Provincias petroleras de Mexico WEC2010 CAP1

WEC México 2009 // Capítulo 2
Provincias petroleras de México
Descubra el yacimiento
M
éxico ha sido objeto de estudios y actividades exploratorias destinados a descubrir yacimientos de hidrocarburos desde
fines del siglo XIX. Como resultado, en
1904 se concreta el primer descubrimiento comercial
de hidrocarburos en México, cuando el pozo La Pez-1
produjo 1,500 barriles diarios de aceite de calizas fracturadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, San
Luis Potosí. A este descubrimiento se sumaron otros en
los años siguientes, logrando posicionar a México como
uno de los principales productores mundiales en la
década de 1920.1
En los últimos 70 años, Petróleos Mexicanos ha
explorado el territorio mexicano y definido las principales provincias geológicas con potencial petrolífero,
habiendo establecido producción comercial de hidrocarburos en seis de ellas: Cuenca de Sabinas-Península
de Tamaulipas, Cuenca de Burgos, Cuenca TampicoMisantla, Cuenca de Veracruz (incluye el frente tectónico de calizas plegadas y sepultadas por sedimentos
cenozoicos), Cuencas del Sureste y Cuenca del Golfo de
México Profundo (Fig. 1). Asimismo, hay identificadas
seis provincias adicionales con potencial petrolífero
menor que incluyen la Plataforma de Yucatán, Sierra de
Chiapas, Sierra Madre Oriental, Cuenca de Chihuahua,
Golfo de California y Cuencas de Vizcaíno-La Purísima
en el occidente de Baja California.
Todas las provincias actualmente productoras comparten en mayor o menor grado aspectos tectónicos,
estructurales, estratigráficos y geoquímicos debido a
que están genéticamente relacionadas a la megaCuenca del Golfo de México. Incluso la Cuenca de Sabinas, actualmente la provincia productora más retirada
M
2. 106
Productoras
Potencial medio-bajo
1. Sabinas-Península de Tamaulipas
2. Burgos
3. Tampico-Misantla
4. Veracruz
5. Sureste
6. Golfo de México Profundo
7. Plataforma de Yucatán
8. Sierra de Chiapas
9. Sierra Madre Oriental
10. Chihuahua
11. Golfo de California
12. Vizcaíno-La Purísima
N
EUA
11
10
Golfo de México
1
12
2
México
9
Océano Pacífico
6
3
Ciudad
de México
7
4
5
8
Aceite y gas asociado
Gas no asociado
Potencial medio-bajo
Figura 1: Provincias petroleras de México.
del Golfo, constituyó durante el Jurásico Tardío y Cretácico una extensión
del ancestral Golfo de México. Todos los sistemas petroleros establecidos
hasta ahora se encuentran en rocas cuya edad comprende del Jurásico
Temprano al Pleistoceno, asociadas a la apertura y relleno de esta megacuenca. Las principales variaciones entre las provincias radican en la proporción de sus facies sedimentarias preservadas, la naturaleza e intensidad
de los eventos tectónicos cenozoicos y su historia de sepultamiento, siendo
estos aspectos interdependientes y responsables de los diferentes tipos de
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
Producción acumulada
49.7
40.7
6.3
2.1
0.6
0
0
Probadas
Probables
Posibles
Resevas
23.8
44.5
18.9
1.0
0.3
0.5
0.0
Recursos prospectivos
52.3
29.5
16.7
Provincia
del Sureste
1.7
3.4
0.7
Tampico
Misantla
Burgos
Sabinas
Veracruz
0.3
Golfo de
México
Profundo
Plataforma
de Yucatán
Total
Recuperación total estimada de hidrocarburos
52.3
146.5
44.5
49.7
Producción
acumulada
Reservas
Recursos
prospectivos
Recuperación
total
estimada
Figura 2: Producción acumulada, reservas y recursos prospectivos de las provincias petroleras de México en miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Fuente:
hidrocarburos en cada provincia. Las Cuencas de Sabinas y Burgos, en el norte; Veracruz, en el este y Macuspana, en el sureste de México, se caracterizan por
producir principalmente gas no asociado. Mientras que
la Provincia de Tampico-Misantla y las subprovincias
del Pilar Reforma-Akal y Cuenca Salina del IstmoComalcalco en el sureste se caracterizan por producir
aceite principalmente (Fig. 1). En aguas profundas del
Golfo de México se tienen zonas con condiciones favorables para la generación, acumulación y producción
tanto de aceite como de gas, si bien hasta ahora es el
área menos explorada.
La Fig. 2 muestra la producción acumulada en toda la
historia de cada provincia, sus reservas remanentes y sus
recursos prospectivos.2 Los recursos prospectivos son los
volúmenes de hidrocarburos en acumulaciones inferidas
no descubiertas que se estiman potencialmente recuperables. Por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite destacan las Cuencas del Sureste y la
Cuenca Tampico-Misantla, mientras que los recursos
prospectivos se concentran principalmente en aguas profundas del Golfo de México y en las Cuencas del Sureste.
A continuación se presenta una descripción de las
características geológicas cada una de las provincias
productoras y de sus principales plays. Un play es un
conjunto de yacimientos de hidrocarburos, localizaciones u oportunidades exploratorias con características
similares de roca almacén, sello, estilo de entrampamiento y carga de hidrocarburos.
PEMEX Exploración y Producción, Evaluación al 1 de Enero de 2009.2
2. 107
WEC México 2009 // Capítulo 2
30°N
0
Campos de gas
100 km
N
Cuenca de Sabinas y Península de Tamaulipas
Ubicación
La Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleoelemento denominado
Península de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción principalmente de gas seco, se localizan en la porción noreste del país y cubren
parte de los estados de Coahuila y Nuevo León (Figs. 1 y 3).
EUA
29°N
Península
de Tamaulipas
Marco tectónico y geología estructural
28°N
27°N
Cuenca
de Sabinas
Isla de
Coahuila
26°N
Alto de
Picachos
Arco de
Monterrey
25°N
103°O
102°O
101°O
Alto de
San Carlos
100°O
99°O
Figura 3: Elementos tectónicos y distribución de campos de la
Cuenca de Sabinas.
Despegue salino
Fallamiento inverso de basamento
Plegamiento suave
Domos y despegues salinos
A
B
C
D
Domo salino
Anticlinal
Falla inversa
N
28°
A
México
26
27
21
22
25
24
B
11
A
I’
A
27°
EUA
19
29
20 28
18
A
30 D
21
B
10
C
B
16
17
3
23
C
33
35 34
13
D
G
8
6
7
J
5
1
A
B
C
D
E
80 km
Saltillo
102°
K
2
4
Monterrey
0
B
NO
9
Monclova
15
26°
Desde el punto de vista geológico, esta provincia petrolera incluye la Cuenca
de Sabinas y los campos ubicados al noreste sobre la Península de Tamaulipas.
Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas se ha interpretado
como un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México.
Geológicamente está limitada por grandes unidades positivas que corresponden a los elementos paleogeográficos del Jurásico Tardío, denominados Península de Tamaulipas, alto de Picachos y alto de San Carlos (también conocidos
como macizo El Burro-Picachos o Arco de Tamaulipas) en el noreste y por la
Isla de Coahuila en el suroeste. Al noroeste se extiende hacia la Cuenca de
Chihuahua y al sureste limita con el Arco de Monterrey (Fig. 3).3,4,5
La formación de estructuras geológicas en las rocas mesozoicas del
Golfo de Sabinas y elementos circundantes está relacionada a la deformación contraccional de la Orogenia Laramide que afectó al área desde el
Paleoceno hasta el Eoceno medio. Los estilos estructurales están relacionados con la presencia y espesor de la sal Jurásica y evaporitas del Barremiano,
presentándose principalmente anticlinales con doble buzamiento de orientación noroeste-sureste limitados por cabalgaduras o fallas inversas, con vergencia tanto hacia el suroeste como al noreste, resultado de la influencia de
los bordes de los elementos paleotectónicos de Coahuila y Tamaulipas. Algunos de estos anticlinales están nucleados por domos de sal y se presentan
estructuras de inversión que involucran al basamento.6,7,8,9
Datos cinemáticos obtenidos de pliegues, estrías y estilolitas indican un
acortamiento paralelo a la dirección del esfuerzo tectónico principal observándose en la cuenca cuatro estilos estructurales (Fig. 4):6,10
A. Pliegues anticlinales alargados, estrechos, disarmónicos y bifurcados
donde las evaporitas jurásicas están presentes;
101°
N. R. Cima Cupido
K. Cupido
Cupido lagunar
Post arrecife
Arrefice Cupido
F
G
H
I
J
H
L M
N
Pre arrecife
K. Mula
K. Padilla
K. Taraises
J. La Casita MI
C
E
D
F
SE
I
K
L
M
N
J. Olvido
J. La Gloria
Conglomerado basal
Basamento
100°
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
2. 108
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
B.Anticlinales de alto relieve con núcleos erosionados hacia los márgenes de
la cuenca donde las evaporitas jurásicas están ausentes;
C. Estructuras de relieve suave, cubiertas por rocas más jóvenes desarrolladas 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 fracturamiento asociados a los procesos compresivos, de los cuales sólo dos se con-
A
B
sideran relevantes: a) fracturas resultantes de la compresión, paralelas y subparalelas a la dirección del
echado de las capas, de gran extensión tanto lateral
como vertical, y b) fracturas causadas por la extensión,
perpendiculares al eje de los pliegues, numerosas pero
de corta extensión, compartimentan la estructura en
pequeños bloques. Los otros tres patrones de fracturas
se restringen a áreas limitadas.12,13,14
D
C
E
Klv
Klv
Klv
Klv
Jlc
Jlc
Jlc
Jlc
L-1
C-1
F-31
P
F-31A
F
Campo
Merced
F-1
Jlc
Jlc
BS-2A
Klv
J-1
L-1
H
O
G
M-19
M-5 N
N
Klv
A-1
L
Jlc
E-1
Estilos estructurales
J
N
Klv
C-1
I
Jlc
V-1
R-1
K
M
M
L
Jlc
Campo
Lampazos
BS-124
Jlc
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
K
Jlc
Klv
Jlg
Klv
Klv
Klv
Klv
H
I
J
Klv
Jlc
Klv
Jlc
M-31A
L-181
L-71
D
C-1
Campo Buena
Suerte-Monclova
G-1001
F
G
Z-1
E
Campo
Forastero
BS-52
O
F
C
M-21
C-1
B
P-1
A
P
Klv
Klv
Jlc
Jlc
Jlc
Jlc
2. 109
Rupeliano
Priaboniano
Bartoniano
Eoceno
Lutetiano
Ypresiano
Thanetiano
Selandiano
Daniano
Paleoceno
Maastrichtiano
Turoniano
Cenomaniano
Medio
Tipo de trampa
Eagle Ford-Agua Nueva
Albiano
Aptiano
Barremiano
Hauteriviano
Calloviano
Bathoniano
Medio
Bajociano
Aaleniano
Acatita-Aurora-Tamaulipas
Monclova superior
La Peña
La Virgen-Cupidito-Tamaulipas
La Mula-Cupido inferior
Padilla-Taraises
Barril Viejo-Taraises
San Marcos-Menchaca
Taraises
La Casita
La Gloria-Zuloaga
Lechos rojos
Pliensbachiano
Sinamuriano
Trampas
Hetangiano
Medio
Inferior
Paleozoico
Litología
Limolita, lutita
Arenisca
Conglomerado
Clásticos continentales
Volcánicos
Igneo intrusivo o metamórfico
Inferior
Superior
La estratigrafía de la Cuenca de Sabinas (Fig. 5) ha sido establecida y descrita en diversos trabajos publicados e
internos de Petróleos Mexicanos. 4,6,11,15,
16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26
.La columna sedimentaria descansa sobre bloques de basamento cristalino (ígneo-metamórfico)
de edad permo-triásica sobre los que se
depositaron capas rojas derivados de la
erosión de los paleo-elementos positivos
así como rocas volcánicas producidas
durante el proceso de rift. La sedimentación marina en las partes más profundas de la cuenca inicia en el
Calloviano-Oxfordiano con el depósito
de evaporitas, calizas y algunos terrígenos de la Formación Minas Viejas, también con influencia volcánica. Al
continuar la transgresión durante el
Kimmeridgiano temprano, se establecieron sobre las evaporitas rampas carbonatadas en las que se depositaron
calizas de agua somera de la Formación
Zuloaga. Las calizas, evaporitas y capas
rojas de la Formación Olvido retrocedieron hacia los altos, mientras que hacia
los bordes de la cuenca continuó la sedimentación de areniscas y conglomerados rojizos de la Formación La Gloria.
Hacia el final del Jurásico y principios
del Cretácico (Kimmeridgiano-Berria-
La Gloria-Minas Viejas
Toarciano
Rhaetiano
Noriano
Carniano
Ladiniano
Anisiano
Olenekiano
Induano
,
Olvido
Syn-rift
Mesozoico
Oxfordiano
Apertura del Golfo de México
Tithoniano
Superior Kimmeridgiano
Triásico
Play y tipo de hidrocarburo
Austin-San Felipe
Berriasiano
Acuñamiento
Anticlinal
Sub-discordancia
Paleorelieve
Asociada a fallas lístricas
Cambio de facies
Basamento
Figura 5: Tabla estratigráfica de las Cuencas de Sabinas y Burgos.
2. 110
Roca generadora
Wilcox
San Miguel-Parras-Upson
Margen pasiva
Cretácico
Vicksburg
Jackson
Yegua
Cook Mountain
Weches
Queen City
Reklaw
Santoniano
Valanginiano
Jurásico
Oakville
Catahoula
Anahuac
Norma-Frío
Olmos-Escondido
Coniaciano
Inferior
Burgos
Midway
Campaniano
Superior
Unidades estratigráficas y litología
Sabinas
Estratigrafía y sedimentación
Goliad
Lagarto
Antefosa
Paleógeno
Oligoceno
Orogenia Chiapaneca
Mioceno
Piacenziano
Zancleano
Messiniano
Tortoniano
Serravalliano
Langhiano
Burdigaliano
Aquitaniano
Chattiano
Orogenia Laramide
Cenozoico
Neógeno
Plioceno
Edad
Margen pasiva
Edad
Era/Periodo Época
Cuat. Pleistoceno
Eventos tectónicos
y tectono secuencias
WEC México 2009 // Capítulo 2
Carbón
Sal
Anhidrita
Dolomia
Caiza marina somera
Caliza oolitica
Tipo hidrocarburo
Gas
Condensado
Aceite
Caliza de rampa media-externa
Brechas de talud carbonatado
Margas
Calizas palágicas
Calizas y lutitas carbonosas
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
Geología petrolera
siano) la cuenca recibió un gran aporte de sedimentos siliciclásticos provenientes de los elementos positivos, depositándose conglomerados, areniscas y
lutitas carbonosas de la Formación La Casita. Estas facies fueron cubiertas del
Berriasiano al Barremiano por secciones conglomeráticas de las formaciones
San Marcos y Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia la
parte central se depositó una secuencia de terrígenos finos, carbonatos de
cuenca y de borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta energía de las formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen.
En el Aptiano temprano se establece una amplia plataforma carbonatada en la que se depositaron calizas de aguas someras de la Formación
Cupido, limitada hacia el oriente por crecimientos orgánicos a lo largo del
margen de la plataforma, desarrollándose una zona de aguas profundas
hacia el sureste en donde se depositaron calizas de mar abierto de la Formación Tamaulipas Inferior.
En el Aptiano tardío se inició una transgresión que originó nuevamente
condiciones de mar abierto y aguas relativamente profundas, depositándose
las lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenas
de la Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila. Durante
el Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de mar
abierto de las formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown,
las que gradúan a calizas de plataforma de las formaciones Aurora, Glen
Rose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos. Durante el Cenomaniano una nueva transgresión estableció condiciones de plataforma
abierta en gran parte de la cuenca, depositándose las formaciones Del Río y
Buda. Durante el Cenomaniano tardío-Santoniano se depositaron calizas de
plataforma media a externa de las formaciones Eagle Ford y Austin. Al final
del Cretácico comenzaron los levantamientos de las áreas continentales en
la parte central de México como primeros efectos de la Orogenia Laramide.
Esto ocasionó el incremento del material terrígeno y el depósito de facies
deltáicas de las formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondido, como
parte de un sistema regresivo.
Los principales elementos de los sistemas petroleros de
la Cuenca de Sabinas se muestran en la Fig. 6.27 De
acuerdo a estudios geológicos y geoquímicos realizados
en esta provincia se ha establecido que las rocas generadoras principales corresponden a las facies arcillocarbonosas de los miembros inferior y superior de la
Formación La Casita, en tanto que las facies arcillo-calcáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las facies
calcáreo-carbonosas de la Eagle Ford de edad TuronianoCenomaniano han contribuido en menor porcentaje a la
generación de hidrocarburos.27,28,29,30,31 El kerógeno de las
formaciones del Jurásico es Tipo III, severamente alterado, variando de muy maduro a sobremaduro con un
alto índice de transformación del kerógeno.
La generación de gas proveniente de las rocas jurásicas dio inicio en la región sureste de la cuenca, durante
el Cretácico Medio (~120 millones de años, m.a.) cuando
todavía no estaban formadas las trampas laramídicas.
Con base en resultados de modelado geológico-geoquímico se plantean dos procesos de migración ligados a la
deformación estructural, uno halocinético prelaramídico
de 145-83 millones de años y otro compresional laramídico de 48-34 millones de años, siendo éste último el que
propició la remigración de los hidrocarburos entrampados en la primera etapa.27 Adicionalmente existen capas
de carbón depositadas en facies fluvio-deltáicas de las
formaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretácico Superior con un importante potencial minero y para
la producción de metano de capas de carbón.6,32,33
Mesozoico
140
120
100
80
60
40
Mioceno
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Neógeno
Oligoceno
Superior
Eoceno
Inferior
Paleógeno
Paleoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
*
*
* = principales
Roca almacenadora
Roca sello
E
E
Comp.
Aceite
Gas
E = estratigráficas
Formación de trampas
Generación-Migración
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
2. 111
WEC México 2009 // Capitulo 2
Nombre
Litología roca almacén
Sello
Formación, edad
Formación
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)
La Casita
Areniscas calcáreas de grano fino de cuarzo
y feldespatos, con porosidad secundaria por
fracturas (La Casita, Kimmeridgiano -Tithoniano)
Padilla
Estilo de entrampamiento
Tipo de hidrocarburo
Campos
Edad de roca generadora
Representativos
Estructurales (anticlinales
laramídicos en ocasiones
afallados) en algunos casos
con componente estratigráfico
Gas seco en ocasiones
amargo (Tithoniano)
Lampazos, Monclova
Lutitas
(miembro
superior
La Casita)
Estructurales (anticlinales
laramídicos) en algunos
casos estratigráficas por
acuñamiento
Gas seco en ocasiones
amargo (Tithoniano)
Monclova, Merced,
Forastero, Lampazos
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
Gas seco en ocasiones
amargo (Tithoniano)
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 l
aramídicos) 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
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 condiciones de entrampamiento para los hidrocarburos.
Los principales plays de la Cuenca de Sabinas,
desde el punto de vista de su productividad, son (Tabla
1): La Virgen (Cretácico), La Casita (Jurásico), La Gloria (Jurásico) y Padilla (Cretácico), acumulando hasta
la fecha un poco más de 400 mil millones de pies cúbicos producidos de gas en total. Yacimientos de menor
importancia se encuentran asociados a los plays Cupido
(Cretácico), Taraises (Cretácico), Georgetown y Austin
(Cretácico).6,11,26 La porosidad y permeabilidad primaria
en sus yacimientos son bajas, obteniéndose alta productividad inicial pero rápida declinación por su asociación
predominante con fracturas naturales.6,34 La remigración del gas y agua de formación a través de anhidritas
160
A
A Monclova-Buena Suerte
B Merced
C Forastero-Pirineo
140
120
MMpc/D
100
80
C
B
60
40
20
0
1977
1981
1985
1989
1993
1997
2001
2005
Año
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.
2. 112
de las formaciones Olvido y Minas Viejas del Jurásico y de la Formación La
Virgen del Cretácico puede ser la causa del contenido de H2S en algunos
yacimientos.31
Producción y reservas
La exploración en la Cuenca de Sabinas se inició en la década de 1930 con
la perforación de los pozos San Marcos-1 y San Marcos-2. Durante los 50s y
60s se perforaron varios pozos que mostraron importantes manifestaciones
de gas en formaciones del Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta
1975 con la terminación del pozo Buena Suerte-2A, productor de gas seco
en carbonatos dolomíticos de la Formación Padilla, que se establece producción en la cuenca. Este descubrimiento fue seguido en 1976 por el pozo
Monclova-1, detonando el desarrollo en esa provincia. Con la incorporación
de producción de los campos Monclova-Buena Suerte, Lampazos y Florida la
cuenca alcanzó su máxima histórica de 158 millones de pies cúbicos diarios
de gas en 1979 (Fig. 7). En los años siguientes la producción declinó hasta
menos de 10 millones de pies cúbicos diarios en 1991. De 1992 a 1995, con el
desarrollo del campo Merced la producción de la cuenca experimentó un
repunte para alcanzar los 58 millones de pies cúbicos diarios. Con el desarrollo de los campos Forastero y Pirineo la producción de esta provincia se ha
elevado nuevamente hasta alcanzar los 61 millones de pies cúbicos diarios en
2008. Esta cuenca ha acumulado más de 441 mil millones de pies cúbicos de
gas provenientes de 23 campos. La aplicación de nuevas tecnologías y herramientas tales como la adquisición e interpretación de sísmica tridimensional
y sus atributos, toma de registros de imágenes de la pared del agujero, aplicación de la perforación bajo balance, pozos de alto ángulo, geonavegación dentro de un mismo intervalo productor, todo esto en un ambiente de trabajo en
equipo multidisciplinario, han contribuido al descubrimiento de nuevos
yacimientos, a incrementar las reservas remanentes y a revitalizar esta pro-
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
vincia.35 Los campos más importantes son Monclova-Buena Suerte, Pirineo,
Merced, Forastero, Lampazos y Minero. Las reservas remanentes estimadas
para esta provincia son de más de 280 MMMpc de gas y un recurso prospectivo de más de 1.2 billones de pies cúbicos de gas.
N
28°N
EUA
27°N
Cuenca de Burgos
Ubicación
La Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora de
gas no asociado en el país, se localiza en el noreste de México, abarcando
principalmente el estado de Tamaulipas, el extremo oriental de Nuevo León y
se extiende costa afuera hacia la plataforma continental (Figs. 1 y 8).
Alto de
Picachos
26°N
Cuenca
de Burgos
25°N
Marco tectónico y geología estructural
En su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa o
cuenca de antepaís ubicada hacia el frente del cinturón plegado laramídico
de la Sierra Madre Oriental que afectó del Paleoceno al Eoceno medio sobre
todo la parte sur y occidental de esta cuenca. Sin embargo, la mayor parte
del relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte norte
de la margen pasiva del Golfo de México. El alto del basamento de El BurroPicachos y la Península de Tamaulipas constituyen el límite sur y occidental
de la cuenca, la cual se extiende hacia el norte adentrándose en el estado
Alto de
San Carlos
24°N
Golfo de México
23°N
Campos de gas
100°O
Isla de
Tamaulipas
99°O
0
98°O
100 km
97°O
Figura 8: Ubicación y distribución de campos de gas de la Cuenca
de Burgos.
Plays productores
Franjas
Paleoceno (Midway-Wilcox)
Eoceno inferior (Wilcox-Queen City)
Eoceno superior (Yegua-Jackson)
Oligoceno inferior (Vicksburg)
Oligoceno superior (Frío marino)
A
A
B
C
D
E
F
G
H
I
A
B
C
D
A’
Paleoceno
Midway
A
O
Eoceno inferior
Wilcox-Queen City
C
D
Eoceno Wilcox
Paleoceno Midway
E.C.M.
Eoceno Queen City
Paleoceno Wilcox
Eoceno Jackson
Oligoceno Vicksburg
Formaciones Mioceno
Oligoceno Frío
Falla expansión Eoceno Wilcox
Falla Iexpansión Yegua
Falla expansión Queen City
Falla expansión Vicksburg
Eoceno superior
Yegua-Jackson
Oligoceno inferior
Vicksburg
Oligoceno superior
Frío marino
Franjas
productoras
A’
E
F
G
A
H
B
B
E
de Texas y hacia el oriente abarca parte del Golfo de
México considerándose como límite geográfico la isobata
de 200 m (Fig. 8).15,36
El estilo estructural predominante corresponde a un
sistema de fallas normales lístricas de orientación NWSE con caída hacia el oriente—hacia donde las fallas se
hacen más jóvenes—y desplazamiento de algunos cientos de metros.36,37,38,39 Se observan estructuras roll-over
con nivel de despegue en sedimentos arcillosos del
Paleoceno en la parte occidental y en niveles más jóvenes hacia el oriente, en donde despegan en el Oligoceno
(Fig. 9).40 Se distinguen tres principales estilos de fallamiento normal, uno hacia la porción occidental que
G
A
C
I
D
Cretácico
Jurásico
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
2. 113
WEC México 2009 // Capitulo 2
involucra la franja del Paleoceno, en donde predominan
las fallas normales sindepositacionales con zonas de
expansión poco desarrolladas, que contribuyen a crear
el entrampamiento y compartimentos en los yacimientos. Un segundo estilo se presenta hacia las denominadas franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales son
comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo
ángulo. La tercera zona se presenta en la parte oriental
y se extiende hasta la plataforma continental en donde
las fallas son también de crecimiento pero con planos
que tienden a la verticalidad y que afectan predominantemente la columna del Mioceno y Plioceno (Fig. 9).40
Algunas fallas antitéticas con caída hacia el occidente
se han desarrollado asociadas a las fallas principales.
Estratigrafía y sedimentación
La columna sedimentaria de la Cuenca de Burgos abarca
todo el Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (Fig. 5).
El espesor máximo de sedimentos calculado en el depocentro de esta cuenca es de aproximadamente 10,000
metros y está compuesto litológicamente por una alternancia de lutitas y areniscas, depositadas siguiendo un
patrón general progradante o regresivo (Fig. 9).40
La historia sedimentaria temprana de la Cuenca de
Burgos estuvo influenciada por la deformación laramídica. Las zonas levantadas al occidente de la cuenca
fueron la fuente de aporte de las areniscas y lutitas de
las formaciones Midway del Paleoceno inferior y Wilcox
del Paleoceno superior-Eoceno inferior. Los paquetes
de arenisca que forman los yacimientos de estas unidades se depositaron en ambientes deltáicos, estuarinos y
costeros como barras costeras (strandplains) e islas de
barrera que varían a ambientes turbidíticos de base de
talud y cuenca hacia la parte oriental extendiéndose los
más 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 crecimientos alcanzan hasta los 400 m de expansión en la porción centro-occidenal
de la cuenca y sobrepasan en algunos casos los 1,000 m en la región suroriental de la misma.39
Los sedimentos del Eoceno temprano de la parte superior de la Formación Wilcox fueron cubiertos por la sedimentos arcillo-arenosos de la Formación Reklaw, siendo ésta sobreyacida a su vez por rocas de la Formación
Queen City de amplia distribución. A su vez, estas rocas son sobreyacidas
por una columna predominantemente arcillosa correspondiente a las formaciones Weches y Cook Mountain, a las que sobreyacen Yegua y Jackson
de carácter más arenoso, las cuales se depositaron progresivamente más
hacia el oriente durante el Eoceno tardío (Fig. 9).40 Estas dos últimas unidades reflejan un mayor aporte de sedimentos tanto a la Cuenca de Burgos
como a la parte profunda del Golfo de México debido al rejuvenecimiento
de las zonas occidentales de la cuenca en el Eoceno medio y tardío por
efecto de la orogenia Laramide.37 En estas unidades se presentan varias
superficies de erosión y áreas con bloques rotados desprendidos de la plataforma a manera de plataformas derrumbadas.38,39
En el Oligoceno se infiere un levantamiento y rejuvenecimiento de las
áreas positivas localizadas al oeste y suroeste, ocasionando una gran
afluencia de clásticos y terrígenos finos hacia la Cuenca de Burgos y aguas
profundas del Golfo de México y la progradación de sistemas de plataforma,
deltáicos y fluviales de la secuencias Vicksburg y Frío.43 Las facies con la
mayor producción registrada hasta ahora corresponden a sistemas de barras
costeras, bermas o strandplains, deltas dominados o modificados por oleaje y
facies fluviales.39.48,49,50 Los sedimentos del Oligoceno también fueron afectados
por fallas de crecimiento sinsedimentarias. Hacia fines del Oligoceno se produce una transgresión y en el Mioceno temprano progradan nuevamente los
ambientes fluviales, deltáicos y costeros y sobre sedimentos de plataforma
dando lugar al depósito de areniscas y algunos conglomerados de la Formación Anáhuac y varias unidades más del Mioceno medio-tardío y Plioceno.
Estas secuencias más jóvenes tienen su mayor desarrollo en la parte oriental
de la cuenca y hacia la plataforma continental, en donde las mejores facies
almacenadoras continúan siendo de deltas dominados por oleaje, sistemas de
barras costeras e islas de barrera y se infiere la presencia de turbiditas en
abanicos submarinos en las partes más profundas.36,37
Mesozoico
140
120
100
80
60
40
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Mioceno
Superior
Neógeno
Oligoceno
Inferior
Paleógeno
Eoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Paleoceno
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
Comp.
Aceite
Figura 10: Tabla de eventos para los sistemas petroleros de la Cuenca de Burgos.
2. 114
Distención
Gas
Formación de trampas
Generación-Migración
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
Nombre
Litología roca almacén
Sello
Formación, edad
Formación
Midway
Areniscas líticas de grano grueso a fino
de ambientes deltaicos y abanicos de
talud (Midway, Daniano)
Lutitas
(Midway)
Wilcox
Trampas
Tipo de hidrocarburo
Campos
Edad de roca generadora
Representativos
Estratigráficas (acuñamientos
y cambios de facies)
Gas seco (Tithoniano,
Daniano)
Alondra, Emú,
Oasis-PanduraCorindón
Areniscas líticas y sublíticas calcáreas
Lutitas y limolitas
de grano fino a muy fino de ambientes
de plataforma
costeros (islas de barrera, barras costeras, (Wilcox)
deltas) (Wilcox, Thanetiano-Ypresiano)
Estructurales (roll-over
y cierres contra falla)
Gas seco y húmedo
(Tithoniano,
Paleoceno-Eoceno)
Arcabuz-Culebra,
Arcos, Enlace
Queen City
Areniscas líticas calcáreas, de grano
grueso a muy fino, deltaicas y de barras
costeras (Queen City, Lutetiano)
Limolitas y lutitas
de plataforma
(Queen City)
Estructurales (asociadas a
fallas normales), combinadas
y estratigráficas (cambios de
facies, acuñamientos)
Gas húmedo (Eoceno)
Arcabuz, Culebra,
Mojarreñas, Santa
Rosalía
Yegua
Areniscas de grano medio a fino de
ambientes lagunares y deltáicos
(Yegua, Priaboniano)
Lutitas y limolitas
ínterestratificadas
(Yegua)
Estructurales (asociadas a fallas
de crecimiento), y estratigráficas
(bloques desprendidos de la
plataforma y abanicos submarinos)
Gas húmedo y
condensado (Eoceno)
Palmito, Cabeza,
Pamorana,
Dulce, Caronte
Jackson
Areniscas de grano medio a fino de
ambientes deltáicos, y barras costeras
(Jackson, Priaboniano)
Lutitas y limolitas
ínterestratificadas
(Jackson)
Estructurales asociadas a
fallas de crecimiento, y en
algunos casos estratigráficas
y combinadas
Gas húmedo y
condensado (Eoceno)
Comitas, Torrecillas,
Dragón, Bayo
Vicksburg
Areniscas de grano medio a fino
de ambientes deltaicos y costeros
(Vicksburg, Rupeliano)
Lutitas y limolitas
(Vicksburg)
Estructurales (roll-over y cierres
contra falla) y combinadas
Gas húmedo y
condensado (Cenozoico)
Cuitlahuac, Misión,
Pípila, Fundador
Frío
Areniscas líticas y sublíticas calcáreas
de grano medio a muy fino de
ambientes deltaico, costero y plataforma
somera (Frío, Rupeliano-Chattiano)
Lutitas y
limolitas (Frío)
Estructurales (roll-over y cierres
contra falla) y combinadas
Gas seco, gas húmedo,
condensado (Cenozoico)
Reynosa, Monterrey,
Brasil, Nejo
Anáhuac
Areniscas de cuarzo de grano fino a
medio, de ambiente lagunar, barras
costeras y deltas dominados por oleaje
(Anáhuac, Aquitaniano)
Lutitas y
limolitas
interestratificadas
(Anáhuac)
Estructurales asociadas a
bloques con cierre contrafalla
y estratigráficas asociadas a
cambios de facies laterales
Gas húmedo
(Oligoceno)
18 de Marzo
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.
Geología petrolera
En la cuenca de Burgos se tienen 4 sistemas petrolíferos establecidos:
Pimienta-Midway, Midway-Wilcox, Wilcox-Wilcox y Vicksburg-Frío. Las
rocas generadoras principales son: 1) calizas arcillo-carbonosas y lutitas
calcáreo-carbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior con
materia orgánica tipo II; 2) lutitas y limolitas arenosas de las formaciones
Midway del Paleoceno con materia orgánica tipo III; 3) lutitas y limolitas
arenosas de la Formación Wilcox del Eoceno con materia orgánica tipo III,
y 4) facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materia
orgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II.29,51
El gas es predominantemente termogénico no asociado y asociado a
condensado proveniente de rocas maduras. Las rocas del Jurásico Superior
empezaron 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 Formación Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno temprano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las de
Vicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando en
ella hasta la actualidad.31,48,51 La migración ocurrió principalmente a lo largo
de las superficies de fallas que conectan las rocas generadoras con los paquetes de areniscas.
La roca almacén consiste de areniscas de las formaciones Midway, Wilcox, Reklaw, Queen City, Cook Mountain, Yegua, Jackson, Vicksburg, Frío Marino, Frío No
Marino y Anáhuac. La calidad de la roca almacén está
controlada por el ambiente de depósito, la composición
de las areniscas, el tamaño y distribución de los granos,
la distribución y tipo de cemento y el porcentaje y tipo
de matriz.38,39,52,53,54,55
El sello lo constituyen los paquetes de facies arcillosas
que sobreyacen de manera alternante y cíclica a las facies
arenosas y a los que pasan lateralmente. Las trampas son
principalmente estructurales consistiendo de anticlinales
tipo roll-over con cierres por cuatro lados y cierres contra
falla. Las características principales de los plays productores en la Cuenca de Burgos se presentan en la Tabla 2.
2. 115
WEC México 2009 // Capitulo 2
Producción y reservas
1a etapa
A Reynosa, Brasil, Monterrey
B Culebra, Arcabuz, Arcos, Cuitláhuac
C Enlace, Fundador, Nejo, General
1,400
1,200
B
800
600
A
400
200
0
1945
1950
1955
Tectónicamente la provincia geológica de TampicoMisantla ha pasado por varias etapas. A fines del Triásico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sido
relacionadas al inicio del proceso de rift del Golfo de
México o al tectonismo en la margen occidental con el
ancestral océano Pacífico.56,57,58 Durante el Jurásico Temprano y Medio se presentó una etapa de rift que dio lugar
a la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico
2. 116
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
Año
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 enfocaron 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.
Tardío y hasta inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa de
deriva (drift) con la formación de corteza oceánica en la parte central del
Golfo de México. La margen pasiva establecida en la etapa de deriva continuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo.
Alto de
San Carlos
Cuenca
de Burgos
0
100 km N
24°N
Golfo de México
Isla de
Tamaulipas
Ubicación
Marco tectónico y geología estructural
C
1000
Cuenca Tampico-Misantla
La Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente de
México y comprende desde el extremo sur del estado de
Tamaulipas hasta la parte central del estado de Veracruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo,
norte de Puebla y la plataforma continental hasta la isobata de 200 m (Fig. 12).
2a etapa
1,600
MMpc/D
La producción comercial en la Cuenca de Burgos inició
en 1945 con el descubrimiento del campo Misión productor en el Play Vicksburg. La producción se incrementó a
partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del
campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies
cúbicos diarios en 1970. Durante los años setenta y
ochenta la producción declinó debido a que las inversiones y recursos humanos se enfocaron a la exploración y explotación de los campos en las Cuencas del
Sureste. Sin embargo, a principios de los años noventa
se produce un cambio en la política energética y el
impulso a fuentes limpias de energía. Se inició entonces una campaña de adquisición sísmica tridimensional, aplicación de nuevos conceptos geológicos, nuevas
tecnologías de perforación y terminación de pozos, así
como trabajo multidisciplinario. Como resultado, la
cuenca inicia su revitalización en 1994 revirtiendo la
declinación e incrementando la producción de 200
millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones
de pies cúbicos diarios. A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpc/D (Fig. 11) y ha acumulado
más de 10 billones de pies cúbicos de gas. La producción
es de gas seco dulce en su parte occidental, haciéndose
más húmedo hacia el oriente. Se tienen un total de 237
campos de los cuales los más importantes son Reynosa,
Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pandura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Las
reservas remanentes y recursos prospectivos de gas de la
cuenca son de 4.5 y 12 billones de pies cúbicos de gas
respectivamente.
23°N
22°N
21°N
Sierra
Madre
Oriental
Cuenca
Tampico
Misantla
Antefosa de
Chicontepec
Cinturón Volcánico
Transmexicano
Plataforma
de Tuxpan
Campos de aceite
Campos de gas
20°N
Macizo de Teziutlan
99°O
98°O
97°O
96°O
95°O
Figura 12: Ubicación de la provincia Tampico-Misantla y principales campos de aceite y gas.
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
Sierra Madre
Oriental
Antefosa
de Chicontepec
Plataforma
de Tuxpan
Plataforma
continental
O
Golfo de México
Profundo
E
A
B
A
B
C
D
E
F
G
F
C
D
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)
F
E
Jurásico Superior
Jurásico Medio
Yeso-anhidrita-Cretácico
Cretácico Inferior-Medio
Paleoceno
Cretácico Superior
Oligoceno-Plioceno
Eoceno
Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa como
resultado de la aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras laramídico que dio lugar a la Sierra Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la
parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y la
formación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por la
Plataforma de Tuxpan.59 Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasiva
en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete terciario depositado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamiento
de esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 13).60
El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológica
es lo que se definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por
López-Ramos (1956), limitada al norte por el Arco de Tamaulipas, al sur
por el Macizo de Teziutlán, al oeste por los afloramientos mesozoicos de la
Sierra Madre Oriental y al este se consideró como límite geográfico la línea
de costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera la
isobata de 200 m (Fig. 12). Geológicamente se reconocen cuatro subprovincias parcialmente superpuestas:61,62
1. la subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos en
rocas carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamento
de la antefosa terciaria,
2. el frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues y
cabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas,
3. la antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del PaleocenoEoceno, y
G
F
Figura 13: Sección estructural a través de la provincia TampicoMisantla y ubicación de los plays establecidos. Tomado de
PEMEX-BP.60
4. la plataforma continental del Terciario, con yacimientos de gas en areniscas de plataforma, talud y cuenca.
Estas subprovincias comparten elementos del sistema petrolífero, por lo que se describen de manera conjunta.
Desde el punto de vista estructural, las rocas anteriores al Jurásico Medio están afectadas por el fallamiento normal synrift que produjo una serie de bloques
basculados y que controló la distribución de las facies
almacenadoras jurásicas. Algunas de estas fallas fueron
reactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Temprano
pero principalmente durante la deformación laramídica
desde finales del Cretácico hasta el Eoceno, creando
vías de migración para salmueras de cuenca e hidrocarburos (Fig. 13).60 En la parte occidental y norte de la
provincia los esfuerzos laramídicos produjeron pliegues
y cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurásicas y cretácicas más frágiles y que actualmente están
sepultadas por rocas del Cretácico Superior y Cenozoico. La subsidencia térmica y la acumulación de la
cuña sedimentaria cenozoica de margen pasiva provocaron el basculamiento regional de esta provincia hacia
el este. Otro patrón estructural relevante son las fallas
de crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a los
sedimentos terciarios de la plataforma continental, creando anticlinales tipo roll-over.63,64
2. 117
Rupeliano
Eoceno
Lutetiano
Ypresiano
Thanetiano
Selandiano
Daniano
Paleoceno
Tipo de trampa
Bajos de basamento
o topográficos
Estratigrafía y sedimentación
Tuxpan
Escolín-Coatzintla
Palma Real-Alazán
Horcones
Priaboniano
Bartoniano
Tantoyuca-Chapopote
Guayabal
Antefosa
Paleógeno
Oligoceno
Margen pasiva
Mioceno
Piacenziano
Zancleano
Messiniano
Tortoniano
Serravalliano
Langhiano
Burdigaliano
Aquitaniano
Chattiano
Orogenia Laramide
Cenozoico
Neógeno
Plioceno
Edad
Play y tipo de hidrocarburo
Era/Periodo Época
Cuat. Pleistoceno
Unidades estratigráficas y litología
Altos de basamento
o topográficos
Roca generadora
Edad
Eventos tectónico
y tectono secuencias
WEC México 2009 // Capitulo 2
,
Chicontepec
Velasco
Maastrichtiano
Méndez
Campaniano
Superior
Santoniano
San Felipe
Turoniano
Cenomaniano
Medio
Inferior
Agua Nueva
El Abra-Tamabra
Albiano
Margen pasiva
Cretácico
Coniaciano
Aptiano
Barremiano
Hauteriviano
Valanginiano
Tamaulipas superior
Otates
El Abra-Tamabra
Tamaulipas inferior
Tamaulipas inferior
Berriasiano
Pimienta
Tithoniano
Calloviano
Jurásico
Bathoniano
Medio
Bajociano
Aaleniano
Toarciano
Pliensbachiano
Apertura del Golfo de México
Mesozoico
Oxfordiano
San Pedro-San Andrés
Chipoco-Tamán
Tepexic
Huehuetepec
Cahuasas
Tenexcate-Tajín
Huayacocotla
Sinamuriano
Triásico
Superior
Medio
Inferior
Paleozoico
Huizachal
Rhaetiano
Noriano
Carniano
Ladiniano
Anisiano
Olenekiano
Induano
Basamento
Figura 14: Columna estratigráfica de la Provincia de Tampico-Misantla.
2. 118
Tipo hidrocarburo
Acuñamiento
Anticlinal
Sub-discordancia
Paleorelieve
Asociada a fallas lístricas
Cambio de facies
Gas
Condensado
Aceite
Litología
Inferior
Hetangiano
Trampas
Santiago
Syn-rift
Superior Kimmeridgiano
El basamento cristalino de la Cuenca
Tampico-Misantla está constituido por
rocas ígneas y metamórficas con edades que varían desde el Pérmico hasta
el Jurásico Medio. 65 En la columna
sedimentaria de la Provincia TampicoMisantla se reconocen cuatro tecto no-secuencias (Fig. 14).60 La primera
tectono-secuencia, denominada Synrift,
inicia en el Triásico con el depósito
sobre el basamento de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la
Formación Huizachal del Triásico Tardío al Hettangiano, seguidos por una
secuencia transgresiva marina de areniscas y lutitas de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior durante el
Hettangiano-Pliensbachiano. 66,67 Los
fósiles contenidos en estas rocas indican que las aguas marinas que inundaron estas cuencas provinieron del
ancestral Océano Pacífico.57 En el Jurásico Medio se restablecieron condiciones continentales y se depositaron
clásticos de la Formación Cahuasas.
Una nueva transgresión favoreció el
depósito de calizas oolíticas de rampa
Limolita, lutita
Arenisca
Conglomerado
Clásticos continentales
Volcánicos
Igneo intrusivo o metamórfico
Carbón
Sal
Anhidrita
Dolomia
Caiza marina somera
Caliza oolitica
Caliza de rampa media-externa
Brechas de talud carbonatado
Margas
Calizas palágicas
Calizas y lutitas carbonosas
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
interna de la parte inferior de la Formación Huehuetepec las cuales pasan
a anhidritas en su parte superior y depósitos locales de halita.68,69 Hacia los
altos 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 arcillosos
de rampa media y externa de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreyacidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la Formación
Santiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano.70 Alrededor de
los altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que se
depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación San
Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales de
rampa media y externa de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación
Tamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmeridgiano progradando hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descenso
del nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de la
Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.71 Las calizas arcillosas y carbonosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las facies de las formaciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. En los altos de
basamento más prominentes como el de Tuxpan se mantuvieron condiciones
de aguas someras y probablemente zonas expuestas durante gran parte del
Tithoniano. Hacia el final de Jurásico se deposita sobre la Formación
Pimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la Formación
La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento.
La tectono-secuencia Margen Pasiva I inicia con el depósito de calizas de
rampa interna (packstones y grainstones oolíticos y bioclásticas) del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por calizas arcillosas de cuenca y capas
de bentonita del miembro bentonítico de la misma formación, las cuales se
hacen gradualmente más carbonatadas hasta pasar al miembro superior de
calizas color crema constituido por wackestones de microfósiles planctónicos.
Al mismo tiempo hacia el alto de Tuxpan se depositaron calizas de agua
somera de la parte inferior de la Formación El Abra, que correlacionan con la
Formación Cupido del noreste de México. Cerca del límite Aptiano-Albiano
se depositan en toda el área mudstones y wackestones arcillosos y lutitas
laminares del Horizonte Otates. Durante el Albiano y Cenomaniano se depositaron mudstones y wackestones de foraminíferos planctónicos con capas y
lentes de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior en la mayor parte
de la provincia, a excepción del alto de Tuxpan, sobre el que se desarrolló un
atolón representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por
delantales (aprons) de facies de talud de la Formación Tamabra. A finales
del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente prolongada, con la transgresión subsiguiente se restablece temporalmente la sedimentación carbonatada somera, pero la tasa de sedimentación
no alcanza a mantener el paso con el ascenso relativo en el nivel del mar y la
plataforma se ahoga depositándose calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y
Tamaulipas Superior. Posteriormente se depositan calizas bentoníticas con
intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas calcáreas de la Formación Méndez marcando
el final de la tectono-secuencia Margen Pasiva I.
La tectono-secuencia Antefosa está caracterizada
por el cambio de sedimentación carbonatada a terrígena y el cambio del patrón de subsidencia termal a flexura por carga tectónica. Sobre la Formación Méndez
se depositaron lutitas calcáreas bentoníticas de la Formación Velasco del Paleoceno Inferior. Los sedimentos
derivados de la erosión de las rocas Mesozoicas levantadas y deformadas en el cinturón laramídico así como
del descapotamiento del Macizo de Teziutlán en el sur
iniciaron el relleno de la antefosa desde la parte occidental con el depósito de una alternancia de lutitas y
areniscas con algunas capas de conglomerado de la Formación Chicontepec.72 Los ambientes de depósito variaron desde fluviales y deltáicos de grano grueso
adyacentes al cinturón cabalgado pasando rápidamente
a ambientes de prodelta, plataforma y abanicos turbidíticos. Durante el Eoceno temprano, probablemente
debido al descenso del nivel del agua en la Cuenca del
Golfo de México o a la formación del abultamiento periférico (peripheral bulge) de la antefosa, se formaron
grandes valles de incisión en la margen del Golfo de
México, dentro de los que se incluyen los denominados
paleo-cañones Bejuco-La Laja, Chicontepec y Nautla.73,74,75,76,77 En estos valles de incisión los sedimentos
terciarios y mesozoicos preexistentes fueron erosionados, particularmente en la parte sur donde los sedimentos del Eoceno descansan sobre rocas de Cretácico
Inferior y Jurásico Superior (Fig. 14). Se infiere que
grandes cantidades de sedimento con potencial almacenador fueron transportadas hacia la parte profunda del
Golfo de México desde las desembocaduras de los valles
de incisión ubicadas al norte y sur de la Plataforma de
Tuxpan. Este elemento bloqueó la salida directa de los
sedimentos de la antefosa hacia el Golfo de México, forzándolos a salir por el norte y por el sur, zonas en las que
la erosión fue más pronunciada y que podrían corresponder a las desembocaduras de los paleocañones Bejuco-La
Laja y Chicontepec-San Andrés de Carrillo-Bravo.75 Las
rocas del Cretácico Superior depositadas sobre la plataforma de Tuxpan así como las calizas del Albiano-Cenomaniano de la misma plataforma también fueron
parcialmente erosionadas durante este tiempo y sujetas
a karstificación. Al subir nuevamente el nivel base de
erosión, estos valles fueron rellenados por turbiditas
menos arenosas de la parte superior de la Formación
Chicontepec y lutitas calcáreas de la Formación Guayabal del Eoceno temprano, marcando el final de la deformación laramídica. Es importante señalar que durante
las diferentes etapas de relleno de la antefosa no se
estableció un perfil batimétrico de plataforma-talud-
2. 119
WEC México 2009 // Capitulo 2
Mesozoico
Cenozoico
200
180
160
140
120
Superior
100
80
60
40
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Inferior
Mioceno
Superior
Neógeno
Oligoceno
Medio
Paleógeno
Eoceno
Inferior
Cretácico
Paleoceno
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
E
E
E = estratigráficas
E
Compresión
Dist. grav.
Formación de trampas
Generación-Migración
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 terciarios de la plataforma continental en la parte oriental.
cuenca del tipo margen pasiva como el del actual Golfo
de México. El perfil batimétrico en la antefosa tendía a
ser homoclinal tipo rampa o con zonas de plataforma
relativamente estrechas, en las que los deltas y sistemas
costeros adyacentes a las fuentes de aporte pasaban una
zona de prodelta o talud homoclinal en el que predominaba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de
escombros y deslizamientos tipo slump.
La Sierra Madre Oriental continuó siendo la fuente
principal del sedimento de la tectono-secuencia Margen Pasiva II. Durante el Eoceno medio se depositaron
lutitas, areniscas con algunas capas de conglomerado y
bentonita de las formaciones Tantoyuca y Chapopote. El
alto de la plataforma de Tuxpan fue sepultado y se estableció en el área una amplia plataforma siliciclástica.
Lutitas y limolitas de las formaciones Horcones, Palma
Real Inferior y Alazán fueron depositadas durante el
Oligoceno temprano. Se presentan esporádicos crecimientos coralinos en la parte superior, mientras que los
conglomerados y areniscas conglomeráticas marcan discordancias.61 El límite de secuencia principal reportado
cerca del límite de los pisos Rupeliano y Chattiano,
puede correlacionarse con la discordancia que marca la
cima de la Formación Palma Real y que dio lugar al
depósito del conglomerado Mecatepec.61,78 Durante el
desarrollo de estas discordancias los sedimentos se
depositan hacia las partes más profundas produciendo
intervalos prospectivos bajo la actual plataforma conti-
2. 120
nental. El Oligoceno Superior y parte del Mioceno Inferior está representado en tierra por una sección granodecreciente en la base (Formación
Coatzintla) consistente de areniscas, limolitas y lutitas que pasan hacia
arriba a una sucesión granocreciente de limolitas, areniscas y conglomerados (Formación Escolín) depositados en ambientes costeros y de plataforma somera, incluyendo sistemas fluvial-estuarino-plataforma y
fluvial-deltaico-plataforma.61 Tras el depósito de la Formación Escolín se
desarrolló en el área una gran discordancia. Se infiere que durante parte
del Aquitaniano y del Burdigaliano grandes cantidades de sedimento atravesaron esta zona a través de valles de incisión para ser depositadas en la
parte occidental del Golfo de México.
Con el inicio de la transgresión en el Burdigaliano y hasta el Langhiano los
valles de incisión fueron rellenados por una sucesión granodecreciente (parte
inferior de la Formación Tuxpan) compuesta de conglomerados y areniscas
conglomeráticas de ambientes fluviales que gradúan a areniscas finas, limolitas y lutitas de ambientes estuarinos y de plataforma interna a externa como
se puede observar en el área entre Poza Rica y Cazones.79 Estas rocas están
cubiertas por una sucesión granocreciente de areniscas fosilíferas de grano
fino a medio correspondientes a la parte superior de la Formación Tuxpan del
Mioceno medio, siendo las rocas más jóvenes que afloran en la provincia Tampico-Misantla. Tras el depósito de las Formación Tuxpan una regresión forzada provocó el desplazamiento de las facies hacia la Cuenca del Golfo de
México durante el Mioceno tardío. Las facies de plataforma progradaron
hasta abarcar la mayor parte de la actual plataforma continental. En esta
zona se depositaron una serie de parasecuencias apiladas constituidas por
limolitas arcillosas y areniscas de grano fino. Sobre la plataforma las areniscas
porosas se concentran en los sistemas de nivel alto (highstand systems
tracts) y generalmente corresponden a zonas con altas amplitudes sísmicas.
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
Geología petrolera
En la porción centro occidental de esta provincia se tienen espesores de 50
a 1,150 m de lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materia
orgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura.
Estas rocas han generado hidrocarburos que se han entrampado en rocas
clásticas de la Formación Cahuasas y de las formaciones Huehuetepec y
Tepexic del Jurásico Medio y contribuyeron a la carga de rocas almacén del
Jurásico Superior, Cretácico y Terciario.80 Sin embargo, estudios geoquímicos han determinado que las principales rocas generadoras de esta provincia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordiano
con kerógeno tipo I, II y III, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano con
kerógeno tipo II, y principalmente a las rocas arcillosas de la Formación
Pimienta del Tithoniano con kerógeno tipo II, las cuales se encuentran
actualmente en el pico de generación de aceite (Figs. 14 y 15).29,31 En el Cretácico los intervalos con potencial generador corresponden al Horizonte Otates y a la Formación Agua Nueva; sin embargo, el poco espesor del Otates y la
inmadurez de la Agua Nueva les restan importancia.29 La roca generadora
activa se distribuye regionalmente identificándose varios focos de generación
distribuidos en toda la cuenca.31 Adicionalmente, hay evidencias de genera-
Nombre
Litología
Sello
ción en cantidades menores de rocas de edad Terciaria.81
Las rocas jurásicas entraron en la ventana de generación
de aceite y se han mantenido en ella desde el Cretácico
Medio (Fig. 15).
Las características de los plays principales que han
establecido producción comercial en esta provincia se
muestran en la Tabla 3. Otros plays que han resultado
con producciones menores o manifestaciones importantes incluyen a los Conglomerados Tajín, grainstones
oolíticos de las formaciones Tepexic y Huehuetepec en
trampas estratigráficas por acuñamiento o cambio de
facies, grainstones oolíticos del miembro calcarenítico
de la Formación Tamaulipas Inferior y areniscas deltáicas de la Formación Tantoyuca.60 En el Mioceno-Plioceno de la plataforma continental se han identificado
plays potenciales que varían desde complejos de canales y abanicos submarinos hasta rellenos de cañones
submarinos.82,83
Trampas
Tipo de hidrocarburo
Campos
Formación, edad
Formación
Edad de roca generadora
Representativos
San Andrés
Grainstones oolíticos
dolomíticos, porosidad
primaria y secundaria
(San Andrés, Kimmeridgiano)
Calizas arcillos
(Pimienta)
Estratigráficas (acuñamientos
contra altos de basamento,
cambio de facies)
Aceite ligero (TithonianoOxfordiano-Kimmeridgiano)
Arenque,
San Andrés
Tamaulipas
Inferior
Calizas pelágicas fracturadas
(Tamaulipas Inferior,
Berriasiano-Aptiano)
Calizas arcillosas
(Tamaulipas
Inferior, Otates)
Estructurales, combinadas
(anticlinales, bajo
discordancia)
Aceite pesado a ligero
TamaulipasConstituciones
San Felipe-Agua
Nueva
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)
Ébano, Pánuco
Tamabra
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)
Poza Rica,
Tres Hermanos
El Abra
Arenas carbonatadas
karstificadas de margen
plataforma, porosidad primaria
y secundaria (El Abra,
Albiano-Cenomaniano)
Calizas arcillosas
y lutitas (Agua
Nueva, San Felipe,
Méndez, Terciario)
Estratigráficas (paleorelieve
depositacional)
Aceite pesado, en tierra,
a ligero, condensado y gas
asociado en la parte
marina (Tithoniano)
Cerro Azul,
Santa Águeda,
Atún, Bagre
Chicontepec
Areniscas turbidíticas de
complejos de canal y abanicos
submarinos (Chicontepec,
Paleoceno-Eoceno)
Lutitas intercaladas
(Chicontepec)
Estratigráficas y combinadas
(cambio lateral de facies, bajo
discordancia, asociadas a
pliegues)
Aceite pesado a ligero
(Tithoniano-Terciario)
Agua Fría, Tajín,
Coapechaca,
Soledad
Mioceno-Plioceno
Areniscas de barras costeras
(Mioceno-Plioceno)
Limolitas arcillosas
intercaladas
(Mioceno-Plioceno)
Estructurales (anticlinal de
roll-over, cierre contra falla)
Gas seco y húmedo
Lankahuasa, Sihini
Tabla 3: Principales plays productores de la Provincia de Tampico-Misantla.
2. 121
WEC México 2009 // Capitulo 2
Producción y reservas
A Ébano-Pánuco y Faja de Oro
B Poza Rica y San Andrés
C Tamaulipas-Constituciones, Arenque,
Faja de Oro Marina, Tres Hermanos
D Chicontepec, Faja de Oro
600
A
B
C
D
500
Mbd
400
300
200
100
0
1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000
Año
Figura 16: Historia de producción de aceite de la Cuenca Tampico-
La exploración por hidrocarburos en la Provincia Tampico-Misantla se
remonta a la segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los primeros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz. Perforados con
técnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse comercialmente.
No fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte
norte de la provincia, que se inicia en México la producción comercial de
hidrocarburos de calizas fracturadas del Cretácico. Posteriormente siguieron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que dieron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920 esta provincia
llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. 16), habiendo acumulado a la fecha más de 5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones de
pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de
esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, respectivamente (Fig. 2).2 Las reservas remanentes se
localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec.
Misantla.
Cuenca de Veracruz
Ubicación
0
100 km
La cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando comprendida principalmente en el estado de Veracruz y extendiéndose hacia la
actual plataforma continental del Golfo de México (Fig. 17).
N
20°N
Marco tectónico y geología estructural
Macizo
de Teziutlan
Golfo de México
Provincia
de Veracruz
Alto de
Anegada
nte
Fre
19°N
tón
tec
ico
Cuenca
Terciaria
do
ulta
sep
Sierra
de Zongolica
Centro
Volcánico
Los Tuxtlas
18°N
Cuenca
Salina
del Istmo
17°N
Campos de aceite
Campos de gas
96°O
95°O
94°O
Figura 17: Ubicación y principales campos de la Cuenca de Veracruz.
2. 122
Geológicamente la cuenca de Veracruz está limitada al norte por el Macizo
de Teziutlán, Alto de Chiconquiaco o Alto de Santa Ana que la separa de la
provincia Tampico-Misantla, al sur limita con la Cuenca Salina del Istmo, al
oriente se extiende hacia aguas profundas del Golfo de México y está parcialmente limitada por el Alto de Anegada y el Alto de Los Tuxtlas, mientras
que hacia el occidente está limitada por los afloramientos de rocas mesozoicas deformadas de la Sierra Madre Oriental (Fig. 17).
Desde el punto de vista tectónico, de manera similar a otras cuencas
sedimentarias asociadas a la evolución del Golfo de México, esta provincia
pasó por una etapa de rift del Triásico al Jurásico Medio y de deriva (drift)
del Jurásico Medio hasta principios del Cretácico Temprano. Del Jurásico
Tardío hasta el Cretácico Tardío esta área fue parte de la margen pasiva del
Golfo de México. Del Cretácico más tardío al Eoceno la deformación laramídica creó el cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre oriental
y esta carga tectónica originó una antefosa o cuenca de antepaís, cuyo
relleno representa en sentido estricto la Cuenca Terciaria de Veracruz. La
subsidencia de esta antefosa continuó hasta el Mioceno probablemente
como un efecto conjunto de subsidencia por flexura así como por trasten-
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
sión lateral izquierda. Con el desplazamiento del bloque Chortis hacia el
sureste y el establecimiento del centro de expansión Cocos-Nazca en el
Pacífico, se produjo durante el Mioceno una reorganización del sistema de
subducción en el sur de México, dando inicio una subducción subhorizontal
Jalapa
Frente Tectónico Sepultado (Mesozoico)
Homoclinal oeste (Cenozoico)
Anticlinal Loma Bonita
Sinclinal Tlacotalpan
Trend Antón Lizardo
Alto de Anegada
Reentrada de Coatzacolacos
A’
Veracruz
A
C
Córdoba
Golfo de México
C’
B’
N
Coatzacoalcos
B
0
35 km
A’
A
FTS
Homoclinal
occ.
TLB
Sinclinal
Tlacotalpan
Trend
Antón Lizardo
B
1,000 m
B’
0
FTS
10 km
Homoclinal
occ.
C
Matapionche
0 O
Km
TLB
Sinclinal
Tlacotalpan
Reentrada
Coatzacoalcos
C’
Cocuite
E
5
10
Mioceno-Plioceno
Mioceno inferior
Paleoceno-Eoceno-Oligoceno
0
10 km
que produjo una reorientación del arco volcánico y la
formación de la Faja Volcánica Trans-Mexicana.84,85 Con
esta reconfiguración, la Provincia de Veracruz pasó en el
Mioceno medio de un régimen de antefosa de retroarco
(retroarc foreland basin) a un régimen tectónico de
prearco o antearco (forearc) quedando ubicada entre la
trinchera al suroeste y el arco volcánico al norte, éste
último representado por la Faja Volcánica Trans-Mexicana. La cuenca quedó sujeta a esfuerzos compresivos y
transpresivos, principalmente en el Mioceno medio y
temprano.186 La deformación compresiva provocó un
levantamiento y erosión de las rocas del Paleoceno al
Mioceno medio.
De acuerdo a las características actuales, la provincia de Veracruz se puede subdividir en dos subprovincias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente,
caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargo
en calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) la
Cuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor parte
de esta provincia y caracterizada por yacimientos principalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mioceno-Plioceno. Se han reconocido siete dominios
estructurales en esta provincia, uno en la subprovincia
del Frente Tectónico Sepultado y el resto en la Cuenca
Terciaria (Fig. 18.86,87,88 El primero está representado en
el frente laramídico sepultado de la subprovincia de la
Plataforma de Córdoba y está caracterizado por pliegues y cabalgaduras con vergencia hacia el oriente que
afectan a rocas mesozoicas y del Paleógeno; las rocas
terciarias en esta zona forman un homoclinal con
echado al oriente. El segundo dominio corresponde al
Anticlinal Loma Bonita de orientación nor-noroeste y
afectado por fallamiento inverso que, al igual que el
plegamiento, tiene vergencia al suroeste conformando
algunos cierres en cuatro direcciones. El tercer dominio
corresponde al Sinclinal Tlacotalpan, en la parte más
profunda de la cuenca, localmente afectado por plegamiento y fallamiento inverso con vergencia al oriente. El
cuarto dominio corresponde al Alto de Anegada, en la
parte marina de la provincia, con una orientación nornoroeste conformando el limbo oriental del Sinclinal de
Tlacotalpan. El quinto dominio es el Tren de Antón
Lizardo, consistente de una serie de fallas inversas y normales con componente lateral de alta inclinación tanto
al oriente como al occidente que se extienden hacia el
norte y sur del Alto de Anegada. El sexto dominio corres-
Figura 18: Dominios estructurales de la Provincia de Veracruz.
2. 123
Mioceno
Paleógeno
Oligoceno
Rupeliano
Priaboniano
Bartoniano
Eoceno
Lutetiano
Ypresiano
Thanetiano
Selandiano
Daniano
Paleoceno
Maastrichtiano
Campaniano
Superior
Prearco
Piacenziano
Zancleano
Messiniano
Tortoniano
Serravalliano
Langhiano
Burdigaliano
Aquitaniano
Chattiano
Concepción
Encanto
Incrementa
aporte de Depósito
material
volcánico
Tantocuya/Chapopote
Aragón/Guayabal
Chicontepec
,
Atoyac
Guzmantla de
plataforma y pelágica
Orizaba
Albiano
Aptiano
Barremiano
Hauteriviano
Otates
?
Cretácico Inferior
Valanginiano
Xonamanca
Cretácico Inferior
Tithoniano
Tepexilotla
Calloviano
Jurásico
Bathoniano
Bajociano
Aaleniano
San Pedro-San Andrés
Sal
Syn-rift
Mesozoico
Oxfordiano
Apertura del Golfo de México
Berriasiano
Superior Kimmeridgiano
Medio
?
Sinamuriano
Trampas
Hetangiano
Triásico
Rhaetiano
Noriano
Carniano
Ladiniano
Anisiano
Olenekiano
Induano
Paleozoico
Figura 19: Estratigrafía de la Provincia de Veracruz.
2. 124
Litología
Limolita, lutita
Arenisca
Conglomerado
Clásticos continentales
Volcánicos
Igneo intrusivo o metamórfico
Pliensbachiano
Inferior
Tipo de trampa
?
Inferior
Medio
La estratigrafía mesozoica de esta provincia se ha establecido con base en
observaciones realizadas en la parte
correspondiente a la Plataforma de Córdoba en el occidente y áreas vecinas, en
donde rocas de esta edad afloran o han
sido penetradas por pozos exploratorios.
Sin embargo, se infiere que una co lumna similar se encuentra por debajo
del gran paquete terciario de la Cuenca
de Veracruz. La columna sedimentaria
descansa sobre un basamento metamórfico granítico del Paleozoico-Triásico
(Fig. 19).86,89 Se reconocen cuatro tectono-secuencias principales:
1. Synrift que incluye las rocas que
registran la aperturas del Golfo de
México hasta el establecimiento de
una Margen pasiva en el Oxfodiano
durante la etapa de deriva (drift),
Todos Santos
Toarciano
Superior
,
Maltrata
Margen pasiva
Cretácico
Turoniano
Cenomaniano
Inferior
Velasco
Méndez
San Felipe
Coniaciano
ponde a fallas de crecimiento del Mioceno tardío y Plioceno que afectan a los
sedimentos terciarios en el extremo
norte de la provincia. El séptimo dominio, denominado Reentrada de Coatzacoalcos, se localiza en la parte sur de la
cuenca y corresponde a un cinturón de
pliegues y cabalgaduras con vergencia
al oriente y norte cuya formación ocurrió del final del Mioceno medio al Plioceno temprano.186
Estratigrafía y sedimentación
Horcones
Santoniano
Medio
Play y tipo de hidrocarburo
Cuenca terciaria
de Veracruz
Roca generadora
Unidades estratigráficas y litología
Plataforma
de Córdoba
La Laja
Antefosa
Cenozoico
Neógeno
Plioceno
Edad
Formación de la FVTM. Deformación compresiva
Era/Periodo Época
Cuat. Pleistoceno
Orogenia Laramide
Edad
Eventos tectónico
y tectono secuencias
WEC México 2009 // Capitulo 2
Basamento
Acuñamiento
Anticlinal
Sub-discordancia
Paleorelieve
Asociada a fallas lístricas
Cambio de facies
Carbón
Sal
Anhidrita
Dolomia
Caiza marina somera
Caliza oolitica
Tipo hidrocarburo
Gas
Condensado
Aceite
Caliza de rampa media-externa
Brechas de talud carbonatado
Margas
Calizas palágicas
Calizas y lutitas carbonosas
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
2. Margen Pasiva que comprende las rocas principalmente carbonatadas
del Jurásico Tardío y Cretácico,
3. Antefosa que comprende las rocas terrígenas del Paleoceno al Mioceno
temprano derivadas de la erosión de rocas carbonatadas mesozoicas e
ígneas-metamórficas del sureste, y
4. Prearco correspondiente a los sedimentos de Mioceno medio al Reciente
caracterizados por una contribución importante de sedimentos derivados
de la erosión de rocas volcánicas del noroeste.
La tectono-secuencia Synrift está representada por lechos rojos continentales del Jurásico Medio correspondientes a la Formación Todos Santos
depositados sobre el basamento mientras que en algunas zonas se ha registrado asimismo la presencia de sal de probable edad jurásica.58,59,86,90,91,92 La
tectono-secuencia Margen Pasiva inicia con los primeros sedimentos marinos documentados en la provincia y que corresponden a calizas areno-arcillosas, en partes oolíticas y calizas arcillosas que se han correlacionado con
las formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano. Estas rocas
son sobreyacidas por calizas bituminosas y areno-arcillosas con potencial
generador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano.59,86,89,91 El alto de
basamento sobre el que se desarrolló la plataforma de Córdoba aparentemente permaneció expuesto durante el Jurásico ya que las calizas cretácicas se depositaron directamente sobre el basamento.
En el Cretácico Temprano se depositaron areniscas y calizas de plataforma dolomíticas y con intercalaciones de evaporitas en el área de la Plataforma de Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste
se depositaron calizas de mar abierto (Formación Tamaulipas Inferior) en
partes con influencia volcánica (Formación Xonamanca). Hacia finales del
Aptiano se depositaron en toda el área calizas arcillosas del Horizonte Otates. El Cretácico Medio está representado por calizas de plataforma de la
Formación Orizaba que se correlacionan con calizas pelágicas con intercalaciones de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior al occidente del
área en la depresión de Chicahuaxtla. La parte inferior de la Formación
Orizaba muestra dolomitización en grados variables, mientras que en la
parte superior la dolomitización desaparece.59,93 Para el Turoniano se registra un ahogamiento parcial de la Plataforma de Córdoba. Las rocas de la
Formación Orizaba fueron cubiertas por calizas con foraminíferos planctónicos, arcillo-carbonosas y laminadas de la Formación Maltrata depositadas
en condiciones anóxicas y calizas de mar abierto de la parte inferior de la
Formación Guzmantla (Guzmantla Pelágica). La sedimentación carbonatada
somera se reestablece en el Coniaciano-Santoniano en el área de la Plataforma de Córdoba, depositándose calizas bioclásticas de la parte superior de
la Formación Guzmantla y calizas de mar abierto en las partes más profundas. Para el Campaniano la Plataforma de Córdoba sufrió un levantamiento
provocando la exposición subaérea y erosión de las calizas. En las partes
sumergidas se depositaron calizas arcillosas, margas y brechas carbonatadas
de la Formación San Felipe. Durante el Maastrichtiano se desarrolló una plataforma aislada representada por las calizas bioclásticas de la Formación
Atoyac, mientras que hacia las partes más profundas se depositaron calizas
arcillosas, brechas calcáreas y lutitas de la Formación Méndez (Fig. 19).56
El cambio de sedimentación predominantemente
carbonatada a siliciclástica marca el inicio de la tectono-secuencia de antefosa a principios del Terciario.
El inicio de la deformación laramídica dio lugar al
levantamiento y erosión de las formaciones cretácicas y
jurásicas. Sobre las calizas arcillosas de la Formación
Méndez se depositaron areniscas de grano fino y arcillitas calcáreas de las formaciones Velasco y Chicontepec
del Paleoceno, las cuales se presentan principalmente
en el occidente de la Cuenca Terciaria.94 Al oriente del
frente tectónico estas rocas fueron seguidas por areniscas de grano fino a medio, lutitas y algunos intervalos
de conglomerados de la Formación Aragón (Eoceno
Inferior). Durante el Eoceno medio se tiene un predominio de depósitos por flujos de escombros o debritas
que se intercalan con conglomerados y areniscas turbidíticas formando abanicos de pie de talud y piso de
cuenca. Para el Eoceno medio continúa este patrón de
depósito en el que disminuye gradualmente los depósitos de grano grueso y se depositan sedimentos arcillosos de la Formación Guayabal. Para el Eoceno tardío se
depositan conglomerados de la Formación Tantoyuca y
limolitas y lutitas de la Formación Chapopote. Los sedimentos del Paleoceno-Eoceno medio depositados en la
parte occidental de la cuenca fueron afectados por el
plegamiento y fallamiento laramídicos. Los sedimentos
del Eoceno Superior y Oligoceno cubren en sobrelape
(onlap) la discordancia desarrollada sobre estos sedimentos deformados tanto en la parte oriental de la
cuenca como en la occidental.95,96,97
Algunas discordancias o límites de secuencia están
marcados por conglomerados de amplia distribución
depositados en la cuenca como parte de abanicos submarinos.98 Los intervalos de conglomerado que destacan
son los ubicados en la base del Eoceno superior, en el
Oligoceno superior (Chattiano) y Mioceno inferior y
pueden correlacionarse con conglomerados asociados a
límites de secuencias observados en el Terciario de la
Provincia de Tampico-Misantla. Además de estos conglomerados, se han reconocido otros intervalos dominados
por arenas depositados durante eventos de suministro
masivo de sedimento a la parte profunda de la cuenca,
con excelentes propiedades petrofísicas y que albergan
importantes yacimientos de gas.99 Durante el Oligoceno
tardío la sedimentación ocurrió principalmente hacia el
centro y oriente de la cuenca, mientras que en la parte
occidental los sedimentos de esta edad están ausentes.
2. 125
WEC México 2009 // Capitulo 2
La columna del Mioceno-Plioceno de la Cuenca de
Veracruz ha sido subdividida en varias secuencias sedimentarias con base en la información sísmica tridimensional y de pozos.88,97,98,100,101
La tectono-secuencia de Prearco inicia en el Mioceno medio con el establecimiento de la Faja Volcánica
Trans-Mexicana en su orientación actual al norte de la
N
Golfo de México
Re
Vc-153 f
Na
Ca
Vi
Ma
Ll
Ap
Co
Pa
An
Gui
Li
Tierra
Blanca
Pe
S.P.
Es
Ar
Mi
Ve
R.P.
No
GI
Tuxtepec
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 biogénico
Hidrocarburos del Cretácico
Hidrocarburos del Jurásico
Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Cretácico
Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Terciario
Sentido de migración
Geología petrolera
En 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 estudiado en la parte occidental y sur de la provincia. Contiene predominantemente kerógeno tipo II, actualmente sobremaduro, que entró a la ventana de
generación en el Cretácico Tardío-Paleoceno con generación principal de gas
en el Eoceno-Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico InferiorMedio contiene kerógeno tipo II, se encuentra dentro de la ventana de gene-
Mesozoico
140
120
Superior
100
80
60
Neógeno
Oligoceno
Inferior
Paleógeno
Paleoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Eoceno
Jurásico
40
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Mi
Te
T.H.
Có
L.M.
M.P.
Me
Mioceno
Cuenca
de Veracruz
Plataforma
de Córdoba
Provincia de Veracruz. Esto provoca el emplazamiento de intrusivos y vulcanismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimento de origen volcánico
desde el norte y noroeste, reflejándose en progradaciones desde el norte de
la cuenca hacia el sur, particularmente en el Mioceno tardío y Plioceno,
con cantidades menores de sedimento proveniente desde el oeste.99,98,101 Por
otro lado, algunos resultados recientes sugieren que la actividad volcánica
en los Tuxtlas probablemente inició en el Mioceno temprano-medio aportando sedimentos volcaniclásticos desde el sureste aunque en una proporción mucho menos importante que la del norte. Al mismo tiempo se inicia
una deformación compresiva que crea pliegues y cabalgaduras en sedimentos pre-Mioceno tardío modificando el patrón de dispersión de sedimentos,
focalizando la sedimentación turbidítica a los sinclinales y favoreciendo la
erosión en los anticlinales. El levantamiento de Anegada y Los Tuxtlas
durante el Mioceno tardío y Plioceno limita la salida de sedimento hacia el
Golfo de México a una estrecha zona entre estos dos elementos, tal como se
ha preservado hasta la actualidad y que corresponde a la vecindad de la
desembocadura del Río Papaloapan.
Los nombres litoestratigráficos utilizados para rocas del Oligoceno-Plioceno incluyen las formaciones La Laja, Depósito, Encanto, Concepción, Filisola y Paraje Solo cuyos alcances se han modificado conforme avanza el
conocimiento del área (Fig. 19).99,100,101,102 Con base en la información sísmica
y de pozos se estima que la columna terciaria tiene más de 12,000 metros
en la parte central de la cuenca terciaria.91,106
20
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
Orogenia Laramide
Orogenia Chiapaneca
Aceite
Gas
Aceite
Figura 20: Sistemas petrolíferos de la Provincia de Veracruz y tabla de eventos. Tomado de Vázquez-Covarrubias.107
2. 126
Formación de trampas
Remigración
Crackeo secundario
Jurásico
Gas
Cretácico
Gas Biogénico
Mioceno
Generación
Migración
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
ración de aceite y gas y entró en la ventana de aceite en el Paleoceno-Eoceno
alcanzando la zona de gas en el Mioceno-Plioceno. Finalmente las rocas generadoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado el
gas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno SuperiorPlioceno Inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las facies
almacenadoras a través de fallas profundas, discordancias y planos de estratificación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más localizada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras.29,31,108,109,110,111,112
Las rocas almacenadoras principales en la Provincia de Veracruz corresponden a calizas de las formaciones Orizaba, brechas carbonatadas de las
Formaciones San Felipe y Méndez así como areniscas de sistemas turbidíticos del Mioceno-Plioceno.103,113 Las características de los plays principales
que han establecido producción comercial se muestran en la Tabla 4. Cabe
señalar que en el play de areniscas y conglomerados de canales y abanicos
submarinos del Mioceno-Plioceno se han agrupado una serie de tipos de
yacimiento que varían desde areniscas canalizadas individuales, canales
conglomeráticos, complejos de canales, arenas de desborde, lóbulos arenosos, hasta sábanas de arena con tipos de entrampamiento estratigráfico,
combinado o estructural.88,106,114,115
Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas
siliciclásticas terciarias como Cocuite. De 1981 a 1995,
debido al enfoque exploratorio en las Cuencas del
Sureste, la actividad exploratoria en la Provincia de
Veracruz decae y no se realiza ningún descubrimiento, si
bien la producción de gas se logró mantener por arriba
de los 100 millones de pies cúbicos diarios gracias al
aporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico.
A partir de 1997 se reinicia la actividad exploratoria apoyada con sísmica tridimensional, lo que permite visualizar
los modelos sedimentarios postulados de abanicos submarinos y mapearlos mediante la utilización de atributos sísmicos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos
y modelos de yacimiento y la aplicación de nuevas tecnologías en la perforación y terminación de pozos, de
1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Playuela, Lizamba, Vistoso, Apertura, Arquimia y Papán.118,119
1,000
Producción y reservas
800
Nombre
Litología roca almacén
Sello
Formación, edad
Formación
Orizaba
Calizas de plataforma karstificadas
y fracturadas, porosidad primaria
y secundaria (Orizaba,
Albiano-Cenomaniano)
Calizas arcillosas
suprayacentes
(Formación Maltrata)
Brechas del
Cretácico
Brechas carbonatadas de talud con
porosidad primaria y secundaria por
fracturas (San Felipe-Méndez,
Santoniano-Maatrichtiano)
Conglomerados
terciarios
Arenas
turbidíticas
600
MMpc/D
La exploración petrolera en la Provincia de Veracruz inicia en 1921 con la
perforación del pozo Cocuite-1 cerca de Tlacotalpan, resultando improductivo. Las compañías extranjeras perforaron varios pozos en esta provincia
entre 1921 a 1938 sin éxito. En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividades
en la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2 resulta productor de aceite en
calizas del Cretácico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productor
de gas de areniscas del Terciario.116,117 De 1955 a 1980 se descubren la mayoría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas del
frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y
400
200
0
1968
1973
1978
1983
1988
1993
1998
2003
Año
Figura 21: Historia de producción de gas de la Provincia de Veracruz.
Trampas
Tipo de hidrocarburo
Campos
Edad de roca generadora
Representativos
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
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)
Angostura, Mata
Pionche, Cópite,
San Pablo, Rincón
Pacheco
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)
Perdiz-Mocarroca,
Novillero, Mirador
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)
Lizamba, Vistoso,
Papán, Cocuite,
Playuela
Tabla 4: Plays establecidos principales de la Provincia de Veracruz.
2. 127
WEC México 2009 // Capitulo 2
Esto permitió alcanzar en agosto de 2007 el máximo histórico de la provincia de 1010 millones de pies cúbicos
diarios (Fig. 21). La producción acumulada total de la
provincia a 2008 es de 2.4 billones de pies cúbicos de gas
y 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas remanentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 billones de pies
cúbicos y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estima
un recurso prospectivo de 4 billones de pies cúbicos de
gas (Fig. 2).2
Provincia del Sureste
Ubicación
Esta provincia se ubica en el sureste de México, quedando comprendida en su parte terrestre, principalmente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas,
occidente de Campeche y el extremo sureste de Veracruz, extendiéndose hacia la actual plataforma continental de esta región del Golfo de México (Fig. 22).
Marco tectónico y geología estructural
Desde el punto de vista geológico, la Provincia del
Sureste limita al occidente con la Cuenca de Veracruz,
al sur con el cinturón plegado y cabalgado de la Sierra
de Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán y al
norte se extiende como la porción de aguas profundas
de la Provincia Salina del Istmo (Fig. 22).
Campos de aceite
Campos de gas
N
Cuencas
A
B
C
D
20°N
Comalcalco
Pilar Reforma-Akal
Macuspana
Salina del Istmo
Provincia
Salina del Istmo
(porción de aguas
pforundas)
Plataforma de
Yucatán
A
B
C
D
Los
Tuxtlas
18°N
0
120 km
94°O
Sierra de Chiapas
92°O
Figura 22: Ubicación, Subprovincias y principales campos de la
Provincia del Sureste.
2. 128
Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Temprano, esta provincia inicia una etapa de rift que creó una serie de horsts y
grabens y que culminó a finales del Jurásico Medio, pasando a una etapa de
deriva (drift) hasta principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapa
el bloque Yucatán incluyendo al área de la Sonda de Campeche, se desplazó
rotando en contra de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición
actual 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 y
durante el Cretácico, esta región se comporta como una margen pasiva.
Desde finales del Cretácico hasta el Oligoceno, conforme el bloque Chortis
se desplazó hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polochic, una deformación compresiva equivalente en parte a la Orogenia Laramide afectó el sur de la provincia produciendo plegamientos suaves en las
rocas jurásicas y cretácicas de la Sierra de Chiapas. La carga tectónica produjo una antefosa hacia el noreste del cinturón de pliegues y transpresión
en la parte sur de la provincia. Durante el Oligoceno tardío se presenta un
período de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las placas Norteamericana y Caribeña. Durante el Mioceno, al continuar el desplazamiento del Bloque Chortis hacia el este y establecerse el centro de
expansión de Cocos sobre la Trinchera Mesoamericana al sur de México, se
produjo la deformación Chiapaneca. Este evento produjo deformación por
desplazamiento lateral izquierdo y reactivó el cinturón de pliegues y fallas
de la Sierra de Chiapas. En la Provincia del Sureste este evento se manifiesta principalmente por una compresión con tendencia hacia el noreste
que creó pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas mesozoicas y del
paleógeno del Pilar Reforma-Akal. A principios del Mioceno medio, por efectos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma de
Yucatán inició la formación de la Cuenca de Macuspana.121,122 Es probable
que los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella conformados por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste-suroeste hayan
sido producidos en parte para compensar la apertura de la Cuenca de
Macuspana. Posteriormente, en el Plioceno, inicia el colapso gravitacional
hacia el noroeste y la evacuación de sal, lo que dio lugar a la formación de
la Cuenca de Comalcalco y acentuó la Cuenca de Macuspana.121,123,124 Este
régimen distensivo continúa en la actualidad.
Con base en su evolución tectónica y características actuales la Provincia del Sureste se subdivide en 3 subprovincias cada una con estilos estructurales propios (Fig. 23):125,126,127,128
1. Cuenca Salina del Istmo, que tiene continuación hacia aguas profundas
del 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 y
al este con la Falla de Comalcalco que la separa del Pilar Reforma-Akal o
Provincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la Subcuenca de Comalcalco en su parte sureste. Estructuralmente se caracteriza por diapiros,
paredes, lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación de
cuencas por evacuación de sal y colapso gravitacional, tales como la
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
A
B
C
D
E
F
G
H
Cinturón Plegado Catemaco
Cuenca de Veracruz
Cuenca Salina del Istmo
Cuenca de Comalcalco
Pilar Reforma Akal
Cuenca de Macuspana
Cuenca de Le-Akach
Cinturón Plegado Chuktah-Tamil
Eje de pliegue
Falla normal
Falla inversa
Sal alóctona
Límite de la sal
Plataforma
de Yucatán
N
B
Provincia Salina
del Istmo (porción de
aguas profundas)
A
A’
H
G
Cantarell
m
500
B’
C’
B
A
F
C
Coatzacoalcos
Ciudad
del Carmen
E
D
C
0
A
May Yum
Salina del Istmo
B (aguas profundas)
C
Pilar Reforma-Akal
Chuc
Cuenca de
Comalcalco
Abkatun Cantarell
Pilar
Reforma-Akal
Cuenca Salina del Istmo
Cuenca de
Macuspana
40 km
A’
B’
C’
Figura 23: Secciones estructurales a través de la Provincia del Sureste mostrando el
Cuenca de Comalcalco, y minicuencas desarrolladas
por la evacuación de sal en las que los sedimentos
terciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoicas y paleógenas presentan pliegues y cabalgaduras
con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el
noroeste mientras que en el Terciario se presentan
fallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lístricas contra-regionales con inclinación al
sureste.129,130,131,132
2. Pilar Reforma-Akal, ubicado entre la Falla de Comalcalco al oeste-noroeste y la Falla de Frontera al estesureste, limitando al sur con la Sierra de Chiapas y al
noreste con las cuencas de Comalcalco y Le-Akach, al
sureste con la Cuenca de Macuspana y al noreste con
la Plataforma de Yucatán. Se caracteriza por pliegues
y cabalgaduras de edad mioceno-pliocénica y orientación noroeste-sureste que afectan rocas mesozoicas y
del Paleógeno, generalmente con una ligera curvatura
cóncava hacia el suroeste, con niveles de despegue
en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano
y Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los pliegues están localmente afectados por almohadillas y
diapiros de sal, fallas normales con caída al este y
oeste y lístricas con inclinación al noroeste y orientación norte-sur y noreste-suroeste del Plioceno.120,133,134,135,136,137
3. Cuenca de Macuspana, limitada al este-noreste por
la Falla de Macuspana que la separa de la Plataforma
de Yucatán, al oeste-noroeste por la Falla Frontera
que la separa del Pilar Reforma-Akal y al sur por la
Sierra de Chiapas. Esta subprovincia se caracteriza
por fallas lístricas del Mioceno-Plioceno temprano de
orientación noreste-suroeste e inclinación al noroeste con anticlinales de roll-over asociados a la evacuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porción
marina, fallas lístricas del Plioceno tardío-Pleistoceno con orientación noreste-suroeste e inclinación
hacia el sureste y anticlinales alongados y apretados
asociados a la inversión de las fallas lístricas miocénicas durante el Mioceno medio-tardío y Plio-Pleistoceno.138,139,140,141,142
estilo estructural de cada Subprovincia. Tomado de Robles-Nolasco, Robles-Nolasco et al
y Reyes et al.125,126,127,128
2. 129
Mioceno
Paleógeno
Oligoceno
MP
Piacenziano
Zancleano
Messiniano
Tortoniano
Serravalliano
Langhiano
Burdigaliano
Aquitaniano
Chattiano
Priaboniano
Bartoniano
Eoceno
Lutetiano
Ypresiano
Thanetiano
Selandiano
Daniano
Paleoceno
Maastrichtiano
Campaniano
Superior
Tipo de trampa
Play y tipo de hidrocarburo
Roca generadora
Plataforma de Yucatán
Sierras de Chiapas
Sal alóctona
,
Depósito
Sal alóctona
Santoniano
,
Lutitas Nanchital
Uzpanapa
Abkatun
Jolpabuchil-Brecha
Cantarell-Angostura
San Felipe-Chak
AngosturaOcozocoautla
Turoniano
Cenomaniano
Medio
Inferior
Albiano
Margen pasiva
Cretácico
Golfo de México
Filisola, Paraje
Solo, Catedral
Concepción
Encanto
La Laja
Coniaciano
Aptiano
Barremiano
Hauteriviano
Berriasiano
Edzna
Calloviano
Bathoniano
Medio
Bajociano
Aaleniano
Akimpech
San Ricardo
Ek Balam
San Ricardo
Andesita Pueblo Viejo (?)
Pliensbachiano
Inferior
Sinamuriano
Triásico
Inferior
Paleozoico
Limolita, lutita
Arenisca
Conglomerado
Clásticos continentales
Volcánicos
Igneo intrusivo o metamórfico
Rhaetiano
Noriano
Carniano
Ladiniano
Anisiano
Olenekiano
Induano
Basamento
Figura 24: Columna estratigráfica de la Provincia del Sureste.
2. 130
Acuñamiento
Anticlinal
Sub-discordancia
Paleorelieve
Asociada a fallas lístricas
Cambio de facies
Gas
Condensado
Aceite
Litología
Hetangiano
Medio
Tipo hidrocarburo
Trampas
Todos Santos
Toarciano
Superior
Se infiere que el basamento en esta provincia es similar al que se ha detectado
en la Sierra de Chiapas y Plataforma de
Yucatán, donde está constituido por
granitoides y esquistos paleozoicos
como parte de una corteza continental
adelgazada que conforma horst, grabens
y medios grabens producidos durante la
apertura del Golfo de México. 143 Los
depósitos sedimentarios inician con
una secuencia de lechos rojos de la
Formación Todos Santos derivados de
la erosión del basamento y rocas volcánicas depositadas en grabens durante
el Triásico Tardío y Jurásico Temprano
(Fig. 24). Sobre estas rocas se acumularon gruesos depósitos de sal durante
el Calloviano producto de la evaporación
de agua de mar, con anhidritas y lechos
rojos hacia las partes expuestas.142,144
Sobre la sal se establecen en esta
provincia condiciones marinas normales
a fines del Calloviano-principios del
Oxfordiano y se depositan calizas de
cuenca carbonosas, calizas de rampa
externa, grainstones oolíticos de rampa
interna que pasan transicionalmente
hacia la Sierra de Chiapas y hacia la
Plataforma de Yucatán a sedimentos
siliciclásticos costeros evaporíticos y
continentales del Grupo Ek-Balam y de
Sal
Syn-rift
Mesozoico
Oxfordiano
Apertura del Golfo de México
Tithoniano
Superior Kimmeridgiano
Akal
Plataforma Artesa
Mundo nuevo-Grupo
Sierra Madre
Chinameca-Malpaso
San Ricardo
Valanginiano
Jurásico
Unidades estratigráficas y litología
Estratigrafía y sedimentación
Rupeliano
Halocinesis Orogenia Laramide
Antefosa
Cenozoico
Neógeno
Plioceno
Edad
Cinturón plegado
Era/Periodo Época
Cuat. Pleistoceno
Orogenia Chiapaneca
Edad
Eventos tectónico
y tectono secuencias
WEC México 2009 // Capitulo 2
Carbón
Sal
Anhidrita
Dolomia
Caiza marina somera
Caliza oolitica
Caliza de rampa media-externa
Brechas de talud carbonatado
Margas
Calizas palágicas
Calizas y lutitas carbonosas
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
la Formación San Ricardo.56,120,145,146,147 Los grainstones oolíticos oxfordianos no
solo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alrededor de levantamientos diapíricos incipientes de la sal subyacente en la
rampa media y externa. Estas condiciones se mantienen en el Kimmeridgiano con el depósito de la Formación Akimpech, pero a finales de este
período y a principios del Tithoniano se produce una transgresión que hace
retroceder las facies someras de rampas carbonatadas y los clásticos continentales de la Formación Todos Santos hacia el sur y hacia el este de la
provincia.146,147 Durante el Tithoniano predominó el depósito de mudstones
arcillo-carbonosos y capas de lutitas calcáreas negras que constituyen la
principal roca generadora de la provincia. Hacia las partes altas, bordeando
las zonas emergidas, se presentan facies de dolomías, grainstones oolíticos,
evaporitas, areniscas arcillosas en la zona que ahora corresponde a la Sierra de Chiapas.120,144,146,147,148
Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progradante, quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas de
facies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte. Durante
este tiempo comienza el desarrollo de la plataforma de Artesa-Mundo
Nuevo.149,150,151 Desde el Barremiano el comportamiento se vuelve retrogradante, depositándose anhidritas y dolomías de la Formación Cobán sobre
clásticos continentales de Todos Santos en la Sierra de Chiapas y culminando con una máxima inundación a finales del Aptiano, cuando se depositaron en la provincia calizas arcillosas y lutitas.120
En el Albiano se reestablece en la mayor parte de la provincia la sedimentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolomías con intercalaciones de lutitas y bentonitas de las Formaciones Akal y
Sierra Madre.120,144 Hacia las partes más profundas en el norte se depositan
calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. A fines del Cenomaniano se inicia una transgresión que culmina en el Turoniano con el ahogamiento de grandes áreas de las plataformas preexistentes y el depósito de
calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas sobre las calizas de
agua somera.120,142,150,152,153 Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provincia así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo el depósito de calizas de
agua somera continuó hasta el Santoniano y en la parte más austral hasta
el Maastrichtiano, depositándose calizas bentoníticas e intercalaciones de
lutitas equivalentes a las formaciones San Felipe y Méndez y de la Formación Jolpabuchil en las partes profundas al norte, brechas carbonatadas de
la Formación Chac a lo largo del talud de la plataforma y calizas de plataforma de la Formación Angostura hacia el sur y oriente.120,142,144
En el Cretácico Tardío se depositó un grueso paquete de brechas carbonatadas con clastos de calizas someras como un delantal (apron) a lo largo
del talud. Estas rocas constituyen los principales yacimientos en el campo
Cantarell y han sido denominados como Formación Cantarell por CantúChapa y Landeros-Flores.133,147,154 Una teoría alternativa establece que estos
depósitos fueron originados principalmente por el
impacto que creó el Cráter de Chicxulub en el límite
Cretácico-Terciario y que provocó el colapso del margen
occidental de la Plataforma de Yucatán.155,156 Hacia las
partes internas de plataforma también se depositaron
sobre las calizas de la Formación Angostura brechas
carbonatadas de la parte inferior de la Formación
Soyaló del Paleoceno.44 Las brechas fueron cubiertas
por calizas arcillosas y lutitas de aguas profundas de la
Formación Abkatún en la parte marina así como por
limolitas, lutitas y capas de brechas carbonatadas de la
Formación Soyaló del Paleoceno hacia el sur.144,154
Para mediados del Paleoceno la sedimentación en la
provincia pasó a ser predominantemente siliciclástica
debido a los efectos laramídicos. Para el Eoceno se
depositaron conglomerados aluviales y fluviales en las
partes proximales de la parte sur que pasaban transicionalmente a ambientes deltáicos, costeros y de plataforma siliciclástica hacia el norte con el desarrollo de
algunos crecimientos arrecifales de parche y sedimentación de aguas profundas más al norte.154 Durante el
Eoceno tardío y el Oligoceno disminuye la actividad tectónica y el aporte siliciclástico y se establecen condiciones carbonatadas en las partes más someras hacia el
sur de la provincia.142 La distribución y acumulación de
los sedimentos siliciclásticos derivados del sur empieza
a ser controlada por la deformación salina, sobre todo
en la parte noroeste de la provincia en donde se presentan ambientes de aguas profundas.120 En la zona correspondiente a la plataforma de Yucatán predominó la
sedimentación carbonatada durante todo el Paleógeno.
Durante el Mioceno el inicio de la deformación
Chiapaneca provocó levantamiento y erosión con el
consecuente incremento del influjo terrígeno y la progradación de los sistemas de plataforma desde el sur
dando lugar al depósito de areniscas y lutitas bentoníticas.123 En el Mioceno medio, como resultado de la transtensión producida por la deformación Chiapaneca, tuvo
lugar la formación de la Cuenca de Macuspana donde
se favoreció la acumulación de un gran espesor de areniscas y limolitas de facies de plataforma y complejos
deltáicos dominados por oleaje progradantes hacia el
noroeste. El depósito de estos sedimentos estuvo
influenciado por el fallamiento lístrico, la evacuación
2. 131
WEC México 2009 // Capitulo 2
de arcillas oligocénicas y por esfuerzos compresivos que
produjeron la inversión de las fallas lístricas.123,139 El
evento Chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Provincia Salina del Golfo Sur se manifestó con la formación de pliegues de orientación noreste-suroeste de los
cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella y eventos de evacuación de sal desde el extremo sur hacia el norte.131,132 Durante el Mioceno
tardío continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de plataforma
con un patrón general progradante hacia el norte y noroeste, sobre el área
del Pilar Reforma-Akal y hacia la parte norte de la Cuenca Salina del Istmo,
Mesozoico
140
120
100
80
60
40
Mioceno
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Neógeno
Oligoceno
Superior
Eoceno
Inferior
Paleógeno
Paleoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
Halocinesis, colapso gravitacional
Compresión Chiapaneca
Formación de trampas
Salina del Istmo-Comalcalco
Generación-Migración
Mesozoico
140
120
100
80
60
40
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Mioceno
Superior
Neógeno
Oligoceno
Inferior
Paleógeno
Paleoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Eoceno
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
Halocinesis
Chiapaneca
Formación de trampas
Pilar Reforma-Akal
Generación-Migración
Mesozoico
140
120
100
80
60
40
Mioceno
20
Plioceno
Pleistoceno
Holoceno
Neógeno
Oligoceno
Superior
Eoceno
Inferior
Paleógeno
Paleoceno
Superior
160
Cenozoico
Cretácico
Jurásico
Edad (m. a) / Elementos
5
Roca generadora
Roca almacenadora
Roca sello
Evac. arc. y sal
Chiapaneca
Macuspana
Figura 25: Tablas de eventos de las Subprovincias del Sureste. Tomado de Clara, Villanueva y Caballero, 2006.185
2. 132
Formación de trampas
Generación-Migración
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
hacia donde se desarrollaron sistemas de talud y cuenca cuya sedimentación y distribución estuvo influenciada por el relieve submarino producido
de la tectónica salina.157,158
A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que depositó
rocas arcillosas que funcionan como sello. Posteriormente se restableció la
sedimentación de plataforma en la Cuenca de Macuspana pero ahora desde
el oeste, siendo afectada por una serie de fallas lístricas con echado al
sureste.159 En periodos de nivel base bajo (lowstands), se formaron algunos
valles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partes
más profundas hacia el oeste y noreste y depositado como abanicos submarinos en cuencas productos de la evacuación de sal y arcilla.139,158 La acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó la
evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo de la
Falla de Comalcalco, dando lugar a la formación de la cuenca del mismo
nombre. En esta cuenca se acumuló un grueso paquete del Plioceno a
medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estas
areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur
(área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemas
turbidíticos de ambientes profundos en la parte norte.131,132,160,161 Durante el
Plioceno tardío y Pleistoceno se depositaron sedimentos de plataforma en el
área correspondiente a la actual plataforma continental y sistemas de talud
y cuenca de aguas profundas más hacia el norte, afectados por fallas de crecimiento y tectónica salina.
Al igual que en la Provincia de Veracruz, en la del Sureste se ha utilizado una subdivisión litoestratigráfica para el Eoceno-Plioceno que incluye
las formaciones Conglomerado Uzpanapa, Lutitas y Conglomerados Nanchital, La Laja, Depósito, Encanto, Concepción Inferior y Superior, Filisola,
Paraje Solo, Agueguexquite y Cedral cuyos rangos de edad se han modificado conforme avanza su conocimiento, como se puede observar en los trabajos de Álvarez, Castillo-Tejero y López-Gómez.162,163,164
Geología petrolera
En la Provincia del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadores
principales (Figs. 24 y 25). El de mayor importancia corresponde a las rocas
del Tithoniano (Formaciones Edzna y Chinameca) las cuales contienen
kerógeno tipo I y II principalmente con una evolución térmica desde inmadura hasta sobremadura debido a las diferentes profundidades a las que se
encuentran estas rocas en las diferentes partes de la provincia, observándose en general un incremento en la madurez de noreste a suroeste. La generación de estas rocas inicia desde principios del Terciario, y alcanzó su
máximo del Mioceno al Plio-Pleistoceno.29,165,166,167,168,169
Las facies de rampa externa y cuenca del Oxfordiano contienen kerógeno tipo I y II, se encuentran en
condiciones de madurez similares a las del Tithoniano y
se ha comprobado su contribución a las acumulaciones
de aceite de campos marinos.165,166 Los horizontes del
Cretácico depositados en ambientes reductores, con
kerógeno tipo II principalmente, también han contribuido a la generación sobre todo en aquellas áreas de la
provincia que han sufrido mayor sepultamiento. Las
lutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitas
del Oligoceno Inferior y del Mioceno contienen kerógeno tipo II y III y entraron a la ventana de generación
durante el Plio-Pleistoceno sólo en aquellas zonas con
mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento
como la Cuenca de Macuspana, en donde también se ha
generado gas biogénico y probablemente por craqueo
secundario.29,169,170,171,172,173 La Tabla 5 muestra las características de los principales plays productores de la Provincia del Sureste. Existen estudios en los que se han
subdividido y descrito a mayor detalle estos plays, en
particular los terciarios de las cuencas Salina del Istmo
y Macuspana, por lo que el lector es remitido a los trabajos de Robles-Nolasco et al., Soto-Cuervo et al.,
Ambrose et al. y Jones et al., entre otros.131,132,139,174
Producción y reservas
La exploración en esta provincia inicia en 1886 con la
perforación del pozo Sarlat en la Cuenca de Macuspana. Sin embargo, fue hasta 1905 y 1906 que se perforaron los primeros pozos que resultaron productores
comerciales en la Cuenca de Macuspana y la Cuenca
Salina del Istmo, iniciando la explotación en esta
región. Petróleos Mexicanos inicia actividad en la zona
en 1943 realizando descubrimientos de aceite ligero y
gas en los años subsecuentes. La explotación en la
parte terrestre del Pilar Tectónico de Reforma-Akal es
impulsada con los descubrimientos de aceite y gas en
calizas cretácicas hechos por los pozos Sitio Grande-1 y
Cactus-1 en 1972. La prospección geofísica en la parte
marina de la provincia también inició en 1972. Los estu-
2. 133
WEC México 2009 // Capitulo 2
Nombre
Litología
Sello
Formación, edad
Edad
Trampas
Tipo de hidrocarburo
Campos
Edad de roca generadora
Representativos
Cuenca de Macuspana
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)
Estructurales y combinadas
(anticlinales por inversión de
fallas lístricas y tipo roll-over,
cambio lateral de facies)
Gas y aceite ligero
(Tithoniano, Terciario)
José Colomo, Chunel,
Vernet, Cafeto,
Shishito, Fortuna
Nacional
Pilar Reforma-Akal
Areniscas
Ek-Balam
Areniscas de cuarzo costeras
y eólicas, porosidad primaria
(Ek-Balam, Oxfordiano)
Anhidrita
(Oxfordiano)
Estratigráficas y combinadas
(acuñamientos, bloques rotados,
anticlinales)
Aceite ligero
(Oxfordiano-Tithoniano)
Ek-Balam
Oolitas Ek-Balam
Grainstones oolíticos de rampa
interna (Ek-Balam, Oxfordiano)
Anhidrita
(Oxfordiano) y
lutitas (Terciario)
Estratigráficas y combinadas
(acuñamientos, bloques rotados,
anticlinales)
Aceite ligero
(Oxfordiano-Tithoniano)
Ek-Balam
Oolitas del
Kimmeridgiano
Grainstones oolíticos de rampa
interna, en partes dolomitizados,
porosidad primaria y secundaria
(Akimpech, Kimmeridgiano)
Calizas arcillosas
(Tithoniano)
Estratigráficas y combinadas
(acuñamientos, bloques rotados,
anticlinales)
Aceite ligero
(Tithoniano)
Jujo-Tecominoacan,
Luna, Zaap,
Calizas arcillosas
dolomitizadas
del Tithoniano
Mudstone arcilloso de rampa
externa ligeramente dolomitizado
y karstificado (Tithoniano)
Calizas arcillosas
(Tithoniano y
Cretácico Inferior)
Estratigráficas y combinadas
Aceite ligero
(Tithoniano)
Jujo-Tecominoacan
Calizas de
plataforma
fracturadas
y dolomitizadas
Packstone-grainstones de
plataforma, porosidad primaria
y secundaria, disolución y
fracturas (Cretácico)
Calizas arcillosas
(Cretácico) y lutitas
(Terciario)
Estructurales (anticlinales
afallados)
Gas y condensado
(Tithoniano)
Catedral, Muspac,
Giraldas
Brechas
CretácicoPaleoceno
Brechas de talud fracturadas
(Cretácico Superior-Paleoceno)
Lutitas
(Paleoceno-Eoceno)
Estructurales (anticlinales
afallados)
Pesado a ligero
(Tithoniano)
Cantarell, Abkatun,
Ku, Zaap, Maloob
Calcarenitas
del Eoceno
Calcarenitas de litoclastos
y bioclastos (Eoceno)
Lutitas y limolitas
(Eoceno)
Estructurales (anticlinales)
Aceite pesado
(Tithoniano)
Ek-Balam
Cuencas Salina del Istmo y de Comalcalco
Areniscas del
Mioceno en
anticlinales
Areniscas deltaicas, de barras
costeras y turbidíticas (Depósito,
Mioceno inferior y medio)
Lutitas
intraformacionales
(Mioceno inferior
y medio)
Estructurales (anticlinales de
orientación NE-SW, en algunos
casos subsal, nucleados por
sal y/o afallados)
Aceite ligero y gas
(Tithoniano)
Cuichapa
Areniscas en
acuñamientos
sobre y contra
sal
Areniscas de canales y abanicos
submarinos y barras costeras
(Encanto y Concepción, Plioceno
inferior y medio)
Lutitas
intraformacionales
(Plioceno Inferior
Medio)
Estratigráficas y combinadas
(acuñamientos y sobrelapes
sobre cuerpos de sal o estructuras
asociadas a intrusiones salinas)
Aceite ligero y gas
(Tithoniano)
Cinco Presidentes,
Ogarrio, Bacal
Areniscas en
estructuras
tipo tortuga
Barras de arenas deltaicas
(Plioceno inferior)
Lutitas
intraformacionales
(Plioceno inferior)
Estructural (estructura tipo
tortuga creada por evacuación
de sal)
Gas y aceite ligero
(Tithoniano)
La Central
Areniscas en
fallas lístricas
y anticlinales
rollover
Areniscas turbidíticas
(Plioceno medio y tardío)
Lutitas
intraformacionales
(Plioceno medio
y tardío)
Estructurales y combinadas
(acuñamientos o crecimientos contra
fallas normales sindepositacionales,
anticlinales rollover)
Aceite ligero y gas
(Tithoniano)
El Golpe, Tupilco
Tabla 5: Características de los plays establecidos de la Provincia del Sureste.
2. 134
Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México
4,000
3,500
3,000
Mbpc/D
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
2007
Año
Figura 26: Historia de producción de la Provincia del Sureste.
A
B
C
D
E
F
G
N
Reynosa
Provincia Salina del Bravo
Cordilleras Mexicanas
Cinturón Plegado Perdido
Planicie Abisal
Cinturón Plegado Catemaco
Provincia Salina del Istmo
Escarpe de Campeche
C
A
G
B
A’
F
Poza Rica
A
Provincia Salina del Bravo
E
Veracruz
0
300 km
Provincia Salina
del Bravo
CPP
Golfo de México profundo
En los últimos años Petróleos Mexicanos ha iniciado la
perforación de pozos exploratorios en la parte profunda
del Golfo de México, en tirantes de agua mayores a 500
m. En esta región se tienen identificadas 7 provincias
geológicas (Fig. 27) de las cuales 5 tienen mayor prospectividad: Provincia Salina del Bravo, Cinturón Plegado
Perdido, Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado Catemaco y la porción de aguas profundas de la Provincia
Salina del Istmo. Las características principales de estas
provincias prospectivas han sido publicadas en trabajos
previos y se describen brevemente a continuación.34
A
D
dios exploratorios culminan con la perforación del pozo
Chac-1 entre 1974 y 1976, resultando productor en brechas de Cretácico y detectando aceite en areniscas del
Oxfordiano. En los siguientes 5 años se realizaron
importantes descubrimiento en esta región, detonando
la explotación de la provincia más importante del
país.155,166,175,176 La Tabla 5 muestra las características de
los plays productores más importantes de la provincia.
Con la explotación del Complejo Cantarell, la producción de la Provincia del Sureste llegó a ser la más
importante del país alcanzando su máximo histórico de
más de 4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por día en 2004 (Fig. 26). La producción acumulada de la provincia es de 31,229 millones de barriles de
aceite y 41.2 billones de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y recursos prospectivos son de 23,785 y
18,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente (Fig. 2).2
Planicie Abisal
Provincia Salina Escarpe de
del Istmo
Campeche A’
NO
SE
A
A Plataforma de Yucatán
Figura 27: Provincias prospectivas de la parte mexicana profunda del Golfo de México.
La mayor parte de esta provincia se ubica en la parte
estadounidense del Golfo de México pero se extiende
hacia la porción noroccidental de la parte mexicana. La
parte mexicana de esta provincia está caracterizada por
la presencia de mantos tabulares de sal, toldos
(canopies) y diapiros, evacuados desde el poniente.
Estudios de manifestaciones superficiales y muestreo de
fondo marino indican que el área es propensa de contener aceite ligero almacenado en areniscas turbidíticas
terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos.34,177 Interpretaciones de métodos geofísicos poten-
2. 135
WEC México 2009 // Capitulo 2
ciales y análisis de velocidades sísmicas de detalle
sugieren que en la parte occidental se presenta una
franja caracterizada por la evacuación de la arcilla
paleógena a manera de diapiros y paredes, desarrollando entre ellos depresiones o minicuencas en las que
se depositaron los sedimentos del Neógeno.178 Se presentan trampas estratigráficas y combinadas: cierres
contra falla, crestales, acuñamientos contra diapiro,
estructuras tipo tortuga y pliegues subsalinos asociados
al plegamiento gravitacional terciario. Esta provincia se
ubica en tirantes de agua de 500 a 2000 metros. En la
parte estadounidense de esta provincia se ha realizado
descubrimientos tanto por arriba como por debajo de
los cuerpos de sal, sobre todo en la parte correspondiente al abanico del río Mississippi. Si bien las condiciones de deformación, entrampamiento, generación y
migración pueden ser muy similares hacia el lado mexicano, es probable que la calidad y espesores de la roca
almacén sean diferentes al variar la fuente de aporte de
los sedimentos.
Cinturón Plegado Perdido
La acumulación de sedimentos terciarios en la Cuenca
de Burgos y la actual plataforma continental frente al
estado de Tamaulipas ha provocado el deslizamiento gravitacional del paquete sedimentario hacia el Golfo de
México. Este colapso gravitacional se manifiesta por el
desarrollo de sistemas de fallas lístricas en los sedimentos terciarios de Burgos y la plataforma continental. La
extensión producida en estas zonas es acomodada
echado abajo con el desarrollo de un cinturón plegado
así como con la evacuación de sal jurásica, que involucra
a la secuencia mesozoica (Fig. 27). El Cinturón Plegado
Perdido corresponde a la zona de pliegues gravitacionales ubicada al oriente de la zona de influencia de sal
alóctona correspondiente a la Provincia Salina del Bravo.
2. 136
Algunas estructuras que involucran el Mesozoico parecen estar nucleadas
por sal pero otras se formaron por corrimientos a niveles más someros y la
deformación sólo involucra al terciario. En general las estructuras son alargadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. La deformación ocurrió
principalmente del Oligoceno tardío al Mioceno. La sección mesozoica y del
Paleoceno se encuentra en la ventana de generación. El tipo de hidrocarburo
esperado es principalmente aceite ligero y estaría almacenado en areniscas
turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos depositados en esta zona principalmente como sistemas de nivel bajo y, en menor
proporción, en calizas fracturadas mesozoicas de aguas profundas.34,177,180,111,182,183 Este cinturón se ubica en tirantes de agua de entre 2,000 y
3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidense
del Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientos
importantes en sedimentos terciarios entre los que se encuentran Trident,
Great White, Tobago, Silvertip y Tiger.179
Cordilleras Mexicanas
De manera similar al Cinturón Plegado perdido, echado abajo de la franja
distensiva que abarca desde la parte sur de la Cuenca de Burgos y costa
afuera de Tampico-Misantla y Veracruz, se formó un amplio cinturón plegado para acomodar la extensión gravitacional de dicha provincia. Este cinturón plegado se conoce como Cordilleras Mexicanas y se extiende a lo
largo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km2 en tirantes de agua de entre
500 y 3,500 m. Las superficies de despegue se ubican dentro del Terciario y
dan lugar a anticlinales simétricos, con vergencia hacia el oriente y en algunos casos en sentido opuesto, muy largos (algunos de hasta 120 km) y angostos. La edad de la deformación es del Mioceno al Reciente y los pliegues
más jóvenes y de mayor amplitud son los que se localizan hacia el centro de
la cuenca. En esta provincia se han perforado 2 pozos exploratorios, Lakach1 y Catamat-1, el primero resultó productor en areniscas turbidíticas del Mioceno inferior en la parte sur de la provincia y el segundo resultó productor no
comercial en la parte central, ambos de gas no asociado. El tipo de hidrocarburo esperado en otras partes de la provincia y a otros niveles estratigráficos
es gas y posiblemente aceite ligero. Las rocas almacenadoras son areniscas
turbidíticas depositadas en aguas profundas principalmente como sistemas
de nivel bajo.34,177,184
Descubra el yacimiento // Evaluación de formaciones laminadas con herramientas inductivas triaxiales—Rt Scanner
Cinturón Plegado Catemaco
Al dar inicio en el Mioceno medio la deformación Chiapaneca y el levantamiento del macizo de Chiapas, se inicia el colapso gravitacional con despegue en la sal, lo que produce por un lado la apertura de la Cuenca de
Macuspana y por otro lado la formación del Cinturón Plegado Catemaco
como parte del Oroclinal de Campeche.121 Tras el cese de la deformación
Chiapaneca, el peso de la cuña sedimentaria progradante durante el Mioceno tardío y Plioceno contribuye a que continúe la deformación compresiva
en esta provincia debido al deslizamiento gravitacional hacia el norte y
noroeste de la carpeta sedimentaria con la formación de la Cuenca de
Comalcalco. Esta provincia está caracterizada por pliegues con orientación
noreste-suroeste y vergencia al noroeste armados en rocas del Paleoceno al
Plioceno, algunos de ellos afectados por fallas inversas y cabalgaduras (Fig.
23).125, 131 Se han perforado tres pozos exploratorios (Noxal-1, Leek-1 y Lalail1) los cuales han comprobado la presencia de yacimientos de gas en areniscas turbidíticas de canales y abanicos submarinos del Mioceno inferior y
Plioceno inferior en trampas estructurales. Se infiere también la presencia
de trampas combinadas en los anticlinales y acuñamientos contra estas
estructuras. Los yacimientos de esta provincia en conjunto con el de la
parte sur de las Cordilleras Mexicanas descubierto por el pozo Lakach-1,
demuestran la existencia de una megaprovincia de gas no asociado en la
parte suroccidental del Golfo de México profundo.
Provincia Salina del Istmo (porción de aguas profundas)
Esta provincia comparte diversas características y es la contraparte en el
sur de la Provincia Salina del Bravo. Estas dos provincias constituyeron en
el Calloviano una sola provincia salina que fue separada durante la apertura del Golfo de México en el Jurásico Tardío. Esta provincia es la extensión de la Cuenca Salina del Istmo (Provincia del Sureste) hacia la parte
profunda del Golfo. Una de las diferencias principales con su contraparte
del norte es que en la Provincia Salina del Istmo también influyó la deformación compresiva Chiapaneca del Mioceno medio, lo que imprime a esta
provincia una mayor complejidad estructural. La provincia está caracterizada por la presencia de cuerpos de sal tanto autóctona como alóctona
representada por almohadas, diapiros, paredes, lengüetas y toldos (canopies). Asimismo, son característicos en líneas sísmicas los sinclinales que
representan los sedimentos acumulados en minicuencas conforme la sal
era evacuada. Trampas potenciales incluyen acuñamientos sobre y contra
la sal, arenas en minicuencas, arenas en estructuras
tipo tortuga y pliegues subsalinos tanto en areniscas
turbidíticas cenozoicos como en calizas mesozoicas. La
distribución de las arenas turbidíticas terciarias estuvo
fuertemente influenciada por la tectónica salina concentrando areniscas en minicuencas. Es posible que
existan bancos oolíticos o crecimientos orgánicos jurásicos asociados a las etapas transgresivas tempranas o a
altos topográficos controlados por la movilización temprana de la sal. Hasta la fecha se han perforado 6 pozos
en esta provincia, de los cuales sólo el Tamil-1 resultó
productor de aceite en calizas del Cretácico Inferior y
Medio en la parte oriental de la provincia. En general
se espera que la calidad de hidrocarburos en esta provincia aumente desde aceites extrapesados y pesados
en la parte suroriental hasta aceite superligero y gas no
asociado en la vecindad con el Cinturón Plegado Catemaco, todo esto en función de la madurez de las rocas
generadoras.34,158,177
Agradecimientos
Nuestro agradecimiento a las siguientes personas, con
cuyas contribuciones y observaciones se logró integrar y
enriquecer este trabajo: José María Rodríguez López,
Rogelio Muñoz Cisneros, Mario Aranda García, Mariano
Téllez Avilés, Francisco González Pineda, Genaro Ziga
Rodríguez, Javier Hernández Mendoza, Juan Rogelio
Román Ramos, Humberto Salazar Soto, Domingo Saavedra Torres, Martín Martínez Medrano, Francisco Grimaldo Suárez, Emilio Vázquez Covarrubias, Olfer
Baltazar Chongo, Rodolfo Verdugo Villarinos, Juan Toriz
Gama, Modesto Landeros Flores, Francisco Sánchez de
Tagle, Roberto Rojas Rosas, Jaime Patiño Ruiz, José
Ruiz Morales, Miguel Ángel Cruz Mercado, Ismael
Gutiérrez Moreno, Carlos Williams Rojas, así como a
todas aquellas personas que con su trabajo, muchas
veces de manera anónima, han contribuido al conocimiento de la geología petrolera de México.
2. 137
WEC México 2009 // Capitulo 2
Referencias
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