Geologia - Provincias petroleras de México

Océano Pacífico

Ciudadde México

M é x i c o

E U A

Golfo de México

N

7

6

854

3

2

1

10

11

12

9

1. Sabinas-Península de Tamaulipas2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste6. Golfo de México Profundo

Productoras

7. Plataforma de Yucatán 8. Sierra de Chiapas 9. Sierra Madre Oriental10. Chihuahua11. Golfo de California12. Vizcaíno-La Purísima

Potencial medio-bajo

Aceite y gas asociadoGas no asociadoPotencial medio-bajo

WEC México 2009 // Capítulo 2

1062.

éxico ha sido objeto de estudios y activi-dades exploratorias destinados a descu-brir yacimientos de hidrocarburos desdefines del siglo XIX. Como resultado, en

1904 se concreta el primer descubrimiento comercialde hidrocarburos en México, cuando el pozo La Pez-1produjo 1,500 barriles diarios de aceite de calizas frac-turadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, SanLuis Potosí. A este descubrimiento se sumaron otros enlos años siguientes, logrando posicionar a México comouno de los principales productores mundiales en ladécada de 1920.1

En los últimos 70 años, Petróleos Mexicanos haexplorado el territorio mexicano y definido las principa-les provincias geológicas con potencial petrolífero,habiendo establecido producción comercial de hidro-carburos en seis de ellas: Cuenca de Sabinas-Penínsulade Tamaulipas, Cuenca de Burgos, Cuenca Tampico-Misantla, Cuenca de Veracruz (incluye el frente tectó-nico de calizas plegadas y sepultadas por sedimentoscenozoicos), Cuencas del Sureste y Cuenca del Golfo deMéxico Profundo (Fig. 1). Asimismo, hay identificadasseis provincias adicionales con potencial petrolíferomenor que incluyen la Plataforma de Yucatán, Sierra deChiapas, Sierra Madre Oriental, Cuenca de Chihuahua,Golfo de California y Cuencas de Vizcaíno-La Purísimaen el occidente de Baja California.

Todas las provincias actualmente productoras com-parten en mayor o menor grado aspectos tectónicos,estructurales, estratigráficos y geoquímicos debido aque están genéticamente relacionadas a la mega-Cuenca del Golfo de México. Incluso la Cuenca de Sabi-nas, actualmente la provincia productora más retirada

Descubra el yacimiento

Provincias petroleras de México

M

M

del Golfo, constituyó durante el Jurásico Tardío y Cretácico una extensióndel ancestral Golfo de México. Todos los sistemas petroleros establecidoshasta ahora se encuentran en rocas cuya edad comprende del JurásicoTemprano al Pleistoceno, asociadas a la apertura y relleno de esta mega-cuenca. Las principales variaciones entre las provincias radican en la pro-porción de sus facies sedimentarias preservadas, la naturaleza e intensidadde los eventos tectónicos cenozoicos y su historia de sepultamiento, siendoestos aspectos interdependientes y responsables de los diferentes tipos de

Figura 1: Provincias petroleras de México.

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

1072.

hidrocarburos en cada provincia. Las Cuencas de Sabi-nas y Burgos, en el norte; Veracruz, en el este y Macus-pana, en el sureste de México, se caracterizan porproducir principalmente gas no asociado. Mientras quela Provincia de Tampico-Misantla y las subprovinciasdel Pilar Reforma-Akal y Cuenca Salina del Istmo-Comalcalco en el sureste se caracterizan por produciraceite principalmente (Fig. 1). En aguas profundas delGolfo de México se tienen zonas con condiciones favo-rables para la generación, acumulación y produccióntanto de aceite como de gas, si bien hasta ahora es elárea menos explorada.

La Fig. 2 muestra la producción acumulada en toda lahistoria de cada provincia, sus reservas remanentes y susrecursos prospectivos.2 Los recursos prospectivos son losvolúmenes de hidrocarburos en acumulaciones inferidasno descubiertas que se estiman potencialmente recupe-rables. Por su producción acumulada y reservas rema-nentes de aceite destacan las Cuencas del Sureste y laCuenca Tampico-Misantla, mientras que los recursosprospectivos se concentran principalmente en aguas pro-fundas del Golfo de México y en las Cuencas del Sureste.

A continuación se presenta una descripción de lascaracterísticas geológicas cada una de las provinciasproductoras y de sus principales plays. Un play es unconjunto de yacimientos de hidrocarburos, localizacio-nes u oportunidades exploratorias con característicassimilares de roca almacén, sello, estilo de entrampa-miento y carga de hidrocarburos.

Figura 2: Producción acumulada, reservas y recursos prospectivos de las provincias petro-

leras de México en miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Fuente:

PEMEX Exploración y Producción, Evaluación al 1 de Enero de 2009.2

Provinciadel Sureste

TampicoMisantla

BurgosSabinas

Veracruz Golfo deMéxico

Profundo

Plataformade Yucatán

Total

16.71.7 3.4 0.7

29.5

0.3

52.3

Recursos prospectivos

40.7

6.3 2.1 0.6 0 0

49.7

Producción acumulada

Producciónacumulada

Reservas Recursosprospectivos

Recuperacióntotal

estimada

49.744.5

52.3 146.5

Recuperación total estimada de hidrocarburos

23.8 18.91.0 0.3 0.5 0.0

44.5

Resevas ProbadasProbablesPosibles


1082.

Figura 3: Elementos tectónicos y distribución de campos de la

Cuenca de Sabinas.

Figura 4: (Arriba y próxima página); Distribución de estilos de deformación y sección estructural NW-SE representativa de la parte central de la Cuenca de Sabinas.

Modificado de Eguiluz (2001) y Pola et al (2007).6,10

Cuenca de Sabinas y Península de TamaulipasUbicaciónLa Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleoelemento denominadoPenínsula de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción princi-palmente de gas seco, se localizan en la porción noreste del país y cubrenparte de los estados de Coahuila y Nuevo León (Figs. 1 y 3).

Marco tectónico y geología estructuralDesde el punto de vista geológico, esta provincia petrolera incluye la Cuencade Sabinas y los campos ubicados al noreste sobre la Península de Tamaulipas.Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas se ha interpretadocomo un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México.Geológicamente está limitada por grandes unidades positivas que correspon-den a los elementos paleogeográficos del Jurásico Tardío, denominados Penín-sula de Tamaulipas, alto de Picachos y alto de San Carlos (también conocidoscomo macizo El Burro-Picachos o Arco de Tamaulipas) en el noreste y por laIsla de Coahuila en el suroeste. Al noroeste se extiende hacia la Cuenca deChihuahua y al sureste limita con el Arco de Monterrey (Fig. 3).3,4,5

La formación de estructuras geológicas en las rocas mesozoicas delGolfo de Sabinas y elementos circundantes está relacionada a la deforma-ción contraccional de la Orogenia Laramide que afectó al área desde elPaleoceno hasta el Eoceno medio. Los estilos estructurales están relaciona-dos con la presencia y espesor de la sal Jurásica y evaporitas del Barremiano,presentándose principalmente anticlinales con doble buzamiento de orienta-ción noroeste-sureste limitados por cabalgaduras o fallas inversas, con ver-gencia tanto hacia el suroeste como al noreste, resultado de la influencia delos bordes de los elementos paleotectónicos de Coahuila y Tamaulipas. Algu-nos de estos anticlinales están nucleados por domos de sal y se presentanestructuras de inversión que involucran al basamento.6,7,8,9

Datos cinemáticos obtenidos de pliegues, estrías y estilolitas indican unacortamiento paralelo a la dirección del esfuerzo tectónico principal obser-vándose en la cuenca cuatro estilos estructurales (Fig. 4):6,10

A. Pliegues anticlinales alargados, estrechos, disarmónicos y bifurcadosdonde las evaporitas jurásicas están presentes;

0 100 km

25°N

26°N

27°N

28°N

29°N

30°N N

103°O 102°O 101°O 100°O 99°O

E U A

Alto dePicachos

Arco deMonterrey

Alto deSan Carlos

Penínsulade Tamaulipas

Cuencade SabinasIsla de

Coahuila

Campos de gas

M é x i c oE U A

0 80 km

Monclova

22

26 27

25

1819

20

21

28 29

30

33

34351315

1617

234

3

1

56 7

8

9

2

21

2411

10I’

102° 101° 100°

28°

27°

26°

N

Saltillo

Monterrey

A

A

A

B

B

B

C

C

Despegue salinoFallamiento inverso de basamentoPlegamiento suaveDomos y despegues salinos

ABCD

Domo salinoAnticlinalFalla inversa

D

D

AB

C D E FG

H I

JK

L M

NO SE

N. R. Cima CupidoK. CupidoCupido lagunarPost arrecifeArrefice Cupido

ABCDE

FG

Pre arrecifeK. MulaK. PadillaK. TaraisesJ. La Casita MI

H

J. OlvidoJ. La GloriaConglomerado basalBasamentoI

J

KLMN

N


1092.

F

BS-124

A-1E-1

C-1

V-1R-1

M-21

F-31

C-1

F-1

P-1

F-31A

M-19

M-5

CampoMerced

CampoForastero

Campo BuenaSuerte-Monclova

C-1

J-1G-1001

Z-1

CampoLampazos

L-181L-71

M-31A

L-1

N

C-1L-1

BS-52

BS-2A

Klv

Klv

Klv Klv Klv

Klv

Klv

Klv

Klv

KlvKlv

Klv

Klv

Klv

Klv

Klv

Jlc Jlc Jlc

Jlc

Jlc

Jlc

Jlc

Jlc

JlcJlc

JlcJlc

Jlc

Jlc

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Jlc

Jlc

Jlg

A

A

B

B

C

C

D

D

E

E

F

F

G

G

H

H

I

I

J

J

K

K

L

L

M

M

N

N

OO

P

P

Estilos estructurales

A.D. Pliegues anticlinales alargados, tipo caja y dómicos Pliegues de despegue: N, D Pliegues de despegue fallados: A, J Pliegues por movimiento lateral de fallas de basamento: E, P B. Anticlinales de alto relieve con núcleos erosionados Pliegues de despegue fallados: B, K, I C. Estructuras de relieve suave Pliegues por propagación de fallas de basamento: C, F, G, H, L, M, O

B.Anticlinales de alto relieve con núcleos erosionados hacia los márgenes dela cuenca donde las evaporitas jurásicas están ausentes;

C. Estructuras de relieve suave, cubiertas por rocas más jóvenes desarrolla-das en el área de influencia de la Península de Tamaulipas, y

D.Estructuras anticlinales tipo caja y dómicas hacia las áreas de la cuenca,en donde las evaporitas tienen los mayores espesores.6,11

En la Cuenca de Sabinas se han definido cinco patrones de fractura-miento asociados a los procesos compresivos, de los cuales sólo dos se con-

sideran relevantes: a) fracturas resultantes de la com-presión, paralelas y subparalelas a la dirección delechado de las capas, de gran extensión tanto lateralcomo vertical, y b) fracturas causadas por la extensión,perpendiculares al eje de los pliegues, numerosas perode corta extensión, compartimentan la estructura enpequeños bloques. Los otros tres patrones de fracturasse restringen a áreas limitadas.12,13,14


1102.

Figura 5: Tabla estratigráfica de las Cuencas de Sabinas y Burgos.

Play

y ti

po d

e hi

droc

arbu

ro

Era/Periodo

Mar

gen

pasi

va

Orog

enia

Chi

apan

eca

Orog

enia

Lar

amid

eAp

ertu

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el G

olfo

de

Méx

ico

Ante

fosa

Mar

gen

pasi

vaSy

n-rif

t

PiacenzianoZancleano

MessinianoTortoniano

SerravallianoLanghiano

BurdigalianoAquitanianoChattiano

Rupeliano

PriabonianoBartoniano

Lutetiano

YpresianoThanetianoSelandiano

Daniano

Maastrichtiano

Campaniano

Santoniano

Coniaciano

TuronianoCenomaniano

Albiano

AptianoBarremianoHauteriviano

Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinamuriano

Hetangiano

RhaetianoNorianoCarnianoLadinianoAnisiano

OlenekianoInduano

Paleozoico

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Paleoceno

Eoceno

Oligoceno

Mioceno

Plioceno

PleistocenoCuat.Época Edad Ev

ento

s te

ctón

icos

y

tect

ono

secu

enci

as

Edad

Roca

gen

erad

ora

Tipo

de

tram

pa

Sabinas Burgos

Unidades estratigráficas y litología

Neó

geno

Pale

ógen

oCr

etác

ico

Jurá

sico

Triá

sico

Mes

ozoi

coCe

nozo

ico

GoliadLagarto

Oakville

CatahoulaAnahuacNorma-Frío

VicksburgJackson

YeguaCook Mountain

WechesQueen City

Reklaw

Wilcox

Midway

,

Litología

Limolita, lutitaAreniscaConglomeradoClásticos continentalesVolcánicosIgneo intrusivo o metamórfico

CarbónSalAnhidritaDolomiaCaiza marina someraCaliza oolitica

Caliza de rampa media-externaBrechas de talud carbonatadoMargasCalizas palágicasCalizas y lutitas carbonosas

Tipo hidrocarburo

GasCondensadoAceite

Trampas

AcuñamientoAnticlinalSub-discordanciaPaleorelieveAsociada a fallas lístricasCambio de facies

Olmos-Escondido

Austin-San Felipe

La PeñaLa Virgen-Cupidito-TamaulipasLa Mula-Cupido inferiorPadilla-TaraisesBarril Viejo-TaraisesSan Marcos-MenchacaTaraisesLa Casita

Eagle Ford-Agua Nueva

Olvido

La Gloria-Zuloaga

La Gloria-Minas Viejas

Lechos rojos

Basamento

Acatita-Aurora-TamaulipasMonclova superior

San Miguel-Parras-Upson

Estratigrafía y sedimentaciónLa estratigrafía de la Cuenca de Sabi-nas (Fig. 5) ha sido establecida y des-crita en diversos trabajos publicados einternos de Petróleos Mexicanos. 4,6,11,15,

16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26.La columna sedimen-taria descansa sobre bloques de basa-mento cristalino (ígneo-metamórfico)de edad permo-triásica sobre los que sedepositaron capas rojas derivados de laerosión de los paleo-elementos positivosasí como rocas volcánicas producidasdurante el proceso de rift. La sedi men-tación marina en las partes más pro-fundas de la cuenca inicia en elCalloviano-Oxfordiano con el depósitode evaporitas, calizas y algunos terríge-nos de la Formación Minas Viejas, tam-bién con influencia volcánica. Alcontinuar la transgresión durante elKimmeridgiano temprano, se estable-cieron sobre las evaporitas rampas car-bonatadas en las que se depositaroncalizas de agua somera de la FormaciónZuloaga. Las calizas, evaporitas y capasrojas de la Formación Olvido retrocedie-ron hacia los altos, mientras que hacialos bordes de la cuenca continuó la sedi-mentación de areniscas y conglomera-dos rojizos de la Formación La Gloria.Hacia el final del Jurásico y principiosdel Cretácico (Kimmeridgiano-Berria-


1112.

siano) la cuenca recibió un gran aporte de sedimentos siliciclásticos prove-nientes de los elementos positivos, depositándose conglomerados, areniscas ylutitas carbonosas de la Formación La Casita. Estas facies fueron cubiertas delBerriasiano al Barremiano por secciones conglomeráticas de las formacionesSan Marcos y Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia laparte central se depositó una secuencia de terrígenos finos, carbonatos decuenca y de borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta ener-gía de las formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen.

En el Aptiano temprano se establece una amplia plataforma carbona-tada en la que se depositaron calizas de aguas someras de la FormaciónCupido, limitada hacia el oriente por crecimientos orgánicos a lo largo delmargen de la plataforma, desarrollándose una zona de aguas profundashacia el sureste en donde se depositaron calizas de mar abierto de la For-mación Tamaulipas Inferior.

En el Aptiano tardío se inició una transgresión que originó nuevamentecondiciones de mar abierto y aguas relativamente profundas, depositándoselas lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenasde la Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila. Duranteel Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de marabierto de las formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown,las que gradúan a calizas de plataforma de las formaciones Aurora, GlenRose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos. Durante el Ceno-maniano una nueva transgresión estableció condiciones de plataformaabierta en gran parte de la cuenca, depositándose las formaciones Del Río yBuda. Durante el Cenomaniano tardío-Santoniano se depositaron calizas deplataforma media a externa de las formaciones Eagle Ford y Austin. Al finaldel Cretácico comenzaron los levantamientos de las áreas continentales enla parte central de México como primeros efectos de la Orogenia Laramide.Esto ocasionó el incremento del material terrígeno y el depósito de faciesdeltáicas de las formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondido, comoparte de un sistema regresivo.

Mesozoico Cenozoico

Cretácico Paleógeno NeógenoJurásico

Superior Inferior Superior

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello

Formación de trampas

Generación-Migración

* = principales

E = estratigráficas

Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80

*

E

60 40 20 5

*

E Comp.

Aceite Gas

Figura 6: Modelo de generación de hidrocarburos y tabla de eventos para la Cuenca de Sabinas. La formación de las trampas por la deformación laramídica ocurre

después de concluida la generación de aceite, razón por la que las trampas estructurales contienen gas en esta cuenca. Modificada de Rodríguez et al.27

Geología petroleraLos principales elementos de los sistemas petroleros dela Cuenca de Sabinas se muestran en la Fig. 6.27 Deacuerdo a estudios geológicos y geoquímicos realizadosen esta provincia se ha establecido que las rocas gene-radoras principales corresponden a las facies arcillo-carbonosas de los miembros inferior y superior de laFormación La Casita, en tanto que las facies arcillo-cal-cáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las faciescalcáreo-carbonosas de la Eagle Ford de edad Turoniano-Cenomaniano han contribuido en menor porcentaje a lageneración de hidrocarburos.27,28,29,30,31 El kerógeno de lasformaciones del Jurásico es Tipo III, severamente alte-rado, variando de muy maduro a sobremaduro con unalto índice de transformación del kerógeno.

La generación de gas proveniente de las rocas jurási-cas dio inicio en la región sureste de la cuenca, duranteel Cretácico Medio (~120 millones de años, m.a.) cuandotodavía no estaban formadas las trampas laramídicas.Con base en resultados de modelado geológico-geoquí-mico se plantean dos procesos de migración ligados a ladeformación estructural, uno halocinético prelaramídicode 145-83 millones de años y otro compresional laramí-dico de 48-34 millones de años, siendo éste último el quepropició la remigración de los hidrocarburos entrampa-dos en la primera etapa.27 Adicionalmente existen capasde carbón depositadas en facies fluvio-deltáicas de lasformaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretá-cico Superior con un importante potencial minero y parala producción de metano de capas de carbón.6,32,33

WEC México 2009 // Capitulo 2

1122.

Los principales plays de la Cuenca de Sabinas,desde el punto de vista de su productividad, son (Tabla1): La Virgen (Cretácico), La Casita (Jurásico), La Glo-ria (Jurásico) y Padilla (Cretácico), acumulando hastala fecha un poco más de 400 mil millones de pies cúbi-cos producidos de gas en total. Yacimientos de menorimportancia se encuentran asociados a los plays Cupido(Cretácico), Taraises (Cretácico), Georgetown y Austin(Cretácico).6,11,26 La porosidad y permeabilidad primariaen sus yacimientos son bajas, obteniéndose alta produc-tividad inicial pero rápida declinación por su asociaciónpredominante con fracturas naturales.6,34 La remigra-ción del gas y agua de formación a través de anhidritas

de las formaciones Olvido y Minas Viejas del Jurásico y de la Formación LaVirgen del Cretácico puede ser la causa del contenido de H2S en algunosyacimientos.31

Producción y reservasLa exploración en la Cuenca de Sabinas se inició en la década de 1930 conla perforación de los pozos San Marcos-1 y San Marcos-2. Durante los 50s y60s se perforaron varios pozos que mostraron importantes manifestacionesde gas en formaciones del Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta1975 con la terminación del pozo Buena Suerte-2A, productor de gas secoen carbonatos dolomíticos de la Formación Padilla, que se establece pro-ducción en la cuenca. Este descubrimiento fue seguido en 1976 por el pozoMonclova-1, detonando el desarrollo en esa provincia. Con la incorporaciónde producción de los campos Monclova-Buena Suerte, Lampazos y Florida lacuenca alcanzó su máxima histórica de 158 millones de pies cúbicos diariosde gas en 1979 (Fig. 7). En los años siguientes la producción declinó hastamenos de 10 millones de pies cúbicos diarios en 1991. De 1992 a 1995, con eldesarrollo del campo Merced la producción de la cuenca experimentó unrepunte para alcanzar los 58 millones de pies cúbicos diarios. Con el desarro-llo de los campos Forastero y Pirineo la producción de esta provincia se haelevado nuevamente hasta alcanzar los 61 millones de pies cúbicos diarios en2008. Esta cuenca ha acumulado más de 441 mil millones de pies cúbicos degas provenientes de 23 campos. La aplicación de nuevas tecnologías y herra-mientas tales como la adquisición e interpretación de sísmica tridimensionaly sus atributos, toma de registros de imágenes de la pared del agujero, aplica-ción de la perforación bajo balance, pozos de alto ángulo, geonavegación den-tro de un mismo intervalo productor, todo esto en un ambiente de trabajo enequipo multidisciplinario, han contribuido al descubrimiento de nuevosyacimientos, a incrementar las reservas remanentes y a revitalizar esta pro-

SelloNombre Estilo de entrampamiento Tipo de hidrocarburo

FormaciónFormación, edad

Litología roca almacén

Edad de roca generadora Representativos

Campos

La Gloria Areniscas de grano grueso a conglomeráticas de cuarzo con porosidad primaria intergranular y secundaria por fracturas (La Gloria, Oxfordiano-Kimmeridgiano)

Lutitas (miembro inferior de La Casita)

Estructurales (anticlinales laramídicos en ocasiones afallados) en algunos casos con componente estratigráfico

Gas seco en ocasiones amargo (Tithoniano)

Lampazos, Monclova

La Casita Areniscas calcáreas de grano fino de cuarzo y feldespatos, con porosidad secundaria por fracturas (La Casita, Kimmeridgiano -Tithoniano)

Lutitas (miembro superior La Casita)

Estructurales (anticlinales laramídicos) en algunos casos estratigráficas por acuñamiento


Monclova, Merced, Forastero, Lampazos

Padilla Calizas dolomitizadas, dolomías y calizas arrecifales, porosidad primaria intercristalina y secundaria por fracturas (Padilla, Hauteriviano)

Calizas arcillosas y lutitas (La Mula)

Estructurales (anticlinales laramídicos) y estratigráficas por cambios de facies laterales


Monclova-Buena Suerte y Florida

La Virgen Packstone-grainstone y micro dolomías con porosidad primaria intergranular y secundaria por fracturas (La Virgen miembros I y IV, Barremiano)

Anhidritas (miembros II y V de La Virgen)

Estructurales (anticlinales laramídicos) y estratigráficas por cambios de facies y combinadas

Gas seco amargo (Tithoniano)

Monclova-Buena Suerte y Pirineo

Cupido Calizas arrecifales, calizas dolomíticas porosidad primaria intragranular, secundaria móldica y por fracturas (Cupido, Aptiano)

Lutitas (La Peña)

Estructurales (anticlinales laramídicos) y estratigráficas por cambios de facies laterales

Gas seco amargo (Tithoniano)

Cuatro Ciénegas, Totonaca, Casa Roja

1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 20050

20

40

60

80

100

120

140

160

MM

pc/D

Año

CB

A Monclova-Buena SuerteMercedForastero-Pirineo

ABC

Tabla 1: Principales plays productores de la Provincia de Sabinas. Uno de los factores principales en estos plays es la deformación laramídica que creó las condi-

ciones de entrampamiento para los hidrocarburos.

Figura 7: Historia de producción de gas de la Cuenca de Sabinas.

Se incluyen los nombres de los campos principales cuyo desarrollo

produjo incrementos significativos en la producción.


1132.

23°N

24°N

25°N

26°N

27°N

28°N

0 100 km

N

100°O 99°O 98°O 97°O

Campos de gas

E U A

Alto dePicachos

Alto deSan Carlos

Isla deTamaulipas

Golfo de México

Cuencade Burgos

vincia.35 Los campos más importantes son Monclova-Buena Suerte, Pirineo,Merced, Forastero, Lampazos y Minero. Las reservas remanentes estimadaspara esta provincia son de más de 280 MMMpc de gas y un recurso prospec-tivo de más de 1.2 billones de pies cúbicos de gas.

Cuenca de BurgosUbicaciónLa Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora degas no asociado en el país, se localiza en el noreste de México, abarcandoprincipalmente el estado de Tamaulipas, el extremo oriental de Nuevo León yse extiende costa afuera hacia la plataforma continental (Figs. 1 y 8).

Marco tectónico y geología estructuralEn su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa ocuenca de antepaís ubicada hacia el frente del cinturón plegado laramídicode la Sierra Madre Oriental que afectó del Paleoceno al Eoceno medio sobretodo la parte sur y occidental de esta cuenca. Sin embargo, la mayor partedel relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte nortede la margen pasiva del Golfo de México. El alto del basamento de El Burro-Picachos y la Península de Tamaulipas constituyen el límite sur y occidentalde la cuenca, la cual se extiende hacia el norte adentrándose en el estado

PaleocenoMidway

Eoceno inferiorWilcox-Queen City

Eoceno superiorYegua-Jackson

Oligoceno superiorFrío marino

Franjasproductoras A’A

Oligoceno inferiorVicksburg

CretácicoJurásico

Plays productores

FranjasPaleoceno (Midway-Wilcox)Eoceno inferior (Wilcox-Queen City)Eoceno superior (Yegua-Jackson)Oligoceno inferior (Vicksburg)Oligoceno superior (Frío marino)

A

DEFG

Formaciones MiocenoOligoceno FríoFalla expansión Eoceno WilcoxFalla expansión YeguaFalla expansión Queen CityFalla expansión Vicksburg

HIABCD

I

O E

A

AB

B

C

C

D

D

E

F

G

G H

I

A’

A

Eoceno WilcoxPaleoceno MidwayE.C.M.Eoceno Queen CityPaleoceno WilcoxEoceno JacksonOligoceno Vicksburg

BC

Figura 8: Ubicación y distribución de campos de gas de la Cuenca

de Burgos.

Figura 9: Características del estilo estructural dominante en la Cuenca de Burgos y su extensión hacia la plataforma continental del Golfo de México. Tomado de PEMEX.40

de Texas y hacia el oriente abarca parte del Golfo deMéxico considerándose como límite geográfico la isobatade 200 m (Fig. 8).15,36

El estilo estructural predominante corresponde a unsistema de fallas normales lístricas de orientación NW-SE con caída hacia el oriente—hacia donde las fallas sehacen más jóvenes—y desplazamiento de algunos cien-tos de metros.36,37,38,39 Se observan estructuras roll-overcon nivel de despegue en sedimentos arcillosos delPaleoceno en la parte occidental y en niveles más jóve-nes hacia el oriente, en donde despegan en el Oligoceno(Fig. 9).40 Se distinguen tres principales estilos de falla-miento normal, uno hacia la porción occidental que


1142.

involucra la franja del Paleoceno, en donde predominanlas fallas normales sindepositacionales con zonas deexpansión poco desarrolladas, que contribuyen a crearel entrampamiento y compartimentos en los yacimien-tos. Un segundo estilo se presenta hacia las denomina-das franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales soncomunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajoángulo. La tercera zona se presenta en la parte orientaly se extiende hasta la plataforma continental en dondelas fallas son también de crecimiento pero con planosque tienden a la verticalidad y que afectan predominan-temente la columna del Mioceno y Plioceno (Fig. 9).40

Algunas fallas antitéticas con caída hacia el occidentese han desarrollado asociadas a las fallas principales.

Estratigrafía y sedimentaciónLa columna sedimentaria de la Cuenca de Burgos abarcatodo el Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (Fig. 5).El espesor máximo de sedimentos calculado en el depo-centro de esta cuenca es de aproximadamente 10,000metros y está compuesto litológicamente por una alter-nancia de lutitas y areniscas, depositadas siguiendo unpatrón general progradante o regresivo (Fig. 9).40

La historia sedimentaria temprana de la Cuenca deBurgos estuvo influenciada por la deformación laramí-dica. Las zonas levantadas al occidente de la cuencafueron la fuente de aporte de las areniscas y lutitas delas formaciones Midway del Paleoceno inferior y Wilcoxdel Paleoceno superior-Eoceno inferior. Los paquetesde arenisca que forman los yacimientos de estas unida-des se depositaron en ambientes deltáicos, estuarinos ycosteros como barras costeras (strandplains) e islas debarrera que varían a ambientes turbidíticos de base detalud y cuenca hacia la parte oriental extendiéndose losmás jóvenes hacia el Golfo de México.36,39,40,41,42,43,44,45,47

El fallamiento sinsedimentario provocó la acumulación

y crecimiento de paquetes de arena en los bloques bajos. Estos crecimien-tos alcanzan hasta los 400 m de expansión en la porción centro-occidenalde la cuenca y sobrepasan en algunos casos los 1,000 m en la región suro-riental de la misma.39

Los sedimentos del Eoceno temprano de la parte superior de la Forma-ción Wilcox fueron cubiertos por la sedimentos arcillo-arenosos de la For-mación Reklaw, siendo ésta sobreyacida a su vez por rocas de la FormaciónQueen City de amplia distribución. A su vez, estas rocas son sobreyacidaspor una columna predominantemente arcillosa correspondiente a las for-maciones Weches y Cook Mountain, a las que sobreyacen Yegua y Jacksonde carácter más arenoso, las cuales se depositaron progresivamente máshacia el oriente durante el Eoceno tardío (Fig. 9).40 Estas dos últimas uni-dades reflejan un mayor aporte de sedimentos tanto a la Cuenca de Burgoscomo a la parte profunda del Golfo de México debido al rejuvenecimientode las zonas occidentales de la cuenca en el Eoceno medio y tardío porefecto de la orogenia Laramide.37 En estas unidades se presentan variassuperficies de erosión y áreas con bloques rotados desprendidos de la plata-forma a manera de plataformas derrumbadas.38,39

En el Oligoceno se infiere un levantamiento y rejuvenecimiento de lasáreas positivas localizadas al oeste y suroeste, ocasionando una granafluencia de clásticos y terrígenos finos hacia la Cuenca de Burgos y aguasprofundas del Golfo de México y la progradación de sistemas de plataforma,deltáicos y fluviales de la secuencias Vicksburg y Frío.43 Las facies con lamayor producción registrada hasta ahora corresponden a sistemas de barrascosteras, bermas o strandplains, deltas dominados o modificados por oleaje yfacies fluviales.39.48,49,50 Los sedimentos del Oligoceno también fueron afectadospor fallas de crecimiento sinsedimentarias. Hacia fines del Oligoceno se pro-duce una transgresión y en el Mioceno temprano progradan nuevamente losambientes fluviales, deltáicos y costeros y sobre sedimentos de plataformadando lugar al depósito de areniscas y algunos conglomerados de la Forma-ción Anáhuac y varias unidades más del Mioceno medio-tardío y Plioceno.Estas secuencias más jóvenes tienen su mayor desarrollo en la parte orientalde la cuenca y hacia la plataforma continental, en donde las mejores faciesalmacenadoras continúan siendo de deltas dominados por oleaje, sistemas debarras costeras e islas de barrera y se infiere la presencia de turbiditas enabanicos submarinos en las partes más profundas.36,37

Mesozoico Cenozoico




Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello



Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80 60 40 20 5

Aceite Gas

Comp. Distención

Figura 10: Tabla de eventos para los sistemas petroleros de la Cuenca de Burgos.


1152.

Geología petroleraEn la cuenca de Burgos se tienen 4 sistemas petrolíferos establecidos:Pimienta-Midway, Midway-Wilcox, Wilcox-Wilcox y Vicksburg-Frío. Lasrocas generadoras principales son: 1) calizas arcillo-carbonosas y lutitascalcáreo-carbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior conmateria orgánica tipo II; 2) lutitas y limolitas arenosas de las formacionesMidway del Paleoceno con materia orgánica tipo III; 3) lutitas y limolitasarenosas de la Formación Wilcox del Eoceno con materia orgánica tipo III,y 4) facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materiaorgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II.29,51

El gas es predominantemente termogénico no asociado y asociado acondensado proveniente de rocas maduras. Las rocas del Jurásico Superiorempezaron a generar hidrocarburos a partir de finales del Cretácico (~121 m.a.)y continúan activas hacia el poniente de la cuenca. Las rocas de la Forma-ción Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno tem-prano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las deVicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando enella hasta la actualidad.31,48,51 La migración ocurrió principalmente a lo largo

Areniscas de cuarzo de grano fino a medio, de ambiente lagunar, barras costeras y deltas dominados por oleaje (Anáhuac, Aquitaniano)

Estructurales asociadas a bloques con cierre contrafalla y estratigráficas asociadas a cambios de facies laterales

Estructurales asociadas a fallas de crecimiento, y en algunos casos estratigráficas y combinadas

Estructurales (asociadas a fallas de crecimiento), y estratigráficas (bloques desprendidos de la plataforma y abanicos submarinos)

Estructurales (asociadas a fallas normales), combinadas y estratigráficas (cambios de facies, acuñamientos)

Areniscas de grano medio a fino de ambientes deltáicos, y barras costeras (Jackson, Priaboniano)

Areniscas de grano medio a fino de ambientes lagunares y deltáicos (Yegua, Priaboniano)

Areniscas líticas y sublíticas calcáreas de grano medio a muy fino de ambientes deltaico, costero y plataforma somera (Frío, Rupeliano-Chattiano)

Areniscas de grano medio a fino de ambientes deltaicos y costeros (Vicksburg, Rupeliano)

Areniscas líticas calcáreas, de grano grueso a muy fino, deltaicas y de barras costeras (Queen City, Lutetiano)

Areniscas líticas y sublíticas calcáreas de grano fino a muy fino de ambientes costeros (islas de barrera, barras costeras, deltas) (Wilcox, Thanetiano-Ypresiano)

Midway Areniscas líticas de grano grueso a fino de ambientes deltaicos y abanicos de talud (Midway, Daniano)

Nombre

Formación, edad

CamposSello Trampas Tipo de hidrocarburo

Formación


Edad de roca generadora Representativos

Wilcox Arcabuz-Culebra, Arcos, Enlace

Queen City Arcabuz, Culebra, Mojarreñas, Santa Rosalía

Yegua Palmito, Cabeza, Pamorana, Dulce, Caronte

Jackson

Vicksburg

Lutitas y limolitas de plataforma (Wilcox)

Estructurales (roll-over y cierres contra falla)

Gas seco y húmedo (Tithoniano, Paleoceno-Eoceno)

Limolitas y lutitas de plataforma (Queen City)

Gas húmedo (Eoceno)

Lutitas y limolitas ínterestratificadas (Yegua)

Gas húmedo y condensado (Eoceno)

Estructurales (roll-over y cierres contra falla) y combinadas

Lutitas y limolitas ínterestratificadas (Jackson)

Lutitas y limolitas (Vicksburg)

Gas húmedo y condensado (Eoceno)

Gas húmedo y condensado (Cenozoico)

Comitas, Torrecillas, Dragón, Bayo

Cuitlahuac, Misión, Pípila, Fundador

Frío

Anáhuac

Estructurales (roll-over y cierres contra falla) y combinadas

Lutitas y limolitas (Frío)

Lutitas y limolitas interestratificadas (Anáhuac)

Gas seco, gas húmedo, condensado (Cenozoico)

Gas húmedo (Oligoceno)

Reynosa, Monterrey, Brasil, Nejo

18 de Marzo

Alondra, Emú, Oasis-Pandura-Corindón

Lutitas (Midway)

Estratigráficas (acuñamientos y cambios de facies)

Gas seco (Tithoniano, Daniano)

de las superficies de fallas que conectan las rocas gene-radoras con los paquetes de areniscas.

La roca almacén consiste de areniscas de las forma-ciones Midway, Wilcox, Reklaw, Queen City, Cook Moun-tain, Yegua, Jackson, Vicksburg, Frío Marino, Frío NoMarino y Anáhuac. La calidad de la roca almacén estácontrolada por el ambiente de depósito, la composiciónde las areniscas, el tamaño y distribución de los granos,la distribución y tipo de cemento y el porcentaje y tipode matriz.38,39,52,53,54,55

El sello lo constituyen los paquetes de facies arcillosasque sobreyacen de manera alternante y cíclica a las faciesarenosas y a los que pasan lateralmente. Las trampas sonprincipalmente estructurales consistiendo de anticlinalestipo roll-over con cierres por cuatro lados y cierres contrafalla. Las características principales de los plays produc-tores en la Cuenca de Burgos se presentan en la Tabla 2.

Tabla 2: Principales plays productores de la Cuenca de Burgos. La mayoría de estos plays están controlados por el fallamiento lístrico, el cual al deformar los paquetes

de areniscas depositadas en diversos ambientes, determina las condiciones de entrampamiento con cierres contra falla, pliegues tipo roll-over y de tipo combinado.


1162.

Producción y reservasLa producción comercial en la Cuenca de Burgos inicióen 1945 con el descubrimiento del campo Misión produc-tor en el Play Vicksburg. La producción se incrementó apartir de 1956, principalmente debido al desarrollo delcampo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de piescúbicos diarios en 1970. Durante los años setenta yochenta la producción declinó debido a que las inver-siones y recursos humanos se enfocaron a la explora-ción y explotación de los campos en las Cuencas delSureste. Sin embargo, a principios de los años noventase produce un cambio en la política energética y elimpulso a fuentes limpias de energía. Se inició enton-ces una campaña de adquisición sísmica tridimensio-nal, aplicación de nuevos conceptos geológicos, nuevastecnologías de perforación y terminación de pozos, asícomo trabajo multidisciplinario. Como resultado, lacuenca inicia su revitalización en 1994 revirtiendo ladeclinación e incrementando la producción de 200millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millonesde pies cúbicos diarios. A partir de 2004 la cuenca pro-duce más de 1,300 MMpc/D (Fig. 11) y ha acumuladomás de 10 billones de pies cúbicos de gas. La producciónes de gas seco dulce en su parte occidental, haciéndosemás húmedo hacia el oriente. Se tienen un total de 237campos de los cuales los más importantes son Reynosa,Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pan-dura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Lasreservas remanentes y recursos prospectivos de gas de lacuenca son de 4.5 y 12 billones de pies cúbicos de gasrespectivamente.

Cuenca Tampico-MisantlaUbicaciónLa Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente deMéxico y comprende desde el extremo sur del estado deTamaulipas hasta la parte central del estado de Vera-cruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo,norte de Puebla y la plataforma continental hasta la iso-bata de 200 m (Fig. 12).

Marco tectónico y geología estructuralTectónicamente la provincia geológica de Tampico-Misantla ha pasado por varias etapas. A fines del Triá-sico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sidorelacionadas al inicio del proceso de rift del Golfo deMéxico o al tectonismo en la margen occidental con elancestral océano Pacífico.56,57,58 Durante el Jurásico Tem-prano y Medio se presentó una etapa de rift que dio lugara la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico

1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 20050

200

400

600

800

1000

1,200

1,400

1,600

MM

pc/D

Año

C

B

A

Reynosa, Brasil, MonterreyCulebra, Arcabuz, Arcos, CuitláhuacEnlace, Fundador, Nejo, General

ABC

1a etapa 2a etapa

Tardío y hasta inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa dederiva (drift) con la formación de corteza oceánica en la parte central delGolfo de México. La margen pasiva establecida en la etapa de deriva conti-nuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo.

20°N

21°N

22°N

23°N

24°N

99°O 98°O 97°O 96°O 95°O

0 100 km N

Campos de aceiteCampos de gas

CuencaTampicoMisantla

Alto deSan Carlos

Cuencade Burgos

Isla deTamaulipas

SierraMadre

Oriental

Cinturón VolcánicoTransmexicano

Antefosa deChicontepec

Plataformade Tuxpan

Macizo de Teziutlan

Golfo de México

Figura 11: Historia de producción de la Cuenca de Burgos. Se muestran los nombres de

los campos principales que contribuyeron a los incrementos de producción. La primera

etapa marca el descubrimiento de la provincia, desarrollo de los grandes campos y la

declinación de la producción en los setentas y ochentas cuando las inversiones se enfoca-

ron en los campos mesozoicos de las Cuencas del Sureste. La segunda etapa corresponde

a la revitalización de la provincia con una agresiva campaña exploratoria y de desarrollo.

Figura 12: Ubicación de la provincia Tampico-Misantla y principales campos de aceite y gas.


1172.

Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa comoresultado de la aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras lara-mídico que dio lugar a la Sierra Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de laparte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incor-poradas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica provocó la subsi-dencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y laformación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicon-tepec durante el Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por laPlataforma de Tuxpan.59 Tras el cese de la deformación laramídica y la col-matación de la antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasivaen la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete terciario deposi-tado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamientode esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 13).60

El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológicaes lo que se definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla porLópez-Ramos (1956), limitada al norte por el Arco de Tamaulipas, al surpor el Macizo de Teziutlán, al oeste por los afloramientos mesozoicos de laSierra Madre Oriental y al este se consideró como límite geográfico la líneade costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera laisobata de 200 m (Fig. 12). Geológicamente se reconocen cuatro subprovin-cias parcialmente superpuestas:61,62

1. la subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos enrocas carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamentode la antefosa terciaria,

2. el frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues ycabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas,

3. la antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del Paleoceno-Eoceno, y

Sierra MadreOriental

Antefosade Chicontepec

Plataformade Tuxpan

Plataformacontinental

Golfo de MéxicoProfundo

O E

AB

C D E

F F

F

G

Chicontepec (areniscas turbidíticas)Tamaulipas Superior-San Felipe (calizas fracturadas)Tamaulipas Inferior (calizas fracturadas)Tamabra (pie de talud carbonatado)San Andrés (grainstones oolíticos)El Abra (calizas de plataformas)Mioceno-Plioceno (areniscas de barras costeras)

ABCDEFG

Jurásico SuperiorJurásico MedioYeso-anhidrita-CretácicoCretácico Inferior-MedioPaleocenoCretácico SuperiorOligoceno-PliocenoEoceno

4. la plataforma continental del Terciario, con yacimien-tos de gas en areniscas de plataforma, talud y cuenca.

Estas subprovincias comparten elementos del sis-tema petrolífero, por lo que se describen de manera con-junta.

Desde el punto de vista estructural, las rocas ante-riores al Jurásico Medio están afectadas por el falla-miento normal synrift que produjo una serie de bloquesbasculados y que controló la distribución de las faciesalmacenadoras jurásicas. Algunas de estas fallas fueronreactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Tempranopero principalmente durante la deformación laramídicadesde finales del Cretácico hasta el Eoceno, creandovías de migración para salmueras de cuenca e hidrocar-buros (Fig. 13).60 En la parte occidental y norte de laprovincia los esfuerzos laramídicos produjeron plieguesy cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurá-sicas y cretácicas más frágiles y que actualmente estánsepultadas por rocas del Cretácico Superior y Ceno-zoico. La subsidencia térmica y la acumulación de lacuña sedimentaria cenozoica de margen pasiva provo-caron el basculamiento regional de esta provincia haciael este. Otro patrón estructural relevante son las fallasde crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a lossedimentos terciarios de la plataforma continental, cre-ando anticlinales tipo roll-over.63,64

Figura 13: Sección estructural a través de la provincia Tampico-

Misantla y ubicación de los plays establecidos. Tomado de

PEMEX-BP.60




BurdigalianoAquitaniano

Chattiano

Rupeliano


Lutetiano


Daniano

Maastrichtiano

Campaniano

Santoniano

Coniaciano


Albiano


Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinamuriano

Hetangiano


OlenekianoInduano

Paleozoico

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Paleoceno

Eoceno

Oligoceno

Mioceno

Plioceno

PleistocenoCuat.

Neó

geno

Pale

ógen

oCr

etác

ico

Jurá

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Triá

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Mes

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Era/Periodo

Mar

gen

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Méx

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Época Edad Even

tos

tect

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Edad

Roca

gen

erad

ora

Tipo

de

tram

pa

Altos de basamentoo topográficos

Bajos de basamentoo topográficos


,

Tuxpan

Escolín-Coatzintla

Palma Real-AlazánHorcones

Guayabal

Tantoyuca-Chapopote

Chicontepec

Velasco

Méndez

San Felipe

Agua NuevaEl Abra-Tamabra

Tamaulipas superior

Otates

Tamaulipas inferiorEl Abra-Tamabra

Tamaulipas inferior

Pimienta

San Pedro-San AndrésChipoco-Tamán

Santiago

TepexicHuehuetepecCahuasasTenexcate-Tajín

Huayacocotla

Huizachal

Basamento

Litología




Tipo hidrocarburo

GasCondensadoAceite

Trampas



1182.

Estratigrafía y sedimentaciónEl basamento cristalino de la CuencaTampico-Misantla está constituido porrocas ígneas y metamórficas con eda-des que varían desde el Pérmico hastael Jurásico Medio.65 En la columnasedimentaria de la Provincia Tampico-Misantla se reconocen cuatro tecto -no-secuencias (Fig. 14).60 La primeratectono-secuencia, denominada Synrift,inicia en el Triásico con el depósitosobre el basamento de clásticos conti-nentales de ambientes aluviales y flu-viales con algunos flujos de lava de laFormación Huizachal del Triásico Tar-dío al Hettangiano, seguidos por unasecuencia transgresiva marina de are-niscas y lutitas de la Formación Huaya-cocotla del Jurásico Inferior durante elHettangiano-Pliensbachiano.66,67 Losfósiles contenidos en estas rocas indi-can que las aguas marinas que inunda-ron estas cuencas provinieron delancestral Océano Pacífico.57 En el Jurá-sico Medio se restablecieron condicio-nes continentales y se depositaronclásticos de la Formación Cahuasas.Una nueva transgresión favoreció eldepósito de calizas oolíticas de rampa

Figura 14: Columna estratigráfica de la Provincia de Tampico-Misantla.


1192.

interna de la parte inferior de la Formación Huehuetepec las cuales pasana anhidritas en su parte superior y depósitos locales de halita.68,69 Hacia losaltos de basamento estas facies pasan a areniscas y conglomerados.

Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas,grainstones oolíticos de rampa interna y wackestones bioclásticos arcillososde rampa media y externa de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreya-cidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la FormaciónSantiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano.70 Alrededor delos altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que sedepositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación SanPedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales derampa media y externa de la Formación Chipoco y de cuenca de la FormaciónTamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmerid-giano progradando hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descensodel nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de laFormación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.71 Las calizas arcillosas y carbo-nosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las facies de las for-maciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. En los altos debasamento más prominentes como el de Tuxpan se mantuvieron condicionesde aguas someras y probablemente zonas expuestas durante gran parte delTithoniano. Hacia el final de Jurásico se deposita sobre la FormaciónPimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la FormaciónLa Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento.

La tectono-secuencia Margen Pasiva I inicia con el depósito de calizas derampa interna (packstones y grainstones oolíticos y bioclásticas) del miem-bro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valangi-niano. Estas rocas son sobreyacidas por calizas arcillosas de cuenca y capasde bentonita del miembro bentonítico de la misma formación, las cuales sehacen gradualmente más carbonatadas hasta pasar al miembro superior decalizas color crema constituido por wackestones de microfósiles planctónicos.Al mismo tiempo hacia el alto de Tuxpan se depositaron calizas de aguasomera de la parte inferior de la Formación El Abra, que correlacionan con laFormación Cupido del noreste de México. Cerca del límite Aptiano-Albianose depositan en toda el área mudstones y wackestones arcillosos y lutitaslaminares del Horizonte Otates. Durante el Albiano y Cenomaniano se depo-sitaron mudstones y wackestones de foraminíferos planctónicos con capas ylentes de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior en la mayor partede la provincia, a excepción del alto de Tuxpan, sobre el que se desarrolló unatolón representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado pordelantales (aprons) de facies de talud de la Formación Tamabra. A finalesdel Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particular-mente prolongada, con la transgresión subsiguiente se restablece temporal-mente la sedimentación carbonatada somera, pero la tasa de sedimentaciónno alcanza a mantener el paso con el ascenso relativo en el nivel del mar y laplataforma se ahoga depositándose calizas pelágicas carbonosas de la Forma-ción Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra yTamaulipas Superior. Posteriormente se depositan calizas bentoníticas conintercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por mar-gas, calizas arcillosas y lutitas calcáreas de la Formación Méndez marcandoel final de la tectono-secuencia Margen Pasiva I.

La tectono-secuencia Antefosa está caracterizadapor el cambio de sedimentación carbonatada a terrí-gena y el cambio del patrón de subsidencia termal a fle-xura por carga tectónica. Sobre la Formación Méndezse depositaron lutitas calcáreas bentoníticas de la For-mación Velasco del Paleoceno Inferior. Los sedimentosderivados de la erosión de las rocas Mesozoicas levanta-das y deformadas en el cinturón laramídico así comodel descapotamiento del Macizo de Teziutlán en el suriniciaron el relleno de la antefosa desde la parte occi-dental con el depósito de una alternancia de lutitas yareniscas con algunas capas de conglomerado de la For-mación Chicontepec.72 Los ambientes de depósito varia-ron desde fluviales y deltáicos de grano gruesoadyacentes al cinturón cabalgado pasando rápidamentea ambientes de prodelta, plataforma y abanicos turbidí-ticos. Durante el Eoceno temprano, probablementedebido al descenso del nivel del agua en la Cuenca delGolfo de México o a la formación del abultamiento peri-férico (peripheral bulge) de la antefosa, se formarongrandes valles de incisión en la margen del Golfo deMéxico, dentro de los que se incluyen los denominadospaleo-cañones Bejuco-La Laja, Chicontepec y Nau-tla.73,74,75,76,77 En estos valles de incisión los sedimentosterciarios y mesozoicos preexistentes fueron erosiona-dos, particularmente en la parte sur donde los sedimen-tos del Eoceno descansan sobre rocas de CretácicoInferior y Jurásico Superior (Fig. 14). Se infiere quegrandes cantidades de sedimento con potencial almace-nador fueron transportadas hacia la parte profunda delGolfo de México desde las desembocaduras de los vallesde incisión ubicadas al norte y sur de la Plataforma deTuxpan. Este elemento bloqueó la salida directa de lossedimentos de la antefosa hacia el Golfo de México, for-zándolos a salir por el norte y por el sur, zonas en las quela erosión fue más pronunciada y que podrían correspon-der a las desembocaduras de los paleocañones Bejuco-LaLaja y Chicontepec-San Andrés de Carrillo-Bravo.75 Lasrocas del Cretácico Superior depositadas sobre la plata-forma de Tuxpan así como las calizas del Albiano-Ceno-maniano de la misma plataforma también fueronparcialmente erosionadas durante este tiempo y sujetasa karstificación. Al subir nuevamente el nivel base deerosión, estos valles fueron rellenados por turbiditasmenos arenosas de la parte superior de la FormaciónChicontepec y lutitas calcáreas de la Formación Guaya-bal del Eoceno temprano, marcando el final de la defor-mación laramídica. Es importante señalar que durantelas diferentes etapas de relleno de la antefosa no seestableció un perfil batimétrico de plataforma-talud-


1202.

cuenca del tipo margen pasiva como el del actual Golfode México. El perfil batimétrico en la antefosa tendía aser homoclinal tipo rampa o con zonas de plataformarelativamente estrechas, en las que los deltas y sistemascosteros adyacentes a las fuentes de aporte pasaban unazona de prodelta o talud homoclinal en el que predomi-naba el transporte por corrientes de turbidez, flujos deescombros y deslizamientos tipo slump.

La Sierra Madre Oriental continuó siendo la fuenteprincipal del sedimento de la tectono-secuencia Mar-gen Pasiva II. Durante el Eoceno medio se depositaronlutitas, areniscas con algunas capas de conglomerado ybentonita de las formaciones Tantoyuca y Chapopote. Elalto de la plataforma de Tuxpan fue sepultado y se esta-bleció en el área una amplia plataforma siliciclástica.Lutitas y limolitas de las formaciones Horcones, PalmaReal Inferior y Alazán fueron depositadas durante elOligoceno temprano. Se presentan esporádicos creci-mientos coralinos en la parte superior, mientras que losconglomerados y areniscas conglomeráticas marcan dis-cordancias.61 El límite de secuencia principal reportadocerca del límite de los pisos Rupeliano y Chattiano,puede correlacionarse con la discordancia que marca lacima de la Formación Palma Real y que dio lugar aldepósito del conglomerado Mecatepec.61,78 Durante eldesarrollo de estas discordancias los sedimentos sedepositan hacia las partes más profundas produciendointervalos prospectivos bajo la actual plataforma conti-

nental. El Oligoceno Superior y parte del Mioceno Inferior está represen-tado en tierra por una sección granodecreciente en la base (FormaciónCoatzintla) consistente de areniscas, limolitas y lutitas que pasan haciaarriba a una sucesión granocreciente de limolitas, areniscas y conglomera-dos (Formación Escolín) depositados en ambientes costeros y de plata-forma somera, incluyendo sistemas fluvial-estuarino-plataforma yfluvial-deltaico-plataforma.61 Tras el depósito de la Formación Escolín sedesarrolló en el área una gran discordancia. Se infiere que durante partedel Aquitaniano y del Burdigaliano grandes cantidades de sedimento atra-vesaron esta zona a través de valles de incisión para ser depositadas en laparte occidental del Golfo de México.

Con el inicio de la transgresión en el Burdigaliano y hasta el Langhiano losvalles de incisión fueron rellenados por una sucesión granodecreciente (parteinferior de la Formación Tuxpan) compuesta de conglomerados y areniscasconglomeráticas de ambientes fluviales que gradúan a areniscas finas, limoli-tas y lutitas de ambientes estuarinos y de plataforma interna a externa comose puede observar en el área entre Poza Rica y Cazones.79 Estas rocas estáncubiertas por una sucesión granocreciente de areniscas fosilíferas de granofino a medio correspondientes a la parte superior de la Formación Tuxpan delMioceno medio, siendo las rocas más jóvenes que afloran en la provincia Tam-pico-Misantla. Tras el depósito de las Formación Tuxpan una regresión for-zada provocó el desplazamiento de las facies hacia la Cuenca del Golfo deMéxico durante el Mioceno tardío. Las facies de plataforma progradaronhasta abarcar la mayor parte de la actual plataforma continental. En estazona se depositaron una serie de parasecuencias apiladas constituidas porlimolitas arcillosas y areniscas de grano fino. Sobre la plataforma las areniscasporosas se concentran en los sistemas de nivel alto (highstand systemstracts) y generalmente corresponden a zonas con altas amplitudes sísmicas.

Mesozoico Cenozoico


SuperiorMedioInferior Inferior Superior


Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello



Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

200 140160180 120 100 80 60 40 20 5

CompresiónE E E Dist. grav.E = estratigráficas

Figura 15: Tabla de eventos para los principales sistemas petroleros de la Provincia de Tampico-Misantla. La formación de trampas por deformación laramídica

ocurrió principalmente en la parte occidental de la provincia, mientras que la distensión gravitacional que produjo fallamiento lístrico afecta a sedimentos tercia-

rios de la plataforma continental en la parte oriental.


1212.

Geología petroleraEn la porción centro occidental de esta provincia se tienen espesores de 50a 1,150 m de lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materiaorgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura.Estas rocas han generado hidrocarburos que se han entrampado en rocasclásticas de la Formación Cahuasas y de las formaciones Huehuetepec yTepexic del Jurásico Medio y contribuyeron a la carga de rocas almacén delJurásico Superior, Cretácico y Terciario.80 Sin embargo, estudios geoquími-cos han determinado que las principales rocas generadoras de esta provin-cia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordianocon kerógeno tipo I, II y III, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano conkerógeno tipo II, y principalmente a las rocas arcillosas de la FormaciónPimienta del Tithoniano con kerógeno tipo II, las cuales se encuentranactualmente en el pico de generación de aceite (Figs. 14 y 15).29,31 En el Cre-tácico los intervalos con potencial generador corresponden al Horizonte Ota-tes y a la Formación Agua Nueva; sin embargo, el poco espesor del Otates y lainmadurez de la Agua Nueva les restan importancia.29 La roca generadoraactiva se distribuye regionalmente identificándose varios focos de generacióndistribuidos en toda la cuenca.31 Adicionalmente, hay evidencias de genera-

Mioceno-Plioceno Areniscas de barras costeras (Mioceno-Plioceno)

Estructurales (anticlinal de roll-over, cierre contra falla)

Limolitas arcillosas intercaladas (Mioceno-Plioceno)

Gas seco y húmedo Lankahuasa, Sihini

Tamaulipas Inferior

Tamaulipas-Constituciones

Calizas pelágicas fracturadas (Tamaulipas Inferior, Berriasiano-Aptiano)

Calizas arcillosas (Tamaulipas Inferior, Otates)

Estructurales, combinadas (anticlinales, bajo discordancia)

Aceite pesado a ligero

Nombre

Formación, edad

Campos

San Andrés

San Felipe-Agua Nueva

Ébano, Pánuco

Tamabra Poza Rica, Tres Hermanos

El Abra

Chicontepec

Calizas fracturadas de cuenca fracturadas (San Felipe-Agua Nueva, Turoniano-Campaniano)

Margas (Méndez) Estructurales (pliegues y zonas de fractura asociadas a fallas)

Aceite pesado a ligero (Tithoniano)

Brechas y turbiditas de talud carbonatado, porosidad primaria y secundaria (Tamabra, Albiano-Cenomaniano)

Calizas arcillosas compactas (Tamaulipas Superior, Agua Nueva)

Combinadas (por cambio lateral de facies y basculamiento)

Aceite ligero (Tithoniano)

Arenas carbonatadas karstificadas de margen plataforma, porosidad primaria y secundaria (El Abra, Albiano-Cenomaniano)

Areniscas turbidíticas de complejos de canal y abanicos submarinos (Chicontepec, Paleoceno-Eoceno)

Estratigráficas y combinadas (cambio lateral de facies, bajo discordancia, asociadas a pliegues)

Calizas arcillosas y lutitas (Agua Nueva, San Felipe, Méndez, Terciario)

Lutitas intercaladas (Chicontepec)

Estratigráficas (paleorelieve depositacional)

Aceite pesado, en tierra, a ligero, condensado y gas asociado en la parte marina (Tithoniano)

Aceite pesado a ligero (Tithoniano-Terciario)

Cerro Azul, Santa Águeda, Atún, Bagre

Agua Fría, Tajín, Coapechaca, Soledad

Arenque, San Andrés

Sello Trampas Tipo de hidrocarburo

Formación

Litología

Edad de roca generadora

Grainstones oolíticos dolomíticos, porosidad primaria y secundaria (San Andrés, Kimmeridgiano)

Calizas arcillos (Pimienta)

Estratigráficas (acuñamientos contra altos de basamento, cambio de facies)

Aceite ligero (Tithoniano-Oxfordiano-Kimmeridgiano)

Representativos

ción en cantidades menores de rocas de edad Terciaria.81

Las rocas jurásicas entraron en la ventana de generaciónde aceite y se han mantenido en ella desde el CretácicoMedio (Fig. 15).

Las características de los plays principales que hanestablecido producción comercial en esta provincia semuestran en la Tabla 3. Otros plays que han resultadocon producciones menores o manifestaciones importan-tes incluyen a los Conglomerados Tajín, grainstonesoolíticos de las formaciones Tepexic y Huehuetepec entrampas estratigráficas por acuñamiento o cambio defacies, grainstones oolíticos del miembro calcareníticode la Formación Tamaulipas Inferior y areniscas deltái-cas de la Formación Tantoyuca.60 En el Mioceno-Plio-ceno de la plataforma continental se han identificadoplays potenciales que varían desde complejos de cana-les y abanicos submarinos hasta rellenos de cañonessubmarinos.82,83

Tabla 3: Principales plays productores de la Provincia de Tampico-Misantla.


1222.

Producción y reservasLa exploración por hidrocarburos en la Provincia Tampico-Misantla seremonta a la segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los pri-meros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz. Perforados contécnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse comercialmente.No fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la partenorte de la provincia, que se inicia en México la producción comercial dehidrocarburos de calizas fracturadas del Cretácico. Posteriormente siguie-ron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que die-ron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920 esta provinciallegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. 16), habiendo acumu-lado a la fecha más de 5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones depies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos deesta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de petróleocrudo equivalente, respectivamente (Fig. 2).2 Las reservas remanentes selocalizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec.

Cuenca de VeracruzUbicaciónLa cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando com-prendida principalmente en el estado de Veracruz y extendiéndose hacia laactual plataforma continental del Golfo de México (Fig. 17).

Marco tectónico y geología estructuralGeológicamente la cuenca de Veracruz está limitada al norte por el Macizode Teziutlán, Alto de Chiconquiaco o Alto de Santa Ana que la separa de laprovincia Tampico-Misantla, al sur limita con la Cuenca Salina del Istmo, aloriente se extiende hacia aguas profundas del Golfo de México y está par-cialmente limitada por el Alto de Anegada y el Alto de Los Tuxtlas, mientrasque hacia el occidente está limitada por los afloramientos de rocas meso-zoicas deformadas de la Sierra Madre Oriental (Fig. 17).

Desde el punto de vista tectónico, de manera similar a otras cuencassedimentarias asociadas a la evolución del Golfo de México, esta provinciapasó por una etapa de rift del Triásico al Jurásico Medio y de deriva (drift)del Jurásico Medio hasta principios del Cretácico Temprano. Del JurásicoTardío hasta el Cretácico Tardío esta área fue parte de la margen pasiva delGolfo de México. Del Cretácico más tardío al Eoceno la deformación laramí-dica creó el cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre orientaly esta carga tectónica originó una antefosa o cuenca de antepaís, cuyorelleno representa en sentido estricto la Cuenca Terciaria de Veracruz. Lasubsidencia de esta antefosa continuó hasta el Mioceno probablementecomo un efecto conjunto de subsidencia por flexura así como por trasten-

1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 20000

100

200

300

400

500

600

Mbd

Año

Ébano-Pánuco y Faja de OroPoza Rica y San AndrésTamaulipas-Constituciones, Arenque, Faja de Oro Marina, Tres HermanosChicontepec, Faja de Oro

ABC

D

C DBA

17°N

18°N

19°N

20°N

96°O 95°O 94°O

0 100 km N


Provinciade Veracruz

Alto deAnegada

CuencaTerciaria

Macizode Teziutlan

Sierrade Zongolica

CentroVolcánico

Los Tuxtlas

CuencaSalina

del Istmo

Golfo de México

Frente tectónico sepultado

Figura 16: Historia de producción de aceite de la Cuenca Tampico-

Misantla.

Figura 17: Ubicación y principales campos de la Cuenca de Veracruz.


1232.

que produjo una reorientación del arco volcánico y laformación de la Faja Volcánica Trans-Mexicana.84,85 Conesta reconfiguración, la Provincia de Veracruz pasó en elMioceno medio de un régimen de antefosa de retroarco(retroarc foreland basin) a un régimen tectónico deprearco o antearco (forearc) quedando ubicada entre latrinchera al suroeste y el arco volcánico al norte, ésteúltimo representado por la Faja Volcánica Trans-Mexi-cana. La cuenca quedó sujeta a esfuerzos compresivos ytranspresivos, principalmente en el Mioceno medio ytemprano.186 La deformación compresiva provocó unlevantamiento y erosión de las rocas del Paleoceno alMioceno medio.

De acuerdo a las características actuales, la provin-cia de Veracruz se puede subdividir en dos subprovin-cias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente,caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargoen calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) laCuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor partede esta provincia y caracterizada por yacimientos prin-cipalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mio-ceno-Plioceno. Se han reconocido siete dominiosestructurales en esta provincia, uno en la subprovinciadel Frente Tectónico Sepultado y el resto en la CuencaTerciaria (Fig. 18.86,87,88 El primero está representado enel frente laramídico sepultado de la subprovincia de laPlataforma de Córdoba y está caracterizado por plie-gues y cabalgaduras con vergencia hacia el oriente queafectan a rocas mesozoicas y del Paleógeno; las rocasterciarias en esta zona forman un homoclinal conechado al oriente. El segundo dominio corresponde alAnticlinal Loma Bonita de orientación nor-noroeste yafectado por fallamiento inverso que, al igual que elplegamiento, tiene vergencia al suroeste conformandoalgunos cierres en cuatro direcciones. El tercer dominiocorresponde al Sinclinal Tlacotalpan, en la parte másprofunda de la cuenca, localmente afectado por plega-miento y fallamiento inverso con vergencia al oriente. Elcuarto dominio corresponde al Alto de Anegada, en laparte marina de la provincia, con una orientación nor-noroeste conformando el limbo oriental del Sinclinal deTlacotalpan. El quinto dominio es el Tren de AntónLizardo, consistente de una serie de fallas inversas y nor-males con componente lateral de alta inclinación tantoal oriente como al occidente que se extienden hacia elnorte y sur del Alto de Anegada. El sexto dominio corres-

1,00

0 m

N

Golfo de México

Jalapa

Córdoba

TLB

Veracruz

Coatzacoalcos

B’

B

A’

A’

A

A

C’

C

0 35 km

Frente Tectónico Sepultado (Mesozoico)Homoclinal oeste (Cenozoico)Anticlinal Loma BonitaSinclinal TlacotalpanTrend Antón LizardoAlto de AnegadaReentrada de Coatzacolacos

FTS TrendAntón Lizardo

SinclinalTlacotalpan

Homoclinalocc.

TLBFTS ReentradaCoatzacoalcos

SinclinalTlacotalpan

Homoclinalocc.

B’B

0 10 km

C’C

0

5

10

Km

0 10 km

O EMatapionche Cocuite

Mioceno-PliocenoMioceno inferiorPaleoceno-Eoceno-Oligoceno

Figura 18: Dominios estructurales de la Provincia de Veracruz.

sión lateral izquierda. Con el desplazamiento del bloque Chortis hacia elsureste y el establecimiento del centro de expansión Cocos-Nazca en elPacífico, se produjo durante el Mioceno una reorganización del sistema desubducción en el sur de México, dando inicio una subducción subhorizontal





Chattiano

Rupeliano


Lutetiano


Daniano

Maastrichtiano

Campaniano

Santoniano

Coniaciano


Albiano


Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinamuriano

Hetangiano


OlenekianoInduano

Paleozoico

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Paleoceno

Eoceno

Oligoceno

Mioceno

Plioceno

PleistocenoCuat.

Neó

geno

Pale

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etác

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Era/Periodo

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t

Época Edad Even

tos

tect

ónic

o y

tect

ono

secu

enci

as

Edad

Roca

gen

erad

ora

Tipo

de

tram

pa

Plataformade Córdoba

Cuenca terciariade Veracruz


ConcepciónEncanto

Depósito

La Laja

Horcones

Tantocuya/Chapopote

Aragón/Guayabal

Chicontepec

Atoyac

Incrementaaporte dematerialvolcánico

Sal

Basamento

?

?

Todos Santos

,

,

Litología




Tipo hidrocarburo

GasCondensadoAceite

Trampas


VelascoMéndez

San Felipe

Guzmantla deplataforma y pelágica

Maltrata

Orizaba

Otates

Cretácico Inferior

?

Tepexilotla

San Pedro-San Andrés

XonamancaCretácico Inferior


1242.

ponde a fallas de crecimiento del Mio-ceno tardío y Plioceno que afectan a lossedimentos terciarios en el extremonorte de la provincia. El séptimo domi-nio, denominado Reentrada de Coatza-coalcos, se localiza en la parte sur de lacuenca y corresponde a un cinturón depliegues y cabalgaduras con vergenciaal oriente y norte cuya formación ocu-rrió del final del Mioceno medio al Plio-ceno temprano.186

Estratigrafía y sedimentaciónLa estratigrafía mesozoica de esta pro-vincia se ha establecido con base enobservaciones realizadas en la partecorrespondiente a la Plataforma de Cór-doba en el occidente y áreas vecinas, endonde rocas de esta edad afloran o hansido penetradas por pozos exploratorios.Sin embargo, se infiere que una co -lumna similar se encuentra por debajodel gran paquete terciario de la Cuencade Veracruz. La columna sedimentariadescansa sobre un basamento metamór-fico granítico del Paleozoico-Triásico(Fig. 19).86,89 Se reconocen cuatro tec-tono-secuencias principales:1. Synrift que incluye las rocas que

registran la aperturas del Golfo deMéxico hasta el establecimiento deuna Margen pasiva en el Oxfodianodurante la etapa de deriva (drift),

Figura 19: Estratigrafía de la Provincia de Veracruz.


1252.

2. Margen Pasiva que comprende las rocas principalmente carbonatadasdel Jurásico Tardío y Cretácico,

3. Antefosa que comprende las rocas terrígenas del Paleoceno al Miocenotemprano derivadas de la erosión de rocas carbonatadas mesozoicas eígneas-metamórficas del sureste, y

4. Prearco correspondiente a los sedimentos de Mioceno medio al Recientecaracterizados por una contribución importante de sedimentos derivadosde la erosión de rocas volcánicas del noroeste.

La tectono-secuencia Synrift está representada por lechos rojos conti-nentales del Jurásico Medio correspondientes a la Formación Todos Santosdepositados sobre el basamento mientras que en algunas zonas se ha regis-trado asimismo la presencia de sal de probable edad jurásica.58,59,86,90,91,92 Latectono-secuencia Margen Pasiva inicia con los primeros sedimentos mari-nos documentados en la provincia y que corresponden a calizas areno-arci-llosas, en partes oolíticas y calizas arcillosas que se han correlacionado conlas formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano. Estas rocasson sobreyacidas por calizas bituminosas y areno-arcillosas con potencialgenerador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano.59,86,89,91 El alto debasamento sobre el que se desarrolló la plataforma de Córdoba aparente-mente permaneció expuesto durante el Jurásico ya que las calizas cretáci-cas se depositaron directamente sobre el basamento.

En el Cretácico Temprano se depositaron areniscas y calizas de plata-forma dolomíticas y con intercalaciones de evaporitas en el área de la Pla-taforma de Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oestese depositaron calizas de mar abierto (Formación Tamaulipas Inferior) enpartes con influencia volcánica (Formación Xonamanca). Hacia finales delAptiano se depositaron en toda el área calizas arcillosas del Horizonte Ota-tes. El Cretácico Medio está representado por calizas de plataforma de laFormación Orizaba que se correlacionan con calizas pelágicas con interca-laciones de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior al occidente delárea en la depresión de Chicahuaxtla. La parte inferior de la FormaciónOrizaba muestra dolomitización en grados variables, mientras que en laparte superior la dolomitización desaparece.59,93 Para el Turoniano se regis-tra un ahogamiento parcial de la Plataforma de Córdoba. Las rocas de laFormación Orizaba fueron cubiertas por calizas con foraminíferos planctó-nicos, arcillo-carbonosas y laminadas de la Formación Maltrata depositadasen condiciones anóxicas y calizas de mar abierto de la parte inferior de laFormación Guzmantla (Guzmantla Pelágica). La sedimentación carbonatadasomera se reestablece en el Coniaciano-Santoniano en el área de la Plata-forma de Córdoba, depositándose calizas bioclásticas de la parte superior dela Formación Guzmantla y calizas de mar abierto en las partes más profun-das. Para el Campaniano la Plataforma de Córdoba sufrió un levantamientoprovocando la exposición subaérea y erosión de las calizas. En las partessumergidas se depositaron calizas arcillosas, margas y brechas carbonatadasde la Formación San Felipe. Durante el Maastrichtiano se desarrolló una pla-taforma aislada representada por las calizas bioclásticas de la FormaciónAtoyac, mientras que hacia las partes más profundas se depositaron calizasarcillosas, brechas calcáreas y lutitas de la Formación Méndez (Fig. 19).56

El cambio de sedimentación predominantementecarbonatada a siliciclástica marca el inicio de la tec-tono-secuencia de antefosa a principios del Terciario.El inicio de la deformación laramídica dio lugar allevantamiento y erosión de las formaciones cretácicas yjurásicas. Sobre las calizas arcillosas de la FormaciónMéndez se depositaron areniscas de grano fino y arcilli-tas calcáreas de las formaciones Velasco y Chicontepecdel Paleoceno, las cuales se presentan principalmenteen el occidente de la Cuenca Terciaria.94 Al oriente delfrente tectónico estas rocas fueron seguidas por arenis-cas de grano fino a medio, lutitas y algunos intervalosde conglomerados de la Formación Aragón (EocenoInferior). Durante el Eoceno medio se tiene un predo-minio de depósitos por flujos de escombros o debritasque se intercalan con conglomerados y areniscas turbi-díticas formando abanicos de pie de talud y piso decuenca. Para el Eoceno medio continúa este patrón dedepósito en el que disminuye gradualmente los depósi-tos de grano grueso y se depositan sedimentos arcillo-sos de la Formación Guayabal. Para el Eoceno tardío sedepositan conglomerados de la Formación Tantoyuca ylimolitas y lutitas de la Formación Chapopote. Los sedi-mentos del Paleoceno-Eoceno medio depositados en laparte occidental de la cuenca fueron afectados por elplegamiento y fallamiento laramídicos. Los sedimentosdel Eoceno Superior y Oligoceno cubren en sobrelape(onlap) la discordancia desarrollada sobre estos sedi-mentos deformados tanto en la parte oriental de lacuenca como en la occidental.95,96,97

Algunas discordancias o límites de secuencia estánmarcados por conglomerados de amplia distribucióndepositados en la cuenca como parte de abanicos sub-marinos.98 Los intervalos de conglomerado que destacanson los ubicados en la base del Eoceno superior, en elOligoceno superior (Chattiano) y Mioceno inferior ypueden correlacionarse con conglomerados asociados alímites de secuencias observados en el Terciario de laProvincia de Tampico-Misantla. Además de estos conglo-merados, se han reconocido otros intervalos dominadospor arenas depositados durante eventos de suministromasivo de sedimento a la parte profunda de la cuenca,con excelentes propiedades petrofísicas y que alberganimportantes yacimientos de gas.99 Durante el Oligocenotardío la sedimentación ocurrió principalmente hacia elcentro y oriente de la cuenca, mientras que en la parteoccidental los sedimentos de esta edad están ausentes.


1262.

La columna del Mioceno-Plioceno de la Cuenca deVeracruz ha sido subdividida en varias secuencias sedi-mentarias con base en la información sísmica tridimen-sional y de pozos.88,97,98,100,101

La tectono-secuencia de Prearco inicia en el Mio-ceno medio con el establecimiento de la Faja VolcánicaTrans-Mexicana en su orientación actual al norte de la

Provincia de Veracruz. Esto provoca el emplazamiento de intrusivos y vul-canismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimento de origen volcánicodesde el norte y noroeste, reflejándose en progradaciones desde el norte dela cuenca hacia el sur, particularmente en el Mioceno tardío y Plioceno,con cantidades menores de sedimento proveniente desde el oeste.99,98,101 Porotro lado, algunos resultados recientes sugieren que la actividad volcánicaen los Tuxtlas probablemente inició en el Mioceno temprano-medio apor-tando sedimentos volcaniclásticos desde el sureste aunque en una propor-ción mucho menos importante que la del norte. Al mismo tiempo se iniciauna deformación compresiva que crea pliegues y cabalgaduras en sedimen-tos pre-Mioceno tardío modificando el patrón de dispersión de sedimentos,focalizando la sedimentación turbidítica a los sinclinales y favoreciendo laerosión en los anticlinales. El levantamiento de Anegada y Los Tuxtlasdurante el Mioceno tardío y Plioceno limita la salida de sedimento hacia elGolfo de México a una estrecha zona entre estos dos elementos, tal como seha preservado hasta la actualidad y que corresponde a la vecindad de ladesembocadura del Río Papaloapan.

Los nombres litoestratigráficos utilizados para rocas del Oligoceno-Plio-ceno incluyen las formaciones La Laja, Depósito, Encanto, Concepción, Fili-sola y Paraje Solo cuyos alcances se han modificado conforme avanza elconocimiento del área (Fig. 19).99,100,101,102 Con base en la información sísmicay de pozos se estima que la columna terciaria tiene más de 12,000 metrosen la parte central de la cuenca terciaria.91,106

Geología petroleraEn la Provincia de Veracruz se tienen tres intervalos generadores probados(Jurásico Superior, Cretácico Inferior-Medio y Mioceno) y dos hipotéticos:Cretácico Superior y Paleógeno (Fig. 20).104 El Jurásico Superior se ha estu-diado en la parte occidental y sur de la provincia. Contiene predominante-mente kerógeno tipo II, actualmente sobremaduro, que entró a la ventana degeneración en el Cretácico Tardío-Paleoceno con generación principal de gasen el Eoceno-Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico Inferior-Medio contiene kerógeno tipo II, se encuentra dentro de la ventana de gene-

NCuencade Veracruz

Golfo de MéxicoPlataformade Córdoba

TierraBlanca

Tuxtepec

Re

MiNa

Ca

TeT.H.

CóL.M.

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MaLl

Ap

Vi

Vc-153 f

Co

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PeEsS.P.

R.P.GI

An

M.P.

Sistema Petrolífero Cretácico Inferior-medio-Orizaba (!)Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Cretácico-Eoceno (!)Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Terciario inferior-Moceno temprano (!)Sistema Petrolífero Mioceno-Moceno superior. Plioceno inferior (!). Gas biogénicoHidrocarburos del CretácicoHidrocarburos del JurásicoMezcla de hidrocarburos del Jurásico-CretácicoMezcla de hidrocarburos del Jurásico-TerciarioSentido de migración

Mesozoico Cenozoico




Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello


JurásicoGeneraciónMigraciónCretácico

Mioceno

Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80 60 40 20 5

Aceite RemigraciónCrackeo secundarioGas

Orogenia Laramide Orogenia Chiapaneca

Aceite Gas

Gas Biogénico

Figura 20: Sistemas petrolíferos de la Provincia de Veracruz y tabla de eventos. Tomado de Vázquez-Covarrubias.107


1272.

ración de aceite y gas y entró en la ventana de aceite en el Paleoceno-Eocenoalcanzando la zona de gas en el Mioceno-Plioceno. Finalmente las rocas gene-radoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado elgas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno Superior-Plioceno Inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las faciesalmacenadoras a través de fallas profundas, discordancias y planos de estrati-ficación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más locali-zada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras.29,31,108,109,110,111,112

Las rocas almacenadoras principales en la Provincia de Veracruz corres-ponden a calizas de las formaciones Orizaba, brechas carbonatadas de lasFormaciones San Felipe y Méndez así como areniscas de sistemas turbidíti-cos del Mioceno-Plioceno.103,113 Las características de los plays principalesque han establecido producción comercial se muestran en la Tabla 4. Cabeseñalar que en el play de areniscas y conglomerados de canales y abanicossubmarinos del Mioceno-Plioceno se han agrupado una serie de tipos deyacimiento que varían desde areniscas canalizadas individuales, canalesconglomeráticos, complejos de canales, arenas de desborde, lóbulos areno-sos, hasta sábanas de arena con tipos de entrampamiento estratigráfico,combinado o estructural.88,106,114,115

Producción y reservasLa exploración petrolera en la Provincia de Veracruz inicia en 1921 con laperforación del pozo Cocuite-1 cerca de Tlacotalpan, resultando improduc-tivo. Las compañías extranjeras perforaron varios pozos en esta provinciaentre 1921 a 1938 sin éxito. En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividadesen la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2 resulta productor de aceite encalizas del Cretácico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productorde gas de areniscas del Terciario.116,117 De 1955 a 1980 se descubren la mayo-ría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas delfrente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y

Nombre Campos

Orizaba

Brechas del Cretácico

Angostura, Mata Pionche, Cópite, San Pablo, Rincón Pacheco

Conglomerados terciarios

Perdiz-Mocarroca, Novillero, Mirador

Arenas turbidíticas

Lizamba, Vistoso, Papán, Cocuite, Playuela

Brechas carbonatadas de talud con porosidad primaria y secundaria por fracturas (San Felipe-Méndez, Santoniano-Maatrichtiano)

Calizas arcillosas, margas y lutitas calcáreas (San Felipe y Méndez)

Estructurales (anticlinales laramídicos del frente tectónico sepultado)

Aceite pesado, ligero, condensado, gas húmedo, gas seco (Cretácico)

Conglomerados con escasa porosidad primaria y secundaria (Eoceno medio - Mioceno inferior)

Lutitas calcáreas (Eoceno, Oligoceno, Mioceno)

Combinadas (anticlinal erosionado y afallado, truncamiento por erosión)

Aceite (Jurásico-Cretácico)

Areniscas de canales y abanicos submarinos (Depósito-Encanto, Mioceno-Plioceno)

Lutitas intercaladas (Depósito-Encanto)

Estratigráficas y combinadas (cambio de facies, anticlinales terciarios, y cierre contra falla)

Gas seco (Jurásico, Cretácico?, Oligoceno-Mioceno)

Sello Trampas Tipo de hidrocarburo

FormaciónFormación, edad



Calizas de plataforma karstificadas y fracturadas, porosidad primaria y secundaria (Orizaba, Albiano-Cenomaniano)

Calizas arcillosas suprayacentes (Formación Maltrata)

Estructurales (anticlinales del frente laramídico sepultado, cierre en 4 direcciones, y/o contra falla)

Aceite ligero, condensado, gas amargo (Jurásico y Cretácico)

Mata Pionche, Mecayucan

Representativos

1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 20030

200

400

600

800

1,000

MM

pc/D

Año

Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocassiliciclásticas terciarias como Cocuite. De 1981 a 1995,debido al enfoque exploratorio en las Cuencas delSureste, la actividad exploratoria en la Provincia deVeracruz decae y no se realiza ningún descubrimiento, sibien la producción de gas se logró mantener por arribade los 100 millones de pies cúbicos diarios gracias alaporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico.A partir de 1997 se reinicia la actividad exploratoria apo-yada con sísmica tridimensional, lo que permite visualizarlos modelos sedimentarios postulados de abanicos subma-rinos y mapearlos mediante la utilización de atributos sís-micos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptosy modelos de yacimiento y la aplicación de nuevas tec -nologías en la perforación y terminación de pozos, de1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Pla-yuela, Lizamba, Vistoso, Apertura, Arquimia y Papán.118,119

Figura 21: Historia de producción de gas de la Provincia de Veracruz.

Tabla 4: Plays establecidos principales de la Provincia de Veracruz.


1282.

Esto permitió alcanzar en agosto de 2007 el máximo his-tórico de la provincia de 1010 millones de pies cúbicosdiarios (Fig. 21). La producción acumulada total de laprovincia a 2008 es de 2.4 billones de pies cúbicos de gasy 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas rema-nentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 billones de piescúbicos y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estimaun recurso prospectivo de 4 billones de pies cúbicos degas (Fig. 2).2

Provincia del SuresteUbicaciónEsta provincia se ubica en el sureste de México, que-dando comprendida en su parte terrestre, principal-mente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas,occidente de Campeche y el extremo sureste de Vera-cruz, extendiéndose hacia la actual plataforma conti-nental de esta región del Golfo de México (Fig. 22).

Marco tectónico y geología estructuralDesde el punto de vista geológico, la Provincia delSureste limita al occidente con la Cuenca de Veracruz,al sur con el cinturón plegado y cabalgado de la Sierrade Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán y alnorte se extiende como la porción de aguas profundasde la Provincia Salina del Istmo (Fig. 22).

Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Tem-prano, esta provincia inicia una etapa de rift que creó una serie de horsts ygrabens y que culminó a finales del Jurásico Medio, pasando a una etapa dederiva (drift) hasta principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapael bloque Yucatán incluyendo al área de la Sonda de Campeche, se desplazórotando en contra de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posiciónactual en el Jurásico Tardío.56,120,121

Al igual que las demás provincias que circundan el Golfo de México,desde el inicio de la etapa de deriva a principios del Jurásico Tardío ydurante el Cretácico, esta región se comporta como una margen pasiva.Desde finales del Cretácico hasta el Oligoceno, conforme el bloque Chortisse desplazó hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polo-chic, una deformación compresiva equivalente en parte a la Orogenia Lara-mide afectó el sur de la provincia produciendo plegamientos suaves en lasrocas jurásicas y cretácicas de la Sierra de Chiapas. La carga tectónica pro-dujo una antefosa hacia el noreste del cinturón de pliegues y transpresiónen la parte sur de la provincia. Durante el Oligoceno tardío se presenta unperíodo de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las pla-cas Norteamericana y Caribeña. Durante el Mioceno, al continuar el despla-zamiento del Bloque Chortis hacia el este y establecerse el centro deexpansión de Cocos sobre la Trinchera Mesoamericana al sur de México, seprodujo la deformación Chiapaneca. Este evento produjo deformación pordesplazamiento lateral izquierdo y reactivó el cinturón de pliegues y fallasde la Sierra de Chiapas. En la Provincia del Sureste este evento se mani-fiesta principalmente por una compresión con tendencia hacia el noresteque creó pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas mesozoicas y delpaleógeno del Pilar Reforma-Akal. A principios del Mioceno medio, por efec-tos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma deYucatán inició la formación de la Cuenca de Macuspana.121,122 Es probableque los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella conforma-dos por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste-suroeste hayansido producidos en parte para compensar la apertura de la Cuenca deMacuspana. Posteriormente, en el Plioceno, inicia el colapso gravitacionalhacia el noroeste y la evacuación de sal, lo que dio lugar a la formación dela Cuenca de Comalcalco y acentuó la Cuenca de Macuspana.121,123,124 Esterégimen distensivo continúa en la actualidad.

Con base en su evolución tectónica y características actuales la Provin-cia del Sureste se subdivide en 3 subprovincias cada una con estilos estruc-turales propios (Fig. 23):125,126,127,128

1. Cuenca Salina del Istmo, que tiene continuación hacia aguas profundasdel Golfo de México hacia el norte, limita al sur con la Sierra de Chiapas,al oeste con la Falla del Istmo que la separa de la Cuenca de Veracruz yal este con la Falla de Comalcalco que la separa del Pilar Reforma-Akal oProvincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la Subcuenca de Comal-calco en su parte sureste. Estructuralmente se caracteriza por diapiros,paredes, lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación decuencas por evacuación de sal y colapso gravitacional, tales como la

18°N

20°N

94°O 92°O

N

Plataforma deYucatán

ProvinciaSalina del Istmo

(porción de aguaspforundas)

AB

ComalcalcoPilar Reforma-AkalMacuspanaSalina del Istmo

ABCD

D

C

0 120 km

LosTuxtlas

Sierra de Chiapas

Cuencas


Figura 22: Ubicación, Subprovincias y principales campos de la

Provincia del Sureste.


1292.

B’

B’

B

B

A’

A’

C’ A

A

C

C’C

500 mA

B

C DE

F

HG

Cinturón Plegado CatemacoCuenca de VeracruzCuenca Salina del IstmoCuenca de ComalcalcoPilar Reforma AkalCuenca de MacuspanaCuenca de Le-AkachCinturón Plegado Chuktah-Tamil

ABCDEFGH

Coatzacoalcos

Plataformade Yucatán

Cantarell

Ciudaddel Carmen

Provincia Salinadel Istmo (porción de

aguas profundas)

0 40 km

N

Eje de pliegueFalla normalFalla inversaSal alóctonaLímite de la sal

May

Salina del Istmo(aguas profundas)

Cuenca deComalcalco

PilarReforma-Akal

Cuenca deMacuspana

YumPilar Reforma-Akal

Cuenca Salina del Istmo

Chuc Abkatun Cantarell

Cuenca de Comalcalco, y minicuencas desarrolladaspor la evacuación de sal en las que los sedimentosterciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoi-cas y paleógenas presentan pliegues y cabalgadurascon dirección noreste-suroeste y vergencia hacia elnoroeste mientras que en el Terciario se presentanfallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lís-tricas contra-regionales con inclinación alsureste.129,130,131,132

2. Pilar Reforma-Akal, ubicado entre la Falla de Comal-calco al oeste-noroeste y la Falla de Frontera al este-sureste, limitando al sur con la Sierra de Chiapas y alnoreste con las cuencas de Comalcalco y Le-Akach, alsureste con la Cuenca de Macuspana y al noreste conla Plataforma de Yucatán. Se caracteriza por plieguesy cabalgaduras de edad mioceno-pliocénica y orienta-ción noroeste-sureste que afectan rocas mesozoicas ydel Paleógeno, generalmente con una ligera curvaturacóncava hacia el suroeste, con niveles de despegueen horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordianoy Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los plie-gues están localmente afectados por almohadillas ydiapiros de sal, fallas normales con caída al este yoeste y lístricas con inclinación al noroeste y orienta-ción norte-sur y noreste-suroeste del Plio-ceno.120,133,134,135,136,137

3. Cuenca de Macuspana, limitada al este-noreste porla Falla de Macuspana que la separa de la Plataformade Yucatán, al oeste-noroeste por la Falla Fronteraque la separa del Pilar Reforma-Akal y al sur por laSierra de Chiapas. Esta subprovincia se caracterizapor fallas lístricas del Mioceno-Plioceno temprano deorientación noreste-suroeste e inclinación al noro-este con anticlinales de roll-over asociados a la eva-cuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porciónmarina, fallas lístricas del Plioceno tardío-Pleisto-ceno con orientación noreste-suroeste e inclinaciónhacia el sureste y anticlinales alongados y apretadosasociados a la inversión de las fallas lístricas miocé-nicas durante el Mioceno medio-tardío y Plio-Pleisto-ceno.138,139,140,141,142Figura 23: Secciones estructurales a través de la Provincia del Sureste mostrando el

estilo estructural de cada Subprovincia. Tomado de Robles-Nolasco, Robles-Nolasco et al

y Reyes et al.125,126,127,128

Halo

cine

sis

Play

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po d

e hi

droc

arbu

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Era/Periodo

MP

Cint

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Época Edad Even

tos

tect

ónic

o y

tect

ono

secu

enci

as

Edad

Roca

gen

erad

ora

Tipo

de

tram

pa

Golfo de MéxicoPlataforma de Yucatán

Sierras de Chiapas


Basamento

,

,

Filisola, ParajeSolo, CatedralConcepción

Encanto

Sal alóctona

Depósito

La Laja

Sal alóctona

Lutitas NanchitalUzpanapa

Abkatun

Jolpabuchil-BrechaCantarell-Angostura

San Felipe-ChakAngostura-

Ocozocoautla

Chinameca-MalpasoSan Ricardo

Edzna

AkimpechSan Ricardo

Ek BalamSan Ricardo

Sal

Todos Santos

Andesita Pueblo Viejo (?)

AkalPlataforma Artesa

Mundo nuevo-GrupoSierra Madre

Litología




Tipo hidrocarburo

GasCondensadoAceite

Trampas






Chattiano

Rupeliano


Lutetiano


Daniano

Maastrichtiano

Campaniano

Santoniano

Coniaciano


Albiano


Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinamuriano

Hetangiano


OlenekianoInduano

Paleozoico

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Inferior

Medio

Superior

Paleoceno

Eoceno

Oligoceno

Mioceno

Plioceno

PleistocenoCuat.

Neó

geno

Pale

ógen

oCr

etác

ico

Jurá

sico

Triá

sico

Mes

ozoi

coCe

nozo

ico


1302.

Estratigrafía y sedimentaciónSe infiere que el basamento en esta pro-vincia es similar al que se ha detectadoen la Sierra de Chiapas y Plataforma deYucatán, donde está constituido porgranitoides y esquistos paleozoicoscomo parte de una corteza continentaladelgazada que conforma horst, grabensy medios grabens producidos durante laapertura del Golfo de México.143 Losdepósitos sedimentarios inician conuna secuencia de lechos rojos de laFormación Todos Santos derivados dela erosión del basamento y rocas volcá-nicas depositadas en grabens duranteel Triásico Tardío y Jurásico Temprano(Fig. 24). Sobre estas rocas se acumu-laron gruesos depósitos de sal duranteel Calloviano producto de la evaporaciónde agua de mar, con anhidritas y lechosrojos hacia las partes expuestas.142,144

Sobre la sal se establecen en estaprovincia condiciones marinas normalesa fines del Calloviano-principios delOxfordiano y se depositan calizas decuenca carbonosas, calizas de rampaexterna, grainstones oolíticos de rampainterna que pasan transicionalmentehacia la Sierra de Chiapas y hacia laPlataforma de Yucatán a sedimentossiliciclásticos costeros evaporíticos ycontinentales del Grupo Ek-Balam y de

Figura 24: Columna estratigráfica de la Provincia del Sureste.


1312.

la Formación San Ricardo.56,120,145,146,147 Los grainstones oolíticos oxfordianos nosolo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alre-dedor de levantamientos diapíricos incipientes de la sal subyacente en larampa media y externa. Estas condiciones se mantienen en el Kimmerid-giano con el depósito de la Formación Akimpech, pero a finales de esteperíodo y a principios del Tithoniano se produce una transgresión que haceretroceder las facies someras de rampas carbonatadas y los clásticos conti-nentales de la Formación Todos Santos hacia el sur y hacia el este de laprovincia.146,147 Durante el Tithoniano predominó el depósito de mudstonesarcillo-carbonosos y capas de lutitas calcáreas negras que constituyen laprincipal roca generadora de la provincia. Hacia las partes altas, bordeandolas zonas emergidas, se presentan facies de dolomías, grainstones oolíticos,evaporitas, areniscas arcillosas en la zona que ahora corresponde a la Sie-rra de Chiapas.120,144,146,147,148

Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progra-dante, quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas defacies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte. Duranteeste tiempo comienza el desarrollo de la plataforma de Artesa-MundoNuevo.149,150,151 Desde el Barremiano el comportamiento se vuelve retrogra-dante, depositándose anhidritas y dolomías de la Formación Cobán sobreclásticos continentales de Todos Santos en la Sierra de Chiapas y culmi-nando con una máxima inundación a finales del Aptiano, cuando se deposi-taron en la provincia calizas arcillosas y lutitas.120

En el Albiano se reestablece en la mayor parte de la provincia la sedi-mentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolo-mías con intercalaciones de lutitas y bentonitas de las Formaciones Akal ySierra Madre.120,144 Hacia las partes más profundas en el norte se depositancalizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. A fines del Cenoma-niano se inicia una transgresión que culmina en el Turoniano con el ahoga-miento de grandes áreas de las plataformas preexistentes y el depósito decalizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas sobre las calizas deagua somera.120,142,150,152,153 Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provin-cia así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo el depósito de calizas deagua somera continuó hasta el Santoniano y en la parte más austral hastael Maastrichtiano, depositándose calizas bentoníticas e intercalaciones delutitas equivalentes a las formaciones San Felipe y Méndez y de la Forma-ción Jolpabuchil en las partes profundas al norte, brechas carbonatadas dela Formación Chac a lo largo del talud de la plataforma y calizas de plata-forma de la Formación Angostura hacia el sur y oriente.120,142,144

En el Cretácico Tardío se depositó un grueso paquete de brechas carbo-natadas con clastos de calizas someras como un delantal (apron) a lo largodel talud. Estas rocas constituyen los principales yacimientos en el campoCantarell y han sido denominados como Formación Cantarell por Cantú-Chapa y Landeros-Flores.133,147,154 Una teoría alternativa establece que estos

depósitos fueron originados principalmente por elimpacto que creó el Cráter de Chicxulub en el límiteCretácico-Terciario y que provocó el colapso del margenoccidental de la Plataforma de Yucatán.155,156 Hacia laspartes internas de plataforma también se depositaronsobre las calizas de la Formación Angostura brechascarbonatadas de la parte inferior de la FormaciónSoyaló del Paleoceno.44 Las brechas fueron cubiertaspor calizas arcillosas y lutitas de aguas profundas de laFormación Abkatún en la parte marina así como porlimolitas, lutitas y capas de brechas carbonatadas de laFormación Soyaló del Paleoceno hacia el sur.144,154

Para mediados del Paleoceno la sedimentación en laprovincia pasó a ser predominantemente siliciclásticadebido a los efectos laramídicos. Para el Eoceno sedepositaron conglomerados aluviales y fluviales en laspartes proximales de la parte sur que pasaban transi-cionalmente a ambientes deltáicos, costeros y de plata-forma siliciclástica hacia el norte con el desarrollo dealgunos crecimientos arrecifales de parche y sedimen-tación de aguas profundas más al norte.154 Durante elEoceno tardío y el Oligoceno disminuye la actividad tec-tónica y el aporte siliciclástico y se establecen condicio-nes carbonatadas en las partes más someras hacia elsur de la provincia.142 La distribución y acumulación delos sedimentos siliciclásticos derivados del sur empiezaa ser controlada por la deformación salina, sobre todoen la parte noroeste de la provincia en donde se presen-tan ambientes de aguas profundas.120 En la zona corres-pondiente a la plataforma de Yucatán predominó lasedimentación carbonatada durante todo el Paleógeno.

Durante el Mioceno el inicio de la deformaciónChiapaneca provocó levantamiento y erosión con elconsecuente incremento del influjo terrígeno y la pro-gradación de los sistemas de plataforma desde el surdando lugar al depósito de areniscas y lutitas bentoníti-cas.123 En el Mioceno medio, como resultado de la trans-tensión producida por la deformación Chiapaneca, tuvolugar la formación de la Cuenca de Macuspana dondese favoreció la acumulación de un gran espesor de are-niscas y limolitas de facies de plataforma y complejosdeltáicos dominados por oleaje progradantes hacia elnoroeste. El depósito de estos sedimentos estuvoinfluenciado por el fallamiento lístrico, la evacuación


1322.

de arcillas oligocénicas y por esfuerzos compresivos queprodujeron la inversión de las fallas lístricas.123,139 Elevento Chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Pro-vincia Salina del Golfo Sur se manifestó con la forma-ción de pliegues de orientación noreste-suroeste de los

cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella y eventos de eva-cuación de sal desde el extremo sur hacia el norte.131,132 Durante el Miocenotardío continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de plataformacon un patrón general progradante hacia el norte y noroeste, sobre el áreadel Pilar Reforma-Akal y hacia la parte norte de la Cuenca Salina del Istmo,

Mesozoico

Salina del Istmo-Comalcalco

Cenozoico




Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello



Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80 60 40 20 5

Halocinesis, colapso gravitacionalCompresión Chiapaneca

Mesozoico

Pilar Reforma-Akal

Cenozoico




Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello



Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80 60 40 20 5

HalocinesisChiapaneca

Mesozoico

Macuspana

Cenozoico




Roca generadora

Roca almacenadora

Roca sello



Pale

ocen

o

Eoce

no

Olig

ocen

o

Mio

ceno

Plio

ceno

Plei

stoc

eno

Holo

ceno

160 140 120 100 80 60 40 20 5

ChiapanecaEvac. arc. y sal

Figura 25: Tablas de eventos de las Subprovincias del Sureste. Tomado de Clara, Villanueva y Caballero, 2006.185


1332.

hacia donde se desarrollaron sistemas de talud y cuenca cuya sedimenta-ción y distribución estuvo influenciada por el relieve submarino producidode la tectónica salina.157,158

A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que depositórocas arcillosas que funcionan como sello. Posteriormente se restableció lasedimentación de plataforma en la Cuenca de Macuspana pero ahora desdeel oeste, siendo afectada por una serie de fallas lístricas con echado alsureste.159 En periodos de nivel base bajo (lowstands), se formaron algunosvalles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partesmás profundas hacia el oeste y noreste y depositado como abanicos subma-rinos en cuencas productos de la evacuación de sal y arcilla.139,158 La acumu-lación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó laevacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo de laFalla de Comalcalco, dando lugar a la formación de la cuenca del mismonombre. En esta cuenca se acumuló un grueso paquete del Plioceno amedida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estasareniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur(área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemasturbidíticos de ambientes profundos en la parte norte.131,132,160,161 Durante elPlioceno tardío y Pleistoceno se depositaron sedimentos de plataforma en elárea correspondiente a la actual plataforma continental y sistemas de taludy cuenca de aguas profundas más hacia el norte, afectados por fallas de cre-cimiento y tectónica salina.

Al igual que en la Provincia de Veracruz, en la del Sureste se ha utili-zado una subdivisión litoestratigráfica para el Eoceno-Plioceno que incluyelas formaciones Conglomerado Uzpanapa, Lutitas y Conglomerados Nanchi-tal, La Laja, Depósito, Encanto, Concepción Inferior y Superior, Filisola,Paraje Solo, Agueguexquite y Cedral cuyos rangos de edad se han modifi-cado conforme avanza su conocimiento, como se puede observar en los tra-bajos de Álvarez, Castillo-Tejero y López-Gómez.162,163,164

Geología petroleraEn la Provincia del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadoresprincipales (Figs. 24 y 25). El de mayor importancia corresponde a las rocasdel Tithoniano (Formaciones Edzna y Chinameca) las cuales contienenkerógeno tipo I y II principalmente con una evolución térmica desde inma-dura hasta sobremadura debido a las diferentes profundidades a las que seencuentran estas rocas en las diferentes partes de la provincia, observán-dose en general un incremento en la madurez de noreste a suroeste. La gene-ración de estas rocas inicia desde principios del Terciario, y alcanzó sumáximo del Mioceno al Plio-Pleistoceno.29,165,166,167,168,169

Las facies de rampa externa y cuenca del Oxfor-diano contienen kerógeno tipo I y II, se encuentran encondiciones de madurez similares a las del Tithoniano yse ha comprobado su contribución a las acumulacionesde aceite de campos marinos.165,166 Los horizontes delCretácico depositados en ambientes reductores, conkerógeno tipo II principalmente, también han contri-buido a la generación sobre todo en aquellas áreas de laprovincia que han sufrido mayor sepultamiento. Laslutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitasdel Oligoceno Inferior y del Mioceno contienen keró-geno tipo II y III y entraron a la ventana de generacióndurante el Plio-Pleistoceno sólo en aquellas zonas conmayor gradiente geotérmico y mayor sepultamientocomo la Cuenca de Macuspana, en donde también se hagenerado gas biogénico y probablemente por craqueosecundario.29,169,170,171,172,173 La Tabla 5 muestra las caracte-rísticas de los principales plays productores de la Pro-vincia del Sureste. Existen estudios en los que se hansubdividido y descrito a mayor detalle estos plays, enparticular los terciarios de las cuencas Salina del Istmoy Macuspana, por lo que el lector es remitido a los tra-bajos de Robles-Nolasco et al., Soto-Cuervo et al.,Ambrose et al. y Jones et al., entre otros.131,132,139,174

Producción y reservasLa exploración en esta provincia inicia en 1886 con laperforación del pozo Sarlat en la Cuenca de Macus-pana. Sin embargo, fue hasta 1905 y 1906 que se perfo-raron los primeros pozos que resultaron productorescomerciales en la Cuenca de Macuspana y la CuencaSalina del Istmo, iniciando la explotación en estaregión. Petróleos Mexicanos inicia actividad en la zonaen 1943 realizando descubrimientos de aceite ligero ygas en los años subsecuentes. La explotación en laparte terrestre del Pilar Tectónico de Reforma-Akal esimpulsada con los descubrimientos de aceite y gas encalizas cretácicas hechos por los pozos Sitio Grande-1 yCactus-1 en 1972. La prospección geofísica en la partemarina de la provincia también inició en 1972. Los estu-


1342.

Areniscas en estructuras tipo tortuga

Areniscas en fallas lístricas y anticlinales rollover

Barras de arenas deltaicas (Plioceno inferior)

Areniscas turbidíticas (Plioceno medio y tardío)

Estructural (estructura tipo tortuga creada por evacuación de sal)

Estructurales y combinadas (acuñamientos o crecimientos contrafallas normales sindepositacionales, anticlinales rollover)

Lutitas intraformacionales (Plioceno inferior)

Lutitas intraformacionales (Plioceno medio y tardío)

Gas y aceite ligero (Tithoniano)

Aceite ligero y gas (Tithoniano)

La Central

El Golpe, Tupilco

Areniscas del Mioceno en anticlinales

Areniscas en acuñamientos sobre y contra sal

Areniscas deltaicas, de barras costeras y turbidíticas (Depósito, Mioceno inferior y medio)

Areniscas de canales y abanicos submarinos y barras costeras (Encanto y Concepción, Plioceno inferior y medio)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos y sobrelapes sobre cuerpos de sal o estructuras asociadas a intrusiones salinas)

Lutitas intraformacionales (Mioceno inferior y medio)

Lutitas intraformacionales (Plioceno Inferior Medio)

Estructurales (anticlinales de orientación NE-SW, en algunos casos subsal, nucleados por sal y/o afallados)



Cuichapa

Cinco Presidentes, Ogarrio, Bacal

Brechas Cretácico-Paleoceno

Calcarenitas del Eoceno

Brechas de talud fracturadas(Cretácico Superior-Paleoceno)

Calcarenitas de litoclastos y bioclastos (Eoceno)

Estructurales (anticlinales afallados)

Estructurales (anticlinales)

Lutitas (Paleoceno-Eoceno)

Lutitas y limolitas (Eoceno)

Pesado a ligero (Tithoniano)

Aceite pesado (Tithoniano)

Cantarell, Abkatun, Ku, Zaap, Maloob

Ek-Balam

Areniscas Ek-Balam

Ek-Balam

Oolitas Ek-Balam Ek-Balam

Oolitas del Kimmeridgiano

Jujo-Tecominoacan, Luna, Zaap,

Calizas arcillosas dolomitizadas del Tithoniano

Calizas de plataforma fracturadas y dolomitizadas

Areniscas de cuarzo costeras y eólicas, porosidad primaria (Ek-Balam, Oxfordiano)

Anhidrita (Oxfordiano)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos, bloques rotados, anticlinales)

Aceite ligero (Oxfordiano-Tithoniano)

Grainstones oolíticos de rampa interna (Ek-Balam, Oxfordiano)

Anhidrita (Oxfordiano) y lutitas (Terciario)


Aceite ligero (Oxfordiano-Tithoniano)

Grainstones oolíticos de rampa interna, en partes dolomitizados, porosidad primaria y secundaria(Akimpech, Kimmeridgiano)

Calizas arcillosas (Tithoniano)


Aceite ligero (Tithoniano)

Mudstone arcilloso de rampa externa ligeramente dolomitizado y karstificado (Tithoniano)

Packstone-grainstones de plataforma, porosidad primaria y secundaria, disolución y fracturas (Cretácico)

Estructurales (anticlinales afallados)

Calizas arcillosas (Tithoniano y Cretácico Inferior)

Calizas arcillosas (Cretácico) y lutitas (Terciario)

Estratigráficas y combinadas Aceite ligero (Tithoniano)

Gas y condensado (Tithoniano)

Jujo-Tecominoacan

Catedral, Muspac, Giraldas

Areniscas en pliegues por inversión

Areniscas deltaicas, de barras costeras y turbidíticas de talud y piso de cuenca (Mioceno superior - Plioceno)

Lutitas intraformacionales (Mioceno-Plioceno)

José Colomo, Chunel, Vernet, Cafeto, Shishito, Fortuna Nacional

Estructurales y combinadas (anticlinales por inversión de fallas lístricas y tipo roll-over, cambio lateral de facies)

Gas y aceite ligero (Tithoniano, Terciario)

Nombre Campos Sello Trampas Tipo de hidrocarburo

EdadFormación, edad

Litología


Cuenca de Macuspana

Pilar Reforma-Akal

Cuencas Salina del Istmo y de Comalcalco

Representativos

Tabla 5: Características de los plays establecidos de la Provincia del Sureste.


1352.

dios exploratorios culminan con la perforación del pozoChac-1 entre 1974 y 1976, resultando productor en bre-chas de Cretácico y detectando aceite en areniscas delOxfordiano. En los siguientes 5 años se realizaronimportantes descubrimiento en esta región, detonandola explotación de la provincia más importante delpaís.155,166,175,176 La Tabla 5 muestra las características delos plays productores más importantes de la provincia.

Con la explotación del Complejo Cantarell, la pro-ducción de la Provincia del Sureste llegó a ser la másimportante del país alcanzando su máximo histórico demás de 4 millones de barriles de petróleo crudo equiva-lente por día en 2004 (Fig. 26). La producción acumu-lada de la provincia es de 31,229 millones de barriles deaceite y 41.2 billones de pies cúbicos de gas. Las reser-vas remanentes y recursos prospectivos son de 23,785 y18,100 millones de barriles de petróleo crudo equiva-lente, respectivamente (Fig. 2).2

Golfo de México profundoEn los últimos años Petróleos Mexicanos ha iniciado laperforación de pozos exploratorios en la parte profundadel Golfo de México, en tirantes de agua mayores a 500m. En esta región se tienen identificadas 7 provinciasgeológicas (Fig. 27) de las cuales 5 tienen mayor pros-pectividad: Provincia Salina del Bravo, Cinturón PlegadoPerdido, Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado Cate-maco y la porción de aguas profundas de la ProvinciaSalina del Istmo. Las características principales de estasprovincias prospectivas han sido publicadas en trabajosprevios y se describen brevemente a continuación.34

Provincia Salina del BravoLa mayor parte de esta provincia se ubica en la parteestadounidense del Golfo de México pero se extiendehacia la porción noroccidental de la parte mexicana. Laparte mexicana de esta provincia está caracterizada porla presencia de mantos tabulares de sal, toldos(canopies) y diapiros, evacuados desde el poniente.Estudios de manifestaciones superficiales y muestreo defondo marino indican que el área es propensa de conte-ner aceite ligero almacenado en areniscas turbidíticasterciarias de complejos de canales y abanicos submari-nos.34,177 Interpretaciones de métodos geofísicos poten-

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 20070

1,000

500

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000M

bpc/

D

Año

0 300 km

Poza Rica

Veracruz

N

Provincia Salina del BravoCordilleras MexicanasCinturón Plegado PerdidoPlanicie AbisalCinturón Plegado CatemacoProvincia Salina del IstmoEscarpe de Campeche

ABCDEFG

A

B

C

D

E

F

G

A’

A’

A

AProvincia Salina

del BravoProvincia Salina

del IstmoEscarpe deCampecheCPP Planicie Abisal

ANO SE

Plataforma de YucatánA

Reynosa

Figura 26: Historia de producción de la Provincia del Sureste.

Figura 27: Provincias prospectivas de la parte mexicana profunda del Golfo de México.


1362.

ciales y análisis de velocidades sísmicas de detallesugieren que en la parte occidental se presenta unafranja caracterizada por la evacuación de la arcillapaleógena a manera de diapiros y paredes, desarro-llando entre ellos depresiones o minicuencas en las quese depositaron los sedimentos del Neógeno.178 Se pre-sentan trampas estratigráficas y combinadas: cierrescontra falla, crestales, acuñamientos contra diapiro,estructuras tipo tortuga y pliegues subsalinos asociadosal plegamiento gravitacional terciario. Esta provincia seubica en tirantes de agua de 500 a 2000 metros. En laparte estadounidense de esta provincia se ha realizadodescubrimientos tanto por arriba como por debajo delos cuerpos de sal, sobre todo en la parte correspon-diente al abanico del río Mississippi. Si bien las condi-ciones de deformación, entrampamiento, generación ymigración pueden ser muy similares hacia el lado mexi-cano, es probable que la calidad y espesores de la rocaalmacén sean diferentes al variar la fuente de aporte delos sedimentos.

Cinturón Plegado PerdidoLa acumulación de sedimentos terciarios en la Cuencade Burgos y la actual plataforma continental frente alestado de Tamaulipas ha provocado el deslizamiento gra-vitacional del paquete sedimentario hacia el Golfo deMéxico. Este colapso gravitacional se manifiesta por eldesarrollo de sistemas de fallas lístricas en los sedimen-tos terciarios de Burgos y la plataforma continental. Laextensión producida en estas zonas es acomodadaechado abajo con el desarrollo de un cinturón plegadoasí como con la evacuación de sal jurásica, que involucraa la secuencia mesozoica (Fig. 27). El Cinturón PlegadoPerdido corresponde a la zona de pliegues gravitaciona-les ubicada al oriente de la zona de influencia de salalóctona correspondiente a la Provincia Salina del Bravo.

Algunas estructuras que involucran el Mesozoico parecen estar nucleadaspor sal pero otras se formaron por corrimientos a niveles más someros y ladeformación sólo involucra al terciario. En general las estructuras son alar-gadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. La deformación ocurrióprincipalmente del Oligoceno tardío al Mioceno. La sección mesozoica y delPaleoceno se encuentra en la ventana de generación. El tipo de hidrocarburoesperado es principalmente aceite ligero y estaría almacenado en areniscasturbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos deposi-tados en esta zona principalmente como sistemas de nivel bajo y, en menorproporción, en calizas fracturadas mesozoicas de aguas profun-das.34,177,180,111,182,183 Este cinturón se ubica en tirantes de agua de entre 2,000 y3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidensedel Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientosimportantes en sedimentos terciarios entre los que se encuentran Trident,Great White, Tobago, Silvertip y Tiger.179

Cordilleras MexicanasDe manera similar al Cinturón Plegado perdido, echado abajo de la franjadistensiva que abarca desde la parte sur de la Cuenca de Burgos y costaafuera de Tampico-Misantla y Veracruz, se formó un amplio cinturón ple-gado para acomodar la extensión gravitacional de dicha provincia. Este cin-turón plegado se conoce como Cordilleras Mexicanas y se extiende a lolargo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km2 en tirantes de agua de entre500 y 3,500 m. Las superficies de despegue se ubican dentro del Terciario ydan lugar a anticlinales simétricos, con vergencia hacia el oriente y en algu-nos casos en sentido opuesto, muy largos (algunos de hasta 120 km) y angos-tos. La edad de la deformación es del Mioceno al Reciente y los plieguesmás jóvenes y de mayor amplitud son los que se localizan hacia el centro dela cuenca. En esta provincia se han perforado 2 pozos exploratorios, Lakach-1 y Catamat-1, el primero resultó productor en areniscas turbidíticas del Mio-ceno inferior en la parte sur de la provincia y el segundo resultó productor nocomercial en la parte central, ambos de gas no asociado. El tipo de hidrocar-buro esperado en otras partes de la provincia y a otros niveles estratigráficoses gas y posiblemente aceite ligero. Las rocas almacenadoras son areniscasturbidíticas depositadas en aguas profundas principalmente como sistemasde nivel bajo.34,177,184

Descubra el yacimiento // Evaluación de formaciones laminadas con herramientas inductivas triaxiales—Rt Scanner

1372.

Cinturón Plegado CatemacoAl dar inicio en el Mioceno medio la deformación Chiapaneca y el levanta-miento del macizo de Chiapas, se inicia el colapso gravitacional con despe-gue en la sal, lo que produce por un lado la apertura de la Cuenca deMacuspana y por otro lado la formación del Cinturón Plegado Catemacocomo parte del Oroclinal de Campeche.121 Tras el cese de la deformaciónChiapaneca, el peso de la cuña sedimentaria progradante durante el Mio-ceno tardío y Plioceno contribuye a que continúe la deformación compresivaen esta provincia debido al deslizamiento gravitacional hacia el norte ynoroeste de la carpeta sedimentaria con la formación de la Cuenca deComalcalco. Esta provincia está caracterizada por pliegues con orientaciónnoreste-suroeste y vergencia al noroeste armados en rocas del Paleoceno alPlioceno, algunos de ellos afectados por fallas inversas y cabalgaduras (Fig.23).125, 131 Se han perforado tres pozos exploratorios (Noxal-1, Leek-1 y Lalail-1) los cuales han comprobado la presencia de yacimientos de gas en arenis-cas turbidíticas de canales y abanicos submarinos del Mioceno inferior yPlioceno inferior en trampas estructurales. Se infiere también la presenciade trampas combinadas en los anticlinales y acuñamientos contra estasestructuras. Los yacimientos de esta provincia en conjunto con el de laparte sur de las Cordilleras Mexicanas descubierto por el pozo Lakach-1,demuestran la existencia de una megaprovincia de gas no asociado en laparte suroccidental del Golfo de México profundo.

Provincia Salina del Istmo (porción de aguas profundas)Esta provincia comparte diversas características y es la contraparte en elsur de la Provincia Salina del Bravo. Estas dos provincias constituyeron enel Calloviano una sola provincia salina que fue separada durante la aper-tura del Golfo de México en el Jurásico Tardío. Esta provincia es la exten-sión de la Cuenca Salina del Istmo (Provincia del Sureste) hacia la parteprofunda del Golfo. Una de las diferencias principales con su contrapartedel norte es que en la Provincia Salina del Istmo también influyó la defor-mación compresiva Chiapaneca del Mioceno medio, lo que imprime a estaprovincia una mayor complejidad estructural. La provincia está caracteri-zada por la presencia de cuerpos de sal tanto autóctona como alóctonarepresentada por almohadas, diapiros, paredes, lengüetas y toldos (cano-pies). Asimismo, son característicos en líneas sísmicas los sinclinales querepresentan los sedimentos acumulados en minicuencas conforme la salera evacuada. Trampas potenciales incluyen acuñamientos sobre y contra

la sal, arenas en minicuencas, arenas en estructurastipo tortuga y pliegues subsalinos tanto en areniscasturbidíticas cenozoicos como en calizas mesozoicas. Ladistribución de las arenas turbidíticas terciarias estuvofuertemente influenciada por la tectónica salina con-centrando areniscas en minicuencas. Es posible queexistan bancos oolíticos o crecimientos orgánicos jurá-sicos asociados a las etapas transgresivas tempranas o aaltos topográficos controlados por la movilización tem-prana de la sal. Hasta la fecha se han perforado 6 pozosen esta provincia, de los cuales sólo el Tamil-1 resultóproductor de aceite en calizas del Cretácico Inferior yMedio en la parte oriental de la provincia. En generalse espera que la calidad de hidrocarburos en esta pro-vincia aumente desde aceites extrapesados y pesadosen la parte suroriental hasta aceite superligero y gas noasociado en la vecindad con el Cinturón Plegado Cate-maco, todo esto en función de la madurez de las rocasgeneradoras.34,158,177

AgradecimientosNuestro agradecimiento a las siguientes personas, concuyas contribuciones y observaciones se logró integrar yenriquecer este trabajo: José María Rodríguez López,Rogelio Muñoz Cisneros, Mario Aranda García, MarianoTéllez Avilés, Francisco González Pineda, Genaro ZigaRodríguez, Javier Hernández Mendoza, Juan RogelioRomán Ramos, Humberto Salazar Soto, Domingo Saave-dra Torres, Martín Martínez Medrano, Francisco Gri-maldo Suárez, Emilio Vázquez Covarrubias, OlferBaltazar Chongo, Rodolfo Verdugo Villarinos, Juan TorizGama, Modesto Landeros Flores, Francisco Sánchez deTagle, Roberto Rojas Rosas, Jaime Patiño Ruiz, JoséRuiz Morales, Miguel Ángel Cruz Mercado, IsmaelGutiérrez Moreno, Carlos Williams Rojas, así como atodas aquellas personas que con su trabajo, muchasveces de manera anónima, han contribuido al conoci-miento de la geología petrolera de México.


1382.

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Geologia - Provincias petroleras de México

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