Cuenca Tampico Misantla

Provincia Petrolera Tampico-MisantlaPemex Exploración y Producción Subdirección de Exploración Versión 2.0, 2013 ~1~ Director de Pemex Exploración y Producción Carlos A. Morales Gil Subdirector de Exploración J. Antonio Escalera Alcocer Gerencia de Estudios Regionales Guillermo Mora Oropeza Activo de Exploración Tampico-Misantla-Golfo José Guadalupe Galicia Barrios Equipo de Trabajo Juan Rogelio Román Ramos Guillermo Mora Oropeza Joel Lara Rodríguez Ernesto Miranda Canseco Jaime Patiño Ruiz Ulises Hernández Romano Lourdes Clara Valdés Fernando Navarro Baca Marta Mata Jurado Rubén Darío Gómez Rodríguez ~2~ Contenido 1. Ubicación .................................................................................................................. 5 2. Marco tectónico estructural ....................................................................................... 5 2.1 Geología estructural ..................................................................................................... 5 2.2 Evolución tectónica estructural .................................................................................. 10 3.-Marco estratigráfico y ambientes de depósito ......................................................... 14 4.- Sistemas Petroleros ................................................................................................ 20 4.1 Sistema Petrolero Jurásico Inferior– Jurásico Medio (!)..................................... 20 4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) .... 21 4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!)....... 25 4.1.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) ........................................................................................................................ 26 4.1.4 Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) ........................................................................................................................ 27 4.1.5 Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) ........................................................................................................................ 27 4.2. Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) 28 4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) ................................................................................................. 30 4.2.2 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) ................................................................................................. 39 4.2.3 Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 39 4.2.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 40 ~3~ 4.2.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 40 5. Producción y reservas 3P ......................................................................................... 42 6. Recursos prospectivos ............................................................................................. 43 7. Bibliografía .............................................................................................................. 44 Figuras ........................................................................................................................ 45 Glosario ...................................................................................................................... 48 ~4~ cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado al occidente de la cuenca.1 Geología estructural Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno. el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte. al sur con el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y la Faja Volcánica Transmexicana. Limita al norte con las provincias Burgos y Alto de Tamaulipas. Ubicación La Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPTM). al occidente con la Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (Fig. Hidalgo. el Alto de la Sierra de ~5~ . las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos (Fig.Provincia Petrolera Tampico-Misantla 1. Paleocañón Bejuco-La Laja. Figura 1. 2). 1). 2. se ubica en la margen centro-oriental de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz. Norte de Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata de 200 m. Marco tectónico estructural 2. se encuentra intrusionadas por rocas intermedias. flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las Rusias y al occidente por la cuenca de Magiscatzin. sur del estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz. el área correspondiente a la Sierra de Tamaulipas. morfológicamente está representado en la superficie. es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno. Presenta un sistema de fallas normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. sin ningún patrón de ordenamiento. La edad de su depresión se remonta al Paleozoico Tardío. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el Terciario con el levantamiento de la sierra y la regresión forzada del mar al oriente. El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez hasta Aldama. cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por fallamientos en sus bordes y que además se interconectaban con otras depresiones a través de estrechos pasajes. las llamadas Islas de los Cues-Salinas y la Aguada y los Altos de Tamismolón. siendo más joven al occidente donde los granitos permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las rocas del Jurásico Superior. Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco oriental del Arco de Tamaulipas hasta la actual plataforma continental del Golfo de México. como sucede con la Depresión de Barril que se prolonga al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas – Constituciones. aproximadamente a 30 km al este de la ciudad y puerto de Tampico.Tantima. donde afloran rocas del Cretácico. se tienen como rasgos estructurales más sobresalientes. Alto de Tamaulipas. El Alto o Isla de Arenque está situada en la plataforma continental del Golfo de México. A nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico. su eje mayor tiene una orientación NNW-SSE y una longitud de aproximadamente 150 km. posteriormente se extiende al oriente. separando a este ultimo de las Islas de los Cues-Salinas y Arenque. el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana. Es de gran interés económico petrolero ya que hay posibilidad de entrampamiento de hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene producción a nivel de Jurásico Superior y Cretácico Superior. Se caracteriza por tener una pendiente suave interrumpida solamente por el alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al Arco. La paleotopografía antecedente al Jurásico Superior estaba definida por depresiones de muy variadas formas. normalmente irregulares. limitadas por elementos positivos.. Forma parte de un tren estructural cuyo eje principal es de ~6~ . Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. el levantamiento Cuatro Sitios-Santa Inés. por la Sierra de San Carlos – Cruillas y Tamaulipas. tamaño y disposición . En esta área tuvo lugar actividad ígnea con expresión débil y local. el alineamiento Talismán-Lerma-El Verde. Algunos de estos elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidad es litoestratigráficas según el régimen tectónico. emplazado al norte de la PPTM. el Alto de Chocoy. y de este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque. como lo prueban los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas sedimentarias cenozoicas. turbidítica de ambiente nerítico externo y batial. se localiza geológicamente en la Cuenca Tampico-Misantla. Cretácico y Jurásico. la sierra tiene 19 km de largo. cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior. ~7~ . Los principales alineamientos estructurales de la cuenca de Chicontepec son de este a oeste.La Laja (PCBL). estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior. como una nariz estructural del alto de la Plataforma de Tuxpan que divide la PPTM de norte a sur en dos partes. así como por rocas arcillosas del Paleoceno. Composicionalmente van desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre 6. olivino. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de 140 pozos.57±0. Paleocañón Bejuco . pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Por su parte. estando asociado a un bloque bajo del basamento.11 a 6. y 1320 m de altura. el alineamiento Brinco-Escobal-Ameluca y el alineamiento Coxquihui . estuvo condicionada por la morfología del talud del frente tectónico. se ubica en la porción centro-noroeste de la Cuenca TampicoMisantla y al norte del estado de Veracruz. este elemento se encuentra asociado con un alto del basamento de orientación E-W. Veracruz e Hidalgo y fue originado por los esfuerzos del evento orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el levantamiento. Este paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno. Alto de Sierra de Tantima. abarca parte de los Estados de Puebla. cuya hidrodinámica. de tal forma que los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas. Los flujos son de 2 a 10 m de espesor. buena parte de los yacimientos actuales están estratigráficamente por debajo del paleocanal. se compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas máficas neógenas.91±0. es una depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar. Paleocanal de Chicontepec. La importancia económica petrolera de este elemento radica en que en él se encuentran el mayor porcentaje de reservas remanente del país. que cubren areniscas y lutitas paleógenas. deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente – cuenca de antepaís.12 Ma. Estos depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta batiales. 5 kilómetros de ancho. comprende una superficie promedio de 4000 km2. que en conjunto coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del Eoceno.aproximadamente 50 km de largo por 10 km de ancho. Tectónicamente se encuentra entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la Plataforma de Tuxpan. areniscas. clinopiroxeno y plagioclasa. que se eleva desde la llanura costera del Golfo de México. limolitas y lutitas. Paleoceno. La fuente de origen de los sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y Cretácico. En su centro. Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina. Las lavas son de textura micropórfidos afanítica. en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por conglomerados.Las Lomas-Amixtlan-El ZapoteLa Flor. con saltos estructurales menores de 100 m y que independizan estas estructuras entre sí. con una alineación NE. forma parte del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental en su porción correspondiente al “Sector Huayacocotla”. dando origen a una morfología tabular de mesetas. Corresponde a una franja plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km de ancho que forman estructuras anticlinales angostas y alargadas con vergencia hacia el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos que se formaron durante la orogenia laramídica.Faja Volcánica Transmexicana. es un cinturón de pliegues y cabalgaduras producidas por esfuerzos no coaxiales de SW A NE (Cretácico Tardío-Eoceno). ubicada entre los elementos Frente Tectónico Sepultado y la porción oriental del Paleocanal de Chicontepec.-Plioceno-Cuaternario. El basamento cristalino de este sector de la Sierra Madre Oriental está formado por rocas metamórficas de edad Pérmico. En este elemento se encuentran una gran cantidad de campos productores tanto en su porción marina como terrestre. Plataforma de Tuxpan. La deformación laramídica afecta principalmente a las rocas ~8~ . tal es el caso del límite que constituye la denominada falla Brinco-Escobal. 2. desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado por sedimentos clásticos terciarios. predominando rocas intermedias como la andesita y dacita. 3) durante la deformación laramídica.-Oligoceno-Mioceno. formando una gran estructura con orientación E-W que se sobrepone a las estructuras. los pliegues isoclinales con plano axial de vergencia al NE. 3.-Jurásico-Cretacico. con predominancia de andesitas y dacitas intercaladas en rocas del Jurásico Superior. es uno de los elementos mayores de la Republica Mexicana. así como las fallas laterales. esta provincia se encuentra desde la costa del Golfo de México en el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano Pacifico. Existen evidencias de tres ciclos volcánicos: 1. es un banco carbonatado del Mesozoico. se caracterizó por emisiones volcánicas de basalto a riolitas. Las rocas aflorantes de la Sierra Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas carbonatadas del Cretácico. Frente Tectónico Sepultado del CPSMO. se produjeron durante el mismo evento de deformación. está constituido por secuencias volcanosedimentarias y continentales del Cenozoico Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes. Las estructuras de extensión asociadas a la apertura del Golfo de México crearon fosas y pilares que controlaron la sedimentación mesozoica y los estilos estructurales terciarios. al oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre Oriental. al este por la denominada Antefosa de Chicontepec. delimitado al sur por el Cinturón Volcánico Transmexicano. basculado hacia el oriente. ya que los límites de los bloques fueron reactivados como fallas inversas (Fig. Cretácico Inferior y metamorfismo en rocas del Cretácico medio. Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO). Las cabalgaduras y fallas inversas. se caracteriza por la emisión de lavas y piroclásticos por conductos fisurales. donde el basamento está involucrado en la deformación. donde el basamento metasedimentario participó en la deformación. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla. imbricado en escamas tectónicas. Se infiere que el estilo estructural define un sistema cabalgante.mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en carbonatos arcillosos de diferentes niveles estratigráficos del Jurásico y Cretácico. ~9~ . donde se presentan acuñamientos de unidades estratigráficas y se generan rampas de falla que ascienden a niveles estratigráficos superiores. esta deformación es considerada de tipo cubierta delgada. Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están estructuralmente levantadas con relación a la porción oriental del antepaís en donde pozos profundos perforados han penetrado rocas correlativas al complejo basal (inclinado al SW). 96 99 24 24 ALTO DE ARENQUE CUENCA GOLFO DE MEXICO PROFUNDO – PALEOCAÑON BEJUCO -LA LAJA SIERRA DE TANTIMA 21 PLATAFORMA DE TUXPAN 99 FAJA VOLCÁNICA TRANSMEXICANA 21 ALTO PLAN DE LAS HAYAS 96 Figura 2. C. 40. 80.1997 1997 las Misantla.RIACHUELO RIACHUELO PLAY: PLAY:SAN SANANDRÉS ANDRÉS B B 0 B'B' SW SW NE NE EOCENO EOCENOSUPERIOR SUPERIOR 1 2 C CRREET TÁÁCCI ICCO O 3 OLIGOCENO-MIOCENO OLIGOCENO-MIOCENO PALEOCENO-EOCENO PALEOCENO-EOCENOMED. de aguas someras a profundas. A principios del Jurásico Temprano comienza la transgresión marina. de origen continental. Etapa de rifting. limolitas y conglomerados con clastos de rocas extrusivas basálticas y riolíticas.pre D. que provocaron la retirada de los mares. Se relaciona a la primera etapa de apertura del Golfo de México desarrollada del Triásico Tardío al Jurásico Medio en la que se formaron fosas (Fig. la los de del yylala Figura 3. distribución de los los campos campos petroleros. se aprecia la inversión estructural de las de del basamento.HALLAZGO HALLAZGO PLAY:SAN SANANDRÉS ANDRÉS PLAY: PLAY:SAN SANANDRÉS ANDRÉSPLAY: C. Esta constituye una depresión irregular de edad Jurásico TempranoMedio. Sección Geológica que muestraentre los elementos de la Provincia Petrolera TampicoTampico-Misantla. 60. comoVélez la relación entre fosas del basamento y la distribución de los campos petroleros. C.2 Evolución tectónica estructural La geometría actual de la Cuenca Tampico-Misantla es producto de varios eventos tectónicos que forman parte de la evolución de la megacuenca del Golfo de México.C.FAJA FAJADE DEORO ORO PLAY:EL PLAY:ELABRA ABRA TAMAULIPAS TAMAULIPASINF. constituido por areniscas. D.Sección Sección Geológica-Geofísica Geológica-Geofísica que que muestra muestra elelmodelo modelodel delsistema sistemapetrolero petrolerodel delsur surde delala Cuenca Tampico-Misantla. En el Triásico se depositaron potentes espesores de Lechos Rojos.pre modplay. 9. restituyendo en el centro y oriente del país las condiciones continentales. AA JURÁSICO JURÁSICO AA S S GG SS AA A A S S A A G G A A S S S S JURÁSICO JURÁSICO A A G G G G BASAMENTO BASAMENTO Inversion Inversion Riachuelo-Gran Riachuelo-GranMorelos Morelos Alto AltoSan SanAndrésAndrés-Hallazgo Hallazgo Roca Roca Almacén Almacén Roca Roca Generadora Generadora Productores Productores Roca Roca Sello Sello Migración Migración Medio MedioGraben Graben Cedros Cedros G G Plataforma dedeTuxpan Plataforma Tuxpan 100 100kms kms 20. TAMABRA TAMABRA CHICONTEPEC CHICONTEPEC FRACTURAS FRACTURAS Potenciales Potenciales San SanAndrés Andrés Banco BancoCarbonatado Carbonatado Fracturas Fracturas Tamaulipas TamaulipasInferior Inferior Tamabra Tamabra El Abra El Abra Chicontepec Chicontepec TAMPICO TAMPICO ATUN ATUN ESCUALO ESCUALO POZA RICA POZA RICA AGUA DULCE AGUA DULCE modplay. INF.SAN SANANDRÉS ANDRÉS C. 40. (Tomado del estudio del play San Andrés) 2. D. PLAYS PLAYS ELEMENTOS ELEMENTOS SS S S A A SS ii ss tt ee m m aa PP ee tt rr oo ll ee rr oo GG A A A A 6 AA CRETÁCICO CRETÁCICO A A AA Medio MedioGraben Graben Mesa MesaChica Chica Pie Pie de de la la Sierra Sierra Madre Madre Oriental Oriental A A A A S S AA 4 5 C.D. S. Tomado de Estudio Andrés. bajo un régimen de sedimentación rítmica tipo Flysch. 4). la relación relación entre los bloques bloquestectónicos demedio mediograben graben delBasamento Basamento distribución de petroleros. Vélez S. 60. En el Jurásico Medio se generaron movimientos relativos de los bloques de Basamento existentes.C.. MED. Tomado defallas Estudio delPlay PlaySan Sanasí Andrés. Vélez Vélez Scholvink Scholvink 1997 1997 Fig. dando origen en la porción centro-oriental de México a la Cuenca de Huayacocotla.C. efectuándose a la vez manifestaciones de actividad ígnea que afectaron a la ~ 10 ~ . 20. 80. Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío. margen activa en el Triásico-Jurásico Medio.5) se presenta un amplio margen pasivo que se relaciona con el establecimiento del Golfo de México. Eventos Tectónicos T Olig T Eoc T Pal K Sup K Med K Inf J Sup J Med Tepicx San Andrés J Inf Chipoco Tr Cahuasas San Andrés Chipoco Huehuetepec Basamento Figura 5. 6). ~ 11 ~ .Formación Huayacocotla en varias localidades de la porción sur del sector oriente de la Sierra Madre Oriental. A partir del Jurásico Tardío (Fig. Este margen pasivo contiene la primera unidad transgresiva temprana de subsidencia rápida y finaliza con la formación y emplazamiento de las grandes plataformas carbonatadas en el Cretácico Medio (Fig. Apertura del Golfo de México. Eventos Tectónicos T Olig Fosas generadas durante la apertura del Golfo de México T Eoc Corteza Continental T Pal K Sup K Med K Inf J Sup J Med J Inf Tr Figura 4. Etapa de margen pasivo. 8). 7). Evento orogénico laramídico. en el Cretácico Tardío la sedimentación del margen pasivo concluyó por el inicio de los efectos de la orogenia Laramide que dio origen a la Sierra Madre Oriental (Fig. Eventos Tectónicos El Abra T Olig T Eoc T Pal Tamabra K Sup Agua Nueva-Méndez Tamaulipas Superior K Med K Inf Tamaulipas Inferior J Sup J Med Tepicx San Andrés J Inf Tr Chipoco Cahuasas San Andrés Chipoco Huehuetepec Basamento Figura 7. en la que se depositaron grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo flysch. correspondientes a las formaciones del Grupo Chicontepec. la carga tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza y dio origen a la cuenca de antepaís o antefosa de Chicontepec durante el PaleocenoEoceno (Fig.Eventos Tectónicos El Abra T Olig T Eoc T Pal Tamabra K Sup K Med Tamaulipas Superior K Inf Tamaulipas Inferior J Sup J Med Tepicx San Andrés J Inf San Andrés Chipoco Chipoco Cahuasas Tr Huehuetepec Basamento Figura 6. ~ 12 ~ . Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico Inferior-Medio. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío. (Fig. 9) 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. Eventos Tectónicos Secuencia Disc_A (Ei) Secuencia Disc_C (Em) Secuencia Ps T Olig El Abra Tamabra T Eoc T Pal K Sup K Med Tamaulipas Superior K Inf Tamaulipas Inferior J Sup J Med Tepicx San Andrés J Inf Tr Chipoco Cahuasas San Andrés Chipoco Huetepec Basamento Figura 9. ~ 13 ~ . Depósitos progradantes en el Oligoceno temprano-Pleistoceno. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno tardío. Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa.Eventos Tectónicos Secuencia Disc_A (Ei) Secuencia Disc_C (Em) Secuencia Ps T Olig Tamabra T Eoc El Abra T Pal K Sup K Med Tamaulipas Superior K Inf Tamaulipas Inferior J Sup Tepicx J Med San Andrés J Inf Chipoco Chipoco Huehuetepec Cahuasas Tr San Andrés Basamento Figura 8. Etapa de margen pasiva. la cual está constituida en su miembro inferior por conglomerado. sobre los cuales se depositaron sedimentos de la Formación Huayacocotla. El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Liásico en la porción occidental y centro del área. 10). El miembro superior está formado por areniscas. El miembro intermedio. limolitas y lutitas con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío. está constituido por conglomerado. a la Formación Cahuasas en la porción oriental y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas.3. descansa discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan. lutitas y conglomerado y se caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere un ambiente de tipo fluvial. areniscas. a diferentes profundidades que varían entre 2440 a 4181 m. limolitas.-Marco estratigráfico y ambientes de depósito La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. ~ 14 ~ . ~ 15 ~ . 2010).Agua Nueva Albiano Kimmeridgiano III San Miguel – Parras – Upson Acatita – Aurora – Tamaulipas Monclova Superior Valanginiano SUPERIOR Olmos .Taraises Barril Viejo .Frío Vicksburg Jackson Yegua Cook Mountain Weches Queen City Reklaw Rupeliano EOCENO PALEOCENO Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano Maastrichtiano Antefosa Priaboniano Bartoniano Orogenia Laramide NEÓGENO MIOCENO OLIGOCENO PALEÓGENO CENOZOICO PLIOCENO Orogenia Chiapaneca CUAT . PLEISTOCENO Wilcox III Midway Campaniano Santoniano Turoniano Cenomaniano MEDIO INFERIOR Aptiano Barremiano Hauteriviano MEDIO Bajociano Olvido La Gloria . II La Casita Berriasiano Tithoniano II Eagle Ford .Menchaca Taraises III. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera y Hernández. lutita Cambio de facies Figura 10.Zuloaga La Gloria – Minas Viejas Lechos rojos Syn-rift Bathoniano Apertura del Golfo de México Calloviano J U R Á S I C O M E S O Z O I C O Oxfordiano II II La Peña La Vigen Cupidito Tamaulipas Cupido Inferior La Mula Padilla .Edad Sabinas Burgos Play y tipo de hidrocarburo Época Unidades estratigráficas y litología Roca generadora Era / Periodo Eventos tectónicos y Tectonosecuencias Edad Tipo de trampa Goliad Lagarto Margen Pasiva Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano Oakville Catahoula Anahuac Norma .Taraises San Marcos .Escondido Austin – San Felipe Coniaciano Margen Pasiva C R E T Á C I C O SUPERIOR III Aaleniano Toarciano Pliensbachiano INFERIOR Sinamuriano TRIÁSICO Hetangiano SUPERIOR MEDIO INFERIOR Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano Basamento PALEOZOICO LITOLOGIA TRAMPAS TIPO HIDROCARBURO Carbón Caliza de rampa media-externa Acuñamiento Gas Arenisca Sal Brechas de talud carbonatado Anticlinal Condensado Conglomerado Anhidrita Margas Sub-discordancia Aceite Clásticos continentales Dolomía Calizas pelágicas Paleorelieve Volcánicos Caliza marina somera Calizas y lutitas carbonosas Asociadas a fallas lístricas Ígneo intrusivo o metamórfico Caliza oolítica Limolita. con fragmentos de algas y corales de la Formación San Andrés en los bordes. que cambian lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por calizas de bioclastos. continua el depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de basamento se desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone oolíticos. miliólidos y pellets principalmente. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano. formando una franja de bancos oolíticos en las partes estructurales más altos que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar abierto en los depocentros de la cuenca donde se depositan los sedimentos de las Formaciones Chipoco y Taman de ambientes de rampa media a externa respectivamente.11). El depósito de la Formación San Andrés se llevó a cabo en un ambiente de alta energía posiblemente sobre una plataforma tipo rampa. Durante el Calloviano. que corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la cuenca. aunque la paleotopografía existente era más suave. estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación Santiago. Sobre estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia transgresiva. los cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan discordantemente. Figura 11. bioclastos. una transgresión marina más extensa.Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos continentales constituidos por conglomerados. Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del miembro superior de la Huehuetepec. areniscas y lutitas de coloración rojiza depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano. ~ 16 ~ . Durante el Kimmeridgiano (Fig. Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a un sistema transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los depocentros y reducción y acuñamiento en los altos de basamento. que cambia gradualmente a una secuencia de calizas de estratificación delgada con capas y lentes de pedernal negro. La Formación San Andrés se encuentra representada por facies de calizas oolíticas con fragmentos biógenos de algas. Una nueva transgresión provoca que las facies de la Formación Tamán cubran a las formaciones Chipoco y San Andrés. Durante este período prevalecieron condiciones anóxicas en la cuenca. 1971).) del Tithoniano. Chipoco y Tamán sobreyacen en forma concordante y progradante a la secuencia del Oxfordiano. Estas rocas son sobreyacidas por un sistema transgresivo que deposita calizas arcillosas del miembro bentonítico de la Tamaulipas Inferior. areniscas y conglomerados calcáreos. Sobre esta secuencia se encuentra el miembro calcarenítico de la Formación Tamaulipas Inferior constituido por capas de packstone-grainstone oolíticos. estomiosféridos y sacocómidos. se deposita una secuencia tectonoestratigráfica de margen pasiva. que a su vez pasan gradualmente a calizas pelágicas menos arcillosas del miembro de calizas crema como parte de un sistema de nivel alto. Durante el Cretácico Medio se formó la Plataforma de Tuxpan que es una gran plataforma aislada con bordes muy pronunciados constituidos por cuerpos arrecifales. con abundante materia orgánica. En cuanto a la Formación Chipoco. para pasar posteriormente en el Tithoniano a las facies de la Formación Pimienta. se caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y lutitas calcáreas. radiolarios calcificados y/o silicificados. de ambiente de depósito pelágico definido principalmente por especies de amonitas (Cantú-Chapa. o bien areniscas calcáreas con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa. Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío.a. pertenecientes a la Formación Pimienta. bioclásticos e intraclásticos y calizas pelágicas del Berriasiano-Valanginiano.La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas carbonosas y lutitas limolíticas con radiolarios calcificados y silicificados. sacocómidos y estomiosféridos. con una superficie de máxima inundación también de segundo orden (MFS) colocada en la secuencia de calizas arcillosas con intercalaciones de bandas de pedernal de la Formación Pimienta (138 M. Sus espesores comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción central de la cuenca y de 500 m en la porción sur. A principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de ambiente de cuenca profunda de la Formación Tamán. Una nueva transgresión deposita calizas arcillosas del “Horizonte Otates” sobre la Tamaulipas Inferior al final del Aptiano. Se encuentra en profundidades que varían entre 880 m en la porción occidental y 5000 m en la porción sur. Las formaciones San Andrés. moluscos y restos de equinodermos. estos depósitos cambian transicionalmente hacia algunas porciones de la Plataforma de Tuxpan a sedimentos bioclásticos someros y siliciclásticos costeros de la Formación La Casita la cual consiste de una unidad basal de limolitas. Los espesores mayores de esta secuencia se encuentran precisamente en los bordes arrecifales los cuales se van reduciendo lateralmente ~ 17 ~ . y sus respectivos cambios laterales de talud y cuenca. ~ 18 ~ . como la Plataforma de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El Abra que constituyen la parte principal de la plataforma. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el depósito de calizas bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca. Las facies de la Formación Tamabra pasan lateralmente hacia la cuenca a calizas pelágicas que corresponde a la Formación Tamaulipas Superior. Figura 12. correspondientes a las Formaciones Agua Nueva.hacia las facies de talud y cuenca que bordean la plataforma y que constituyen las formaciones litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas superior respectivamente (Fig. flujos de escombros y turbiditas carbonatadas de la Formación Tamabra que corresponden a las facies de talud. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio. 12). San Felipe y Méndez. A finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran parte de la Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y lutitas calcáreas de la Formación Agua Nueva. El Albiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició el desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas. ~ 19 ~ . Los flujos de algunos de estos sistemas de canales llegaron a chocar con el borde occidental del paleoalto que formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose hacia el sur formando complejos de lóbulos y de canales orientados NW-SE. Terciario del Golfo. que hasta el Eoceno medio estuvo actuando como una barrera paleotopográfica. Figura 13. Durante estas épocas. constituyendo el denominado Paleocañón Chicontepec (Fig. lo que provocó la depositación de una secuencia tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan gruesas secuencias constituidas por areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban hacia el oriente contra la Plataforma de Tuxpan. Blair 2000). Este importante aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del nivel del mar y el levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la transferencia de material terrígeno por los cañones submarinos. Chicontepec Medio y Chicontepec Superior. Dicha tectonosecuencia está conformada por las unidades litoestratigráficas: Velasco. como consecuencia de la deformación y plegamiento del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. Chicontepec Inferior. 13). se produce un incremento en la depositación de sedimentos turbidíticos y se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy.Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas de aguas profundas a sedimentos terrígenos. Esta tectonosecuencia está conformada por las unidades formacionales: Guayabal. de las calizas oolíticas del Kimmeridgiano. estas discordancias están asociadas a la actividad tectónica y a la caída del nivel del mar. En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que constituye una secuencia progradante que corresponde a depósitos fluviodeltaicos en la porción oriental de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Coatzintla. Palma Real Inferior.. 4. y está asociada predominantemente a los cambios relativos del nivel del mar. Palma Real Superior.1 Sistema Petrolero Jurásico Inferior– Jurásico Medio (!) Este sistema petrolero se conoce por la presencia de lutitas del Jurásico Inferior con suficiente material orgánico disperso maduro a sobremaduro para generar hidrocarburos y la existencia de acumulaciones de aceite ligero y gas en las areniscas del Jurásico Medio localizadas en la porción occidental de la cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental. calizas fracturadas del Cretácico Superior y las areniscas terciarias del Paleoceno-Eoceno y Neógeno. ~ 20 ~ . Chapopote-Tantoyuca.Existen por lo menos 6 discordancias tanto de carácter regional como local que afectan a la tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno medio. las calizas arrecifales del Cretácico Inferior y Cretácico Medio. El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de estas rocas generadoras mesozoicas con los aceites descubiertos y producidos del Jurásico Medio. indican la presencia de los siguientes Sistemas Petroleros conocidos (!):  Jurásico Inferior-Medio – Jurásico Medio (!)  Jurásico Superior – Jurásico Kimmeridgiano (!)  Jurásico Superior – Cretácico Inferior (!)  Jurásico Superior – Cretácico Medio (!)  Jurásico Superior – Cretácico Superior (!)  Jurásico Superior – Paleoceno-Eoceno (!)  Jurásico Superior – Neógeno (!) 4.Sistemas Petroleros En la Cuenca Tampico-Misantla los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y Jurásico Superior Tithoniano. Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios laterales de facies. las lutitas intraformacionales y carbonatadas suprayacentes del Jurásico Superior como roca sello. 15). siendo el espesor promedio 400 m.1 y 4. limolitas y calizas arcillosas de ambiente transicional marino-lacustre. las areniscas siliciclásticas y calcarenitas del Jurásico Medio como roca almacén. El contenido de Carbono Orgánico Total (COT) varía entre 0. Su distribución regional está restringida a la porción occidental de la cuenca con un espesor bruto variable entre 50 y 1150 m. predominando los valores menores a 300. Mientras tanto. la temperatura máxima de pirólisis (Tmax) del kerógeno registra valores entre 432°C (madurez baja) correspondiente a la entrada a la ventana de generación de aceite en el oriente. ~ 21 ~ .1.6% con potencial generador de pobre a excelente. cuya edad abarca desde el Sinemuriano hasta el Aaleniano. Los estudios ópticos de la materia orgánica muestran un predominio de la materia orgánica leñosa sobre la amorfa (Fig. El índice de Hidrógeno varía desde 53 en el frente de la Sierra Madre Oriental hasta 542 mg HC/g COT hacia el oriente.1 Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-MedioJurásico Medio (!) Los elementos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio (!) están representados por lutitas carbonosas del Jurásico Inferior-Medio como rocas generadoras. 14).4. lo que corresponde a una mezcla de kerógenos II/III precursor de gas y aceite (Fig. hasta 450-544°C (madurez alta-sobremadurez) ligada a la ventana de generación de gas y condensado al occidente en el frente de la sierra. Roca generadora: Las rocas del Jurásico Inferior-Medio están representadas por lutitas carbonosas alternantes con areniscas. 0 CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT. parte central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. INDICE DE HIDRÓGENO (IH. ~ 22 ~ . calidad y madurez de una mezcla de kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico Inferior –Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. mgHC/gCOT) Kerógeno Tipo lll 20 POTENCIAL EXCELENTE 15 10 BUENO 5 400 600 800 1000 1200 350 Kerógeno Tipo ll Kerógeno Tipo l 400 450 500 REGULAR POBRE 0 550 0. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio. mgHC/gCOT) 0 25 200 TEMPERATURA MAXIMA PIROLISIS (Tmax.0 1.0 Figura 15.0 2. %) 4.0 3. °C) HIDROCARBUROS POTENCIALES (S2. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad.Figura 14.0 5. anóxicos (Pristano/Fitano<1). ésta se considera que provee los aceites y gases acumulados en las areniscas y limolitas del Jurásico Medio. En estas últimas los bitúmenes extraídos (Fig.55. Aunque es muy probable que las lutitas del Jurásico Inferior-Medio no sea la roca generadora predominante de los hidrocarburos de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla.Entre las rocas analizadas predominan las sobremaduras con su potencial generador agotado a lo largo del frente de sierra. Hopanos C29 <y> que C30. las cuales fueron depositadas tanto en ambientes marinos como lacustres. predominio de las parafinas. Tetracíclicos sobre Tricíclicos.30 en los aceites de la porción terrestre de la cuenca y los extractos de roca (bitúmenes) de la Huayacocotla y su pérdida en los extractos de roca del Jurásico Superior. la presencia de este biomarcador está controlada facialmente como lo indica su ausencia en el extracto de rocas de la misma edad en algunos pozos. La información geoquímica es coherente con los datos litológicos de las rocas que conforman la Formación Huayacocotla. aunque por otro lado están presentes los Dinosteranos que indican un ambiente marino. Fitano sobre Pristano (ambiente reductor). Diasteranos sobre Esteranos (alta arcillosidad). ~ 23 ~ . Estos valores son característicos de una roca generadora siliciclástica de ambiente anóxico con influencia carbonatada y aporte de material orgánico derivado de plantas superiores. 16) muestran valores isotópico de carbono alrededor de -270/00. Estos hidrocarburos por su condición de yacimiento intraformacional no pueden ser migrados a rocas suprayacentes. 1991). Esteranos C29 (aporte terrígeno). lo cual sugiere un ambiente deposicional lacustre. Otra característica de los extractos de roca de la Huayacocotla es la pérdida de los propilcolestanos (Esteranos C30). relación de Esteranos C29 (S/S+R) =0. arcillosos (presencia de Diasteranos C27) con material orgánico mixto terrígeno y marino (Esteranos C27=C29). No obstante.53-0. hacia el oriente se pueden encontrar muestras con potencial generador remanente entre regular y excelente. Existen otros indicadores geoquímicos de su carácter autóctono como son la abundancia del Bisnorhopano 28. de un kerógeno maduro en la ventana de generación de hidrocarburos (Guzmán et al. Hopanos C35 = ó > qué C34). alcanos de bajo peso molecular (<C28). Roca almacén: La roca almacén del Jurásico Medio está representada por limolitas y litarenitas feldespáticas de grano fino. mostrando provenir de una roca generadora sobremadura correlacionable con la cortada en las estribaciones del frente de la sierra. ~ 24 ~ .Figura 16. medio a grueso con porciones de aspecto conglomerático con matriz arcillosa calcárea de porosidad baja entre 4-14% (promedio 8%) y permeabilidad baja (Fig. 17) y calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las areniscas del Jurásico Inferior. A) Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del Jurásico Medio.2 Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Debido a la intensa tasa de sedimentación del Jurásico Medio y al flujo de calor de la etapa rift. teniendo como consecuencia que la parte media de esta fuente generadora ~ 25 ~ . entrando a la ventana de generación de aceite a inicios del Jurásico Tardío y alcanzando la zona de generación de gas seco a mediados del Cretácico.GAMMA NEUTRÓN 2340 A B C R o s a r i o 2632 Figura 17.1. subparalela a los bloques del rift del Triásico-Jurásico Temprano. B) Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada con lutitas del Jurásico Medio impregnada de aceite. Roca Sello: La roca sello del Jurásico medio está representada por lutitas y intraformacionales. C) Micrografías de limolitas y areniscas líticas feldespáticas de tamaño de grano diverso con porosidad secundaria por disolución impregnada de aceite. cuyo pico fue alcanzado durante el Paleoceno-Eoceno con la formación y relleno sedimentario de la antefosa de MagiscatzinChicontepec. las rocas generadoras del Liásico maduraron muy rápidamente. Por otro lado la cima de las mismas rocas necesitó la sobrecarga de las rocas del Jurásico Tardío para conseguir entrar a la ventana del aceite. 4. lutitas calcáreas Trampa: Las trampas son de tipo combinado formadas por sedimentos deltaicos con una tendencia SW-NE. Así. en el frente de la sierra y en la parte sur de la cuenca. 18) cubre el área de influencia de las rocas generadoras del Jurásico Inferior. Mapa de ubicación y distribución del sistema petrolero Jurásico Inferior. 4.Medio (Huayacocotla) donde se conoce que las rocas almacenadoras del Jurásico Medio han almacenado parte de los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras.Medio –Jurásico Medio (!) de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. -100 -96 24 24 19 -100 19 -96 Figura 18.alcanzara la ventana de generación del gas húmedo durante el Oligoceno. las rocas del Jurásico Inferior.1. tenemos de producción y manifestaciones de aceite y gas ligados a este sistema petrolero en pozos de la porción central.Medio se encuentran distribuidas dentro de las ventanas de generación de aceite en la parte oriental y del gas hacia el occidente. a lo largo del frente de la Sierra Madre Oriental. ~ 26 ~ . En esta extensión geográfica de aproximadamente 20 mil kilómetros cuadrados se sabe que los procesos y los elementos esenciales del Sistema Petrolero han sido efectivos y han dado como resultado la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. Por lo tanto.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico InferiorMedio-Jurásico Medio (!) La extensión geográfica de este sistema petrolero (Fig. mostrando la relación de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del Jurásico Inferior.19) se encuentran bien delimitados en la columna geológica.5% Ro=0.4.1. Cretácico y Paleógeno con espesores que alcanzan los 4 kilómetros en el centro de la cuenca. pero que en el momento de máxima subsidencia alcanzaron 5000 – 6000 m de profundidad en el frente de sierra. PLATAFORMA DE TUXPAN FRENTE DE SIERRA ANTEFOSA CHICONTEPEC FAJA DE ORO TERESTRE FAJA DE ORO MARINA 0 1000 Ro=0.7 ROCA GENERADORA JURÁSICO INFERIOR-MEDIO Ro=1.5 Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico InferiorMedio-Jurásico Medio (!) La tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla desde el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan.4 Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico InferiorMedio-Jurásico Medio (!) Los elementos de este Sistema Petrolero (Fig. 4.1. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio están soportando la carga litostática de los sedimentos del Jurásico Superior.0% PROFUNDIDAD (m) 8000 Ro – REFLECTANCIA DE VITRINITA 10000 LEYENDA ESTRATIGRAFICA 2 km 20 km 16000 Figura 19. Los espesores y evolución de las rocas sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos.3 ZONA PRINCIPAL GENERACIÓN ACEITE ZONA GAS HÚMEDO Ro=2. 20) muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de ~ 27 ~ . Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente. Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurasico Superior (Oxfordiano a Tithoniano) porque en todas ellas se ha reconocido intervalos importantes de riqueza orgánica que proveen aceite y gas. que han sido caracterizadas por varias técnicas geoquímicas como petrografía.2.2 154 150. es difícil diferenciar cuanto aporte existe de cada una de ellas en los sitios de entrampamiento de hidrocarburos. excluyendo los altos de basamento que actuaron como islas durante ese tiempo. a partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos.0 Tardío 54. Estas rocas generadoras están relacionadas con las formaciones Santiago.5 Medio 65. formando pliegues en la cubierta sedimentaria paralelos a los bordes de las fosas del synrift Triásico-Jurásico. en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla está presente una roca generadora depositada durante el Jurásico Temprano-Medio y las rocas almacenadoras y sellos durante el Jurásico Medio-Tardío. razón por la cual se explica brevemente las características geoquímicas de cada una de ellas.32 Temprano Medio Tard M i o ce no NEÓGEN O 1. El espesor promedio de estas rocas generadoras es 550 m.7 28. levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental de la cuenca.5 23. fenómeno que reactivó las fallas del basamento.8 EOCENO OLIGOC E E O G N O 16.2 Inferior. De esta manera. 144. mientras que la componente estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno.7 112. 4. pirólisis por rock-eval y cromatografía~ 28 ~ .Oxf Kimer Titho Temprano Medio Tardío 93. su distribución regional abarca toda la cuenca.8 PALEOC J U R Á S I C O C R E T Á C I C O P A L 33. Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano.2 5.4 11. La generación de hidrocarburos inició en el Cretácico Temprano.7 0 Q Tiempo ( Ma) Elementos & Eventos ROCA GENERADORA ROCA ALMACEN ROCA SELLO FORMACION TRAMPA ROCA DE SOBRECARGA GENERACIÓN /EXPULSIÓN HC MOMENTO CRÍTICO Figura 20. Tabla de elementos y eventos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Las rocas del Jurásico Superior están representadas por calizas arcillosas de ambiente marino de cuenca. alcanzando el pico máximo a inicios del Paleógeno para suspenderse a finales del Oligoceno por la inversión. La componente estratigráfica de las trampas fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos.hidrocarburos. migración y preservación de los hidrocarburos. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera TampicoMisantla. Kimmeridgiano (Tamán) y Tithoniano (Pimienta) este último es el principal subsistema generador de la Provincia Petrolera TampicoMisantla. En la porción marina las rocas generadoras principales se concentran en el Jurásico Tithoniano.espectrometría de masas. las cuales indican que la Formación Santiago del Oxfordiano tiene el mayor potencial remanente en el sur de la cuenca (Fig. estableciéndose tres familias de aceites y procesos modificadores de los hidrocarburos tales como la biodegradación y la segregación gravitacional Dicha integración también fue básica para modelar los procesos de generación. 21). Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis (Tmax) muestran una madurez de la materia orgánica dispersa (MOD) correspondiente a la zona principal de la Ventana del Aceite. mientras Tamán (Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción norte (Fig. Las muestras de extractos de roca generadora y de aceites fueron analizadas por cromatografía de gases y espectrometría de masas para determinar la distribución y correlación roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de carbono. 22). Figura 21. y a continuación se describen. ~ 29 ~ . Estos parámetros fueron integrados con la información geoquímica y geológica existente para interpretar el ambiente sedimentario y madurez de expulsión de las rocas generadoras. La interpretación resultante apoya la propuesta de agrupar las rocas generadoras del Oxfordiano (Santiago). mudstones arcillo-piritizados y horizontes con nódulos calcáreos.1 mg/g roca respectivamente.3% y 0. La fauna es pobre y está representada por algunos bivalvos y cefalópodos de edad Oxfordiano. Sus espesores varían entre 10 y 755 m.2-39. El contenido de carbono orgánico total (COT) y de Hidrocarburos potenciales (S2) varía entre regular y excelente. concentrándose preferentemente en la porción sur de la cuenca. microlaminadas. 0. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia Petrolera TampicoMisantla. El kerógeno muestra índices de ~ 30 ~ . 4.2. Santiago) El Oxfordiano está constituido por lutitas carbonatadas negras.Figura 22.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Roca generadora: Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. limolitas arcillosas.5-6. 0 Lineal (TITHONIANO) Lineal (KIMMERIDGIANO) 35. 0 50.0 15.0 0.0 3. mgHC/gCOT) OXFORDIANO 40.0 25.0 2.0 6.0 KIMMERIDGIANO 100 200 300 400 500 600 700 800 INDICE DE HIDRÓGENO (IH. mgHC/gCOT) Kerógeno Tipo lll Kerógeno Tipo ll 900 1000 1100 1200 Kerógeno Tipo l TEMPERATURA MAXIMA PIROLISIS (Tmax. así como temperaturas máximas de pirólisis (Tmax) que varían entre 425 y 525°C (Fig. Correlación roca generadora-aceite Extracto de roca generadora Oxfordiano Aceite en roca almacen del kimmeridgiano Figura 24.0 5. 22).0 550 OXFORDIANO CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT.23).0 10. 24) indican un ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29<C30. C34>C35.0 BUENO 400 450 500 REGULAR TITHONIANO POBRE 0. °C) HIDROCARBUROS POTENCIALES (S2. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad.0 Lineal (OXFORDIANO) 30. material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las calizas arcillosas del Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla.Hidrógeno (IH) entre 21 y 1079. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con el aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. alta relación Diasteranos/ Esteranos).0 4. %) Figura 23.0 350 TITHONIANO 45.0 7.0 5.0 POTENCIAL EXCELENTE 20.0 KIMMERIDGIANO 1. Los biomarcadores (Fig. Estos valores son propios de un kerógeno original predominantemente de tipo II que se encuentra desde incipientemente maduro hasta sobremaduro (Fig. calidad y madurez de una mezcla de kerógenos I/II y II/III. ~ 31 ~ . (Fig. El COT se encuentra entre 0.4%. 22).2 y 43. regular relación Diasteranos/ Esteranos) (Fig. El COT se encuentra entre 0. La mayor riqueza orgánica está relacionada con las formaciones Santiago y Pimienta. 22). muy baja relación Diasteranos/ Esteranos.4 y 6.5% y el S2 entre 0. Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado arcilloso (Hopanos: C29>>C30. C34<C35. bentonita y lentes de pedernal. mientras que la Tmax se encuentra entre 412 y 476°C. lutitas calcáreas laminares y escasas limolitas. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Sus características fundamentales son la buena estratificación y el predominio de los carbonatos sobre la arcilla. ligeramente piritizados.4 mg hc/g Cot. Sus espesores varían entre 3 y 998 m. Sus espesores varían entre 3 y 485 m. mientras los valores de S2 fluctúan entre 15 y 925 mg/g y los de Tmax de 421 a 527°C (Fig. C34<C35. El IH varía entre 18 y 959. Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado (Hopanos: C29>C30. de estratificación delgada con intercalaciones de lutita negra laminar. En las tres formaciones existe una buena correlación entre el Ro y la ~ 32 ~ . encontrándose predominantemente dentro de la ventana del aceite. Roca generadora: Jurásico Superior Pimienta La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros.Roca generadora: Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Correlación roca generadora-aceite Extracto de roca generadora Tithoniano Aceite en roca almacen del Kimmeridgiano Figura 25. teniendo el kerógeno una tendencia de madurez de los tipos I y II. Tamán) El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos.25).1 y 5. Roca generadora Jurásico Superior Tithoniano Cuenca Tampico Misantla Aceites almacenados en Kimmeridgiano m/z 191 m/z 217 Aceites almacenados en Cretácico Inferior Aceites almacenados en Cretácico Medio NC3 6 Aceites almacenados en Cretácico Superior Aceites almacenados en Paleoceno-Eoceno Figura 26. que sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente anóxico del Jurásico Superior Tithoniano. El área promedio de estos focos es 907 km² y su espesor 550 m.Tmax. Los mayores espesores de las rocas generadoras se concentran en 12 grabens. estos aceites se han caracterizado por biomarcadores (Fig. en las calizas arrecifales. lo que permite utilizar un Ro equivalente en esta cuenca con escasez de vitrinita. A partir de estas rocas se generó aceite y gas asociado que está almacenado en las rocas carbonatadas del Cretácico Inferior entre 2500 y 3500 m. ~ 33 ~ . el promedio del COT es 2. los cuales al madurarse la materia orgánica se convirtieron en los principales focos oleogeneradores.2% y del IH alrededor de 500 mg HC/g COT. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico Misantla. 26) con el extracto de la roca generadora que confirma su afinidad a un ambiente marino carbonatado con regular influencia de arcillas en condiciones reductoras. prearrecifales y de talud del Cretácico Medio a profundidades de 600 a 4700 m con aceites de 15 a 36 API°. en los carbonatos fracturados del Cretácico Superior a una profundidad de 500 m con aceites de 11 a 18 API° que están afectados por severa biodegradación y en las areniscas del Paleoceno-Eoceno donde se tienen aceites de 19 a 40 API°. Roca almacén: La roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano está representada por calizas oolíticas y arenas calcáreas transgresivas formadas por la denudación de arrecifes jurásicos preexistentes y depositadas en los bordes de los altos del basamento.Por otro lado las arenas del Neógeno (Mioceno superior-Plioceno) han presentado evidencias de la presencia de acumulaciones de gas seco hacia la extensión al sur de esta cuenca en el área marina a una profundidad promedio de 2000-4000 m en tirantes de agua de 70 a 200 m. Su porosidad varía de 9 a 15%. producto de la migración desde una roca generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II. por lo que sus diferencias se pueden relacionar con la madurez de expulsión. El paralelismo de las tendencias de las relaciones molares e isotópicas de los gases indica la posibilidad de un origen común de éstos con preferencias a la migración en un sistema abierto (Fig. DELTA CARBONO 13 METANO( 0 / 00 ) DELTA CARBONO 13 (C2 –C3) MADUREZ MIGRACION DELTA CARBONO 13 (0 / 00 ) COMPONENTES DEL GAS ETANO/ METANO (% MOL) DELTA CARBONO 13 ETANO(0/00) Figura 27. 27). Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las areniscas neógenas. mientras su ~ 34 ~ . El análisis e interpretación de los datos composicionales de estos gases indican su origen termogénico producto del craqueo primario de kerógeno sapropélico. donde se puede apreciar su origen alóctono. El rango de migración es muy cerrado. La poca variabilidad isotópica de las fracciones húmedas excluye las posibilidades de biodegradación de los mismos. las diferencias que presentan estos se debe a la madurez y a los cambios fisicoquímicos durante la migración del hidrocarburo. relacionado genéticamente con las rocas del Jurasico Superior Tithoniano. Su permeabilidad es baja de 1 a 5mD. estando distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón de la Faja de Oro desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Su espesor varía de 31 hasta 204 m Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone – wackestone de nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con nódulos de pedernal y delgadas intercalaciones de bentonita gris verdosa.permeabilidad se encuentra entre 0. Figura 28. provocado por la compactación diferencial en los bordes de los bloques del synrift. intraclastos. la cual se incrementa por la presencia de fracturas hacia la cima (Fig. imagen MEB de la microporosidad y foto de núcleo tipo mostrando las fracturas. delta de marea. estando relacionada la mejor calidad de la roca almacén con las facies oolíticas. canal. floatstone y framestone y corales. arealmente se presenta como una franja irregular que se adelgaza y desaparece hacia el norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca. Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20% siendo está intercristalina y secundaria por fracturamiento.2 y 300 mD. eolianitas y barras. estilolitas. 28). Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior. Los ~ 35 ~ . Hacia el sur de la plataforma se preservaron crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone. peloides de edad Albiano-Cenomaniano depositados en un ambiente de plataforma interna como son las arenas de playa. fracturas rellenas de calcita y a veces por dolomía. La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra) consiste de packstone y grainstone de miliólidos. relacionada ésta con la zona discordante donde se presentan fenómenos de karsticidad. 29). colapsamiento y porosidad vugular que incrementan la permeabilidad. Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano –Santoniano (Formaciones Agua Nueva-San Felipe) están conformadas por calizas arcillosas. fracturas y madrigueras de moluscos impregnadas de aceite. Las porosidades determinadas son de tipo intergranular. así como las microfracturas que ligan los poros. cuya porosidad y permeabilidad están condicionadas por la presencia de fracturas. intragranular. 30). pero es su cima la que presenta la mejor calidad como roca almacén.espesores encontrados de las calizas arrecifales varían de 1800 a 2000 m. apreciándose la excelente porosidad inter. mientras la permeabilidad llega alcanzar hasta 600 mD (Fig. móldica y fracturas. Figura 29. que fueron reactivadas durante el evento compresivo Laramídico provocando la inversión y el fracturamiento (Fig. Los valores de porosidad varían entre 2 y 12%. Éstas se encuentran asociadas a las fallas de los bordes de las fosas del synrift.e intraparticular (móldica) por disolución. La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Tamabra) consiste de brechas de edad Albiano-Cenomaniano depositadas en un ambiente de talud como una franja alrededor de la plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades mayores a 1000 mD. ~ 36 ~ . Los rangos de porosidad se encuentran entre 14 y 35%. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas. Micrografías representativas de las calizas packstone y grainstone que constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra). Estas arenas están compuestas por clastos de calizas predominantemente. feldespatos y otros minerales. ~ 37 ~ . Roca Sello: La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del Jurásico Tithoniano (Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a excepción donde cambian a facies más terrígenas o se adelgazan sobre los altos de basamento o han sido erosionadas. En cuanto al sistema poroso se tiene diámetro de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras con porosidad promedio del 12% y permeabilidad baja (0. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior formadas por la reactivación de las fallas del synrift.CALIZAS FRACTURADAS INVERSIÓN CRETÁCICO COMPRESIÓN BASAMENTO ROCA GENERADORA JURÁSICO SUPERIOR JURÁSICO MEDIO CAHUASAS LECHOS ROJOS ROCA GENERADORA JURÁSICO INFERIOR-MEDIO Figura 30. La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por disolución. clasificándose como litarenitas. cuarzo. con promedio de 20 mD. La roca almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior está constituida por delgados paquetes de areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con lutitas. mientras su permeabilidad varía entre 1 a 200 mD. La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno superior-Plioceno inferior y está representada por areniscas de grano fino con fragmentos de calizas.5 mD). alcanzando valores en un rango de 15 a 26%. cuarzo y feldespatos. Éstas se encuentran intercaladas con lutitas en paquetes con espesores variables entre 15 y 30 m. relacionados con lóbulos y abanicos submarinos sobrepuestos. Las trampas del Cretácico Medio en la Faja de Oro son estratigráficas asociadas a remanentes paleotopográficos labrados por la erosión durante la exposición subaérea de estas calizas. Existen también trampas estratigráficas por cambios de facies hacia la porción lagunar y por relieve depositacional. ~ 38 ~ . inversión y fracturamiento de las rocas a lo largo de ellas Para el Paleoceno-Eoceno las trampas son de tipo combinado. El sello para el Mioceno superior-Plioceno lo constituyen las limolitas y lutitas intraformacionales que se intercalan con los paquetes de arena. con el predominio de las últimas y formando alineamientos norte-sur asociadas a las fallas de rifting. El sello del Cretácico Medio. existiendo una gran falla con dirección SSE que controló la erosión y el relleno de las fosas formadas por la extensión. Las trampas del Mioceno-Plioceno son de tipo estructural con cierre en tres y cuatro direcciones. observándose compartamentalización por fallas. así como por calizas compactas de plataforma interna interestratificadas correspondientes a eventos de máxima inundación. su componente estructural se relaciona con el evento compresivo Laramídico. Las trampas del Cretácico Superior son del tipo estructural y fueron formadas por la reactivación de las fallas del synrift. que se unen en un solo despegue subhorizontal.Para el Cretácico Inferior la roca sello la conforman las lutitas del Mioceno en ciertas áreas del borde oriental de la Plataforma de Tuxpan. estratigráficas y combinadas. Las rocas sello para las rocas almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior están representadas localmente por lutitas intraformacionales impermeables. en el área de la Plataforma de Tuxpan está constituido por rocas arcillosas terciarias. Las trampas de la franja Tamabra son combinadas. Las fallas pertenecen a un sistema extensional con crecimiento asociado. El sello regional lo conforman las lutitas del Eoceno medio (Formación Guayabal). producto del acuñamiento y plegamiento de los flujos de escombros y turbiditas. Trampa: Las estructuras del Kimmeridgiano y Cretácico Inferior están asociadas a trampas estructurales. El sello del Campaniano Maastrichtiano está constituido por calizas arcillosas y margas (Formación Méndez). por reactivación del basamento durante el evento compresivo. Las fallas sintéticas principales tienen caída al oriente y forman un sistema de relevo contínuo de fallas con rumbo NW-SE. Para la Franja Tamabra está representado por calizas arcillosas intraformacionales y del Cretácico Superior Turoniano (Formación Agua Nueva). Respecto al sistema petrolero Tihtoniano-Cretácico Medio. alcanzando el pico de la generación de aceite durante el Plio-Pleistoceno. la plataforma continental del Golfo de México al oriente y Poza Rica al occidente. El sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Superior se encuentra ubicado al noroeste de la cuenca y en el extremo sur del Alto de Tamaulipas. actualmente correspondiente a la plataforma continental del Golfo de México.3 Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros TithonianoKimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) En la Fig. habiendo alcanzado su momento crítico de máxima madurez durante el Oligoceno en la porción occidental correspondiente a la antefosa de Chicontepec y en el Plio-Pleistoceno en la parte oriental. teniendo como centro el puerto de Tuxpan. Este sistema tiene continuidad hacia el Golfo de México. las condiciones profundas de sedimentación en su porción centro-occidental.2. cubriendo un área aproximada de 4000 km2.2. El sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior es conocido en los extremos norte y sur de la cuenca y en tierra en los alrededores del puerto de Tampico. la inversión de la cuenca por reacomodo o rebote isostático de la corteza y la consecuente migración al oriente de los depocentros sedimentarios. de tal manera que en la porción oriental de la cuenca este proceso sucedió durante el Mioceno-Plioceno. transfiriendo su intensidad hacia el oriente. el sepultamiento de las rocas generadoras del Jurásico Superior maduraron con mayor lentitud que sus análogas del Jurásico Inferior-Medio. ~ 39 ~ .2 Procesos de los Sistemas Petroleros Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Tithoniano- Debido al decremento de la tasa de sedimentación durante el Cretácico por el régimen tectónico pasivo de la cuenca en este periodo. el proceso de generación de hidrocarburos en el occidente fue extinguiéndose lentamente. 31 se representan las áreas de influencia del sistema petrolero donde la roca generadora es principalmente del Jurasico Superior Tithoniano. alcanzando su mayor madurez a través del Eoceno como resultado del hundimiento rápido de la antefosa por el flexuramiento del basamento causado por el acercamiento del Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental y el mayor aporte de sedimentos. El sistema petrolero Tithoniano -Neógeno está presente en la porción marina de la cuenca ubicada al sureste. ocurre en la parte centro oriental de la cuenca entre la Laguna Tamiahua al norte y Tecolutla al sur. 4.4. las rocas generadoras del Jurásico Superior se encuentran distribuidas dentro de la ventana de generación de aceite. El sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno se encuentra en el Paleocanal de Chicontepec y es el más importante por sus recursos petrolíferos. Por lo tanto. A partir del Oligoceno. entrando a la ventana de generación de aceite a finales del Cretácico e inicios del Terciario. 2. De esta manera. Como ya se mencionó.2. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Superior están soportando la carga litostática de las sedimentos del Cretácico y Terciario con espesores remanentes que van desde los 3 kilómetros en el occidente de la cuenca hasta 6-7 kilómetros en la porción marina.-100 -96 24 19 -100 24 19 -96 Figura 31. los espesores y evolución de las rocas de sobrecarga o sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. 32) muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos. 4.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros TithonianoKimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Como se ha mencionado ya. Mapa de ubicación geográfica de los Sistemas Petroleros de la Provincia Petrolera TampicoMisantla. 4. la tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros TithonianoKimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Los elementos de este Sistema Petrolero se encuentran bien delimitados en la columna geológica. en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla está ~ 40 ~ . expulsión de hidrocarburos se ha dado durante el Plio-Pleistoceno. la inversión del basamento durante el evento compresivo laramídico trajo como consecuencia el fracturamiento de las calizas arcillosas depositadas en el Cretácico Tardío. mientras que la componente estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno. El sistema petrolero más importante de la cuenca Tithoniano-Paleoceno-Eoceno (!) se formó a finales del Paleoceno e inicios del Eoceno con la depositación de areniscas turbidíticas en la zona erosiva del canal de Chicontepec. que constituyen parte del sistema petrolero Tithoniano -Kimmeridgiano (!) están presentes las cretas del Cretácico Temprano. En el norte de la cuenca. por lutitas paleógenas en el borde occidental y neógenas en el borde oriental de la plataforma. cuyo yacimiento fue sellado después de su erosión parcial en el noreste de la cuenca por lutitas en el Mioceno. cuyas rocas almacenadoras y sello se depositaron durante el Mioceno tardío – Plioceno y cuya trampa se formó durante el Plioceno tardío. Por último tenemos el sistema petrolero Tithoniano-Mioceno (!). convirtiéndolas en almacenadoras a lo largo de las fallas synrift durante el Paleógeno. ~ 41 ~ . conformándose así el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Inferior (!). A partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos por los fenómenos de remigración por el reacomodo de bloques y en algunos lugares por actividad ígnea. constituyendo los elementos del sistema petrolero Tithoniano Cretácico Medio (!). alcanzando su momento crítico en el reciente. Aparte de las mencionadas rocas almacenadoras calizas oolíticas kimmeridgianas. biodegradándose y remigrando los crudos. perfil erosivo el cual llegó a destruir yacimientos preexistentes almacenados en calizas del Jurásico Kimmeridgiano y Cretácico Medio.presente además de la roca generadora del Jurásico Inferior-Medio. La componente estratigráfica de las trampas de este sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos arcillosos durante el Eoceno medio. a las cuales también sirve de sello. Otra roca almacén importante por ser la de mayor producción acumulada está conformada por las calizas arrecifales depositadas durante el Cretácico Medio sobre la Plataforma de Tuxpan y su talud. mientras las calizas con mayor contenido arcilloso del CampanianoMaastrichtiano sirvieron de sello del futuro sistema petrolero Tithoniano -Cretácico Superior (!). formándose casi contemporáneamente las rocas almacenadoras del Jurásico Kimmeridgiano. alcanzando su pico máximo de generación-expulsión de hidrocarburos con la intensa subsidencia compensada por sedimentación del Eoceno para suspender los procesos de generación a finales del Oligoceno por la inversión. que fue depositada durante el Jurásico Tardío. otra fuente generadora con mayor distribución y potencial generador. Estas rocas fueron selladas por calizas arcillosas del Turoniano en el talud. levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental terrestre de la cuenca. La generación de hidrocarburos inició a finales del Cretácico. En la porción marina la mayor intensidad de generación. cuando se perforaron los primeros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz.875 y 1. Perforados con técnicas rudimentarias.5 billones de pies cúbicos de gas. No fue sino hasta 1904.2 Inferior.4 MMMbpce evaluados a la misma fecha. Producción y reservas 3P La exploración por hidrocarburos en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla se remonta a la segunda mitad del siglo pasado. Posteriormente siguieron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que dieron gran renombre a esta provincia. ~ 42 ~ . En la década de 1920 esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. respectivamente. de 17. que se inicia en México la producción comercial de hidrocarburos de calizas fracturadas del Cretácico. habiendo acumulado a la fecha más de 5. 5.7 112.7 PALEOCENO EOCENO P E A L O 28.500 millones de barriles de aceite y 7.0 Tardío C R E T Á C I C O 54.8 OLIGOCENO G E N O 16.5 23.5 MMMbpce al 1° de enero de 2013 y con reservas.4 11.5 Medio 65.8 33. Marina GENERACIÓN /EXPULSIÓN HC MOMENTO CRÍTICO Figura 32. Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec. Tabla de eventos de los Sistemas Petroleros asociados con las rocas generadoras del Jurásico Superior. Terrestre P.144. En esta provincia petrolera se tiene una producción acumulada de 6.2 5. estos pozos no lograron explotarse comercialmente.Oxf Kimer Titho Temprano Medio Tardío JUR ÁSI C O 93. 33). Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18. con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte norte de la provincia.32 1.7 Temprano Medio Tard M i o ce no NEÓGEN O 0 Q Tiempo ( Ma) Elementos & Eventos ROCA GENERADORA ROCA ALMACEN ROCA SELLO Paleocanal Arenque Faja de Oro Marina Faja de Oro Terrestre Franja Tamabra ROCA DE SOBRECARGA Occidente FORMACION TRAMPA P.2 154 150.700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. lo cual se utiliza para calibrar los resultados de las evaluaciones para los plays ~ 43 ~ . Los datos geológicos y geofísicos que sustentan la evaluación provienen de los estudios de plays y sistemas petroleros realizados en los Activos de Exploración. El método de evaluación de los recursos prospectivos de las Provincias Petroleras. Se analizan y modelan en forma de distribuciones. comprende volúmenes y tipo de hidrocarburos de cada yacimiento descubierto y sus características geológicas y de ingeniería. que compartan los elementos de riesgo y plasmar estos conjuntos en mapas con sentido geológico. como las oportunidades adicionales aún no detectadas. modelados geoquímicos. Faja de Oro Marina. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera Tampico Misantla. agrupa mediante una simulación Montecarlo. las evaluaciones de los plays en cada Provincia y a su vez. modelos geológicos del play. Durante este proceso se consideran tanto las oportunidades que ya han sido detectadas y que tienen registradas sus características en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias. Tres Hermanos 300 Chicontepec Faja de Oro 200 100 - Figura 33. la evaluación de cada play agrupa las evaluaciones de los objetivos de las oportunidades que le pertenecen. La información histórica de cada play y por lo tanto. considerando para reportar principalmente la Media. P50 y P10. pero que se estiman en función de la madurez del play. etc. Recursos prospectivos Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan recuperar asociados a una estrategia exploratoria. 6. Arenque. de cada Provincia Petrolera. El mayor reto consiste en agrupar oportunidades exploratorias en conjuntos geológicamente congruentes. información de pozos.600 Ébano – Pánuco y Faja de Oro 500 Poza Rica y San Andrés 400 Mbd Tamaulipas-Constituciones. P90. influenciadas por las probabilidades de éxito locales y del play. información sísmica. R. L. Estudio estratigráfico. Mena-Sánchez.U. B. G.. M. A. Pemex-BP. Hernández-Martell. Bernard. F. 2000. Granath. A. Universidad Federal de Río de Janeiro. J. A.. Marino-Castañón. La serie Huasteca (Jurásico Medio-Jurásico Superior) del centro-este de México. Revista del Instituto Mexicano del Petróleo. Caractericao geoquímica dos oleos acumulados na área sul do “Paleocanal de Chicontepec”... Las reservas de hidrocarburos de México. En Edición. y Marhx-Rojano. R. 2000. A.M. Morales-Marín.3 No. Brooks. no... Cárdenas-Hernández. Maldonado-Leal.R. Maldonado-Villalón. J. Kennan. T. p. Hernández R. J. Estrategia Exploratoria: Pemex Exploración y Producción – BP. Aguilar-Hernández. Hernández-Romano.. Argueta-González. Provincias petroleras de México. M.. J.. U. 161 p.. CruzHernández. J...J.E.. 7. Jaques-Escobosa... M. J.S. y Martínez-Pontviane. L. Marín-Toledo. Lara-Rodríguez. Zumberge.. Reporte Interno... Bibliografía Bernal-Vargas. La Cuenca Tampico-Misantla. Estudio petrogenético del basamento en el Distrito de Poza Rica. Rosenfeld. L. AlvaradoCéspedes. M.. Román-Ramos. 52. J. PEMEX Exploración y Producción. Proyecto terciario del Golfo. R. Jacobo-Albarrán. A.. al 1 de enero de 2013. Patiño-Ruiz. Espinosa-Nava. Rosenfeld. A. Reporte interno... 1984.. J. J. Alor-Ortiz. 2013.. Bacia Tampico-Misantla.. 20-41. 1. Cantú-Chapa. Los recursos prospectivos en plays convencionales en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla al 2013 representan una Media de 2. 2005..5 MMMbpce. E.. para plays hipotéticos la calibración se realiza con base en análogos geológicos maduros.probados. Miranda-Canseco.. V.B. Blair.. A. A. 2 p 17-39. 2001. ~ 44 ~ . J. De Faragó-Botella.L..A. Reporte interno Pemex Exploración y Producción. Hernández-Bravo. N. I. 1971. Estudio regional de manifestaciones superficiales de aceite y gas en el sur del Golfo de México. R.. 2010. Medrano-Morales.. Vera-Morán. 179 p. J.. M. Holguín-Quiñones.. 1994.. México: Tesis de Maestría. su origen e implicaciones exploratorias: Boletín AMGP. E.A. Pindell. sedimentológico y diagenético de las formaciones Tepexic y Huehuetepec. parte norte del área Mecapalapa. v.. Darío-Gómez. Reporte Interno Pemex Exploración y Producción. Escalera. Ramírez-Espinosa. J. J.M. Instituto Mexicano del Petróleo – Pemex Exploración y Producción. . Pemex Exploración y Producción. Román-Ramos.. Depósitos progradantes en el Oligoceno temprano-Pleistoceno.G. Estudio de Sistemas Petroleros Tampico-Misantla-Cordilleras Mexicanas III: Reporte interno. p. Figura 9. R. 49. (Tomado del estudio del play San Andrés) Figura 4 Apertura del Golfo de México. Román-Ramos. AMGP-AAPG. R. Sección Geológica que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Figura 10. 68-84. Informe Interno. Martínez-Pontvianne. 328 Román R.. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera y Hernández. L. 1985. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla Figura 2. y Holguín Q. Veracruz. J. Este de México. Subsistemas generadores de la región norte de México: Boletín AMGP. J. A.. Figuras Figura 1.. Alzaga-Ruiz. Resúmenes Hedberg Research Conference. MenaSánchez. 2002... J. Figura 8. No... Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno tardío. J. Lara-Rodríguez. R. G.R. Méndez-Vázquez. Hernández-Mejía.. H. así como la relación entre las fosas del basamento y la distribución de los campos petroleros.. ~ 45 ~ .. E. J.R. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla Figura 3. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico InferiorMedio Figura 7. J. Pemex Exploración y Producción.. N.. y Bernal-Vargas... Jacobo-Albarrán. Lara-Rodríguez. se aprecia la inversión estructural de las fallas de basamento. y Peterson-Rodríguez. Análisis paleogeográfico Mesozoico-Cenozoico y dinámica de cuencas en el Golfo de México profundo y márgenes: La relación entre evolución tectonosedimentaria y sistemas petroleros: PEP-Tectonic Analysis.. G. 2010). 2008. El sistema petrolero Jurásico Inferior – Medio Formación Huayacocotla de la Cuenca Tampico Misantla. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío. Región Norte. 1-2. L. 2001. Monografía Geológico Petrolera de la Zona Centro: Reporte interno. margen activa en el Triásico-Jurásico Medio Figura 5 Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío Figura 6. J. Pemex Exploración y Producción. 1999. Martínez Mellado. Tarango-Ontiveros.Reyes-bache. J. v. y Hernández-Ávila. Figura 11. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla desde el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan. A) Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del Jurásico Medio. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio. Mapa con la extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-MedioJurásico Medio (!) de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla Figura 19. Tabla de elementos y eventos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio de la Cuenca Tampico-Misantla. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla Figura 22. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. parte central de la Cuenca TampicoMisantla Figura 15. Figura 16. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las areniscas del Jurásico Inferior. mostrando la relación de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del Jurásico Inferior Figura 20. Figura 21. ~ 46 ~ . B) Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada con lutitas del Jurásico Medio impregnada de aceite. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad. Figura 14. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano. calidad y madurez de una mezcla de kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico Inferior –Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. mostrando provenir de una roca generadora sobremadura correlacionable con la cortada en las estribaciones del frente de la sierra Figura 17. Terciario del Golfo. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio. Figura 13. C) Micrografías de limolitas y areniscas líticas feldespáticas de tamaño de grano diverso con porosidad secundaria por disolución impregnada de aceite Figura 18. Figura 12. Blair 2000). Figura 23. donde se puede apreciar su origen alóctono. así como las microfracturas que ligan los poros Figura 30. imagen MEB de la microporosidad y foto de núcleo tipo mostrando las fracturas Figura 29. Figura 31. fracturas y madrigueras de moluscos impregnadas de aceite. Figura 25. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico Misantla. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas. calidad y madurez de una mezcla de kerógenos I/II y II/III (material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las calizas arcillosas del Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera Tampico Misantla ~ 47 ~ . que sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente anóxico del Jurásico Superior Tithoniano Figura 27. Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las areniscas neógenas. producto de la migración desde una roca generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II Figura 28. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad. Tabla de eventos de los Sistemas Petroleros asociados con las rocas generadoras del Jurásico Superior Figura 33. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Figura 26. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con el aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Micrografías representativas de las calizas packstone y grainstone que constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra). Figura 24.e intraparticular (móldica) por disolución. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior formadas por la reactivación de las fallas del synrift. apreciándose la excelente porosidad inter. Mapa de ubicación geográfica de los Sistemas Petroleros de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla Figura 32. Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior. es un área donde ocurren cantidades comerciales de petróleo o en la que se han identificado condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos (Potencial MedioBajo). es algunas veces usado geográficamente para describir una provincia petrolera. la red natural distribución. correlación positiva aceite-roca madre o gas-roca madre (!) Sistema Petrolero Hipotético. pero no una cuenca. en ausencia de una correlación positiva petróleo-roca madre o evidencia geoquímica (·) Sistema Petrolero Especulativo.Glosario Provincia Petrolera. Cuenca Sedimentaria. El Cinturón Plegado de los Zagros puede ser una provincia estructural o una provincia petrolera. tal como la Cuenca de Willinston o la Cuenca de Paris. y los descubrimientos de la ocurrencia de petróleo genéticamente relacionados. Cuenca. Sistema Petrolero Conocido. es una depresión rellena de rocas sedimentarias Sistema Petrolero. evidencia geológica o geofísica (?) ~ 48 ~ . incluye el área en la cual se encuentra una roca madre activa.