucatán y la región del sureste de México, experimentaron los
primeros movimientos halocinéticos, que controlaron en gran medida la
sedimentación del Jurásico y representan una fase extensional que comprendió
del Jurásico Tardío al Cretácico Temprano en el extremo oriental de área y es
273 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
responsable de la formación de las trampas productoras del Oxfordiano (figura
3.29).
Cretácico Tardío al Plioceno: Fase de compresión
La Orogenia Laramide afectó levemente el sur del área desde finales del
Cretácico hasta el Eoceno y estuvo relacionada al desplazamiento del bloque
Chortis hacia el sureste a través del sistema de fallas Motagua-Polochic,
ocasionando una deformación compresiva en la secuencia mesozoica y
paleógena del Cinturón Plegado de Chiapas, áreas que hoy constituyen el Golfo
de Tehuantepec y la Sierra de Chiapas se levantaron causando transporte de
sedimentos hacia el norte (Pindell, 2002), la llegada de estos sedimentos y
cabalgamientos reactivaron la tectónica salina con la actividad de diapiros y
paredes de sal que se emplazaron en o cerca del fondo marino hasta el
Mioceno Temprano.
Mioceno Medio-Tardío-Plioceno Tardío
Con la continuación del desplazamiento del Bloque Chortis al occidente a
través de la Falla Motahua–Polochic y el establecimiento de la subducción de la
Placa de Cocos en el sur-sureste, se originó la Orogenia Chiapaneca durante el
Mioceno Medio-Tardío, la cual produjo mayor deformación del Cinturón Plegado
de Chiapas, este acortamiento fue transferido hacia el norte generando un
cinturón plegado en la mayor parte del área, con pliegues orientados noroeste-
sureste que afectan a las rocas del Jurásico Tardío al Mioceno Temprano. El
límite oriental de este cinturón plegado lo constituyó una rampa lateral,
ubicada en el borde oriental de la actual cuenca de Macuspana, generando un
sistema de fallas regionales transtensionales dextral (Pindell et al., 2002).
Finales del Mioceno Medio y Plioceno-Pleistoceno: Fase extensional Aquí se
estableció el sistema extensional de grandes fallas lístricas por la tectónica de
gravedad hacia el Golfo de México Profundo, ya que la dorsal abortada del
274 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
mismo Golfo tuvo enfriamiento de la corteza oceánica, dando lugar a la
formación de la Cuenca de Macuspana y las Cuencas de Comalcalco, Salina del
Istmo y Pilar Reforma Akal, con grandes rellenos de sedimentos del Plioceno de
hasta 5,000 metros de espesor. Este movimiento gravitacional y extensional
también estuvo interactuando con el levantamiento de la Sierra de Chiapas al
sur. Esta fase extensional puede ser la responsable de la formación del
Cinturón Plegado de Catemaco y los pliegues del área de Agua Dulce.
En el Plioceno, se magnifica la tectónica gravitacional hacia el noroeste debido
a la carga sedimentaria y a la evacuación de sal, que dio lugar a la formación
de la sub-cuenca de Comalcalco (figura 3.30 y 3.31) y terminó por conformar
la Cuenca de Macuspana (figura 3.32 y 3.33). Este régimen distensivo quedó
superpuesto y deformó los plegamientos de Catemaco y produjo la formación
de pliegues y fallas orientados noreste-suroeste con inflación de sal y
compresión de los diapiros y paredes de sal, como un sistema ligado
extensión-contracción en el sector de aguas profundas del sur del Golfo de
México (Robles et al., 2009, Cruz et al., 2010). Estos movimientos tectónicos
estructuraron las secuencias del Mioceno y Plioceno, productoras en las
Provincias Salina del Istmo, Comalcalco y Macuspana.
275 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.29. Evolución de la fragmentación de Pangea entre el Bathoniano, Kimmeridgiano y
Barremiano (Bird, and Burke, 2006). Elementos (YB) Bloque de Yucatán, (OM) Cinturón
Ouachita-Marathon, (CB) Bloque de Chortis, (CP) Plataforma de Coahuila, (CT) Transformante de
Coahuila, (MC) Bloque de la Mesa Central, (Tam) Bloque de Tampico, (DS) Bloque Del Sur, (TC)
Trinidad, (GS) Superterreno Guerrero, (TT) Transformante de Tehuantepec (Tomada de
Lamadrid de Aguínaco L.M., 2009).
276 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.30. Modelo esquemático de evolución de la Subcuenca Comalcalco (Tomado de
Chávez, V.V., 2004).
277 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.31. Modelo esquemático de evolución de la Subcuenca Comalcalco (Tomado de
Chávez, V.V., 2004).
278 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.32. Modelo esquemático de evolución de la Subcuenca Macuspana (Tomada de
Chávez, V.V., 2004).
279 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.33. Modelo esquemático de evolución de la Subcuenca Macuspana (Tomada de
Chávez, V.V., 2004).
Todos estos eventos tectónicos que se observan resumidos en la figura 3.33
actuaron en la Provincia Petrolera Sureste en diferentes tiempos y con
diferentes direcciones de esfuerzos, generaron estilos estructurales
sobrepuestos que conformaron el marco tectónico estructural complejo en el
sureste de México y el área marina somera y profunda del sur del Golfo de
México.
280 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.34. La Historia Terciaria de la Cuenca del Sureste de México identifica tres fases
tectónico-sedimentarias principales: compresión Paleógena, compresión Neógena y extensión
por deslizamiento gravitacional Plio-Pleistocénica (tomada de Chávez, V.V., 2004).
Sistemas Petroleros
En la Provincia Petrolera Sureste se han reconocido sistemas petroleros
asociados a cuatro niveles generadores principales: Oxfordiano, Tithoniano,
Cretácico Inferior y Mioceno Inferior (Mello et al., 1994, Guzmán et al., 1995,
Romero et al., 2000, Clara et al., 2006). Cronoestratigráficamente la roca
generadora del Oxfordiano Tardío presenta facies de carbonatos ricos en
materia orgánica que contienen una mezcla de kerógeno tipo I y II, el cual
bajo condiciones de madurez, carga rocas almacenadoras del Oxfordiano
Temprano en la porción marina. La segunda roca generadora corresponde al
Tithoniano que es la de mayor importancia; está constituido por las calizas
arcillosas y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica que contienen un
kerógeno de tipo II y II S en caso de contener azufre. De acuerdo con su
evolución térmica, que varía de inmadura a sobremadura en una dirección de
noreste a suroeste por diferencias de sepultamiento, esta roca generadora
carga rocas almacenadoras del Kimmeridgiano, Tithoniano, Cretácico, Eoceno y
Mioceno-Plioceno. Un tercer nivel generador se ha relacionado al Cretácico
281 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Inferior con un kerógeno tipo I-II y que en condiciones de madurez ha
contribuido con hidrocarburos a las rocas almacenadoras del Cretácico en el
sector de la plataforma aislada Artesa-Mundo Nuevo; finalmente se tiene una
cuarta roca generadora en la Cuenca de Macuspana, constituida por lutitas del
Mioceno Inferior con kerógeno tipo II y III, las cuales han generado gas y
condensado en zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento
que son almacenados en secuencias siliciclásticas del Mioceno Medio-Superior y
Plioceno y que en ocasiones llegan a tener mezclas de aportes del Tithoniano.
En la parte norte de esta cuenca se tiene una mínima presencia de gas
biogénico. Cabe mencionar que posiblemente las rocas del kimmeriggiano
puedan presentar características para la generación (Baca Aguillon A.M y
Estopier Vera M.M., 2007).
Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Elementos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Roca generadora
Este sistema petrolero es clasificado como conocido (!). Las lutitas calcáreas
son las generadoras de los hidrocarburos, que alimentan a las rocas
almacenadoras conformadas por arenas de la parte inferior del Oxfordiano. Por
esta razón, se le considera como un sistema cerrado. Se han obtenido aceite
dulce y diáfano de 44° API. Los parámetros geoquímicos de estas rocas
generadoras indican que el Índice de Hidrógeno en rocas inmaduras del
Oxfordiano es alto, alrededor de 600 mg/g COT, mientras que los valores de
Carbono Orgánico Total que, aunque varían de 1 a 7%, mantienen un
promedio alrededor de 2.5%, valores que son reducidos por efectos de
madurez, pero en general se tiene una riqueza orgánica moderada, la materia
orgánica identificada representa una mezcla de tipo I y II (figura 3.35). El
espesor varía de 20 metros hasta aproximadamente 400 metros.
Las rocas generadoras del Oxfordiano, en la porción marina, han sido
detectadas en algunos pozos ubicados a lo largo del borde noroeste de la
282 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
plataforma de Yucatán y en un pozo ubicado al sur. Hacia la porción terrestre
esta roca generadora solo ha sido identificada por las características
geoquímicas del aceite recuperado en un pozo ubicado hacia la costa oeste de
la Laguna de Términos. Estudios de biomarcadores realizados en esta cuenca,
han mostrado que los aceites almacenados en rocas del Oxfordiano provienen
de rocas de la misma edad; sin embargo, no se ha definido si estas rocas
tienen un potencial de generación a nivel regional pues presentan cambios de
facies y su extensión no ha sido determinada, sin embargo, no se ha definido
si estas rocas tienen un potencial de generación a nivel regional pues
presentan cambios de facies y su extensión no ha sido determinada.
Figura 3.35. A. Materia orgánica amorfa del Oxfordiano bajo luz transmitida que resalta en
tonos naranja-café por madurez. B. Bajo luz fluorescente la materia orgánica se resalta en tonos
amarillo naranja (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
La caracterización geoquímica de estos aceites por biomarcadores (figura 3.36)
muestra que los valores isotópicos varían alrededor de -25‰, presentan muy
alta abundancia relativa de hopanos extendidos de la relación C35/C34-
hopanos (mucho mayor a 1), muy baja abundancia relativa de diasteranos y
de relación Ts/Tm (mucho menor a 1), que los clasifica como aceites
generados en un ambiente hipersalino marino carbonatado.
283 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.36. Correlación geoquímica de la roca generadora-Aceite del Oxfordiano (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca almacenadora
Están representadas por las litofacies de arenas depositadas en un ambiente
eólico y costero. Presenta una porosidad entre 15 y 17% y un espesor
promedio de 50 m.
Roca sello
Está compuesta por la secuencia litológica del Oxfordiano que se describe
como una secuencia de anhidrita, tiene un espesor promedio de 60 m.
Trampa
Son bloques rotados con estilo dominó nucleados por sal, conformando
trampas de tipo homoclinal con cierres contra falla, las cuales han resultado
productoras en la Región Marina (figura 3.37). Estos tipos de trampas ocurren
en una franja adyacente al borde de la Plataforma de Yucatán.
284 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.37. Características estructurales de las trampas a nivel Oxfordiano (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Procesos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Las rocas generadoras del Oxfordiano presentan las mismas historias de
sepultamiento que las del Tithoniano, sin embargo, por su posición
estratigráfica, presentarán mayores niveles de madurez que estas últimas, ya
que han sido sometidas a mayores temperaturas y a un mayor tiempo de
emplazamiento, entrando con anterioridad a la ventana de generación de
hidrocarburos.
Extensión Geográfica Del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Se encuentran ampliamente distribuidos en las porciones terrestres y marinas
del sureste de México, sin embargo, la distribución de las facies generadoras y
almacenadoras del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) no se tiene un
285 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
buen control ya que su extensión geográfica está delimitada con mayor
certidumbre en las áreas donde se tienen los pozos perforados, productores
ubicados primordialmente en la porción noreste de la Sonda de Campeche. Se
ha interpretado la hipótesis que existe en este sistema petrolero, fuera de las
áreas productoras, mediante la interpretación geofísica y geológica en las
porciones terrestre y marina y se define como un Sistema Petrolero Hipotético
Oxfordiano-Oxfordiano (∙) (figura 3.38).
Figura 3.38. Extensión geográfica del Sistema Petrolero conocido Oxfordiano-Oxfordiano (!) y
del Sistema Petrolero hipotético Oxfordiano-Oxfordiano (∙) (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Extensión Estratigráfica Del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
Estos sistemas petroleros se encuentran estratigráficamente por debajo de las
rocas del Kimmeridgiano. El comportamiento térmico y petrofísico de estas
rocas, que se encuentran maduras a sobremaduras, aportan hidrocarburos de
tipo condensado y aceite ligero; hacia áreas más someras la madurez
disminuye teniendo aporte de hidrocarburos de tipo pesado y extrapesado.
286 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Este sistema es cerrado ya que solo se ha reconocido en las rocas almacén del
Oxfordiano.
Extensión Temporal Del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
El diagrama de eventos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
muestra cómo los procesos y elementos esenciales tuvieron lugar en el tiempo,
se incluye la edad geológica para cada uno de ellos, así como el tiempo de
generación-migración-acumulación y preservación de los hidrocarburos. El
momento crítico indica cuándo se dieron las condiciones más favorables para
que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación de
hidrocarburos (figura 3.39).
Figura 3.39. Diagrama de eventos del sistema petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!)
representativo para las porciones terrestres y marinas en la Provincia Petrolera Sureste
(ESCALERA A.J.A., 2010).
Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno
(!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (!)
Roca generadora
La principal roca generadora en la Provincia Petrolera del Sureste corresponde
a edad Jurásico Superior Tithoniano, están constituidas de calizas arcillosas y
lutitas calcáreas, por lo que los sistemas petroleros asociados a esta fuente de
287 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
generación han sido clasificados como conocidos (!) (Mello et al., 1994
Guzmán et al., 1995; Clara et al., 2006).
La riqueza orgánica original, representada por valores de Carbono Orgánico
Total o COT, varía entre 4.5 y 7%, valores de Índice de Hidrógeno (IH)
mayores a 600 mg HC/g COT y valores bajos de Índice de Oxígeno (IO)
menores a 50 mg CO2/g COT; estos valores llegan a reducirse por efectos de
madurez, por lo que los valores residuales son menores. La calidad de la
materia orgánica es buena, representada por materia orgánica rica en
liptinitas, principalmente algas y material orgánico amorfo que la clasifican
como de un kerógeno de tipo II (figura 3.40), y en este caso, al ser rocas
carbonatadas, existe la presencia de azufre que las llega a clasificar como de
tipo IIs.
Figura 3.40. Materia orgánica amorfa del Tithoniano con diferente grado de madurez termal
bajo luz transmitida. A. Materia morfa en color naranja indicativa de la ventana del petróleo y B.
materia orgánica en tono café oscuro que denota una sobremadurez en la etapa final de
generación de hidrocarburos (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Los biomarcadores han diferenciado geoquímicamente dos facies sedimentarias
del Tithoniano, la primera relacionada a los aceites de la Cuenca Salina del
Istmo con afinidad a facies arcillosas que se caracterizan por valores isotópicos
entre -28.5‰ a -27.5‰, altos valores de azufre, relación Pr/Ft > 1,
288 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
relaciones C29/C30 < 1, C35/C34 menores o iguales a la unidad; la relación
Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en extensión, la
familia de los 30-norhopanos representada por los compuestos 17 (H)-29,30
bisnorhopano y 17 (H)-30-nor-29 homohopano; los valores altos de la relación
C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 (H)-diahopanos; el
predominio de los esteranos en C29; las altas proporciones relativas de
diasteranos, y la presencia de los esteranos en C30, sugieren un origen a partir
de rocas carbonatadas marinas en ambientes subóxicos con gran aporte de
arcillas (figura 3.41).
Figura 3.41. Correlación geoquímica de la roca generadora del Tithoniano de facies arcillosas y
aceites recuperados en rocas almacenadoras y muestras de manifestaciones superficiales de
hidrocarburos (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
La segunda facies generadora está principalmente en los aceites de Reforma-
Akal que están almacenados en rocas del Kimmeridgiano, Cretácico, Eoceno y
Mioceno-Plioceno, tienen más afinidad a facies sedimentaria constituido por un
289 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
mudstone arcilloso (figura 3.42) cuyas características geoquímicas de isotopía
van de 13C -25.45 a -28, bajos valores de azufre, relación Pr/Ft > 1,
relaciones C29/C30 > 1, C35/C34 menores o iguales a la unidad; la relación
Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos, la familia de los 30-
norhopanos representada por los compuestos 17 (H)-29,30 bisnorhopano y 17
(H)-30-nor-29 homohopano; los valores altos de la relación C29Ts/C29, la
abundancias relativa de los compuestos 17 (H)-diahopanos; el predominio de
los esteranos en C29; las altas proporciones relativas de diasteranos, y la
presencia de los esteranos en C30, sugieren un origen a partir de rocas
carbonatadas marinas en ambientes anóxicos con poco o nulo aporte de
arcillas.
Roca almacenadora
La roca almacenadora del Kimmeridgiano está representada por facies de
packstone-grainstone de ooides (facies de banco oolítico), dolomías con
sombras de ooides y mudstone-wackestone dolomitizado, con porosidades que
varían de 4 a 12% y espesores que van de 25 a 300 m; al occidente está
representada por facies de wackestone a packstone de peloides e intraclastos
ligeramente dolomitizados con intercalaciones de lutitas, con espesores
delgados de 22 a 30 m, que corresponden a flujos turbidíticos de frente de
banco.
Roca sello
La roca sello para este sistema petrolero está compuesta por la secuencia
litológica del Tithoniano, descrita como una secuencia arcillo-calcárea,
constituida por mudstone arcilloso, mudstone-wackestone arcilloso en
ocasiones de bioclastos e intraclastos, parcialmente dolomitizado, con
intercalaciones de lutitas negras bituminosas, ligeramente calcáreas y en
partes carbonosas.
290 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.42. Correlación geoquímica de la roca generadora del Tithoniano de facies de
mudstone arcilloso y aceites recuperados en rocas almacenadoras y muestras de sedimento de
fondo marino (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Trampas
Las trampas son estructuras plegadas y afalladas con orientación NW-SE. La
geometría de las estructuras, está fuertemente relacionada con la presencia de
sal, que funcionó como despegue inferior y ocasionalmente se presenta en el
núcleo de los anticlinales. La severidad del plegamiento y desorganización de
291 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
las estructuras, depende fundamentalmente de la cantidad de sal involucrada
en la estructuración.
Se presentan trampas combinadas en las que se conjugan los siguientes
factores para la definición de sus cierres:
Pliegues por expulsión (pop-up) y pliegues amplios de cierre contra falla o
paredes de sal, armados en paquetes calcareníticos o dolomitizados en el
extremo suroriental del área (figura 3.43)
Pliegues angostos contra falla, en paquetes calcareníticos o dolomías
fracturadas
Domos fragmentados por ampollamiento de sal armados en calcarenitas y
dolomías
Las trampas relacionadas a deformación extensional de bloques rotados por
fallas normales
Figura 3.43. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Jurásico
Superior Kimmeridgiano. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios con cierre
contra falla, en este caso afectando a calcarenitas dolomitizadas (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
292 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!)
Roca generadora
El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior
Tithoniano antes descrito.
Roca almacenadora
La roca almacén del Cretácico Inferior está constituida por mudstone-
wackestone bentoníticos y arcillosos, fracturados, con foraminíferos, bioclastos
e intraclastos, en ocasiones dolomitizados y mudstone-wackestone con cuarzo
terrígeno e intercalaciones de lutitas limosas de color negro. La porosidad varía
de 2 a 8%, con espesores de 25 a 700 m. La porosidad y permeabilidad, están
gobernadas principalmente por la dolomitización y fracturamiento que las han
afectado a lo largo de su historia de diagénesis.
Por otra parte, la roca almacén del Cretácico Medio (Albiano) está constituida
por mudstone-wackestone de foraminíferos y dolomías microcristalinas,
fracturadas, con laminaciones y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstone-
wackestone arcilloso, fracturado, con intercalaciones de lutita arenosa y limosa
con abundantes foraminíferos planctónicos. La porosidad varía de 2 a 8%
llegando a ser de hasta 16% y los espesores varían de 25 a 500 m. En grandes
extensiones del área, se encuentran dolomitizadas, especialmente en los
ambientes de talud y cuenca. Al igual que en el Cretácico Inferior, la porosidad
está controlada por la textura de depósito, siendo esta vugular, intraparticular
e interparticular principalmente. En las litofacies de talud la productividad de
los campos se relaciona a secuencias dolomitizadas con porosidad
microcristalina conectada por fracturas, mientras que en las facies de cuenca,
los mudstones arcillosos presentan microporosidad y las dolomías tienen
porosidad intercristalina. En ambos casos, la permeabilidad se encuentra
favorecida por fracturamiento tectónico.
293 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En el sur del área, son calcarenitas biógenas asociadas a desarrollos
arrecifales, mientras que al norte, se depositaron calizas de talud y cuenca. En
el Cretácico Tardío, se extendieron las condiciones ambientales de mar abierto
con calizas.
Mediante estudios sedimentológicos se identifica otra plataforma del Cretácico
Medio en la parte oriental del Pilar de Reforma Akal. Las trampas de los
campos Samaria, Cunduacan y Oxiacaque se relacionan a este paleoelemento.
La roca almacenadora del Cretácico Superior está representada por una brecha
calcárea dolomitizada, en partes bentonítica con exoclastos que varían de 0.2 a
15 cm, los cuales están constituidos de mudstone café claro a crema
dolomitizado, en partes cretoso, con mudstone-wackestone café claro de
bioclastos e intraclastos en una matriz calcáreo-bentonítica dolomitizada total o
parcialmente, con una porosidad entre 4 a 24% y un espesor neto promedio de
250 m. Existen 18 campos cuyas rocas almacenadoras son del Cretácico
Superior, la mayoría corresponden a depósitos de talud y cuenca aunque
existen algunos campos relacionados con ambientes de plataforma. En las
calizas de plataforma predomina la porosidad interparticular, intraparticular y
vugular, mientras que en las calizas de talud la porosidad predominante es
interparticular favorecida por el carácter clástico de los depósitos. Las calizas
de cuenca presentan microporosidad y los sistemas de fracturas conectan la
porosidad en calizas de talud y cuenca.
Roca sello
Las rocas sello para el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico (!) corresponden
a las litofacies de mudstone-wackestone altamente arcillosos, mudstone
arcilloso con intercalaciones de arcilla, y dolomías arcillosas cripto y
microcristalinas que se encuentran intercaladas con mudstone dolomítico y/o
recristalizado. En general, los espesores de los sellos se encuentran entre 3 y
38 m, siendo el Albiano el que presenta los espesores más grandes de
aproximadamente 38 metros distribuidos principalmente en la parte oeste de
la provincia. Para el Cretácico Superior la roca sello la constituyen lutitas
294 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
bentoníticas y margas del Paleoceno Inferior, con un espesor que varía de 40 a
90 m.
Trampa
Las trampas son del tipo de:
Pliegues amplios cabalgados e imbricaciones en brechas calcáreas de talud de
la cima del Cretácico (figura 3.44). Domos fragmentados por ampollamientos
de sal en calizas clásticas de Plataforma y brechas Pliegues amplios, en
ocasiones fusiformes, afallados en uno u ambos flancos, orientados NW-SE, en
calizas dolomitizadas y fracturadas de talud y cuenca Pliegues angostos,
afallados en sus flancos de relieve alto, con orientación NNW- SSE, en calizas
de Pliegues angostos afallados en uno o ambos flancos en calizas y dolomías
de cuenca fracturadas.
Figura 3.44. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del
Cretácico. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios afallados en uno o ambos lados
y domos fragmentados por ampollamientos de sal (ESCALERA A.J.A., 2010).
295 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Paleógeno-Neógeno (!)
Roca generadora
El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior
Tithoniano descrita al inicio de este tema.
Roca almacenadora
Las rocas almacenadoras del Paleoceno-Eoceno en el área marina son arenas
calcáreas (calcarenitas), en forma de abanicos constituidos de desde el frente
de la gran cabalgadura del Pilar de Akal y el Borde de la Plataforma
Carbonatada de Yucatán.
Las rocas almacén del Mioceno Medio Superior en la porción terrestre de la
provincia Salina del Istmo, corresponden a arenas y areniscas en su base son
de facies de aguas profundas (batial Superior) representados por depósitos de
talud en facies de canales amalgamados y algunos abanicos turbidíticos; y
hacia la cima, en la porción central y sur de la cuenca, se tienen depósitos de
planicie deltaica que son productores y que evolucionan hacia el norte a
sistemas de depósitos de canales amalgamados y abanicos de talud. Los
espesores de estas arenas varían de 8 a 32 m con porosidades de 15 a 20%.
Las rocas almacenadoras que constituyen el Plioceno Inferior lo componen
sedimentos siliciclásticos que también presentan una variación similar en facies
y ambientes de depósito a los del Mioceno Superior pero que geográficamente
se encuentran más hacia el norte. El sistema de depósito deltaico de la
Provincia Salina del Istmo favorece las rocas almacén en facies de planicie
deltaica y lagunares, pasando hacia el norte a facies de barras deltaicas
agradantes muy importantes, continuando su desarrollo hasta encontrar los
depósitos de canales y abanicos de talud hacia la parte marina. Para el
Plioceno Medio, estas mismas facies de barras deltaicas que varían a canales y
abanicos de talud hacia el norte se desarrollan en la porción marina.
296 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Roca sello
La roca sello para el sistema petrolero Tithoniano-Terciario (!) se constituye
por capas de lutitas intraformacionales que alternan con cuerpos arenosos, con
espesores que varían de 4 a 50 m. Para algunos niveles del Plioceno, existen
sellos regionales asociados a superficies de máxima inundación que llegan a
tener espesores de 100 a 300 m y se ubican hacia la parte Superior del
Plioceno Inferior y Medio.
Trampas
Para el Terciario se tienen trampas combinadas donde los sistemas de depósito
de arenas se encuentran estructurados por movimiento de sal y por fallamiento
extensional (figura 3.45).
Las trampas son anticlinales debido al plegamiento de la zona y a las
intrusiones salinas; las trampas estratigráficas están representadas por
acuñamientos de arenisca y discordancias del área (Baca Aguillon A.M y
Estopier Vera M.M., 2007), con cierres naturales en cuatro direcciones en la
faja plegada de Reforma – Akal que contienen las rocas almacenadoras del
Mesozoico y Terciario. Hacia la Cuenca Salina del Istmo, son estructuras
plegadas que posteriormente fueron redeformadas y rotas por la sal alóctona,
conformando trampas estructurales con cierres por echado en dos o tres
direcciones y contra sal o falla.
En el Mioceno Superior se tienen trampas estratigráficas de estratos arenosos
que se acuñan contra estructuras plegadas preexistentes o trampas
combinadas asociadas a depósitos arenosos que tienen una componente
estructural debida a movimiento de sal o al fallamiento extensional reciente.
En el Plioceno, se han distinguido trampas combinadas asociadas a
acuñamientos arenosos contra diapiros o paredes de sal, trampas asociadas a
estructuras dómicas con fallamiento normal originadas por empuje salino y
297 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
trampas definidas por estructuras homoclinales con cierres contra fallas
normales contraregionales, asociadas a la evacuación de sal.
Figura 3.45. Sección estructural de las trampas asociadas a tectónica salina (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
La ocurrencia en el tiempo geológico de los elementos y procesos de los
sistemas petroleros se representa gráficamente en el diagrama de
eventos(figura 3.47.) donde los procesos corresponden a los de generación,
migración, acumulación y a la preservación de los hidrocarburos que se
describen en este apartado.
En el norte del área de Reforma-Akal, la subsidencia no fue rápida como en el
depocentro localizado al sur de la misma área, ocasionando que la generación
de hidrocarburos sea más lenta y la expulsión de los hidrocarburos ocurra en
épocas más recientes; de esta manera, la generación de los hidrocarburos es
más antigua hacia los focos de generación, ubicados en la cuenca de
298 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Macuspana, donde inició aproximadamente entre 35 a 28 millones de años,
iniciando su migración al momento en que son expulsados de la roca
generadora entre los 25 y 15 millones de años. Hacia la plataforma continental
en la porción noreste del área marina, las rocas generadoras del Tithoniano
son cubiertas por menores espesores de roca sedimentaria, esto, aunado al
hecho de que los gradientes geotérmicos son menores hacía estas áreas,
ocasiona que la generación de hidrocarburos inicie en etapas mucho más
recientes, menos de 5 millones de años y hasta 8 millones de años en las
partes más profundas, iniciando su expulsión durante los últimos 3 millones de
años hasta la época actual; por otro lado, hacia la parte litoral actual, las rocas
generadoras del Tithoniano iniciaron a generar hidrocarburos
aproximadamente entre 20 a 12 millones de años, expulsándolos durante los
últimos 10 millones de años; hacia la Cuenca de Veracruz, en la porción
marina, la roca generadora se profundiza haciendo que esta se encuentre
actualmente en etapas metagenéticas, hacia estas áreas los hidrocarburos
fueron generados en etapas más antiguas , alrededor de los 45 a 50 millones
de años, expulsándolos también en etapas muy antiguas entre 38 y 22
millones de años.
La Migración de los hidrocarburos es vertical (ya sea hacia arriba o hacia
abajo) provenientes de las rocas generadoras del Tithoniano, con cortas
distancias de migración, esta ocurre principalmente a través de fallas o
fracturas, o bien a través de la matriz de las rocas porosas siempre que los
diferentes tipos de hidrocarburos encuentren menores presiones en su camino
para dirigirse hacia las rocas almacenadoras donde se acumulan.
Extensión Geográfica De Los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)
La extensión geográfica de estos sistemas petroleros cubre al área donde las
rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano se encuentran activas y a
su área de influencia, donde se sabe que las rocas almacenadoras del Jurásico,
299 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cretácico y Terciario; esta distribución está en las Cuencas del Sureste con sus
características propias, por ejemplo paleogeográficamente, se distingue la
existencia de una rampa kimmeridgiana que bordea la plataforma de Yucatán,
en la que se desarrollaron acumulaciones de calcarenitas (grainstone a
packstone de oolitas, bioclastos y peloides), en alineamientos NNE – SSW,
posiblemente paralelos a la línea de costa antigua. Los cuerpos calcareníticos
están separados entre sí por calizas lodosas, en ocasiones intercaladas con
anhidritas, que revelan condiciones de laguna evaporítica.
En algunas partes del área, la dolomitización es otro factor que influye además
de las áreas afectadas por fracturamiento. Por otra parte, se ha definido la
extensión de estos sistemas petroleros en el área que abarcan las
manifestaciones de hidrocarburos que han sido identificadas con imágenes de
satélite y caracterizadas con análisis geoquímicos así como con el análisis de
hidrocarburos extraídos en sedimentos del fondo marino (figura 3.46). En el
área de Cayo Arcas, solamente dos de veintitrés núcleos de sedimentos del
fondo marino encontraron hidrocarburos termogénicos y estos son gaseosos, al
presentarse estos núcleos sobre estratos inclinados en el talud Superior se
puede decir que existe una influencia de migración lateral de estos gases, se
presume que su origen es de afinidad Tithoniana.
Figura 3.46. Extensión geográfica de los sistemas petroleros conocidos Tithoniano-
Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) (ESCALERA A.J.A., 2010).
300 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Extensión Estratigráfica De Los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
Los elementos de estos sistemas petroleros se encuentran ampliamente
distribuidos en la columna geológica de las cuencas del sureste tanto en las
porciones terrestres y marinas.
Extensión Temporal De Los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
El diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) muestra cómo los procesos y elementos
esenciales tuvieron lugar en el tiempo, en ella se incluye la edad geológica
para cada uno de ellos así como el tiempo en que ocurren los procesos de
generación-migración-acumulación y preservación de los hidrocarburos,
además, el momento crítico indica cuando se dieron las condiciones más
favorables para que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación
de hidrocarburos de una manera general para la Provincia Petrolera Sureste
(figura 3.47).
Figura 3.47. Diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
301 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior (∙)
Elementos de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-
Superior (∙)
Este sistema petrolero se ha identificado en los yacimientos que se explotan al
sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo y hacia la Cinturón Plegado de
Chiapas en la porción terrestre del sureste de México (Mello et al., 1994, Sosa,
1998, Clara et al., 2006); con base en estudios de manifestaciones
superficiales y correlaciones aceite-aceite, se han identificado ligeros cambios
ambientales y está clasificado como hipotético (∙). Desde el punto de vista
sedimentológico estas rocas generadoras muestran cambios de facies
evaporíticas a ambientes marinos de plataforma, y las facies de talud y cuenca
funcionan principalmente como rocas almacén. Su espesor varía entre los 100
m y 1300 m de espesor.
Roca generadora
Se consideran las rocas del Cretácico Inferior. Las características geoquímicas
de esta secuencia carbonato-evaporítica presentan valores pobres de riqueza
orgánica de 0.6 % de COT y un pobre a regular potencial generador que varía
entre 0.5 y 6 mg hc/gr roca, por otra parte los valores de Índice de Hidrógeno
vs Índice de Oxigeno permiten inferir la presencia de un kerógeno de tipo II,
los estudios ópticos han identificado materia orgánica de tipo bacterial y
algáceo (figura 3.48) que es predecesora de aceite y gas. Térmicamente y con
base en las temperaturas máximas de pirolisis identificadas (430 a 437 °C)
estas se encuentran maduras.
302 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.48. Materia orgánica de tipo amorfo-algácea reconocida en las rocas del Cretácico
Inferior-Medio. A. Materia orgánica de tipo algáceo en forma de cúmulos, fragmentos y
diseminada bajo luz ultravioleta. B. Bajo luz fluorescente la materia orgánica es amarillo naranja
dentro de la etapa de la ventana del petróleo. C. Se observan bitúmenes de color negro. D. Bajo
luz fluorescente los bitúmenes se excitan a color naranja (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
Se ha logrado establecer una correlación roca generadora-aceite con las
características geoquímicas identificadas en los extractos de la roca generadora
en la Provincia del Petén en la República de Guatemala donde se ha
identificado claramente al Cretácico Inferior (Formación Cobán) como la fuente
de generación de hidrocarburos y que está caracterizada por microdolomías
laminadas, carpetas de algas y anhidrita.
Las características geoquímicas por biomarcadores (figura 3.49) de este
sistema presentan valores isotópicos de carbono de -23.6 a 24.6 %, valores de
azufre de 0.13 a 3.18% , relación Pr/Ft > 1, predominio de C29 en relación al
C30, relaciones C29/C30 >> 1 y C34>C33 característicos de secuencias
carbonato-evaporíticas, C34/C33 menores o iguales a la unidad son indicativos
de condiciones hipersalinas favoreciendo la presencia de bacteria halofílicas; la
relación Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en
303 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
extensión, alta abundancia relativa de C24-C27 Des_E terpanos tetracíclicos,
abundancia media a alta del gamacerano, los valores altos de la relación
C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 α(H)-diahopanos; el
predominio de los esteranos en C27 indicativas de la abundancia de
cianobacterias (algas verde-azul) y que pueden estar relacionadas con las
carpetas de algas identificadas en los núcleos de pozos; las bajas proporciones
relativas de diasteranos y la presencia de los esteranos en C30 indican
ambiente carbonatado, por estas característica se ha interpretado un origen de
rocas carbonatadas-evaporíticas marinas con variaciones de hipersalinidad, con
más influencia carbonatada hacia Artesa-Mundo Nuevo.
Roca almacenadora
Las rocas del Cretácico Medio se caracterizan por grainstone-packstone de
bioclastos con fracturas y cavidades de disolución impregnadas de aceite
ligero, presentan porosidades entre 4-10% y espesores entre 200 y 900 m, en
ellas actualmente se tienen cinco campos productores. Las rocas almacén del
Cretácico Superior, a nivel del Turoniano, están constituidas por grainstone-
packstone de rudistas (caprinidos), bioclastos y algas, que en ocasiones
cambian a un rudstone de rudistas y bioclastos; por otra parte a nivel del
Campaniano se tiene un grainstone-packstone de bioclastos, intraclastos
ooides y peletoides con fracturamiento e impregnación de aceite ligero. Estas
rocas presentan una porosidad de 4-8% y espesores entre 300 a 500 m. Son
tres los campos que se encuentran produciendo en estos yacimientos.
304 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.49. Correlación geoquímica de la roca generadora del Cretácico Inferior y aceites
recuperados en rocas almacenadoras del Cretácico (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca sello
La roca sello está compuesta por una secuencia litológica del Terciario que
constituida por lutitas, las cuales se encuentran distribuidas en el área de
estudio y tienen un espesor promedio de 600 m.
Trampas
Las trampas relacionadas con este sistema petrolero, se restringen a
yacimientos situados en el extremo sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo
en calizas de plataforma del Cretácico (figura 3.50).
305 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Pliegues suaves y angostos con orientación NNW- SSE en calizas de plataforma
y paleorelieves depositacionales arrecifales.
Figura 3.50. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del
Cretácico Superior de plataforma al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Se observan
pliegues por plegamiento suave y remanentes de paleorelieves depositacionales del Cretácico
Superior (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Procesos De Los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-
Superior (∙)
Las rocas generadoras del Cretácico Inferior al sur de la plataforma Artesa-
Mundo Nuevo alcanzaron una profundidad aproximada de 3,500 m, con
condiciones propicias de madurez y temperatura para la generación de
hidrocarburos entrando a la ventana de generación (Ro= 0.55 a 0.77) hace
105 M.a, los aceites generados se entramparon en las rocas del Cretácico
Medio y Superior, de las cuales se ha recuperado aceite ligero y poco gas.
306 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Extensión Geográfica De Los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior- Cretácico
Medio-Superior (∙)
Se conoce poco sobre la distribución de las facies generadoras y
almacenadoras del sistema petrolero hipotético Cretácico Inferior-Medio-
Superior (∙), por lo que la extensión geográfica de este sistema se limita a las
áreas donde los pozos perforados, productores en los intervalos del Cretácico
Medio y Superior en la porción sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo de la
“Cuenca del Sureste” parte terrestre, han permitido correlacionar con análisis
geoquímicos a los hidrocarburos que ahí se almacenan con el hidrocarburo
extraído de las rocas maduras del Cretácico Inferior de la República de
Guatemala (figura 3.51).
Figura 3.51. Extensión geográfica del sistema petrolero hipotético Cretácico Inferior-Cretácico
Medio-Superior (∙) (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión Estratigráfica De Los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico
Medio-Superior (∙)
Se ha interpretado que los elementos del sistema petrolero Cretácico Inferior-
Cretácico Medio-Superior (∙) se encuentran distribuidos muy localmente en la
parte terrestre al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Este sistema
petrolero se encuentran estratigráficamente suprayaciendo a las rocas
generadoras del Tithoniano, por lo que la historia tanto de las rocas del
307 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cretácico como la historia de las rocas suprayacentes a esta y los parámetros
petrofísicos y térmicos distribuidos en las áreas donde se presupone su
presencia, regulan el funcionamiento del sistema petrolero que, en este caso,
se considera como un sistema cerrado. Las rocas más maduras pueden aportar
hidrocarburos desde supe ligeros, gases y condensados y hacia las partes
donde la roca generadora es más somera se distribuyen los hidrocarburos
ligeros y pesados.
Extensión Temporal De Los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Medio-
Superior (∙)
El diagrama de eventos del sistema petrolero Cretácico Inferior-Cretácico
Medio-Superior (∙) de la figura 3.52 muestra la secuencia de los elementos y
procesos esenciales que tuvieron lugar al sur de plataforma Artesa-Mundo
Nuevo. Revelando la presencia de dos momentos críticos en los cuales se
presentaron las condiciones más favorables para la preservación de los
hidrocarburos, después de la generación y expulsión de hidrocarburos debido a
que las trampas ya habían sido formadas.
Sistemas Petroleros Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (!)
Elementos De Los Sistemas Petroleros Mioceno Inferior-Mioceno Medio-
Superior-Plioceno (!)
El sistema petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (!) es
un sistema conocido (!), solamente se ha identificado en la Cuenca Terciaria de
Macuspana, donde se producen principalmente gases húmedos, gas secos, y
en menor cantidad aceite ligero y condensados (Mello, 1994; Caballero et al.,
2002). Sin embargo, en los campos de dicha cuenca, concurren aportaciones
de hidrocarburos procedentes de rocas generadoras del Jurásico Superior
Tithoniano y Mioceno Inferior (Clara et al., 2006), así como también una
mínima contribución de gases biogénicos en la parte norte de la cuenca.
308 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.52. Diagrama de eventos del sistema petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio-
Superior (∙) (ESCALERA A.J.A., 2010).
El sistema petrolero está constituido por las lutitas carbonosas de ambiente
euxínico del Mioceno Inferior, que funcionan como rocas generadoras;
mientras que las calizas de plataforma del Mioceno Medio y las areniscas de
ambientes transicionales y de aguas marinas someras, constituyen el elemento
roca almacenadora. Por su parte, las rocas sello son capas de lutitas
intercaladas entre las areniscas almacenadoras. Las trampas estructurales de
este sistema son “salt rollers” y estructuras asociadas a fallas lístricas.
Roca generadora
Aunque los sedimentos del Mioceno Inferior se encuentran distribuidos
ampliamente en la cuenca, solo recientemente se han identificado como una
fuente de generación eficiente en la porción centro-sur de la Cuenca de
Macuspana, mientras que en el resto de la Provincia Petrolera Sureste
presentan condiciones de inmadurez.
Los datos de riqueza orgánica de estas rocas en algunos pozos exploratorios
indican que existe un buen potencial con valores que varían de 1 a 2% COT.
Se ha interpretado un tipo de kerógeno II/III que se relaciona a una mezcla de
materia orgánica amorfa/leñosa (figura 3.53).
309 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.53. Tipo de materia orgánica amorfa y leñosa del Mioceno Inferior. A. y B. Materia
orgánica de tipo estructurado con impregnación de hidrocarburos. C. y D. Materia orgánica de
tipo amorfo algáceo bajo luz fluorescente de color verdoso e impregnación de hidrocarburos en
zoorestos (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Las características geoquímicas por estudios de biomarcadores de este sistema
son altas relaciones de Pr/Ph, baja abundancias de los hopanos extendidos,
alta abundancia del 18 (H)-oleanano, presencia de Des-A y Des-E en C24
terpanos tetracíclicos, alta abundancia relativa de diasteranos y presencia de
C30 esteranos, estas características se han relacionado con la contribución de
materia orgánica de plantas terrestres en un ambiente terrígeno de aguas
someras y características anóxicas. Los análisis de extractos de roca permiten
la correlación con los aceites de esta cuenca con valores isotópicos de -21.6 a -
23.7% (figura 3.54).
310 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.54. Los aceites con afinidad Mioceno Inferior resaltan la presencia de Oleanano,
indicativo de plantas Superiores y su madurez entre el pico y fin de generación (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Roca almacenadora
La producción principalmente de gas que proviene de 39 campos, se obtiene
de calizas de plataforma del Mioceno Medio y de areniscas del Mioceno
Superior–Plioceno Inferior y del Plioceno Superior–Pleistoceno, que fueron
depositadas en ambientes litorales y deltaicos. En el extremo suroriental del
área existen dos campos productores en la Caliza Macuspana del Mioceno
Medio que está formada por tres secuencias calcáreas de aguas someras, la
caliza 1 y 2 de edad Mioceno Inferior-Oligoceno Tardío y la caliza 3 de edad
Mioceno Medio, la cual ha resultado productora de gas seco en calizas
311 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
postarrecifales y lagunares, clásticas con porosidad móldica, con rangos de 10
a 22% y permeabilidades de 6 a 900 mD. La mayor parte de los yacimientos
de gas y condensado de Macuspana, se encuentran en los cuerpos intercalados
de areniscas de estos episodios de depositación. Las areniscas están
constituidas por cantidades variables de cuarzo, feldespatos, mica y
fragmentos líticos de grano fino a medio, moderadamente a bien clasificadas.
Se distribuyen en franjas orientadas NE-SW a lo largo de fallas normales de
crecimiento.
Roca sello
El sello de los yacimientos de la Caliza Macuspana, lo constituye una secuencia
arcillosa de la parte Superior del Mioceno Medio, asociada a un proceso
transgresivo.
En las trampas formadas en rocas siliciclásticas, las rocas sello son secuencias
lutíticas que se presentan en alternancia con los paquetes de areniscas.
Trampa
En la Caliza Macuspana, la trampa es estratigráfica, mientras que en las
secuencias arenosas más jóvenes las trampas combinadas (estructural–
estratigráfica), se asocian a estratos de crecimiento en fallas normales, “roll
over” y pliegues provocados por inversión de fallas normales (figura 3.55).
Las estructuras geológicas y las secuencias sedimentarias de crecimiento que
favorecieron la formación de las trampas, están relacionadas a cuencas por
evacuación de arcilla depositadas principalmente en el Oligoceno y de sal del
Jurásico, previamente intrusionada y alojada sobre capas del Paleógeno.
312 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.55. Sección esquemática Provincia geológica de Macuspana (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Proceso de los Sistemas Petroleros Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-
Plioceno (!)
El modelo de sepultamiento es un ejemplo representativo de los procesos de
transformación de la materia orgánica en las rocas generadoras de
hidrocarburos por termogénesis en la Cuenca Terciaria de Macuspana. Los
momentos de inicio de generación del aceite, inicio de la expulsión e inicio de
generación del gas se establecen mediante los valores de Ro.
Extensión Geográfica De Los Sistemas Petroleros Mioceno Inferior-Mioceno
Medio-Superior-Plioceno (!)
El Sistema Petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Medio-Superior-Plioceno (!) se
distribuye en la Cuenca Terciaria de Macuspana (figura 3.56), donde se ha
podido comprobar su efectividad mediante métodos geoquímicos que
confirman sus condiciones de madurez y se ha podido establecer correlación
positiva entre la roca generadora y sus productos. Las rocas almacenadoras
313 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
que se encuentran en su área de influencia, han recibido también la
contribución de cantidades significativas de hidrocarburos termogénicos de
Jurásico Superior, que en gran parte del área se encuentra en la etapa de
generación del gas.
Figura 3.56. Extensión geográfica del sistema petrolero conocido Mioceno Inferior-Mioceno
Medio-Superior-Plioceno (!)(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión Temporal De Los Sistemas Petroleros Mioceno Inferior-Mioceno
Medio-Superior-Plioceno (!)
El diagrama de eventos de los sistemas petroleros Mioceno Inferior-Mioceno
Medio-Superior-Plioceno (!) de la figura 3.57, muestra la secuencia de
elementos y procesos que tuvieron lugar en la Cuenca Terciaria de Macuspana.
Ilustra que actualmente se presenta de las condiciones más favorables para la
preservación de los hidrocarburos después de la generación y expulsión de
hidrocarburos, debido a que las trampas ya habían sido formadas.
314 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.57. Diagrama de eventos del sistema petrolero Mioceno Inferior-Mioceno Medio-
Superior-Plioceno (!)(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Producción y Reserva 3P
La exploración en esta provincia inicia en 1886 con la perforación del pozo
Sarlat en la Cuenca de Macuspana. Sin embargo, fue hasta 1905 y 1906 que
se perforaron los primeros pozos que resultaron productores comerciales en la
Cuenca de Macuspana y la Cuenca Salina del Istmo, iniciando la explotación en
esta región. Petróleos Mexicanos inicia actividad en la zona en 1943 realizando
descubrimientos de aceite ligero y gas en los siguientes años. La explotación
en la parte terrestre el Pilar Tectónico de Reforma-Akal es impulsada con los
descubrimientos de aceite y gas en calizas Cretácicas hechos por los pozos
Sitio Grande-1 y Cactus-1 en 1972. La prospección geofísica en la parte marina
de la provincia inició en 1972. Los estudios exploratorios culminan con la
perforación del pozo Chac-1 entre 1974 y 1976, resultando productor en
brechas de Cretácico y detectando aceite en areniscas del Oxfordiano. En los
siguientes 5cinco años se realizaron importantes descubrimientos en esta
región, detonando la explotación de la provincia más importante del país
(Gutiérrez-Gil, 1950; Meneses de Gyves, 1999).
315 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Con la explotación del complejo Cantarell, la producción de la Provincia
Petrolera Sureste alcanzó su máximo histórico de más de 4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente por día en el 2004 (figura 3.58). La producción
acumulada de la provincia es de 41.4 MMMbpce. Las reservas remanentes son
de 23,3 MMMbpce, respectivamente al 1 de enero de 2010.
Figura 3.58. Tabla de producción histórica Provincia Petrolera Sureste (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
Recursos Prospectivos
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia
Petrolera Sureste abarca el 31.93% de los recursos totales a nivel nacional,
con una media de cerca de 16.7 MMMbpce (01 enero 2009).
316 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.5. Sierra De Chiapas
Localización
La Provincia Petrolera Cinturón Plegado de Chiapas (CPCH) se localiza en la
porción sureste de la República Mexicana, en el estado de Chiapas y parte del
estado de Veracruz. Es el cinturón plegado más al sur de México y se prolonga
hacia Guatemala. Limita al noreste con la Provincia de la Península de Yucatán,
al norte con la Provincia Petrolera Sureste y al sur con el Batolito de Chiapas
(figura 3.59).
Figura 3.59. Mapa de ubicación de la provincia petrolera cinturón plegado de Chiapas (Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
317 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
III.5.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios
El basamento en el Cinturón Plegado de Chiapas está constituido por
granitoides, rocas ultra básicas a veces metamorfizadas y esquistos
paleozoicos, formando un complejo ígneo-metamórfico. La radiometría del
Batolito de Chiapas indica que existen tres fases magmáticas, una en el
Carbonífero, otra en el Pérmico y una tercera en el Jurásico; en contacto por
falla se encuentran las rocas metasedimentarias de la Formación Santa Rosa
Inferior y las sedimentarias de las Formaciones Santa Rosa Superior, Grupera
y Paso Hondo del Paleozoico Medio–Superior.
La columna sedimentaria mesozoica en esta provincia se inicia en el Jurásico
Medio con los depósitos terrígenos continentales (aluviales y fluviales), de la
Formación Todos Santos del Jurásico Medio derivados de la destrucción de las
rocas del basamento (Mandujano. VJ., Vázquez, M.M.E., 1996) (figura 3.60).
Figura 3.60. Columna estratigráfica de la Sierra de Chiapas (Modificada de Mandujano. VJ.,
Vázquez, M.M.E., 1996).
318 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En cuanto a la sal, pudo haber sido depositada durante el Jurásico Medio, y
puede ser contemporánea a la parte más joven de la Formación Todos Santos.
Del Jurásico Superior al Cretácico Inferior-Medio, sobreyaciendo a la sal y a la
Formación Todos Santos se tienen a las Formaciones Jericó, Cobán, San
Ricardo, Malpaso y Chinameca.
Los sistemas de abanicos aluviales están representados por la Formación Jericó
que aflora al sureste de Tuxtla Gutiérrez, constituida por areniscas cuarzosas.
En la parte media se intercalan conglomerados rojizos de fragmentos de rocas
ígneas y cuarzo incluidos en una matriz arenosa, bien consolidados con
cementante silíceo.
Representando el conjunto de facies carbonatadas evaporíticas más someras y
de sabkha marino, se tiene a la Formación Cobán, la que se extiende en el
subsuelo desde Tuxtla Gutiérrez hacia el NE, hasta la Península de Yucatán y
hacia el SE hasta Guatemala, caracterizada por calizas, anhidritas, dolomías,
mudstones.
Los ambientes marinos de aguas someras (lagunar, plataforma protegida
somera), margen de litoral con facies proximales y distales, lo constituyen los
tres miembros, uno calcáreo en la base, otro margoso en la parte media y el
otro arenoso en la cima de la Formación San Ricardo (Quezada, 1983).
Además, se tienen las Formaciones Malpaso y Chinameca contemporáneas a la
Formación San Ricardo, de la que constituye su cambio de facies hacia
ambientes más profundos. La Formación Malpaso está formada por rocas
carbonatadas de rampa a veces totalmente dolomitizadas, con horizontes
oolíticos, mientras que la Formación Chinameca está constituida por calizas
típicas de mar abierto.
Sobreyaciendo a las formaciones descritas, está presente el Grupo Sierra
Madre, constituido por las Formaciones Cantelha y Cintalapa. La Formación
319 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cantelha ocupa la parte centro-occidental de la Sierra de Chiapas, es una
secuencia de dolomías. Es común encontrar carpetas de algas, en ocasiones
fragmentadas debido a la desecación. Aunque escasos, los microfósiles son
bentónicos, indicadores de ambientes de plataforma somera (lagunares).
Existieron ambientes de depósito lagunar dentro de la plataforma carbonatada,
representados por la Formación Cintalapa, la que consiste de mudstone,
mudstone microfosilífero, wackestone de microfósiles, grainstone de pellas y
de microfósiles (principalmente miliólidos. Se reportan además fragmentos de
rudistas y gasterópodos, que pueden llegar a ser muy abundantes, lo que da
lugar a la formación de brechas de bioclastos, afectada por procesos de
dolomitización sobre todo en las capas que contienen bioclastos.
En ambientes de cuenca, el Cretácico Superior incluye a la Formación
Jolpabuchil, en la que se reportan fósiles indicadores de edades que van desde
el Turoniano hasta el Campaniano-Maastrichtiano. Se trata de calizas
(mudstone, packstone y grainstone), con microfósiles planctónicos, nódulos y
lentes de pedernal negro. Dentro de esta unidad se distinguen ambientes de
talud en las que se encuentran packstone y grainstone, con bioclastos
derivados de la plataforma (rudistas y otros macrofósiles), así como
fragmentos de calizas de plataforma soportados por una matriz de mudstone.
Para la parte alta del Cretácico Superior, en esta Provincia se tienen a las
Formaciones Ocozocuautla, Angostura, Xochitlán y Méndez.
Los ambientes muy cercanos a la costa, a veces lagunares, están
representados por la Formación Ocozocuautla, caracterizada por numerosos
cambios de facies, desde conglomerados con fragmentos de la Formación
Todos Santos, areniscas arcillosas, generalmente masivas, packstone de
bioclastos con algas rojas, fragmentos de equinodermos, restos de rudistas,
margas color, grainstone de microfósiles y fragmentos biógenos, lutitas, hasta
llegar a la cima donde se encuentran bancos de rudistas (caprínidos e
hipurítidos, además de su distribución geográfica, que se encuentra restringida
320 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
al extremo noroeste de la Depresión Central de Chiapas, al noroeste de Tuxtla
Gutiérrez. Hacia el sureste de Ocozocuautla, la parte de terrígenos desaparece
y persisten únicamente las calizas que toman el nombre de Formación
Angostura.
Los ambientes de sistemas de talud de la Formación Xochitlán, estudiada por
Sánchez (1969), describiéndola como Formación Méndez Equivalente; sin
embargo, Quezada (1987), consideró que esta unidad presenta características
distintivas que permiten describirla como una secuencia diferente de la
Formación Méndez, proponiendo el nombre de Formación Xochitlán. Este
último autor la dividió en siete unidades:
1) Brechas calcáreas dolomitizadas, 2) Packstone de pellas e intraclastos, 3)
Margas limosas nodulares, 4) Packstone de fragmentos de moluscos, 5) Lutitas
margosas, 6) Brechas calcáreas polimícticas, 7) Limolitas calcáreo-margosas,
con intercalaciones hacia la base y cima de cuerpos masivos de brechas
calcáreas polimícticas.
En la parte central de la Sierra de Chiapas, la Formación Jolpabuchil subyace a
la Formación Méndez, compuesta por margas, con abundantes microfósiles
planctónicos. A finales del Cretácico terminó la etapa de estabilidad tectónica y
se inició un evento tectónico que culminó en el Eoceno Medio, cuando inició un
corto periodo de estabilidad que terminó al finalizar el Oligoceno para dar inicio
al evento tectónico Chiapaneco.
Durante el Paleógeno en la Sierra de Chiapas se depositó una sucesión de
unidades estratigráficas en las que predominan los terrígenos producidos en el
transcurso de la deformación correlacionable con la Orogenia Laramide (figura
3.61).
En la porción centro-occidental de la Sierra de Chiapas, el Paleoceno se
caracteriza por el predominio de terrígenos depositados como una secuencia de
tipo “flysh”, que sobresalen estratos de turbiditas formados en la zona de
321 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
cuenca. Mientras que hacia la porción centro oriental continuaban los depósitos
de plataforma carbonatada.
Figura 3.61. Modelo de evolución sedimentaria (Medina 2004)
El Terciario inicia con los depósitos carbonatados de plataforma de la
Formación Lacandón del Paleoceno, los cuales cambian hacia el occidente a
terrígenos turbidíticos de la Formación Soyaló. Durante el Eoceno Medio se
depositaron hacia la porción oriental y central terrígenos continentales de la
Formación El Bosque (figura 3.62), hacia el occidente carbonatos y terrígenos
de plataforma interna de la Formación Lomut del Eoceno Medio Superior
cambiando al occidente a facies turbidíticas denominadas Formación Lutitas
Nanchital.
322 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.62. Mapa de litofacies del Eoceno. (Quezada, 1987).
Durante el Oligoceno se depositó en la parte central calizas de plataforma de la
Formación Mompuyil que cambian al occidente a turbiditas llamadas Formación
La Laja.
Del Mioceno Inferior al Medio se depositaron de oriente a poniente las calizas
lagunares de la Formación Macuspana y las turbiditas de la Formación Depósito
que incluye los conglomerados Nanchital, Malpaso, Sagua y Malpasito (figura
3.63). En la parte central de esta Provincia se depositó de manera local la
Formación Ixtapa constituida de conglomerados y areniscas tobáceas, esto
ocurrió en una fosa asociada a la tectónica transtensional del sistema
transcurrente.
323 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.63. Mapa de litofacies el Mioceno. (Quezada-Muñetón, J.M., 1987).
III.5.2. Geología estructural
Como resultado de diferentes eventos tectónicos que afectaron el CPCH se
generaron varios estilos de deformación que se han agrupado en cuatro
subprovincias estructurales: Fallas de Transcurrencias, Simojovel, Yaxchilan y
Miramar (Sánchez et. al., 1991) (figura 3.64).
324 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.64 Mapa de subprovincias estructurales. (Modificado Sánchez, M. de O., 1979).
En la porción oriente, entre la subprovincia de Fallas de Transcurrencia y la de
Yaxchilán, se encuentra la subprovincia de Miramar, caracterizada por
plegamientos en abanico y en caja, que muestran la influencia de la columna
evaporítica en su estilo de deformación.
Al norte del Macizo Granítico de Chiapas y ocupando prácticamente toda la
porción central del estado de Chiapas y el extremo suroriental de Veracruz y
Oaxaca, se extiende la subprovincia de Fallas de Transcurrencia. En ella se
distinguen dos sistemas de fallas (ambos con corrimientos laterales
izquierdos), uno orientado de NW a SE y el segundo con rumbo W a E. Los
bloques altos están formados principalmente por calizas cretácicas. Los
bloques bajos están ocupados por sinclinales con los ejes paralelos al rumbo de
las fallas y conformados por estratos del Terciario (figura 3.65).
325 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.65. Sección estructural de la subprovincia Fallas de Transcurrencia (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
En la porción norte, se encuentra la subprovincia de Simojovel, se caracteriza
por sus anticlinales escalonados (en echelón) generados por las fallas. Los
anticlinales están formados por estratos del Terciario, tienen sus ejes
orientados de NNW a SSE, y es frecuente que estén cortados por fallas
inversas con vergencia al WSW. En el occidente de la provincia, afloran rocas
del Jurásico y del Cretácico en los ejes de los anticlinales, en contraste con la
porción oriental donde los anticlinales están armados en estratos del Terciario
(figura 3.66). Al norte de la Provincia se han descubierto campos petroleros
que producen en rocas cretácicas.
326 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.66. Sección estructural de la subprovincia de Simojovel (Escalera A.J.A., Hernández
R.U., 2010).
La subprovincia de Yaxchilan (figura 3.67), es un cinturón de pliegues
escalonados con ejes orientados de noroeste a sureste que se localiza entre la
subprovincia de Fallas de Transcurrencia y la Provincia Petrolera Plataforma de
Yucatán. Además del arreglo escalonado (en echelón), las estructuras son
anticlinales alargados algunos con longitudes mayores de 50 km,
frecuentemente afectados por fallas inversas longitudinales, en un arreglo que
sugiere plegamientos por propagación de fallas. A medida que se avanza hacia
el sureste en la parte media de la Provincia, los plegamientos se hacen más
amplios y prácticamente desaparecen las fallas inversas, para volver a ser
estructuras estrechas y alargadas cortadas por numerosas fallas inversas y con
desplazamientos a rumbo, en las cercanías de la Falla Polochic. En esta
provincia se han descubierto dos campos y en su prolongación hacia
Guatemala se tiene producción de aceite.
327 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 3.67. Sección estructural de la subprovincia de Yaxchilan, PEMEX-IPN 2004.
III.5.3. Tectónica
Según el modelo de apertura del Golfo de México, esta provincia evolucionó a
partir de una etapa de apertura que desarrolló altos y bajos de basamento en
el Triásico Tardío–Jurásico Medio, pasando después a la etapa de deriva hasta
principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapa, el Bloque Yucatán junto
con el Macizo de Chiapas y el área que actualmente ocupa el Cinturón Plegado
de Chiapas y la Provincia Petrolera Sureste, se desplazaron rotando en contra
de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición actual en el Berriasiano
(Buffler y Sawyer, 1985, Salvador, 1987; Pindell et al., 1985, 2002, 2008).
328 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Durante Jurásico Tardío al Cretácico el área fue relativamente estable,
permitiendo el desarrollo de extensas plataformas carbonatadas. La Orogenia
Laramide afectó el sur de la provincia en un intervalo de finales del Cretácico al
Oligoceno.
Algunos autores como Morán (1999) proponen que en la migración del Bloque
Chortis hasta su posición actual han existido por lo menos dos colisiones contra
la placa Norteamericana. En el Cretácico Tardío ocurrió la primera colisión
entre el Bloque Chortis y el Sureste de México (Chiapas), ocasionó una
deformación compresiva en la secuencia mesozoica y paleógena del Cinturón
Plegado de Chiapas, áreas del Golfo de Tehuantepec y Chiapas se levantaron
causando transporte de sedimentos hacia el norte (Pindell, 2002), la llegada de
estos sedimentos reactivaron la tectónica salina con la conformación de
diapiros y paredes de sal que se emplazaron en o cerca del fondo marino hasta
el Mioceno Temprano; esta colisión fue relativamente suave y episódica
durante el Paleoceno; para fines del Eoceno, se forma la placa del Caribe, la
cual en interacción con la placa Norteamericana imprime una rotación en
sentido contrario a las manecillas del reloj de SE a NE al bloque Chortis,
controlando la evolución tectónica del Sureste de México a partir de este
tiempo.
Después del paso del Bloque Chortis y con el establecimiento de la subducción
de la Placa de Cocos en el sur-sureste, se originó la Orogenia Chiapaneca
durante el Mioceno Medio-Tardío (figura 3.68), la cual produjo mayor
deformación del Cinturón Plegado de Chiapas, generando esfuerzos
compresivos y transpresivos que influenciaron el depósito y la deformación,
esta deformación fue transferida hacia el norte generando un cinturón plegado
que actualmente está sepultado en la Provincia Petrolera Sureste, son pliegues
orientados noroeste-sureste que afectan a las rocas del Jurásico Tardío al
Mioceno Temprano (Pindell et al., 2002). Posterior a este evento el área de la
Provincia Petrolera Cinturón Plegado de Chiapas fue levantado paulatinamente
329 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
exponiéndolo a la erosión, prevaleciendo hasta la fecha efectos de la
transpresión.
Figura 3.68. Deformación Chiapaneca del Mioceno Medio. (Pindell et al., 2002).
Durante el Plio-Pleistoceno, el bloque Chortis continuó su movimiento hacia el
Este, alejándose del Macizo de Chiapas y tomando su posición actual. Lo que
actualmente es la parte Sur de Guatemala, El Salvador, Honduras y la parte
Norte de Nicaragua que según Donnelly et, al., (1990) hace 7 M.a. debió tomar
su posición actual.
Una vez que el Bloque Chortis llegó a su posición final la carga isostática que
flexionaba hacia abajo al margen Pacifico ya no existía, lo que favoreció el
rebote isostático del mismo. Como consecuencia, un gran levantamiento y
erosión de la parte Sur de Chiapas combinado con una gran subsidencia y
aporte de sedimentos hacia la parte Norte (Oviedo A., 1996).
Sistema Transformante Motagua-Polochic
El Sistema Transformante Motagua-Polochic, tiene su origen en la dorsal
Caimán dentro de la Placa del Caribe y tiene un desplazamiento lateral
330 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Izquierdo. De acuerdo con Sánchez B., 1991, la trayectoria de la
Transformante Motagua—Polochic se ha logrado determinar en Chiapas y
aparentemente se interna en el Golfo de Tehuantepec.
Por otro lado, Vázquez et. al., (1990) sugiere que de acuerdo a la mecánica de
fallamiento de los Sistemas Transcurrentes, existen franjas con amplitudes de
hasta 250 Km de ancho, y que en algunos de ellos una falla en particular
puede ser la más activa siendo este el caso.
III.5.4. Sistemas Petroleros
En el Cinturón Plegado de Chiapas se han reconocido sistemas petroleros
asociados a dos subsistemas generadores principales, el de mayor importancia
corresponde al Tithoniano constituido por mudstones arcillosos de la Formación
Chinameca y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica de la Formación El
Plátano, este sistema es una extensión de la Provincia Petrolera Sureste
(Clara, et al., 2006); el segundo subsistema corresponde a la Formación
Cobán, ambos presentan evidencias de madurez térmica que a la fecha han
logrado establecer un flujo estabilizado en la estructura de Cerro Nanchital en
el caso del Tithoniano y de tres campos para el Sistema Petrolero del Cretácico
Inferior que carga a rocas almacén del Cretácico Medio.
Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno
(!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
Roca generadora
Las facies generadoras de la Formación Chinameca del Tithoniano constituidas
de calizas arcillosas y lutitas calcáreas, responsables de los hidrocarburos
almacenados en rocas del Cretácico Superior e Inferior en este sector, en el
área existen numerosas manifestaciones superficiales de hidrocarburos en
331 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
sedimentos del Terciario, por lo que se postula que esta roca tiene capacidad
para proveer de hidrocarburos a rocas mesozoicas y cenozoicas; se le ha
clasificado como conocido (!).
En el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada del nivel
del mar o fase de inundación, por lo que se desarrolla el depósito de una
secuencia arcillo-calcárea; prevaleciendo las condiciones para la formación de
capas de lutitas negras carbonatadas con importantes cantidades de materia
orgánica. En estas condiciones, los ambientes sedimentarios fueron profundos
y adecuados para la preservación de los materiales orgánicos depositados. Las
rocas del Tithoniano reflejan una evolución de condiciones de rampa interna a
rampa externa y cuenca, estableciéndose condiciones favorables para la
preservación de la materia orgánica, relacionadas con una transgresión marina
(figura 3.69).
Figura 3.69. Afloramiento del Tithoniano (Formación El Plátano), se aprecian lutitas negras en
estratos delgados de 2 cm separados por bandas de pirita, esta roca fue depositada en
condiciones de anoxia (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Excelente riqueza orgánica de 1% a 15%, riqueza orgánica original,
representada por valores de Carbono orgánico total o COT, valores de Índice
332 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de Hidrogeno (IH) mayores a 450-800 mg HC/g COT y valores bajos de Índice de
Oxígeno menores a 50 mg CO2/g COT, estos valores llegan a reducirse por
efectos de madurez, por lo que los valores residuales son menores. La calidad
de la materia orgánica es buena, está representada por la presencia de
materia orgánica rica en liptinitas, principalmente compuesta de algas y
material orgánico amorfo que la clasifican como de un kerógeno de tipo II
(figura 3.70).
Figura 3.70. Materia orgánica amorfa del Jurásico Superior Tithoniano con diferente grado de
madurez termal (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Estas rocas cargan principalmente a los yacimientos del Mioceno de la
Provincia Geológica Salina del Istmo al norte del Cinturón Plegado de Chiapas.
La segunda facies generadora y relacionada a la Formación Chinameca está
identificada en el campo Cerro Nanchital descubierto en la parte norte del
Cinturón Plegado de Chiapas, y el cual se aloja en rocas del Cretácico Inferior y
Superior, este aceite tiene más afinidad a facies sedimentaria constituido por
un mudstone arcilloso (figura 3.71), cuyas características geoquímicas de
isotopía van de 13C-26.7, bajos valores de azufre, relación Pr/Ft > 1,
relaciones C29/C30 > 1, C35/C34 menores o iguales a la unidad; la relación
Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en extensión, la
familia de los 30-norhopanos representada por los compuestos 17 (H)-29,30
bisnorhopano y 17 (H)-30-nor-29 homohopano; los valores altos de la relación
C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 (H)-diahopanos; el
333 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
predominio de los esteranos en C29; las altas proporciones relativas de
diasteranos, y la presencia de los esteranos en C30, sugieren un origen a partir
de rocas carbonatadas marinos en ambientes anóxicos con poco o nulo aporte
de arcillas.
Figura 3.71. Correlación Geoquímica de la roca generadora del Tithoniano de facies
carbonatadas arcillosas y aceites recuperados en rocas almacenadoras y muestras de sedimento
de fondo marino (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca almacenadora
En el área solo se ha establecido producción en el campo Cerro Nanchital en
rocas del Cretácico Inferior y Superior; sin embargo, los pozos exploratorios
que se han perforado permiten postular como rocas almacenadoras a bancos
oolíticos del Jurásico, calizas de plataforma del Cretácico Inferior y Medio,
carbonatos de cuenca que pueden estar fracturados por la tectónica salina y la
compresión y areniscas turbidíticas terciarias que conforman complejos de
canales y abanicos submarinos depositados en esta zona como sistemas de
nivel bajo.
Las rocas almacenadoras del campo Cerro Nanchital a nivel del Cretácico
Inferior se componen de dolomía micro a mesocristalina con nódulos de
pedernal y fracturas con impregnación de aceite, el Cretácico Superior está
caracterizado por wackestone-packstone de color crema a café claro con
334 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
abundantes bioclastos e intraclastos, entre estas rocas se tiene un espesor
impregnado de 75 a 125 m.
Roca sello
El elemento roca sello para los almacenes del Mesozoico donde no aflora se
consideran a los niveles de lutitas del Paleoceno con espesores, que pueden
variar de 100 a 250 m y para los horizontes de areniscas del Terciario a los
desarrollos intraformacionales de lutitas que están dispuestas en forma
alternada de manera vertical y lateral, cuyos espesores pueden ser de 50
hasta 1,000 m aproximadamente, estas secuencias fueron formadas
principalmente por material fino en suspensión y sedimentos arcillosos
depositados como parte de los sistemas turbidíticos.
Trampa
Corresponden a anticlinales en echelón limitados por fallas inversas en sus
flancos y fallas transcurrentes en sus extremos, con presencia de sal en sus
núcleos y planos de fallas. Presentan estilos complejos debido a la interacción
de esfuerzos compresivos, transtensivos y tectónica salina a que han estado
sujetas. En este tipo de estructuras se encuentra el primer campo productor de
hidrocarburos en rocas del mesozoico en el sureste de México y único campo
en producción en esta provincia.
Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
La ocurrencia en el tiempo geológico de los Elementos y Procesos de los
Sistemas Petroleros se representa gráficamente en el diagrama de eventos de
la figura 3.73, donde los procesos corresponden a los de generación-
migración-acumulación y a la preservación de los hidrocarburos que se
describen en este apartado.
335 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Podemos estimar la edad de inicio de generación entre 45 a 34 M.a.
dependiendo del punto donde nos encontremos, la edad de inicio de expulsión
se ha estimado a partir de 35 M.a. hasta el momento actual, las evidencias
indican que estas rocas generadoras producen principalmente aceite ligero el
cual a través de fallas y fracturas llega hasta la superficie, por lo que se cree
que estos hidrocarburos pueden estar almacenados en el subsuelo en sitios
que favorezcan su entrampamiento.
Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!)
La extensión geográfica de este Sistema Petrolero cubre la porción más
occidental del Cinturón Plegado de Chiapas (figura 3.72).
Figura 3.72. Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!)(Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!)
Los elementos de este sistema petrolero se han postulado que pueden
encontrarse distribuidos en las rocas del Kimmeridgiano, Cretácico y Terciario.
En el área occidental se ha corroborado su carga a nivel del Cretácico Inferior y
336 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Superior en un campo. Los trabajos de modelado geológico 2D muestran que
el Sistema Petrolero funciona, observando que las rocas generadoras alcanzan
la madurez térmica suficiente para generar principalmente aceite y gas en esta
parte del Cinturón Plegado de Chiapas.
Extensión temporal del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!)
El diagrama de eventos del Sistema Petrolero JST-K (!) muestra cómo los
procesos y elementos esenciales tuvieron lugar en el tiempo, en ella se incluye
la edad geológica para cada uno de ellos, así como el tiempo en que ocurren
los procesos de generación-migración-acumulación y preservación de los
hidrocarburos, además, el momento crítico indica cuándo se dieron las
condiciones más favorables para que ocurriera el proceso de generación-
migración-acumulación de hidrocarburos de una manera general para la parte
occidental del Cinturón Plegado de Chiapas (figura 3.73).
Figura 3.73. Diagrama de eventos del sistema petrolero Tithoniano-Cretácico (!)(Escalera
A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙)
Elementos del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙)
En este sistema petrolero se han identificado tres campos en la porción oriental
del Cinturón Plegado de Chiapas y este sistema se extiende hacia la República
337 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
de Guatemala. Los estudios de geología superficial permitieron identificar
numerosas manifestaciones de hidrocarburos que fueron los primeros indicios
de la importancia petrolera de esta región, años más tarde la perforación
exploratoria logró flujos estabilizados produciendo aceite pesado, aceite ligero,
condensado y gas. Las correlaciones aceite-aceite, han permitido clasificar este
sistema petrolero como hipotético (.). Desde el punto de vista sedimentológico
estas rocas generadoras muestran cambios de facies evaporíticas que cambian
a ambientes marinos de plataforma, las condiciones de talud y cuenca
funcionan principalmente como rocas almacén. Su espesor varía entre los 100
m y 1,300 m de espesor.
Roca generadora
Son pocos los pozos que han penetrado este nivel estratigráfico y ha sido difícil
adquirir cierta información geoquímica lo que ha impedido realizar mapas de
los parámetros geoquímicos de esta roca generadora. Las características
geoquímicas de esta secuencia carbonato-evaporítica, que corresponde a las
rocas del Cretácico Inferior, presentan valores pobres de riqueza orgánica de
0.6% de COT y un pobre a regular potencial generador que varía entre 0.5 y 6
mg hc/gr roca; por otra parte los valores de Índice de Hidrógeno vs Índice de
Oxígeno permiten inferir la presencia de un kerógeno de tipo II, los estudios
ópticos han identificado materia orgánica de tipo bacterial y algáceo (figura
3.74) que es predecesora de aceite y gas (Sosa, 1998).
Térmicamente y con base en las temperaturas máximas de pirólisis
identificadas (430 a 437 °C) estas se encuentran maduras.
Aunque en el área no se tiene un claro testigo de la roca generadora, se ha
logrado establecer una correlación roca generadora-aceite con las
características geoquímicas identificados en los extractos de la roca generadora
en la Provincia del Petén en la República de Guatemala donde se ha
identificado claramente la Formación Cobán como la fuente de generación de
338 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
hidrocarburos y que está caracterizada por microdolomías laminadas, carpetas
de algas y anhidrita.
Figura 3.74. A y B. Materia orgánica de tipo amorfo-algácea en forma de cúmulos bajo luz
transmitida en color café pardo y amarillo oro. C y D. Materia orgánica bajo luz fluorescente
amarillo-naranja de fuerte intensidad dentro de la etapa catagenética reconocida en las rocas del
Cretácico Inferior-Medio (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Las características geoquímicas por biomarcadores (figura 3.75) de este
sistema presentan valores isotópicos de carbono de -21.6 a 24.6 %, valores de
azufre de 0.13 a 3.18% , relación Pr/Ft > 1, predominio de C29 en relación con
el C30, relaciones C29/C30 > 1 y C34>C33 característicos de secuencias
carbonato-evaporíticas, C34/C33 menores o iguales a la unidad son indicativos
de condiciones hipersalinas, favoreciendo la presencia de bacteria halofílicas; la
relación Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en
extensión, alta abundancia relativa de C24-C27Des_E terpanos tetracíclicos,
abundancia media a alta del gamacerano, los valores altos de la relación
C29Ts/C29, la abundancia relativa de los compuestos 17 α(H)-diahopanos; el
predominio de los esteranos en C27 indicativas de la abundancia de
cianobacterias (algas verde-azul) y que pueden estar relacionadas con las
carpetas de algas identificadas en los núcleos de pozos; las bajas proporciones
relativas de diasteranos y la presencia de los esteranos en C30 indican
339 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
ambiente carbonatado, por estas características se ha interpretado un origen
de rocas carbonatadas evaporíticas marinas con variaciones de hipersalinidad,
con más influencia de sabkha hacia el Cinturón Plegado de Chiapas.
Figura 3.75. Correlación geoquímica de la roca generadora del Cretácico Inferior y aceites
recuperados en rocas almacenadoras del Cretácico (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Roca almacén
Las rocas almacén del Cretácico Inferior están constituidas por dolomías micro
y mesocristalina, con microcavidades de disolución que se intercalan con
cuerpos de mudstone a wackestone de foraminíferos y pellas de color café
oscuro con fuerte impregnación de aceite ligero.
Las rocas del Cretácico Medio son muy semejantes teniendo dolomías
microcristalinas que alternan con packstone–grainstone de pellas, litoclastos y
bioclastos, líneas estilolíticas y fracturas con impregnación de aceite.
340 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Roca sello
La roca sello está compuesta por las intercalaciones de cuerpos de anhidrita
que existen entre las dolomías tanto para el Cretácico Inferior y Medio.
Trampas
Las trampas presentan diversos estilos estructurales de acuerdo con la
subprovincia tectónica en la que se encuentren.
Procesos del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙)
Las rocas generadoras del Cretácico Inferior al sur del Cinturón Plegado de
Chiapas alcanzaron una profundidad aproximada de 3,200 m, si consideramos
la base del Cretácico Inferior (Berriasiano) este estaría iniciando su generación
a 90 M.a y si consideramos la parte superior del Aptiano esta iniciaría a 60 M.a
hasta la fecha con la generación de aceite, los aceites generados se
entramparon en las rocas del Cretácico Inferior y Medio recuperando aceite
ligero, condensado y poco gas.
Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico
Medio (∙)
Se conoce poco sobre la distribución de las facies generadoras y
almacenadoras del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙), por
lo que la extensión geográfica de este sistema es delimitado de acuerdo con
las áreas donde los pozos perforados y manifestaciones superficiales y su
correlación hacia Guatemala, este sistema cubre parte del estado de Chiapas y
el extremo suroriental del estado de Tabasco (figura 3.76).
341 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico
Medio (∙)
Los elementos del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙) son
rocas generadoras de edad Cretácico Inferior (Formación Cobán), las rocas
almacén, dolomías del Cretácico Inferior y Medio y las rocas sello de los
cuerpos anhidríticos intercalados en el Cretácico Inferior y Medio, este sistema
hasta la fecha se ha considerado como un sistema cerrado con poca migración,
las rocas generadoras han aportado aceite pesado en la parte sur del Cinturón
Plegado de Chiapas, aceite ligero, condensado y gas en la parte central de este
cinturón, por lo que el área tiene un interés económico petrolero a mediano
plazo.
Figura 3.76. Extensión geográfica del Sistema Petrolero Hipotético Cretácico Inferior-Cretácico
Medio (∙) (Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico
Medio (∙)
342 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El diagrama de eventos del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico
Medio (∙) de la figura 3.77 muestra la secuencia de los elementos y procesos
esenciales que tuvieron lugar en el Cinturón Plegado de Chiapas, revelando la
presencia de dos momentos críticos para la preservación de los hidrocarburos
en las trampas asociadas.
Figura 3.77. Diagrama de eventos del Sistema Petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio (∙)
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
IV. GOLFO DE MÉXICO PROFUNDO
Objetivo específico
El participante identificara los elementos más importantes del sistema
petrolero en el Golfo de México Profundo, que dan lugar a las cuencas nuevas
prospectivas y reconocerá los tipos de yacimientos presentes, así como los
retos tecnológicos requeridos para la recuperación de hidrocarburos.
IV.1. Cinturón Plegado Perdido
Localización
343 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Cinturón Plegado Perdido (CPP) se ubica en el Golfo de México, en
aguas profundas de México y Estados Unidos. Está formado por la franja
de pliegues orientada de nor-noreste a sur-suroeste que tienen núcleo
salino autóctono y están armados en un paquete sedimentario que va
desde el Jurásico Superior hasta el Terciario (figura 4.1).
Figura 4.1. La zona con influencia de tectónica salina en el noreste de México se denomina
“Provincia Salina del Golfo Norte” (PSGN, línea amarilla). La PSGN incluye una cuenca
sedimentaria denominada Cuenca de Burgos (polígono en naranja), una zona deltaica que
corresponde al “Delta del Bravo” con presencia de pliegues y la “Franja de Sal Alóctona” y el
Cinturón Plegado Perdido dentro de las aguas profundas, en la parte noroeste del Golfo de
México (Pemex, 2008).
IV.1.1. Marco Estratigráfico Y Ambientes Sedimentarios
En la zona profunda del Golfo de México se considera un basamento
heterogéneo anterior al Jurásico, que se compone de rocas metamórficas e
ígneas (figura 4.3). Posteriormente se infiere la presencia de una secuencia de
344 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
lechos rojos, rocas volcánicas, algunos intrusivos y posiblemente, sedimentos
lacustres que corresponden a una corteza transicional (Fiduk et al., 1999).
Durante el Jurásico Medio (~164-159 M.a; Calloviano), se depositaron
secuencias de capas de sal en las fosas del rift (Goldhammer, 2001) y terminó
al inicio del Jurásico Superior (156 M.a; Salvador, 1991), al registrarse
condiciones de mayor circulación de agua marina. El desarrollo de una zona de
dorsal oceánica en la parte central del incipiente Golfo de México provocó que
el paquete salino fuera separado en dos provincias (Pindell, 1993): 1) la
provincia Louann, que se encuentra en el borde noroeste (costa de Texas,
Louisiana y Tamaulipas) y 2) la provincia de Campeche (costas de Tabasco y
Campeche) (figura 4.2). Al interior del continente se depositaron capas de
evaporitas-carbonatos denominados como Minas Viejas-Olvido (Goldhammer,
2001) en condiciones de sabhka, en toda la región noreste de México.
Jurásico Superior está marcada por un periodo de transgresión marina, la
erosión de estas áreas produjo sedimentos clásticos en las la zonas
proximales. En las zonas distales se depositaron secuencias de carbonatos que
se observan en el borde continental actual.
345 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.2. Distribución actual de las franjas de Sal Calloviana y de la Corteza Oceánica en la
Cuenca del Golfo de México. (Tomada y modificada de Salvador, 1991).
Para el CPP a finales del Jurásico Superior se presentaron secuencias clásticas
(figura 4.3), capas de carbonatos que varían de ambientes de profundidades
moderadas a altas y calizas ricas en materia orgánica lodosas, margas y lutitas
(Fiduk et al., 1999).
Durante Cretácico Temprano terminó la apertura del Golfo de México y se
continuaron depositando secuencias clásticas que van variando paulatinamente
a secuencias con mayor presencia de carbonatos al continuar el proceso de
transgresión hacia el continente (Salvador, 1991).
En la parte profunda del Golfo de México se depositaron gruesas capas de
calizas posiblemente en altos estructurales, además están presentes flujos de
detritos (figura 4.3; Fiduk et al., 1999). En la parte intermedia del Cretácico
Inferior se depositaron secuencias de rocas tipo mudstone limosas con
presencia de materia orgánica que marcan un pequeño episodio de regresión
(Fiduk et al., 1999). A finales del Cretácico Inferior, se depositaron
nuevamente secuencias de calizas de ambientes profundos correspondiendo a
condiciones de mar abierto (Fiduk et al., 1999).
Durante el Cretácico Superior (100-66 M.a), predominaron facies pelágicas
pero también continuó el depósito de carbonatos. Posteriormente, se inició el
proceso de regresión que aumentó la presencia de sedimentos clásticos
(Goldhammer, 2001), este proceso empezó a configurar la geografía actual del
borde noreste de México.
Al final del Cretácico y en el Eoceno Temprano (89-49 Ma.) se inició el
levantamiento regional más importante en el noreste de México, conocido
como Orogenia Laramide (Eguiluz et al., 2000). Estos levantamientos
346 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
laramídicos han generado grandes cantidades de sedimentos clásticos
terrígenos hacia la región noroeste del Golfo de México (Galloway et al., 2000,
2011).
Figura 4.3. Columna estratigráfica generalizada de la parte norte del CPP. En esta columna se
observa una mayor presencia de sedimentos pelágicos y de turbiditas en la cuenca del Golfo de
México, los cuales en la parte profunda rellenan las cuencas entre los pliegues (Modificada de
Fiduk et al., 1999).
En la parte profunda del Golfo de México, el Cretácico Superior se caracteriza
por la presencia de carbonatos y sedimentos pelágicos ricos en materia
orgánica (Fiduk et al., 1999). Al final del Cretácico se presentaron secuencias
carbonatadas mixtas y sedimentos de origen pelágico y hemipelágico de mar
profundo (Fiduk et al., 1999). En el Paleoceno se presentaron secuencias
347 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
turbidíticas y siliclásticas con presencia de depósitos pelágicos y hemipelágicos
de la Formación Wilcox Inferior (Fiduk et al., 1999). Durante el Eoceno
continuó el depósito de la Formación Wilcox Superior con el aumento de
sedimentos de mar profundo pelágicos y hemipelágicos, además se interpreta
una disminución en el contenido de los sedimentos siliciclásticos gruesos
(figuras 4.3; Fiduk et al., 1999).
Durante el resto del Cenozoico, dominó el aporte de sedimentos terrígenos y
sedimentos clásticos hacia el borde noroeste de la cuenca del Golfo de México
(Galloway et al., 2000, 2011), lo que propició un avance rápido de la línea de
costa hacia la cuenca. Durante el Oligoceno debido a la gran acumulación de
sedimentos clásticos se presento una movilización masiva de la sal (Pemex,
2008). La carga sedimentaria se generó a partir de tres grandes ambientes
fluviales (Bravo, Houston y Mississippi; Galloway et al., 2000, 2011) que
repercutieron en la deformación gravitacional durante el Oligoceno y hasta el
Plioceno. La acumulación principal de sedimentos del Río Bravo se ha
reconocido para el Oligoceno-Mioceno (Galloway et al., 2000, 2011)
coincidiendo con el pico en la deformación de las estructuras dentro del CPP
(figura 4.4). Las secuencias sedimentarias para este tiempo están
representadas por turbiditas de la Formación Vicksburg (Fiduk et al., 1999). El
influjo del material volcaniclástico se incrementó en el Oligoceno Medio-
Superior cuando se depositaron las Formaciones Frío Marino y Frío No Marino
(Fiduk et al., 1999). En el Mioceno la Formación Oakville refleja una mayor
progradación de los sedimentos debido a la retirada del mar. Estos depósitos
se asocian a flujos por gravedad/turbiditas y localmente a deslizamientos
(Fiduk et al., 1999). La secuencia del Plioceno-Reciente se define por la
presencia de sedimentos provenientes de abanicos aluviales submarinos
siliciclásticos, deslizamientos, y depósitos hemipelágicos (Fiduk et al., 1999).
348 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.4. Paleogeografía para el suroriente de Estados Unidos y el Norte de México para el
Mioceno Temprano con el aporte hacia la cuenca de los Ríos Bravo, Grande, Red y Mississippi. La
línea amarilla punteada representa el máximo avance de los sedimentos deltaicos, las líneas
verdes refieren el drenaje de los ríos durante el Mioceno, mientras que las azules representan el
drenaje actual. El área color rosa pálido que rodea a los deltas de los ríos representa la planicie
de depósito. Las zonas sombreadas con líneas negras representan áreas de relieve moderado,
mientras que en color café zonas de alto relieve. El área achurada roja representa complejos
volcánicos. Las áreas rosas representan los centros volcánicos activos en ese tiempo. La línea
verde delimita ríos que tuvieron aporte de sedimentos hacia el Golfo de México. Tomado de
Galloway et al. 2011. El mayor aporte de sedimentos para este tiempo fue a lo largo del delta
del Río Grande que junto con el delta del Río Bravo depositaron una mayor carga en la cuenca.
IV.1.2. Geología estructural
El Cinturón Plegado de Perdido (figura 4.5), tiene anticlinales que conforman
este cinturón están alineados NE-SW son simétricos a asimétricos con pliegues
concéntricos normalmente limitados en sus flancos por fallas inversas, estos
pliegues son interpretados como pliegues de despegue con núcleos de sal
alóctona del Jurásico Medio (Louann), este cinturón plegado sobreyace a la
apertura de la corteza transicional caracterizada por un alineamiento NE-SW de
altos del basamento (Trudgill et al., 1999), los estratos del Jurásico Superior-
349 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Eoceno fueron plegados durante el Oligoceno Temprano, la deformación
probablemente continuó dentro del Mioceno Temprano, los sedimentos
postkinemáticos gradualmente bordean los pliegues con estratos más jóvenes
acuñados hacia los altos de estos pliegues. Algunos pliegues fueron reactivados
durante el Mioceno Medio y un último levantamiento en la fase tardía el cual es
atribuido a la carga de sedimentos del Plioceno-Pleistoceno que provoca un
movimiento de la sal hacia la cuenca, más al noreste el Cinturón Plegado del
Mississippi con alineamiento de pliegues de despegue con dirección
preferencial NE-SW las estructuras plegadas son caracterizadas principalmente
por tener vergencia hacia la cuenca asociadas a fallas de despegue, los
pliegues tienen núcleos salinos (Weimer y Buffler, 1992; Wu, 1993; Rowan,
1997) la principal deformación ocurrió durante Mioceno Medio y Mioceno Tardío
basados en los patrones de crecimiento de las estructuras (Buffler y Weimer,
1992) y la restauración sugiere un menor acortamiento para el Mioceno Tardío
y en el Plioceno (Rowan et al., 1993). Hacia el sureste del Golfo de México los
depósitos de sal conocidos incluyen parte de aguas profundas del Golfo de
México al Norte del escarpe de Campeche, la Bahía de Campeche, el Área del
Istmo de Tehuantepec en Veracruz, Chiapas y Tabasco, esta sal se considera
contemporánea a la sal Louann (Amos Salvador, 1987)
350 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.5. Muestra los principales Elementos Tectónicos en el Golfo de México, así como 2
transectos regionales de la porción Norte del Golfo de México. La línea A-A muestra los estilos
estructurales principales asociados a las diferentes provincias en el GM en Estados Unidos
modelo análogo al del área de estudio el cual se muestra en la línea B-B que atraviesa desde la
parte del continente (porción sur de la Cuenca de Burgos), la Plataforma Continental (Estudio
Lamprea Norte) y la Cuenca del G.M. (Cordilleras Mexicanas Norte) (Zamora Macías E., 2007).
Sismica 3D
351 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
IV.2. Cordilleras Mexicanas.
Localización
Esta provincia se localiza al oriente de la plataforma continental del Golfo de
México, frente a la costa de los estados de Veracruz y Tamaulipas, donde se
formó un amplio cinturón plegado desde la parte sur de la Provincia Salina del
Bravo hasta el límite noroccidental de la Provincia Geológica del Cinturón
Plegado Catemaco (figura 4.6), generado como respuesta a la extensión
gravitacional de la faja extensional desarrollada en la parte sur de la Cuenca
de Burgos y en la Provincia Geológica del Cinturón Extensional Quetzalcóatl.
Este cinturón plegado se extiende a lo largo de 500 km y cubre cerca de
70,000 km2 en tirantes de agua entre 1,000 y 3,000 m.
Figura 4.6. Localización de la Provincia Cordilleras Mexicanas (Escalera A.J.A., Hernández R.U.,
2010).
352 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
IV.2.1. Geología Estructural
Se caracteriza por anticlinales simétricos largos y angostos, generalmente con
vergencia al oriente y en algunos casos en sentido opuesto. El sistema ligado
extensión-compresión que genera la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas
se transmite a través de más de una superficie de despegue dentro del
Terciario, interpretándose la más importante en el Paleógeno (figura 4.7).
Figura 4.7. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Cordilleras (Escalera A.J.A.,
Hernández R.U., 2010).
En la Provincia de Cordilleras Mexicanas, las estructuras están confinadas a la
sección terciaria y son de edad del Mioceno al Reciente, siendo los pliegues
más jóvenes y de mayor amplitud los que se localizan hacia el centro de la
cuenca (Salomón et al., 2004). En esta provincia se ha perforado un pozo
corroborando la presencia de hidrocarburos en fase gaseosa en las secuencias
del Mioceno, mientras que en trampas preservadas por debajo del despegue
del Eoceno el pronóstico es de aceites medios a ligeros que pueden estar
353 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
almacenados en areniscas turbidíticas depositadas en aguas profundas como
sistemas de nivel bajo (Guzmán, 1999; Salomón et al., 2004; Holguín et al.,
2005).
De acuerdo con estudios de muestreo de fondo marino y modelados de cuenca
se considera que el tipo de hidrocarburos esperados podrían ser desde gas y
condensado hasta aceites superligeros a pesados que estarían entrampados en
calizas mesozoicas fracturadas y areniscas turbidíticas terciarias de complejos
de canales y abanicos submarinos depositados sobre límites de secuencia,
principalmente como sistemas de nivel bajo cuya distribución estuvo
influenciada por la tectónica salina concentrando areniscas en minicuencas
(Guzmán, 1999; Cruz y Villanueva, 2004; Holguín et al., 2005).
En esta área se han perforado pozos que corroboran la presencia de
hidrocarburos gaseosos y condensados en trampas neógenas. Se postula que
en trampas más antiguas pueden existir hidrocarburos líquidos. La presencia
de sal hace muy complejo el modelado geoquímico para poder estimar las
áreas favorables para contener hidrocarburos.
IV.3. Campeche Profundo
Localización
Campeche Profundo está localizado en la porción occidental de la Península de
Yucatán y frente a los Estados de Campeche y Tabasco en el Golfo de México.
Es una provincia marina muy interesante no sólo por su historia geológica, sino
por haberse convertido en los últimos cuatro años en una de las más
sobresalientes provincias petrolíferas del mundo, con el descubrimiento, a la
fecha, de ocho importantes campos productores de aceite y gas. (Figura 4.8).
354 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.8. Localización del escarpe de Campeche (Escalera, A.J.A., Hernández, R.U. 2010).
IV.3.1. Estratigrafía y Ambientes Sedimentario
Jurásico Inferior (Pre-Calloviano): Está constituido por el basamento
metamórfico y por lechos rojos. El conocimiento que se tiene del basamento,
de edad Pre- Triásica en el área del Golfo de México y sus alrededores, es
escaso. Consiste de un complejo de rocas metasedimentarias del Precámbrico
Superior al Paleozoico Inferior (Sedlock et al; 1993), intrusionadas por
granitos, granodioritas y tonalitas, que afloran en la Sierra de Chiapas y en el
macizo de Chiapas. (Pérez-Drago et al; 2008).
Posteriormente, se depositaron lechos rojos a mediados del Jurásico y se
distribuyeron en gran parte de la República Mexicana, denominados localmente
en el sur de México, como formación Todos Santos. Estos están compuestos
por terrígenos continentales, constituidos principalmente por conglomerados y
alternancias de areniscas y lutitas; los conglomerados consisten de fragmentos
del tamaño de gravas de rocas ígneas intrusivas y extrusivas así como calizas
con fusulínidos y dolomitas Paleozoicas.
355 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Michaud (1987) menciona que los lechos rojos descansan discordantemente
sobre el basamento paleozoico y, según los reportes de pozos de Pemex
(Ixhuatlan-38, Tonalapa-1 y Trinitaria-2), el contacto superior es concordante
con la sal del Calloviano. Sin embargo, en el pozo de Villa Allende-1 se
encontraron evaporitas descansando discordantemente sobre el basamento,
mientras que el pozo Trinitaria-1 cortó a las evaporitas por debajo de los
lechos rojos, indicando cierta discrepancia. Esto hace pensar que posiblemente
los depósitos de los lechos rojos y las evaporitas del Calloviano fueron en algún
momento contemporáneos.
El Jurásico Medio (Calloviano), corresponde a evaporitas constituidas
mayormente de halita (NaCl), conocidas como Sal Ístmica, según Ángeles-
Aquino (1994). Tienen una amplia distribución en el área marina de Campeche,
depositados desde la Sierra de Chiapas hasta la Cuenca Salina Del Golfo y las
Cuenca Terciaria del Sureste. Su distribución varía de mayor a menor espesor
desde el centro de la Cuenca del Golfo de México hasta las márgenes del
paleocontinentales (Salvador 1987). Su espesor total no ha sido establecido
aunque se infiere un grueso depósito salino original de más de 2000 metros
según los datos de los diferentes pozos perforados en el área.
Durante el Jurásico Superior (Oxfordiano), se presenta unas secuencias
terrígenas, evaporitas y carbonatos donde los depósitos se caracterizan por
variaciones laterales de facies y de ambientes. Consiste principalmente de
areniscas y limolitas con algunas intercalaciones de bentonita de color gris
olivo, acompañadas con intercalaciones delgadas y aisladas de anhidritas,
calizas arcillosas y delgados lentes de pedernal. Por sus características
litológicas, a las secuencias del Oxfordiano Ángeles-Aquino y Cantú-Chapa
(2001) la sal subdividida en 3 unidades litoestratigráficas:
356 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Miembro inferior: Esta caracterizado por calizas arenosas que gradúan a
areniscas calcáreas con anhidrita. La cima de este miembro contiene capas de
anhidrita que varían de 5 a 200 m de espesor. Su edad corresponde a la parte
inferior del oxfordiano inferior.
Miembro medio: Está constituido por una alternancia rítmica de areniscas
calcáreas, limolitas y lutitas bentoníticas. Algunas arenas gradúan hacia
la cima a areniscas conglomeráticas o conglomerados arenosos
pobremente consolidados. Su edad corresponde a la parte superior del
Oxfordiano Inferior.
Miembro Superior: Está representado por wackestone‐packstone de
peloides color olivo, lutitas y areniscas con cuarzo cementado e
intercalaciones de evaporitas, que gradúan hacia el este, a mudstone
bentoníticos. Su edad corresponde al Oxfordiano Superior.
La distribución es muy amplia, como se ha demostrado a través de la
perforación de diversos pozos que las han cortado. Sin embargo, es
notable la variación en espesores y facies de pozo a pozo, debido a la
presencia local de altos paleogeográficos controlados por el movimiento
temprano de la sal. Las rocas cortadas pertenecientes a esta unidad
estratigráfica llegan a alcanzar 440 m de espesor y en algunos sectores no
están presentes.
El Jurásico Superior (Kimmeridginiano), se compone de rocas carbonatadas
y terrígenas, caracterizadas por calizas oolíticas parcialmente
dolomitizadas, lutitas algáceas y mudstone bentonítico, así como
horizontes de areniscas y limolitas, que cambian lateralmente de facies.
Dada su importancia y sus diferentes litofacies a los depósitos del
Kimmeridgiano se les ha dividido en cuatro unidades.(Ángeles‐Aquino y
Cantú‐Chapa, 2001):
357 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Miembro Terrígeno Inferior Está constituido principalmente por limolitas y
lutitas arenosas bentoníticas, con ocasionales intercalaciones de areniscas
y microdolomías bentoníticas con anhidrita. Se encuentra en la porción
oriental del área marina de Campeche, y hacia la occidental, tiende a
cambiar lateralmente a facies de carbonatos. Presenta espesores que
varían de 75 a 408 m. Subyace de modo concordante a los depósitos
del Oxfordiano y subyace al miembro calcáreo “C”. (Cantú‐Chapa, 1977).
Miembro Calcáreo Inferior: Lo conforman rocas carbonatadas,
representadas por microdolomías a dolomías mesocristalinas, packstone de
peletoides con dolomitización incipiente y algunas intercalaciones de
limolitas y lutitas. Se distribuye en la porción central del área marina
de Campeche, con espesores que varían desde 37 hasta 267 m.
(Ornelas‐Sánchez et al., 1992).
Miembro Terrígeno Superior. (Algáceo): Lo constituyen principalmente
terrígenos arcillosos con escasas intercalaciones de carbonatos. Los terrígenos
son limonitas y lutitas arenosas con abundante material algáceo. Su cima
está marcada por capas de anhidrita que varían de 5 a 200 m de
espesor. Se distribuye mayormente en la porción oriental del área
marina de Campeche, con espesores que varía desde 23 hasta 387 m.
Miembro Calcáreo Superior (Oolítico): Está constituido por dolomías
mesocristalinas y microcristalinas, que originalmente fueron packestone y
grainstone de ooides y pelletoides, y que posteriormente se dolomitizarón;
otros estratos fueron de mudstones y wackestones de pelletoides. Tiene una
amplia extensión, cubriendo parcialmente el área de marina de
Campeche, sobre aéreas con altos paleogeográficos modificados por el
movimiento temprano de la sal. Su espesor es variable y oscila entre
37 y 267 metros. No se han encontrado fósiles índice, por lo que la edad
inferida por posición estratigráfica correspondería a la parte superior del
Kimmeridgiano.
358 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
En las cuencas hacia el sur del Golfo de México, los sedimentos del
Kimmeridgiano están presentes bordeando la parte norte del Macizo de
Chiapas (Salvador, 1991). Al igual que en el Oxfordiano, la distribución,
espesores y facies están controladas por altos paleogeográficos, producto
del movimiento temprano de la sal. (Ángeles‐Aquino, 2006).
Durante el Jurásico Superior Tithoniano se presentan calizas arcillosas color
oscuro con intercalaciones de lutitas bituminosas ligeramente calcáreas;
en algunas partes son carbonosas, ya que contienen abundante materia
orgánica vegetal; gradúan lateralmente de mudstone a caliza arcillosa
bentonítica, son de color negro olivo y algunos horizontes son de anhidrita
de color gris blanquizca. Desde el punto de vista petrolero, esta unidad es una
de las unidades más importantes, dado que se considera la principal roca
generadora del área marina de Campeche. La distribución de los depósitos del
Tithoniano Inferior estuvieron controlados por los paleorelieves que formaron
los bancos oolíticos de Kimmeridgiano, mientras que los depósitos del
Tithoniano Superior y Medio se distribuyeron de manera uniforme y nivelando
estratigráficamente y extensamente a toda el área marina de Campeche, con
algunas variaciones locales de espesor. Los depósitos del Tithoniano son
los más uniformes en el área marina de Campeche con un espesor
promedio de 265 m (según los 224 pozos perforado en el área).
En el Tithoniano Inferior se presentan las secuencias estratigráficas del
Jurásico Superior‐Tithoniano, las del Tithoniano Inferior se caracterizan
por presentar las litofacies más someras del área marina de Campeche;
ya que es durante este tiempo en donde se interpretan ambientes de rampa
interna y rampa externa, como resultado de una lenta etapa de
trasgresión. El ambiente de rampa externa, está compuesto por
mudstone‐wackestone parcialmente dolomitizado, calizas arcillosas,
parcialmente arenosas y por calizas arcillosas con abundante materia
orgánica, con intercalaciones de lutitas calcáreas.
359 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Durante el Tithoniano Medio, las condiciones de depósito corresponden a
aguas un poco más profundas, debido a las constantes elevaciones del
nivel del mar, como resultado de una etapa transgresiva. La rampa
externa se extendió en la mayor parte del área, mientras que la rampa
interna se restringió a la porción más oriental.
El Tithoniano Superior dentro del área marina de Campeche corresponde
a los ambientes más profundos y anóxicos del Tithoniano, debido al
continuo ascenso del nivel del mar, dando como resultado ambientes de
rampa externa y cuenca; la cuenca es la que abarca la mayor parte
del área de la Región Marina.
El Cretácico Inferior está representado principalmente por carbonatos
dolomitizados con intercalaciones de calizas arcillosas bentoníticas,
depositadas en aguas relativamente profundas; compuestos por mudstone
bentonítico de color verde y gris olivo ligeramente dolomitizado, dolomía
microcristalina color gris verdoso, gris claro y gris olivo, en su origen
mudstone a wackstone de intraclastos y exoclastos (rudita y arena), así
como calizas cretosas color crema. Existen también horizontes arcillosos
caracterizados por lutitas obscuras y bentonitas verdes. Su distribución es
amplia en toda la zona marina de Campeche, a través de un
paleorelieve homogéneo con pocos altos paleogeográficos. El espesor
sedimentario tiende a adelgazarse hacia el occidente de la Sonda de
Campeche. Los pozos que han cortado este nivel estratigráfico, muestran
que se tiene un espesor promedio de 460 m.
El Cretácico Inferior-Superior, está constituido por calizas arcillosas de
mudstone‐wackestone de bioclastos, litoclastos y exoclastos, presentando
ligeramente dolomitización y silicificación, de color gris oscuro; se
observan también cuerpos de dolomía microcristalina, gris blanquizca y
gris olivo; así como horizontes arcillosos de lutitas obscuras y
bentonitas, gris verdoso y verde amarillento. Como accesorios presenta
360 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
abundantes nódulos de pedernal negro y pirita diseminada. Su distribución es
amplia en toda la zona marina de Campeche siendo homogénea, y de aguas
tranquilas y profundas, sin presentar altos paleogeográficos que
modificaran su distribución. Son varios los pozos que han cortado este
nivel estratigráfico, teniendo un espesor promedio de 176 metros.
El Cretácico Superior (Turoniano-Maastrichtiano), está constituido por
carbonatos tipo mudstone‐wackestone de exoclastos, bioclastos y
litoclastos ligeramente bentoníticos, de color crema, pardo y gris olivo
claro que cambian lateralmente a margas de color oscuro; también contiene
dolomías microcristalinas. Hacia su base se presentan calizas arcillosas de
color oscuro con trazas de nódulos de pedernal negro y bentonitas. Este
nivel estratigráfico presenta una distribución principalmente en la parte
occidental del área marina de Campeche. Los pozos perforados en área
marina de Campeche demuestran que se tiene un espesor aproximado de
272 m.
Las Unidades de Brecha del Cretácico Superior, están constituida por
dolomías y calizas de exoclastos de tamaño rudita: dolomías
microcristalinas color pardo, wackestone de miliólidos color gris claro,
wackestone de bioclastos color crema, wackestone de carpetas de algas gris
y gris crema olivo y wackestone de litoclastos e intraclastos. Todos ellos en
una matriz calcáreo‐bentonítica total o parcialmente dolomitizada. El
proceso diagenético predominante es la dolomitización; es importante
mencionar que en los exoclastos se encuentran generalmente fauna de
aguas someras, y en la matriz, fauna planctónica de cuenca, lo cual indica que
la sedimentación de las brechas ocurrió en aguas profundas. Por su carácter
discordante, su distribución cronoestratigráfica es muy irregular, sin
embargo, se considera que gran parte de ella se encuentra enmarcada en el
Cretácico Superior de la porción Nororiental de la Sonda de Campeche;
aunque estudios recientes de perforación han demostrado que la brecha
también existe en el límite Cretácico Superior‐Paleoceno inferior, en el
occidente del área marina de Campeche en aguas profundas. Se ha
361 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
determinado a partir de varios pozos que han perforado el área,
determinando un espesor promedio de 150 a 180 m y en ocasiones hasta de
350 m.
El Paleoceno de forma general los depósitos del Paleoceno están
constituidos por lutitas calcáreas bentoníticas y arenosas con horizontes
laminares de bentonita, las cuales varían hacia el centro‐oriente del
área marina de Campeche, a lutitas calcáreas, parcialmente bentoníticas,
con gruesas intercalaciones de mudstone‐wackestone, y margas, con
intercalaciones de calizas y lutitas parcialmente bentoníticas; que a su
vez, varían hacia el oriente, a wackestone‐packstone de intraclastos, con
textura de grainstones de intraclastos (microbrechas) y calizas
dolomitizadas con intercalaciones de lutitas calcáreas ligeramente
bentoníticas. La distribución de los depósitos del Paleoceno en el área
marina de Campeche es muy amplia, como se ha demostrado a través
de la perforación de diversos pozos que la han cortado; sin embargo, es
notable la distribución y variación de litofacies con respecto a la línea de costa,
así como de su espesor, el cual varía del mayor a menor de occidente
al oriente, respectivamente. Las áreas con mayor espesor se encuentran
en el occidente del área marina de Campeche, en donde los espesores
varían entre los 150 y 280 m; mientras que en la parte oriental, los espesores
se van adelgazando hasta llegar a tener 54 m de espesor.
El Eoceno, está representado principalmente por lutitas gris claro y gris
verdoso, en partes pardo claro a pardo rojizo, ligeramente calcáreas o
calcáreas, en partes arenosas; parcialmente bentoníticas, con trazas de
mudstone pardo claro de aspecto cretoso, que varían a calizas arcillosas,
suaves a semi‐duras, alternando con capas delgadas de lutitas bentoníticas de
color gris a gris verdoso, suave y plástica. Según la información de los
diversos pozos perforados en el área, la distribución regional es
homogénea en toda la zona, con algunas variaciones en los espesores,
manteniéndose un espesor mayor en los depósitos del occidente y menores en
362 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
el oriente. Se tienen espesores que varía de 110 a 355 m, con un promedio de
230 m.
El Oligoceno, está constituido principalmente por lutitas gris claro y gris
verdoso, a pardo claro; ligeramente calcáreas de aspecto bentonítico,
suave a semidura, en algunas partes arenosa y bentonítica, con
esporádicos fragmentos de mudstone crema claro, de aspecto cretoso y
eventuales trazas de pirita diseminada, que varían a lutita bentonítica
gris verdoso y gris claro suave y ligeramente calcárea, que a su vez,
varía a mudstone arcilloso de color gris claro, y gris verdoso, suave,
plástica y ligeramente arenosas. Su distribución, por lo general, es
regional en toda el área marina de Campeche; sin embargo, hay zonas
donde no se tiene la presencia del Oligoceno Medio o Superior, debido
a posibles procesos de erosión que deslavaron el registro estratigráfico o por
ausencia de depósito. El espesor es variable entre pozo y pozo, aún en
distancias cortas; varia de 80 a 160 m, con un promedio de 130 m.
El Mioceno, está representada por lutitas calcáreas a ligeramente
calcáreas, de color gris claro a gris verdoso y pardo claro, suaves a
semiduras, en partes bentoníticas, con trazas de mudstone‐wackestone
crema arcilloso, que varían a arenas siliciclásticas, de grano fino a
medio, color gris claro. La distribución de estos sedimentos tiene
carácter regional, pero con espesores variables, debido a la presencia
estructurales que se formaron durante el Oligoceno‐Mioceno, por el
movimiento de la sal y plegamiento asociado a la deformación
compresiva. Esta paleotopografía controló las zonas de depósito con
espesores considerables, y otras zonas donde no hubo depósito u ocurrió
erosión. Los sedimentos del Mioceno se caracterizan por ser abundantes,
con espesores que varían de 200 a 680 m, con un promedio regional de 350
m.
363 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
El Plio-Pleistoceno por sus características litológicas las secuencias que
comprenden al Plioceno‐Pleistoceno en el área marina de Campeche, se divide
en tres unidades estratigráficas de la siguiente forma:
Plioceno Inferior: Está integrado por lutitas gris claro, suaves y
plásticas, que gradúan a lutitas arenosas ligeramente calcáreas; se
observan intercalaciones aisladas de arenas arcillosas y de lodos
calcáreos de color pardo claro. Su distribución en el área es amplia,
pero irregular, debido a la paleomorfología del Mioceno debido a
bloques escalonados a manera de fosas y pilares; se encuentra formando
grandes espesores. Subyace en forma concordante a rocas del Mioceno
Superior y subyace en forma parcialmente discordante con rocas del
Plioceno Medio.
Plioceno Medio: Está constituido por cuerpos potentes de lutitas gris
claro semiplásticas parcialmente arenosas, con intercalaciones aisladas de
cuerpos delgados de arenas claras translúcidas, de grano fino a medio
con cuarzo detrítico, ocasionalmente cementadas por carbonato de calcio
(areniscas). También se observan intercalaciones de lodos calcáreos
bentoníticos (mudstone bentonítico), de color crema a olivo y presencia
de bioclastos. Subyace en forma parcialmente discordante a rocas del
Plioceno Inferior y subyace en forma concordante a las rocas del Plioceno
Superior.
Plioceno Superior‐Pleistoceno: Los depósitos de este nivel estratigráfico
de acuerdo a sus características litológicas, se pueden dividir en dos
partes: La base, que la constituyen rocas primordialmente arcillosas; está
representada por lutitas gris a gris claro semiplásticas, parcialmente
arenosas, con intercalaciones aisladas de cuerpos delgados de arenas
arcillosas, que gradúan a areniscas. La cima constituye una secuencia
de cuerpos potentes de lutitas bentoníticas con intercalaciones de
cuerpos delgados de arenas. Las areniscas son color gris claro, de grano
364 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
fino a medio, constituidas por cuarzo detrítico cementado por carbonato de
calcio, con porosidad primaria intergranular.
Observar la columna estratigráfica de la zona de Campeche Profundo (Figura
4.9).
Su distribución en el área es amplia pero irregular, debido a la
paleomorfología del Mioceno, debida a su vez, a la formación de bloques
escalonados a manera de fosas y pilares, que ocasionó variaciones en los
espesores. El espesor es muy variable, dependiendo de la paleomorfología y
del área de depósito. Se tienen espesores muy grandes, entre 200 a 1000 m.
365 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.9. Columna Estratigráfica de la zona de Campeche Profundo (Modificada por Pemex
2008).
IV.3.2. Geología Estructural
La tendencia estructural de los alineamientos es NW-SE sujeta a esfuerzos
compresionales y cuyos plegamientos frontales tienden a sumergirse hacia la
planicie Costera del Gofo en ese mismo sentido (Figura 4.10). Este
desplazamiento es de orden de 100 Km y se debe a una falla conocida como
falla del Istmo y que corre casi de norte a sur.
Figura 4.10. Alineamientos es NW-SE sujeta a esfuerzos compresionales frontales tienden a
sumergirse hacia la planicie Costera del Gofo.
Hay que recalcar que los siguientes tres temas de Tectonica, Sistemas
Petroleros y Producción y Reserva 3P, se estableció de manera general para el
Cinturón Plegado Perdido, Cordilleras Mexicanas y Campeche Profundo por
presentar características genéticas similares.
Tectónica
Según el modelo de apertura del Golfo de México, esta provincia evolucionó a
partir de una etapa de rift que desarrolló alto y bajos de basamento en el
Triásico Tardío–Jurásico Medio, pasando después a la etapa de deriva hasta
366 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
principios del Cretácico Temprano (figura 4.11). Durante estas etapas, el
Bloque Yucatán junto con el Macizo de Chiapas y la cuenca mesozoica de
sureste, se desplazaron al sureste, rotando en contra de las manecillas del
reloj hasta alcanzar su posición actual en el Berriasiano (Buffler y Sawyer,
1985; Salvador, 1987; Pindell et al., 2002; Pindell et al., 2008).
Contemporáneamente a la apertura del Golfo de México, la provincia
experimentó los primeros movimientos de sal que influyeron en la
sedimentación jurásica en su porción sur-sureste como en su parte noroeste.
Con el término de la apertura a principios del Cretácico, la cuenca entra en una
etapa de subsidencia térmica de la corteza oceánica que influyó en el
establecimiento de ambientes profundos en la cuenca. Para fines del Cretácico,
la cuenca experimentó un cambio en el régimen sedimentario de carbonatado
a siliciclástico por la influencia de la Orogenia Laramide que comenzó a afectar
el occidente de México.
367 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.11. Evolución tectónica del Golfo de México. (Pindell et al., 2002)
Durante el Eoceno, el establecimiento de la Provincia Geológica del Cinturón
Plegado de la Sierra Madre Oriental y el basculamiento del basamento hacia la
cuenca en el noreste de México, marca el inicio del sistema gravitacional que
provocó en la provincia el desarrollo de diapiros y minicuencas secundarias a
partir de un cuerpo de sal alóctona emplazado en el Paleoceno (Cruz et al.,
2010); mientras que en la porción sur de la provincia ocurre la reactivación de
la sal en forma de diapiros y paredes de sal, pero a partir de la sal madre. Este
proceso continuó durante el Oligoceno-Mioceno Inferior. Para estos tiempos, la
generación del sistema deltaico a partir del aporte del ancestral Río Bravo en la
Cuenca de Burgos indujo un cambio gradual en la orientación del sistema
extensional que pasó de casi norte-sur a noreste-suroeste en la plataforma
continental; las primeras fallas normales de este sistema se propagaron y
368 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
despegaron en el límite basamento-sal, mientras que el segundo localizado
echado abajo despegan en el límite Paleoceno-Eoceno o dentro del Eoceno
(Cruz, et al., 2010). Este sistema generó hacia la cuenca el Cinturón Plegado
Perdido y en la provincia salina diapiros comprimidos y toldos de sal plegados.
Hacia la margen occidental del Golfo de México, en la Provincia Geológica
Cinturón Extensional Quetzalcóatl se estableció un sistema de fallas lístricas
que dio origen a la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas que corresponde
a una serie de anticlinales simétricos largos y angostos, con vergencia
dominante hacia el oriente y en algunos casos en sentido opuesto, que tienen
superficies de despegue ubicadas en el Terciario, la edad del plegamiento en la
provincia varía de occidente a oriente del Mioceno Tardío al Reciente (Salomón
et al., 2004).
Para la zona de Campeche profundo la tectónica es muy similar, las estructuras
se formaron durante tres principales episodios de deformación (Mitra et al.,
2005).
1. Extensión: El primer episodio es un periodo de fallamiento normal que se
extiende desde el Jurásico Tardío al Cretácico Temprano. Esas fallas normales
desplazan las unidades del Tithoniano y Kimmeridgiano y terminan en el
Cretácico Inferior. Muchas de estas fallas tienen una dirección aproximada N-S,
aunque algunas rotaron durante periodos posteriores de deformación hacia el
NW-SE. Algunas de esas fallas parecen tener geometrías lístricas, y despegan
en unidades del Oxfordiano.
2. Compresión: Se formaron durante un episodio compresivo del Mioceno. El
movimiento del bloque alóctono sobre esta rampa produce la formación de la
estructura Cantarell. Muchas imbricaduras frontales se originan en la
separación superior y cortan a través de unidades Mesozoicas y Terciarias en la
cobertura alóctona. El sistema de imbricaduras que marca el borde frontal de
la brecha Cretácica alóctona es referido como el frente cabalgado. Existen un
369 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
conjunto de fallas inversas que cortan a través de la cobertura alóctona.
Algunas de estas fallas inversas están también asociadas a la deformación
compresiva. (Mitra et al., 2005).
3. Extensión: Después de la deformación compresiva tuvo lugar una fase
extensiva, que se desarrolló en el Plioceno y continuó hasta tiempos recientes.
El Mioceno muestra esta transición con algunas unidades plegadas del Mioceno
Medio, que se disponen en concordancia con las unidades plegadas cretácicas
subyacentes, mientras que las unidades del Mioceno tardío exhiben
plegamiento ya relacionado al fallamiento normal. Muchas de las fallas
normales jurásicas preexistentes fueron reactivadas durante esta fase
extensional. La mayoría de las fallas normales del Terciario tienen una
tendencia promedio N-S comparado con la tendencia NW-SE de la estructura
compresiva.
El Bloque de Yucatán ha sido un paleoelemento que ha jugado un papel
importante en la apertura del Golfo de México; su dinámica ha permitido
delimitar los depósitos de sal durante el Calloviano‐Oxfordiano, además
de actuar como un contrafuerte en los procesos de deformación
ocasionados por los esfuerzos compresivos que han actuado desde el
Cretácico Superior al reciente. Actualmente la Plataforma de Yucatán se
considera como un extenso banco carbonatado con una extensión máxima
hacia el norte de 240 km y se reduce hacia el este iniciando su
desarrollo desde el Jurásico. Se encuentra delimitado al oeste por el
Cañón de Campeche y hacia el norte por el Escarpe y las Terrazas de
Campeche.
Todos estos eventos tectónicos que actuaron en la cuenca en diferentes
tiempos y con diferentes direcciones de esfuerzos, generaron estilos
estructurales sobrepuestos que conformaron el marco tectónico estructural
complejo en el sureste de México y el área marina somera y profunda del sur
del Golfo de México (figura 4.12).
370 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.12. Mapa Tectónico Estructural de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Sistemas Petroleros
Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno
(!)
Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
Roca generadora
Hacia las zonas no perforadas del Golfo de México Profundo la presencia de los
sistemas petroleros se ha identificado con base en manifestaciones de
hidrocarburos en la superficie del océano y en núcleos de sedimentos de fondo
marino recuperados en diferentes campañas de muestreo, donde los
hidrocarburos emergen del subsuelo a la superficie. Los análisis geoquímicos
371 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
en estas muestras han permitido determinar su afinidad con las rocas
generadoras del Tithoniano (figura 4.13), y son evidencias geoquímicas de que
la roca generadora está activa y es eficiente en las porciones profundas y no
perforadas del Golfo de México y son de carácter termogénico; esto permitió
definir para estas áreas, la presencia del sistema petrolero Tithoniano-
Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
Hacia el Golfo de México Profundo la presencia de hidrocarburos en sedimentos
del fondo marino se distribuye en diferentes porciones. De esta manera, entre
las costas de Poza Rica y Tampico, estas evidencias se ubican en dirección a la
cuenca entre los campos marinos de la Faja de Oro desde la Isla de Lobos,
Bagre y Atún. Un núcleo de sedimentos recuperado aproximadamente a 50 km
al noreste de la Isla de Lobos presentó hidrocarburos cuyos biomarcadores
sugieren una mezcla de aceites de origen carbonatado, presumiblemente
jurásicos, con aceites de probable origen Terciario derivado de rocas arcillosas
que correlaciona con los aceites que se han reportado en la Isla de Lobos. Por
otro lado, hacia las Cordilleras Mexicanas, al este de Poza Rica, se encuentran
varias manifestaciones de hidrocarburos cuyos biomarcadores correlacionan
con aceites almacenados en campos del continente, cerca de la costa y en el
Golfo de México de edad Tithoniano.
372 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.13. Correlación de los hidrocarburos extraídos directamente de una roca generadora
del Tithoniano Inmadura con los extraídos en sedimentos del fondo marino del Golfo de México
(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
En la Provincia Geológica del Cinturón Plegado Perdido se postula la presencia
de aceite ligero, por las evidencias de las manifestaciones de fondo marino y
por haber sido probado en los pozos Trident-1 y Great White-1, ubicados en el
territorio de EUA.
Se han encontrado también manchas de aceite en la superficie del océano que
están ampliamente esparcidas en el Golfo de México hacia las áreas de
Coatzacoalcos y el Golfo Profundo. Hacia el área de Coatzacoalcos se
recolectaron solo muestras de gas donde la sal somera ha sido evacuada,
siendo principalmente las fallas las que alcanzan la superficie del suelo marino,
por lo que la migración de los hidrocarburos puede provenir de acumulaciones
existentes cerca del amalgamiento de la sal y cargadas a través de vías
complejas provenientes de las rocas generadoras. Hacia el norte y noreste de
los diapiros salinos se recuperaron abundantes muestras de aceite y gas a lo
largo de fallas asociadas a tectónica salina somera. Los aceites filtrados,
analizados tanto en el área de Coatzacoalcos como en el Golfo Profundo,
presentan biomarcadores que permiten correlacionarlos con las rocas
generadoras del Tithoniano rico en carbonatos.
Roca almacenadora
Para la PPGMP se postulan como rocas almacenadoras a calizas de cuenca del
Jurásico y Cretácico; que pueden estar fracturadas por la tectónica salina y la
compresión asociada a tectónica gravitacional. Se ha establecido producción de
hidrocarburos extrapesados en los Campos Tamil y Nab, ubicados al sureste de
esta provincia, en carbonatos de cuenca fracturados del Cretácico Medio y
brechas del Cretácico Superior, respectivamente. Para el Terciario se tienen
como rocas almacenadoras las areniscas turbidíticas terciarias de complejos de
canales y abanicos submarinos depositados en esta zona como sistemas de
nivel bajo, las cuales, para la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco a
373 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
nivel del Mioceno corresponden a areniscas productoras de gas, probadas en
los pozos Noxal y Lalail. Este tipo de facies se consideran rocas almacenadoras
en las Provincias Geológicas Cordilleras Mexicanas y Cinturón Plegado Perdido
pero distribuidas en el Eoceno y Mioceno.
En la Provincia Geológica Cinturón Plegado Perdido las principales rocas
almacén se postulan para las secuencias turbidíticas constituidas por arenas
conformadas en canales y abanicos submarinos del Oligoceno Frío, Eoceno
Inferior y Paleoceno.
Roca sello
El elemento roca sello para los almacenes del Mesozoico se consideran a los
niveles de lutitas calcáreas del Tithoniano con espesores que pueden variar de
30 a 100 m y a los horizontes intraformacionales de calizas arcillosas del
Cretácico, cuyos espesores pueden ser de 30 a 80 m. Para el Terciario la roca
sello son lutitas que están dispuestas en forma interestratificada o alternada de
manera vertical y lateral con las areniscas que conforman la roca almacén,
cuyos espesores pueden ser de 50 hasta 1,000 m, aproximadamente, estas
secuencias fueron formadas principalmente por material fino en suspensión y
sedimentos arcillosos depositados como parte de los sistemas turbidíticos.
Trampa
De acuerdo con los eventos que modificaron la cuenca y a los ambientes de
depósito, en esta provincia están presentes diferentes tipos de trampas, las
estructurales que corresponden a pliegues con fallas inversas en sus flancos
nucleados con sal o pliegues de rampas con sal evacuada que estructuran la
secuencia del Mesozoico y el Paleógeno en el Cinturón Plegado Perdido y Salina
del Istmo. Las trampas estratigráficas se atribuyen a las areniscas porosas
confinadas en secuencias arcillosas o acuñados contra sal o estructura,
asociados a las facies de canales y abanicos de piso de cuenca depositados del
Eoceno al Mioceno de la cuenca y, finalmente, las trampas combinadas que
374 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
corresponden a estas últimas facies estructuradas por la tectónica salina o la
componente compresiva de la tectónica gravitacional.
En la Provincia Geológica Cinturón Plegado Perdido las trampas están
conformadas por pliegues de flexura con despegue en la sal Jurásica, estas
estructuras tienen orientación NNE-SSW producto de la contracción del
Oligoceno al Reciente.
Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!)
La evolución de la generación de los hidrocarburos hacia el Golfo de México
Profundo se ha calculado únicamente con modelado de cuencas considerando
los parámetros geológicos y geoquímicos de los pozos perforados, y se ha
calculado que hacia la plataforma, donde las rocas generadoras del Tithoniano
la generación de hidrocarburos inicia en etapas muy recientes, o incluso no ha
iniciado todavía, y donde se han alcanzado condiciones de generación esta
ocurrió hace menos de 5 millones de años, iniciando su expulsión durante los
últimos 3 o 2 millones de años hasta la época actual. En la porción central del
Golfo de México Profundo, se han identificado zonas de generación de
hidrocarburos; sin embargo, la expulsión de los mismos está limitada hacia los
depocentros más profundos, donde la generación de hidrocarburos ha ocurrido
aproximadamente hace 8 y 10 millones de años, y la expulsión en épocas más
recientes, conforme la roca generadora se va sepultando por intervalos más
gruesos de carpeta sedimentaria. Al oeste del Golfo de México en las Provincias
Geológicas Cordilleras Mexicanas y Cinturón Plegado Catemaco, esta se
encuentra ya en una etapa metagenética, la generación de los hidrocarburos
se ha dado en etapas muy antiguas hace aproximadamente 55 millones de
años, y la expulsión hace 25 millones de años, alcanzando incluso el
agotamiento del potencial de generación de hidrocarburos.
375 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
La migración de los hidrocarburos se ha dado a través de fallas, fracturas o por
la interface entre los cuerpos salinos y las rocas donde se encuentran
emplazados. Es importante anotar que este modelo será calibrado con la
perforación de los pozos exploratorios.
Extensión Geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.);
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
La extensión se ha definido en los límites de la mega cuenca y hacia la parte
central y Norte del Golfo de México, así como los bordes continentales de las
Provincias Petroleras de Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz (figura 4.14).
Extensión Estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano
(.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
A la fecha, se ha comprobado que existe carga en las rocas del Neógeno con
producción de hidrocarburos gaseosos en el área de Cordilleras Mexicanas y
del Cinturón Plegado Catemaco. Con base en los resultados del modelado
geológico se postula que en el Neógeno y Paleógeno del Cinturón Plegado
Perdido, comprobado del lado de EUA, Salina del Bravo, Cordilleras Mexicanas
y por debajo del despegue del Eoceno, y Salina del Istmo.
376 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.14. Distribución geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.);
Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!)(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Extensión Temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.);
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).
El diagrama de eventos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano
(.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) muestra cómo los procesos y elementos
esenciales tuvieron lugar en el tiempo, se incluye la edad geológica para cada
uno de ellos, así como el tiempo en que ocurren los procesos de generación-
migración-acumulación y preservación de los hidrocarburos, además, el
momento crítico indica cuándo se dieron las condiciones más favorables para
que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación de
hidrocarburos de una manera general para el Golfo de México Profundo (figura
4.15).
377 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
Figura 4.15. Diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.);
Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)(Escalera A.J.A., Hernández R.U., 2010).
Producción y Reserva 3P
Los campos más importantes son Tamil, Noxal, Lakach y Lalail de la provincia
Campeche Golfo Profundo. Se ha descubierto aceite extrapesado y gas con una
reservas 3P de 532 MMbpce, al 1 de enero de 2010 (Las reservas del campo
Nab fueron incluidas en la Provincia Petrolera Sureste).
Recursos Prospectivos
La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia
Petrolera Golfo de México Profundo abarca el 56.40 % de los recursos totales a
nivel nacional, con una media de cerca de 29.5 MMMbpce, al 1° de enero de
2010.
378 Cuencas Petroleras de México Revisión 1. 17 de julio de 2013
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