WEC México 2009 // Capítulo 2Provincias petroleras de México Descubra el yacimiento M éxico ha sido objeto de estudios y activi- Productoras Potencial medio-bajo M dades exploratorias destinados a descu- brir yacimientos de hidrocarburos desde 1. Sabinas-Península de Tamaulipas 2. Burgos 7. Plataforma de Yucatán 8. Sierra de Chiapas fines del siglo XIX. Como resultado, en 3. Tampico-Misantla 9. Sierra Madre Oriental 4. Veracruz 10. Chihuahua 1904 se concreta el primer descubrimiento comercial 5. Sureste 11. Golfo de California de hidrocarburos en México, cuando el pozo La Pez-1 6. Golfo de México Profundo 12. Vizcaíno-La Purísima N produjo 1,500 barriles diarios de aceite de calizas frac- EUA turadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, San 11 Luis Potosí. A este descubrimiento se sumaron otros en los años siguientes, logrando posicionar a México como 10 1 Golfo de México uno de los principales productores mundiales en la década de 1920.1 12 2 México En los últimos 70 años, Petróleos Mexicanos ha explorado el territorio mexicano y definido las principa- 9 6 les provincias geológicas con potencial petrolífero, 3 7 Océano Pacífico habiendo establecido producción comercial de hidro- carburos en seis de ellas: Cuenca de Sabinas-Península Ciudad 4 5 de México de Tamaulipas, Cuenca de Burgos, Cuenca Tampico- 8 Misantla, Cuenca de Veracruz (incluye el frente tectó- Aceite y gas asociado Gas no asociado nico de calizas plegadas y sepultadas por sedimentos Potencial medio-bajo cenozoicos), Cuencas del Sureste y Cuenca del Golfo de México Profundo (Fig. 1). Asimismo, hay identificadas seis provincias adicionales con potencial petrolífero Figura 1: Provincias petroleras de México. 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 del Golfo, constituyó durante el Jurásico Tardío y Cretácico una extensión en el occidente de Baja California. del ancestral Golfo de México. Todos los sistemas petroleros establecidos Todas las provincias actualmente productoras com- hasta ahora se encuentran en rocas cuya edad comprende del Jurásico parten en mayor o menor grado aspectos tectónicos, Temprano al Pleistoceno, asociadas a la apertura y relleno de esta mega- estructurales, estratigráficos y geoquímicos debido a cuenca. Las principales variaciones entre las provincias radican en la pro- que están genéticamente relacionadas a la mega- porción de sus facies sedimentarias preservadas, la naturaleza e intensidad Cuenca del Golfo de México. Incluso la Cuenca de Sabi- de los eventos tectónicos cenozoicos y su historia de sepultamiento, siendo nas, actualmente la provincia productora más retirada estos aspectos interdependientes y responsables de los diferentes tipos de 2. 106 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México Producción acumulada hidrocarburos en cada provincia. Las Cuencas de Sabi- nas y Burgos, en el norte; Veracruz, en el este y Macus- 49.7 40.7 pana, en el sureste de México, se caracterizan por 6.3 2.1 0.6 0 0 producir principalmente gas no asociado. Mientras que la Provincia de Tampico-Misantla y las subprovincias del Pilar Reforma-Akal y Cuenca Salina del Istmo- Resevas Probadas Probables Comalcalco en el sureste se caracterizan por producir Posibles 44.5 aceite principalmente (Fig. 1). En aguas profundas del 23.8 18.9 Golfo de México se tienen zonas con condiciones favo- 1.0 0.3 0.5 0.0 rables para la generación, acumulación y producción tanto de aceite como de gas, si bien hasta ahora es el área menos explorada. Recursos prospectivos La Fig. 2 muestra la producción acumulada en toda la 52.3 29.5 historia de cada provincia, sus reservas remanentes y sus 16.7 recursos prospectivos.2 Los recursos prospectivos son los 1.7 3.4 0.7 0.3 volúmenes de hidrocarburos en acumulaciones inferidas Provincia Tampico Burgos Veracruz Golfo de Plataforma Total no descubiertas que se estiman potencialmente recupe- del Sureste Misantla Sabinas México de Yucatán Profundo rables. Por su producción acumulada y reservas rema- nentes de aceite destacan las Cuencas del Sureste y la Recuperación total estimada de hidrocarburos Cuenca Tampico-Misantla, mientras que los recursos 52.3 146.5 prospectivos se concentran principalmente en aguas pro- 44.5 fundas del Golfo de México y en las Cuencas del Sureste. 49.7 A continuación se presenta una descripción de las características geológicas cada una de las provincias Producción Reservas Recursos Recuperación productoras y de sus principales plays. Un play es un acumulada prospectivos total estimada conjunto de yacimientos de hidrocarburos, localizacio- nes u oportunidades exploratorias con características Figura 2: Producción acumulada, reservas y recursos prospectivos de las provincias petro- similares de roca almacén, sello, estilo de entrampa- leras de México en miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Fuente: miento 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 0 100 km N Cuenca de Sabinas y Península de Tamaulipas Campos de gas Ubicación La Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleoelemento denominado Península de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción princi- EUA 29°N palmente 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). Península de Tamaulipas 28°N Marco tectónico y geología estructural 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 27°N como un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México. Cuenca Geológicamente está limitada por grandes unidades positivas que correspon- Isla de de Sabinas Coahuila den a los elementos paleogeográficos del Jurásico Tardío, denominados Penín- 26°N sula de Tamaulipas, alto de Picachos y alto de San Carlos (también conocidos Alto de Picachos 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 25°N Arco de Alto de Chihuahua y al sureste limita con el Arco de Monterrey (Fig. 3).3,4,5 Monterrey San Carlos La formación de estructuras geológicas en las rocas mesozoicas del 103°O 102°O 101°O 100°O 99°O Golfo de Sabinas y elementos circundantes está relacionada a la deforma- ción contraccional de la Orogenia Laramide que afectó al área desde el Figura 3: Elementos tectónicos y distribución de campos de la Paleoceno hasta el Eoceno medio. Los estilos estructurales están relaciona- Cuenca de Sabinas. dos con la presencia y espesor de la sal Jurásica y evaporitas del Barremiano, presentándose principalmente anticlinales con doble buzamiento de orienta- ción noroeste-sureste limitados por cabalgaduras o fallas inversas, con ver- A Despegue salino gencia tanto hacia el suroeste como al noreste, resultado de la influencia de Domo salino B Fallamiento inverso de basamento los bordes de los elementos paleotectónicos de Coahuila y Tamaulipas. Algu- Anticlinal C Plegamiento suave Falla inversa D Domos y despegues salinos nos de estos anticlinales están nucleados por domos de sal y se presentan N estructuras de inversión que involucran al basamento.6,7,8,9 28° EUA Datos cinemáticos obtenidos de pliegues, estrías y estilolitas indican un A México 26 acortamiento paralelo a la dirección del esfuerzo tectónico principal obser- 27 B vándose en la cuenca cuatro estilos estructurales (Fig. 4):6,10 21 22 25 11 A. Pliegues anticlinales alargados, estrechos, disarmónicos y bifurcados 24 A donde las evaporitas jurásicas están presentes; I’ 10 C A 20 28 29 27° 19 A 18 21 30 D B 9 NO C D E SE Monclova F B 33 C G 15 35 34 8 H 13 I B 16 6 D 7 17 5 J L M 3 K 4 2 N 26° 23 1 A N. R. Cima Cupido F Pre arrecife K J. Olvido B K. Cupido G K. Mula L J. La Gloria Monterrey C Cupido lagunar H K. Padilla M Conglomerado basal 0 80 km D Post arrecife I K. Taraises N Basamento Saltillo E Arrefice Cupido J J. La Casita MI 102° 101° 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 sideran relevantes: a) fracturas resultantes de la com- la cuenca donde las evaporitas jurásicas están ausentes; presión, paralelas y subparalelas a la dirección del C. Estructuras de relieve suave, cubiertas por rocas más jóvenes desarrolla- echado de las capas, de gran extensión tanto lateral das en el área de influencia de la Península de Tamaulipas, y como vertical, y b) fracturas causadas por la extensión, D.Estructuras anticlinales tipo caja y dómicas hacia las áreas de la cuenca, perpendiculares al eje de los pliegues, numerosas pero en donde las evaporitas tienen los mayores espesores.6,11 de corta extensión, compartimentan la estructura en En la Cuenca de Sabinas se han definido cinco patrones de fractura- pequeños bloques. Los otros tres patrones de fracturas miento asociados a los procesos compresivos, de los cuales sólo dos se con- se restringen a áreas limitadas.12,13,14 A B C D E Klv Klv Klv Klv Klv Jlc Jlc Jlc Jlc L-1 Jlc F-31 C-1 P F F F-31A C Campo G-1001 Merced M-21 Klv B J-1 Z-1 F P P-1 C-1 G Jlc Klv E F-1 A M-31A L-181 Jlc Campo D Campo Forastero C-1 L-71 Lampazos Jlc BS-2A L-1 BS-124 BS-52 H O O Campo Buena M-19 G Suerte-Monclova Klv M-5 N Klv A-1 Jlc N L E-1 Jlc J Estilos estructurales A.D. Pliegues anticlinales alargados, tipo caja y dómicos Pliegues de despegue: N, D Pliegues de despegue fallados: A, J N Pliegues por movimiento lateral de fallas H Klv de basamento: E, P C-1 B. Anticlinales de alto relieve con Jlc Klv Jlg I núcleos erosionados Jlc V-1 Pliegues de despegue fallados: B, K, I R-1 K C. Estructuras de relieve suave Pliegues por propagación de fallas de M basamento: C, F, G, H, L, M, O M L K J I Klv Klv Klv Jlc Klv Klv Jlc Jlc Jlc Jlc 2. 109 WEC México 2009 // Capítulo 2 Estratigrafía y sedimentación Play y tipo de hidrocarburo La estratigrafía de la Cuenca de Sabi- y tectono secuencias Eventos tectónicos nas (Fig. 5) ha sido establecida y des- Roca generadora Tipo de trampa crita en diversos trabajos publicados e Edad Unidades estratigráficas y litología internos de Petróleos Mexicanos. 4,6,11,15, Era/Periodo Época Edad Sabinas Burgos 16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26 .La columna sedimen- Cuat. Pleistoceno Plioceno Piacenziano taria descansa sobre bloques de basa- Zancleano Goliad Orogenia Chiapaneca Messiniano Lagarto mento cristalino (ígneo-metamórfico) Neógeno Tortoniano Serravalliano Margen pasiva de edad permo-triásica sobre los que se Mioceno Oakville Langhiano depositaron capas rojas derivados de la Burdigaliano Catahoula Aquitaniano Anahuac erosión de los paleo-elementos positivos Cenozoico Chattiano Norma-Frío así como rocas volcánicas producidas Oligoceno Vicksburg Rupeliano Jackson durante el proceso de rift. La sedimen- Priaboniano Yegua Bartoniano Cook Mountain tación marina en las partes más pro- Paleógeno Eoceno Weches Lutetiano Queen City fundas de la cuenca inicia en el Orogenia Laramide Ypresiano Reklaw Calloviano-Oxfordiano con el depósito Antefosa Thanetiano Wilcox Paleoceno Selandiano de evaporitas, calizas y algunos terríge- Daniano Midway nos de la Formación Minas Viejas, tam- Maastrichtiano Olmos-Escondido bién con influencia volcánica. Al Campaniano San Miguel-Parras-Upson continuar la transgresión durante el Superior Santoniano Austin-San Felipe Kimmeridgiano temprano, se estable- Coniaciano Turoniano cieron sobre las evaporitas rampas car- Eagle Ford-Agua Nueva Cenomaniano bonatadas en las que se depositaron Cretácico Medio Acatita-Aurora-Tamaulipas Albiano calizas de agua somera de la Formación Monclova superior Margen pasiva La Peña Zuloaga. Las calizas, evaporitas y capas Aptiano Barremiano La Virgen-Cupidito-Tamaulipas rojas de la Formación Olvido retrocedie- La Mula-Cupido inferior Inferior Hauteriviano Padilla-Taraises ron hacia los altos, mientras que hacia Valanginiano Barril Viejo-Taraises los bordes de la cuenca continuó la sedi- San Marcos-Menchaca Berriasiano Taraises mentación de areniscas y conglomera- Tithoniano La Casita , dos rojizos de la Formación La Gloria. Superior Kimmeridgiano Olvido Hacia el final del Jurásico y principios Apertura del Golfo de México Oxfordiano del Cretácico (Kimmeridgiano-Berria- Mesozoico La Gloria-Zuloaga Calloviano La Gloria-Minas Viejas Bathoniano Syn-rift Lechos rojos Medio Litología Bajociano Jurásico Limolita, lutita Carbón Caliza de rampa media-externa Aaleniano Arenisca Sal Brechas de talud carbonatado Conglomerado Anhidrita Margas Toarciano Clásticos continentales Dolomia Calizas palágicas Pliensbachiano Volcánicos Caiza marina somera Calizas y lutitas carbonosas Inferior Igneo intrusivo o metamórfico Caliza oolitica Sinamuriano Trampas Tipo hidrocarburo Hetangiano Acuñamiento Gas Rhaetiano Anticlinal Condensado Superior Noriano Sub-discordancia Aceite Carniano Paleorelieve Triásico Ladiniano Medio Asociada a fallas lístricas Anisiano Cambio de facies Olenekiano Inferior Induano Basamento Paleozoico Figura 5: Tabla estratigráfica de las Cuencas de Sabinas y Burgos. 2. 110 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México siano) la cuenca recibió un gran aporte de sedimentos siliciclásticos prove- Geología petrolera nientes de los elementos positivos, depositándose conglomerados, areniscas y Los principales elementos de los sistemas petroleros de lutitas carbonosas de la Formación La Casita. Estas facies fueron cubiertas del la Cuenca de Sabinas se muestran en la Fig. 6.27 De Berriasiano al Barremiano por secciones conglomeráticas de las formaciones acuerdo a estudios geológicos y geoquímicos realizados San Marcos y Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia la en esta provincia se ha establecido que las rocas gene- parte central se depositó una secuencia de terrígenos finos, carbonatos de radoras principales corresponden a las facies arcillo- cuenca y de borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta ener- carbonosas de los miembros inferior y superior de la gía de las formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen. Formación La Casita, en tanto que las facies arcillo-cal- En el Aptiano temprano se establece una amplia plataforma carbona- cáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las facies tada en la que se depositaron calizas de aguas someras de la Formación calcáreo-carbonosas de la Eagle Ford de edad Turoniano- Cupido, limitada hacia el oriente por crecimientos orgánicos a lo largo del Cenomaniano han contribuido en menor porcentaje a la margen de la plataforma, desarrollándose una zona de aguas profundas generación de hidrocarburos.27,28,29,30,31 El kerógeno de las hacia el sureste en donde se depositaron calizas de mar abierto de la For- formaciones del Jurásico es Tipo III, severamente alte- mación Tamaulipas Inferior. rado, variando de muy maduro a sobremaduro con un En el Aptiano tardío se inició una transgresión que originó nuevamente alto índice de transformación del kerógeno. condiciones de mar abierto y aguas relativamente profundas, depositándose La generación de gas proveniente de las rocas jurási- las lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenas cas dio inicio en la región sureste de la cuenca, durante de la Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila. Durante el Cretácico Medio (~120 millones de años, m.a.) cuando el Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de mar todavía no estaban formadas las trampas laramídicas. abierto de las formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown, Con base en resultados de modelado geológico-geoquí- las que gradúan a calizas de plataforma de las formaciones Aurora, Glen mico se plantean dos procesos de migración ligados a la Rose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos. Durante el Ceno- deformación estructural, uno halocinético prelaramídico maniano una nueva transgresión estableció condiciones de plataforma de 145-83 millones de años y otro compresional laramí- abierta en gran parte de la cuenca, depositándose las formaciones Del Río y dico de 48-34 millones de años, siendo éste último el que Buda. Durante el Cenomaniano tardío-Santoniano se depositaron calizas de propició la remigración de los hidrocarburos entrampa- plataforma media a externa de las formaciones Eagle Ford y Austin. Al final dos en la primera etapa.27 Adicionalmente existen capas del Cretácico comenzaron los levantamientos de las áreas continentales en de carbón depositadas en facies fluvio-deltáicas de las la parte central de México como primeros efectos de la Orogenia Laramide. formaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretá- Esto ocasionó el incremento del material terrígeno y el depósito de facies cico Superior con un importante potencial minero y para deltáicas de las formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondido, como la producción de metano de capas de carbón.6,32,33 parte de un sistema regresivo. Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora * * * = principales Roca almacenadora Roca sello E E Comp. E = estratigráficas Formación de trampas Aceite Gas 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 Estilo de entrampamiento Tipo de hidrocarburo Campos Formación, edad Formación Edad de roca generadora Representativos La Gloria Areniscas de grano grueso a conglomeráticas Lutitas Estructurales (anticlinales Gas seco en ocasiones Lampazos, Monclova de cuarzo con porosidad primaria intergranular (miembro laramídicos en ocasiones amargo (Tithoniano) y secundaria por fracturas (La Gloria, inferior de afallados) en algunos casos Oxfordiano-Kimmeridgiano) La Casita) con componente estratigráfico La Casita Areniscas calcáreas de grano fino de cuarzo Lutitas Estructurales (anticlinales Gas seco en ocasiones Monclova, Merced, y feldespatos, con porosidad secundaria por (miembro laramídicos) en algunos amargo (Tithoniano) Forastero, Lampazos fracturas (La Casita, Kimmeridgiano -Tithoniano) superior casos estratigráficas por La Casita) acuñamiento Padilla Calizas dolomitizadas, dolomías y calizas Calizas Estructurales (anticlinales Gas seco en ocasiones Monclova-Buena Suerte arrecifales, porosidad primaria intercristalina arcillosas laramídicos) y estratigráficas amargo (Tithoniano) y Florida y secundaria por fracturas (Padilla, Hauteriviano) y lutitas por cambios de facies (La Mula) laterales La Virgen Packstone-grainstone y micro dolomías con Anhidritas Estructurales (anticlinales l Gas seco amargo Monclova-Buena Suerte porosidad primaria intergranular y secundaria (miembros II aramídicos) y estratigráficas (Tithoniano) y Pirineo por fracturas (La Virgen miembros I y IV, y V de por cambios de facies y Barremiano) La Virgen) combinadas Cupido Calizas arrecifales, calizas dolomíticas Lutitas Estructurales (anticlinales Gas seco amargo Cuatro Ciénegas, Totonaca, porosidad primaria intragranular, secundaria (La Peña) laramídicos) y estratigráficas (Tithoniano) Casa Roja móldica y por fracturas (Cupido, Aptiano) por cambios de facies laterales Tabla 1: Principales plays productores de la Provincia de Sabinas. Uno de los factores principales en estos plays es la deformación laramídica que creó las condi- ciones de entrampamiento para los hidrocarburos. Los principales plays de la Cuenca de Sabinas, de las formaciones Olvido y Minas Viejas del Jurásico y de la Formación La desde el punto de vista de su productividad, son (Tabla Virgen del Cretácico puede ser la causa del contenido de H2S en algunos 1): La Virgen (Cretácico), La Casita (Jurásico), La Glo- yacimientos.31 ria (Jurásico) y Padilla (Cretácico), acumulando hasta la fecha un poco más de 400 mil millones de pies cúbi- Producción y reservas cos producidos de gas en total. Yacimientos de menor La exploración en la Cuenca de Sabinas se inició en la década de 1930 con importancia se encuentran asociados a los plays Cupido la perforación de los pozos San Marcos-1 y San Marcos-2. Durante los 50s y (Cretácico), Taraises (Cretácico), Georgetown y Austin 60s se perforaron varios pozos que mostraron importantes manifestaciones (Cretácico).6,11,26 La porosidad y permeabilidad primaria de gas en formaciones del Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta en sus yacimientos son bajas, obteniéndose alta produc- 1975 con la terminación del pozo Buena Suerte-2A, productor de gas seco tividad inicial pero rápida declinación por su asociación en carbonatos dolomíticos de la Formación Padilla, que se establece pro- predominante con fracturas naturales.6,34 La remigra- ducción en la cuenca. Este descubrimiento fue seguido en 1976 por el pozo ción del gas y agua de formación a través de anhidritas 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 A A Monclova-Buena Suerte de gas en 1979 (Fig. 7). En los años siguientes la producción declinó hasta 160 B Merced menos de 10 millones de pies cúbicos diarios en 1991. De 1992 a 1995, con el 140 C Forastero-Pirineo 120 desarrollo del campo Merced la producción de la cuenca experimentó un 100 repunte para alcanzar los 58 millones de pies cúbicos diarios. Con el desarro- llo de los campos Forastero y Pirineo la producción de esta provincia se ha MMpc/D 80 B C 60 elevado nuevamente hasta alcanzar los 61 millones de pies cúbicos diarios en 40 2008. Esta cuenca ha acumulado más de 441 mil millones de pies cúbicos de 20 gas provenientes de 23 campos. La aplicación de nuevas tecnologías y herra- 0 mientas tales como la adquisición e interpretación de sísmica tridimensional 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 Año y sus atributos, toma de registros de imágenes de la pared del agujero, aplica- ción de la perforación bajo balance, pozos de alto ángulo, geonavegación den- Figura 7: Historia de producción de gas de la Cuenca de Sabinas. tro de un mismo intervalo productor, todo esto en un ambiente de trabajo en Se incluyen los nombres de los campos principales cuyo desarrollo equipo multidisciplinario, han contribuido al descubrimiento de nuevos produjo incrementos significativos en la producción. yacimientos, a incrementar las reservas remanentes y a revitalizar esta pro- 2. 112 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México vincia.35 Los campos más importantes son Monclova-Buena Suerte, Pirineo, N Merced, Forastero, Lampazos y Minero. Las reservas remanentes estimadas 28°N para esta provincia son de más de 280 MMMpc de gas y un recurso prospec- EUA tivo de más de 1.2 billones de pies cúbicos de gas. 27°N Cuenca de Burgos Ubicación Alto de La Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora de Picachos 26°N 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). Cuenca de Burgos 25°N Marco tectónico y geología estructural Alto de En su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa o San Carlos cuenca de antepaís ubicada hacia el frente del cinturón plegado laramídico 24°N 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 Golfo de México del relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte norte Isla de Tamaulipas 23°N Campos de gas 0 100 km de la margen pasiva del Golfo de México. El alto del basamento de El Burro- Picachos y la Península de Tamaulipas constituyen el límite sur y occidental 100°O 99°O 98°O 97°O de la cuenca, la cual se extiende hacia el norte adentrándose en el estado Figura 8: Ubicación y distribución de campos de gas de la Cuenca de Burgos. Plays productores Franjas Paleoceno (Midway-Wilcox) de Texas y hacia el oriente abarca parte del Golfo de Eoceno inferior (Wilcox-Queen City) México considerándose como límite geográfico la isobata A Eoceno superior (Yegua-Jackson) de 200 m (Fig. 8).15,36 Oligoceno inferior (Vicksburg) Oligoceno superior (Frío marino) El estilo estructural predominante corresponde a un sistema de fallas normales lístricas de orientación NW- A Eoceno Wilcox SE con caída hacia el oriente—hacia donde las fallas se B Paleoceno Midway A’ C E.C.M. hacen más jóvenes—y desplazamiento de algunos cien- D Eoceno Queen City tos de metros.36,37,38,39 Se observan estructuras roll-over E Paleoceno Wilcox F Eoceno Jackson con nivel de despegue en sedimentos arcillosos del G Oligoceno Vicksburg Paleoceno en la parte occidental y en niveles más jóve- H Formaciones Mioceno nes hacia el oriente, en donde despegan en el Oligoceno I Oligoceno Frío A Falla expansión Eoceno Wilcox (Fig. 9).40 Se distinguen tres principales estilos de falla- B Falla Iexpansión Yegua miento normal, uno hacia la porción occidental que C Falla expansión Queen City D Falla expansión Vicksburg Paleoceno Eoceno inferior Eoceno superior Oligoceno inferior Oligoceno superior Franjas A Midway Wilcox-Queen City Yegua-Jackson Vicksburg Frío marino productoras A’ O C F E D H A G B B E A G I C 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 y crecimiento de paquetes de arena en los bloques bajos. Estos crecimien- las fallas normales sindepositacionales con zonas de tos alcanzan hasta los 400 m de expansión en la porción centro-occidenal expansión poco desarrolladas, que contribuyen a crear de la cuenca y sobrepasan en algunos casos los 1,000 m en la región suro- el entrampamiento y compartimentos en los yacimien- riental de la misma.39 tos. Un segundo estilo se presenta hacia las denomina- Los sedimentos del Eoceno temprano de la parte superior de la Forma- das franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales son ción Wilcox fueron cubiertos por la sedimentos arcillo-arenosos de la For- comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo mación Reklaw, siendo ésta sobreyacida a su vez por rocas de la Formación ángulo. La tercera zona se presenta en la parte oriental Queen City de amplia distribución. A su vez, estas rocas son sobreyacidas y se extiende hasta la plataforma continental en donde por una columna predominantemente arcillosa correspondiente a las for- las fallas son también de crecimiento pero con planos maciones Weches y Cook Mountain, a las que sobreyacen Yegua y Jackson que tienden a la verticalidad y que afectan predominan- de carácter más arenoso, las cuales se depositaron progresivamente más temente la columna del Mioceno y Plioceno (Fig. 9).40 hacia el oriente durante el Eoceno tardío (Fig. 9).40 Estas dos últimas uni- Algunas fallas antitéticas con caída hacia el occidente dades reflejan un mayor aporte de sedimentos tanto a la Cuenca de Burgos se han desarrollado asociadas a las fallas principales. 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 Estratigrafía y sedimentación efecto de la orogenia Laramide.37 En estas unidades se presentan varias La columna sedimentaria de la Cuenca de Burgos abarca superficies de erosión y áreas con bloques rotados desprendidos de la plata- todo el Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (Fig. 5). forma a manera de plataformas derrumbadas.38,39 El espesor máximo de sedimentos calculado en el depo- En el Oligoceno se infiere un levantamiento y rejuvenecimiento de las centro de esta cuenca es de aproximadamente 10,000 áreas positivas localizadas al oeste y suroeste, ocasionando una gran metros y está compuesto litológicamente por una alter- afluencia de clásticos y terrígenos finos hacia la Cuenca de Burgos y aguas nancia de lutitas y areniscas, depositadas siguiendo un profundas del Golfo de México y la progradación de sistemas de plataforma, patrón general progradante o regresivo (Fig. 9).40 deltáicos y fluviales de la secuencias Vicksburg y Frío.43 Las facies con la La historia sedimentaria temprana de la Cuenca de mayor producción registrada hasta ahora corresponden a sistemas de barras Burgos estuvo influenciada por la deformación laramí- costeras, bermas o strandplains, deltas dominados o modificados por oleaje y dica. Las zonas levantadas al occidente de la cuenca facies fluviales.39.48,49,50 Los sedimentos del Oligoceno también fueron afectados fueron la fuente de aporte de las areniscas y lutitas de por fallas de crecimiento sinsedimentarias. Hacia fines del Oligoceno se pro- las formaciones Midway del Paleoceno inferior y Wilcox duce una transgresión y en el Mioceno temprano progradan nuevamente los del Paleoceno superior-Eoceno inferior. Los paquetes ambientes fluviales, deltáicos y costeros y sobre sedimentos de plataforma de arenisca que forman los yacimientos de estas unida- dando lugar al depósito de areniscas y algunos conglomerados de la Forma- des se depositaron en ambientes deltáicos, estuarinos y ción Anáhuac y varias unidades más del Mioceno medio-tardío y Plioceno. costeros como barras costeras (strandplains) e islas de Estas secuencias más jóvenes tienen su mayor desarrollo en la parte oriental barrera que varían a ambientes turbidíticos de base de de la cuenca y hacia la plataforma continental, en donde las mejores facies talud y cuenca hacia la parte oriental extendiéndose los almacenadoras continúan siendo de deltas dominados por oleaje, sistemas de más jóvenes hacia el Golfo de México. 36,39,40,41,42,43,44,45,47 barras costeras e islas de barrera y se infiere la presencia de turbiditas en El fallamiento sinsedimentario provocó la acumulación abanicos submarinos en las partes más profundas.36,37 Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Comp. Distención Formación de trampas Aceite Gas Generación-Migración Figura 10: Tabla de eventos para los sistemas petroleros de la Cuenca de Burgos. 2. 114 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México Nombre Litología roca almacén Sello Trampas Tipo de hidrocarburo Campos Formación, edad Formación Edad de roca generadora Representativos Midway Areniscas líticas de grano grueso a fino Lutitas Estratigráficas (acuñamientos Gas seco (Tithoniano, Alondra, Emú, de ambientes deltaicos y abanicos de (Midway) y cambios de facies) Daniano) Oasis-Pandura- talud (Midway, Daniano) Corindón Wilcox Areniscas líticas y sublíticas calcáreas Lutitas y limolitas Estructurales (roll-over Gas seco y húmedo Arcabuz-Culebra, de grano fino a muy fino de ambientes de plataforma y cierres contra falla) (Tithoniano, Arcos, Enlace costeros (islas de barrera, barras costeras, (Wilcox) Paleoceno-Eoceno) deltas) (Wilcox, Thanetiano-Ypresiano) Queen City Areniscas líticas calcáreas, de grano Limolitas y lutitas Estructurales (asociadas a Gas húmedo (Eoceno) Arcabuz, Culebra, grueso a muy fino, deltaicas y de barras de plataforma fallas normales), combinadas Mojarreñas, Santa costeras (Queen City, Lutetiano) (Queen City) y estratigráficas (cambios de Rosalía facies, acuñamientos) Yegua Areniscas de grano medio a fino de Lutitas y limolitas Estructurales (asociadas a fallas Gas húmedo y Palmito, Cabeza, ambientes lagunares y deltáicos ínterestratificadas de crecimiento), y estratigráficas condensado (Eoceno) Pamorana, (Yegua, Priaboniano) (Yegua) (bloques desprendidos de la Dulce, Caronte plataforma y abanicos submarinos) Jackson Areniscas de grano medio a fino de Lutitas y limolitas Estructurales asociadas a Gas húmedo y Comitas, Torrecillas, ambientes deltáicos, y barras costeras ínterestratificadas fallas de crecimiento, y en condensado (Eoceno) Dragón, Bayo (Jackson, Priaboniano) (Jackson) algunos casos estratigráficas y combinadas Vicksburg Areniscas de grano medio a fino Lutitas y limolitas Estructurales (roll-over y cierres Gas húmedo y Cuitlahuac, Misión, de ambientes deltaicos y costeros (Vicksburg) contra falla) y combinadas condensado (Cenozoico) Pípila, Fundador (Vicksburg, Rupeliano) Frío Areniscas líticas y sublíticas calcáreas Lutitas y Estructurales (roll-over y cierres Gas seco, gas húmedo, Reynosa, Monterrey, de grano medio a muy fino de limolitas (Frío) contra falla) y combinadas condensado (Cenozoico) Brasil, Nejo ambientes deltaico, costero y plataforma somera (Frío, Rupeliano-Chattiano) Anáhuac Areniscas de cuarzo de grano fino a Lutitas y Estructurales asociadas a Gas húmedo 18 de Marzo medio, de ambiente lagunar, barras limolitas bloques con cierre contrafalla (Oligoceno) costeras y deltas dominados por oleaje interestratificadas y estratigráficas asociadas a (Anáhuac, Aquitaniano) (Anáhuac) cambios de facies laterales 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: de las superficies de fallas que conectan las rocas gene- Pimienta-Midway, Midway-Wilcox, Wilcox-Wilcox y Vicksburg-Frío. Las radoras con los paquetes de areniscas. rocas generadoras principales son: 1) calizas arcillo-carbonosas y lutitas La roca almacén consiste de areniscas de las forma- calcáreo-carbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior con ciones Midway, Wilcox, Reklaw, Queen City, Cook Moun- materia orgánica tipo II; 2) lutitas y limolitas arenosas de las formaciones tain, Yegua, Jackson, Vicksburg, Frío Marino, Frío No Midway del Paleoceno con materia orgánica tipo III; 3) lutitas y limolitas Marino y Anáhuac. La calidad de la roca almacén está arenosas de la Formación Wilcox del Eoceno con materia orgánica tipo III, controlada por el ambiente de depósito, la composición y 4) facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materia de las areniscas, el tamaño y distribución de los granos, orgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II.29,51 la distribución y tipo de cemento y el porcentaje y tipo El gas es predominantemente termogénico no asociado y asociado a de matriz.38,39,52,53,54,55 condensado proveniente de rocas maduras. Las rocas del Jurásico Superior El sello lo constituyen los paquetes de facies arcillosas empezaron a generar hidrocarburos a partir de finales del Cretácico (~121 m.a.) que sobreyacen de manera alternante y cíclica a las facies y continúan activas hacia el poniente de la cuenca. Las rocas de la Forma- arenosas y a los que pasan lateralmente. Las trampas son ción Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno tem- principalmente estructurales consistiendo de anticlinales prano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las de tipo roll-over con cierres por cuatro lados y cierres contra Vicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando en falla. Las características principales de los plays produc- ella hasta la actualidad.31,48,51 La migración ocurrió principalmente a lo largo tores en la Cuenca de Burgos se presentan en la Tabla 2. 2. 115 WEC México 2009 // Capitulo 2 Producción y reservas 1a etapa 2a etapa 1,600 La producción comercial en la Cuenca de Burgos inició A Reynosa, Brasil, Monterrey en 1945 con el descubrimiento del campo Misión produc- 1,400 B Culebra, Arcabuz, Arcos, Cuitláhuac tor en el Play Vicksburg. La producción se incrementó a C Enlace, Fundador, Nejo, General C 1,200 partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del 1000 B campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies MMpc/D cúbicos diarios en 1970. Durante los años setenta y 800 ochenta la producción declinó debido a que las inver- 600 A siones y recursos humanos se enfocaron a la explora- 400 ción y explotación de los campos en las Cuencas del Sureste. Sin embargo, a principios de los años noventa 200 se produce un cambio en la política energética y el 0 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 impulso a fuentes limpias de energía. Se inició enton- Año ces una campaña de adquisición sísmica tridimensio- nal, aplicación de nuevos conceptos geológicos, nuevas Figura 11: Historia de producción de la Cuenca de Burgos. Se muestran los nombres de tecnologías de perforación y terminación de pozos, así los campos principales que contribuyeron a los incrementos de producción. La primera como trabajo multidisciplinario. Como resultado, la etapa marca el descubrimiento de la provincia, desarrollo de los grandes campos y la cuenca inicia su revitalización en 1994 revirtiendo la declinación de la producción en los setentas y ochentas cuando las inversiones se enfoca- declinación e incrementando la producción de 200 ron en los campos mesozoicos de las Cuencas del Sureste. La segunda etapa corresponde millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones a la revitalización de la provincia con una agresiva campaña exploratoria y de desarrollo. de pies cúbicos diarios. A partir de 2004 la cuenca pro- duce más de 1,300 MMpc/D (Fig. 11) y ha acumulado más de 10 billones de pies cúbicos de gas. La producción Tardío y hasta inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa de es de gas seco dulce en su parte occidental, haciéndose deriva (drift) con la formación de corteza oceánica en la parte central del más húmedo hacia el oriente. Se tienen un total de 237 Golfo de México. La margen pasiva establecida en la etapa de deriva conti- campos de los cuales los más importantes son Reynosa, nuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo. Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pan- dura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Las Alto de Cuenca 100 km N reservas remanentes y recursos prospectivos de gas de la San Carlos de Burgos 0 cuenca son de 4.5 y 12 billones de pies cúbicos de gas respectivamente. 24°N Cuenca Tampico-Misantla Isla de Golfo de México Tamaulipas Ubicación 23°N 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 Vera- Sierra cruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo, Madre 22°N norte de Puebla y la plataforma continental hasta la iso- Oriental Cuenca Tampico bata de 200 m (Fig. 12). Misantla Marco tectónico y geología estructural 21°N Antefosa de Plataforma de Tuxpan Tectónicamente la provincia geológica de Tampico- Chicontepec Cinturón Volcánico Misantla ha pasado por varias etapas. A fines del Triá- Transmexicano sico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sido relacionadas al inicio del proceso de rift del Golfo de Campos de aceite 20°N Campos de gas México o al tectonismo en la margen occidental con el Macizo de Teziutlan ancestral océano Pacífico.56,57,58 Durante el Jurásico Tem- 99°O 98°O 97°O 96°O 95°O prano y Medio se presentó una etapa de rift que dio lugar a la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico Figura 12: Ubicación de la provincia Tampico-Misantla y principales campos de aceite y gas. 2. 116 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México Sierra Madre Antefosa Plataforma Plataforma Golfo de México Oriental de Chicontepec de Tuxpan continental Profundo O E A B F F G C D E F Jurásico Superior A Chicontepec (areniscas turbidíticas) Jurásico Medio B Tamaulipas Superior-San Felipe (calizas fracturadas) Yeso-anhidrita-Cretácico C Tamaulipas Inferior (calizas fracturadas) Cretácico Inferior-Medio Figura 13: Sección estructural a través de la provincia Tampico- D Tamabra (pie de talud carbonatado) Paleoceno E San Andrés (grainstones oolíticos) Cretácico Superior Misantla y ubicación de los plays establecidos. Tomado de F El Abra (calizas de plataformas) Oligoceno-Plioceno PEMEX-BP.60 G Mioceno-Plioceno (areniscas de barras costeras) Eoceno Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa como 4. la plataforma continental del Terciario, con yacimien- resultado de la aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras lara- tos de gas en areniscas de plataforma, talud y cuenca. mídico que dio lugar a la Sierra Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la Estas subprovincias comparten elementos del sis- parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incor- tema petrolífero, por lo que se describen de manera con- poradas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica provocó la subsi- junta. dencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y la Desde el punto de vista estructural, las rocas ante- formación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicon- riores al Jurásico Medio están afectadas por el falla- tepec durante el Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por la miento normal synrift que produjo una serie de bloques Plataforma de Tuxpan.59 Tras el cese de la deformación laramídica y la col- basculados y que controló la distribución de las facies matación de la antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasiva almacenadoras jurásicas. Algunas de estas fallas fueron en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete terciario deposi- reactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Temprano tado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamiento pero principalmente durante la deformación laramídica de esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 13).60 desde finales del Cretácico hasta el Eoceno, creando El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológica vías de migración para salmueras de cuenca e hidrocar- es lo que se definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por buros (Fig. 13).60 En la parte occidental y norte de la López-Ramos (1956), limitada al norte por el Arco de Tamaulipas, al sur provincia los esfuerzos laramídicos produjeron pliegues por el Macizo de Teziutlán, al oeste por los afloramientos mesozoicos de la y cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurá- Sierra Madre Oriental y al este se consideró como límite geográfico la línea sicas y cretácicas más frágiles y que actualmente están de costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera la sepultadas por rocas del Cretácico Superior y Ceno- isobata de 200 m (Fig. 12). Geológicamente se reconocen cuatro subprovin- zoico. La subsidencia térmica y la acumulación de la cias parcialmente superpuestas:61,62 cuña sedimentaria cenozoica de margen pasiva provo- 1. la subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos en caron el basculamiento regional de esta provincia hacia rocas carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamento el este. Otro patrón estructural relevante son las fallas de la antefosa terciaria, de crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a los 2. el frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues y sedimentos terciarios de la plataforma continental, cre- cabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas, ando anticlinales tipo roll-over.63,64 3. la antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del Paleoceno- Eoceno, y 2. 117 WEC México 2009 // Capitulo 2 Estratigrafía y sedimentación Play y tipo de hidrocarburo El basamento cristalino de la Cuenca y tectono secuencias Eventos tectónico Tampico-Misantla está constituido por Roca generadora Tipo de trampa Unidades estratigráficas y litología rocas ígneas y metamórficas con eda- Edad Altos de basamento Bajos de basamento des que varían desde el Pérmico hasta Era/Periodo Época Edad o topográficos o topográficos el Jurásico Medio. 65 En la columna Cuat. Pleistoceno Plioceno Piacenziano sedimentaria de la Provincia Tampico- Zancleano Messiniano Misantla se reconocen cuatro tecto - Neógeno Tortoniano Serravalliano Margen pasiva no-secuencias (Fig. 14).60 La primera Mioceno Langhiano Tuxpan tectono-secuencia, denominada Synrift, Burdigaliano Aquitaniano inicia en el Triásico con el depósito Cenozoico Chattiano Escolín-Coatzintla Oligoceno sobre el basamento de clásticos conti- Rupeliano Palma Real-Alazán Horcones nentales de ambientes aluviales y flu- Priaboniano Bartoniano viales con algunos flujos de lava de la Paleógeno Tantoyuca-Chapopote Eoceno Lutetiano Formación Huizachal del Triásico Tar- Orogenia Laramide Guayabal Ypresiano dío al Hettangiano, seguidos por una Antefosa Thanetiano Chicontepec , Paleoceno Selandiano secuencia transgresiva marina de are- Daniano Velasco niscas y lutitas de la Formación Huaya- Maastrichtiano cocotla del Jurásico Inferior durante el Méndez Campaniano Hettangiano-Pliensbachiano. 66,67 Los Superior Santoniano San Felipe fósiles contenidos en estas rocas indi- Coniaciano Turoniano can que las aguas marinas que inunda- Agua Nueva Cenomaniano El Abra-Tamabra ron estas cuencas provinieron del Cretácico Medio ancestral Océano Pacífico.57 En el Jurá- Albiano Tamaulipas superior Margen pasiva Otates sico Medio se restablecieron condicio- Aptiano El Abra-Tamabra nes continentales y se depositaron Barremiano Tamaulipas inferior Hauteriviano clásticos de la Formación Cahuasas. Inferior Valanginiano Una nueva transgresión favoreció el Tamaulipas inferior Berriasiano depósito de calizas oolíticas de rampa Tithoniano Pimienta San Pedro-San Andrés Superior Kimmeridgiano Chipoco-Tamán Apertura del Golfo de México Oxfordiano Santiago Trampas Tipo hidrocarburo Mesozoico Calloviano Tepexic Acuñamiento Gas Huehuetepec Bathoniano Cahuasas Anticlinal Condensado Tenexcate-Tajín Sub-discordancia Aceite Medio Bajociano Paleorelieve Jurásico Asociada a fallas lístricas Aaleniano Cambio de facies Litología Syn-rift Toarciano Huayacocotla Limolita, lutita Carbón Caliza de rampa media-externa Pliensbachiano Arenisca Sal Brechas de talud carbonatado Inferior Conglomerado Anhidrita Margas Sinamuriano Clásticos continentales Dolomia Calizas palágicas Hetangiano Volcánicos Caiza marina somera Calizas y lutitas carbonosas Huizachal Igneo intrusivo o metamórfico Caliza oolitica Rhaetiano Superior Noriano Carniano Triásico Ladiniano Medio Anisiano Olenekiano Inferior Induano Paleozoico Basamento Figura 14: Columna estratigráfica de la Provincia de Tampico-Misantla. 2. 118 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México interna de la parte inferior de la Formación Huehuetepec las cuales pasan La tectono-secuencia Antefosa está caracterizada a anhidritas en su parte superior y depósitos locales de halita.68,69 Hacia los por el cambio de sedimentación carbonatada a terrí- altos de basamento estas facies pasan a areniscas y conglomerados. gena y el cambio del patrón de subsidencia termal a fle- Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas, xura por carga tectónica. Sobre la Formación Méndez grainstones oolíticos de rampa interna y wackestones bioclásticos arcillosos se depositaron lutitas calcáreas bentoníticas de la For- de rampa media y externa de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreya- mación Velasco del Paleoceno Inferior. Los sedimentos cidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la Formación derivados de la erosión de las rocas Mesozoicas levanta- Santiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano.70 Alrededor de das y deformadas en el cinturón laramídico así como los altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que se del descapotamiento del Macizo de Teziutlán en el sur depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación San iniciaron el relleno de la antefosa desde la parte occi- Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales de dental con el depósito de una alternancia de lutitas y rampa media y externa de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación areniscas con algunas capas de conglomerado de la For- Tamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmerid- mación Chicontepec.72 Los ambientes de depósito varia- giano progradando hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descenso ron desde fluviales y deltáicos de grano grueso del nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de la adyacentes al cinturón cabalgado pasando rápidamente Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.71 Las calizas arcillosas y carbo- a ambientes de prodelta, plataforma y abanicos turbidí- nosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las facies de las for- ticos. Durante el Eoceno temprano, probablemente maciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. En los altos de debido al descenso del nivel del agua en la Cuenca del basamento más prominentes como el de Tuxpan se mantuvieron condiciones Golfo de México o a la formación del abultamiento peri- de aguas someras y probablemente zonas expuestas durante gran parte del férico (peripheral bulge) de la antefosa, se formaron Tithoniano. Hacia el final de Jurásico se deposita sobre la Formación grandes valles de incisión en la margen del Golfo de Pimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la Formación México, dentro de los que se incluyen los denominados La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento. paleo-cañones Bejuco-La Laja, Chicontepec y Nau- La tectono-secuencia Margen Pasiva I inicia con el depósito de calizas de tla.73,74,75,76,77 En estos valles de incisión los sedimentos rampa interna (packstones y grainstones oolíticos y bioclásticas) del miem- terciarios y mesozoicos preexistentes fueron erosiona- bro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valangi- dos, particularmente en la parte sur donde los sedimen- niano. Estas rocas son sobreyacidas por calizas arcillosas de cuenca y capas tos del Eoceno descansan sobre rocas de Cretácico de bentonita del miembro bentonítico de la misma formación, las cuales se Inferior y Jurásico Superior (Fig. 14). Se infiere que hacen gradualmente más carbonatadas hasta pasar al miembro superior de grandes cantidades de sedimento con potencial almace- calizas color crema constituido por wackestones de microfósiles planctónicos. nador fueron transportadas hacia la parte profunda del Al mismo tiempo hacia el alto de Tuxpan se depositaron calizas de agua Golfo de México desde las desembocaduras de los valles somera de la parte inferior de la Formación El Abra, que correlacionan con la de incisión ubicadas al norte y sur de la Plataforma de Formación Cupido del noreste de México. Cerca del límite Aptiano-Albiano Tuxpan. Este elemento bloqueó la salida directa de los se depositan en toda el área mudstones y wackestones arcillosos y lutitas sedimentos de la antefosa hacia el Golfo de México, for- laminares del Horizonte Otates. Durante el Albiano y Cenomaniano se depo- zándolos a salir por el norte y por el sur, zonas en las que sitaron mudstones y wackestones de foraminíferos planctónicos con capas y la erosión fue más pronunciada y que podrían correspon- lentes de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior en la mayor parte der a las desembocaduras de los paleocañones Bejuco-La de la provincia, a excepción del alto de Tuxpan, sobre el que se desarrolló un Laja y Chicontepec-San Andrés de Carrillo-Bravo.75 Las atolón representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por rocas del Cretácico Superior depositadas sobre la plata- delantales (aprons) de facies de talud de la Formación Tamabra. A finales forma de Tuxpan así como las calizas del Albiano-Ceno- del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particular- maniano de la misma plataforma también fueron mente prolongada, con la transgresión subsiguiente se restablece temporal- parcialmente erosionadas durante este tiempo y sujetas mente la sedimentación carbonatada somera, pero la tasa de sedimentación a karstificación. Al subir nuevamente el nivel base de no alcanza a mantener el paso con el ascenso relativo en el nivel del mar y la erosión, estos valles fueron rellenados por turbiditas plataforma se ahoga depositándose calizas pelágicas carbonosas de la Forma- menos arenosas de la parte superior de la Formación ción Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Chicontepec y lutitas calcáreas de la Formación Guaya- Tamaulipas Superior. Posteriormente se depositan calizas bentoníticas con bal del Eoceno temprano, marcando el final de la defor- intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por mar- mación laramídica. Es importante señalar que durante gas, calizas arcillosas y lutitas calcáreas de la Formación Méndez marcando las diferentes etapas de relleno de la antefosa no se el final de la tectono-secuencia Margen Pasiva I. estableció un perfil batimétrico de plataforma-talud- 2. 119 WEC México 2009 // Capitulo 2 Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Inferior Medio Superior Inferior Superior 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 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 tercia- rios de la plataforma continental en la parte oriental. cuenca del tipo margen pasiva como el del actual Golfo nental. El Oligoceno Superior y parte del Mioceno Inferior está represen- de México. El perfil batimétrico en la antefosa tendía a tado en tierra por una sección granodecreciente en la base (Formación ser homoclinal tipo rampa o con zonas de plataforma Coatzintla) consistente de areniscas, limolitas y lutitas que pasan hacia relativamente estrechas, en las que los deltas y sistemas arriba a una sucesión granocreciente de limolitas, areniscas y conglomera- costeros adyacentes a las fuentes de aporte pasaban una dos (Formación Escolín) depositados en ambientes costeros y de plata- zona de prodelta o talud homoclinal en el que predomi- forma somera, incluyendo sistemas fluvial-estuarino-plataforma y naba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de fluvial-deltaico-plataforma.61 Tras el depósito de la Formación Escolín se escombros y deslizamientos tipo slump. desarrolló en el área una gran discordancia. Se infiere que durante parte La Sierra Madre Oriental continuó siendo la fuente del Aquitaniano y del Burdigaliano grandes cantidades de sedimento atra- principal del sedimento de la tectono-secuencia Mar- vesaron esta zona a través de valles de incisión para ser depositadas en la gen Pasiva II. Durante el Eoceno medio se depositaron parte occidental del Golfo de México. lutitas, areniscas con algunas capas de conglomerado y Con el inicio de la transgresión en el Burdigaliano y hasta el Langhiano los bentonita de las formaciones Tantoyuca y Chapopote. El valles de incisión fueron rellenados por una sucesión granodecreciente (parte alto de la plataforma de Tuxpan fue sepultado y se esta- inferior de la Formación Tuxpan) compuesta de conglomerados y areniscas bleció en el área una amplia plataforma siliciclástica. conglomeráticas de ambientes fluviales que gradúan a areniscas finas, limoli- Lutitas y limolitas de las formaciones Horcones, Palma tas y lutitas de ambientes estuarinos y de plataforma interna a externa como Real Inferior y Alazán fueron depositadas durante el se puede observar en el área entre Poza Rica y Cazones.79 Estas rocas están Oligoceno temprano. Se presentan esporádicos creci- cubiertas por una sucesión granocreciente de areniscas fosilíferas de grano mientos coralinos en la parte superior, mientras que los fino a medio correspondientes a la parte superior de la Formación Tuxpan del conglomerados y areniscas conglomeráticas marcan dis- Mioceno medio, siendo las rocas más jóvenes que afloran en la provincia Tam- cordancias.61 El límite de secuencia principal reportado pico-Misantla. Tras el depósito de las Formación Tuxpan una regresión for- cerca del límite de los pisos Rupeliano y Chattiano, zada provocó el desplazamiento de las facies hacia la Cuenca del Golfo de puede correlacionarse con la discordancia que marca la México durante el Mioceno tardío. Las facies de plataforma progradaron cima de la Formación Palma Real y que dio lugar al hasta abarcar la mayor parte de la actual plataforma continental. En esta depósito del conglomerado Mecatepec.61,78 Durante el zona se depositaron una serie de parasecuencias apiladas constituidas por desarrollo de estas discordancias los sedimentos se limolitas arcillosas y areniscas de grano fino. Sobre la plataforma las areniscas depositan hacia las partes más profundas produciendo porosas se concentran en los sistemas de nivel alto (highstand systems intervalos prospectivos bajo la actual plataforma conti- tracts) y generalmente corresponden a zonas con altas amplitudes sísmicas. 2. 120 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México Geología petrolera En la porción centro occidental de esta provincia se tienen espesores de 50 ción en cantidades menores de rocas de edad Terciaria.81 a 1,150 m de lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materia Las rocas jurásicas entraron en la ventana de generación orgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura. de aceite y se han mantenido en ella desde el Cretácico Estas rocas han generado hidrocarburos que se han entrampado en rocas Medio (Fig. 15). clásticas de la Formación Cahuasas y de las formaciones Huehuetepec y Las características de los plays principales que han Tepexic del Jurásico Medio y contribuyeron a la carga de rocas almacén del establecido producción comercial en esta provincia se Jurásico Superior, Cretácico y Terciario.80 Sin embargo, estudios geoquími- muestran en la Tabla 3. Otros plays que han resultado cos han determinado que las principales rocas generadoras de esta provin- con producciones menores o manifestaciones importan- cia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordiano tes incluyen a los Conglomerados Tajín, grainstones con kerógeno tipo I, II y III, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano con oolíticos de las formaciones Tepexic y Huehuetepec en kerógeno tipo II, y principalmente a las rocas arcillosas de la Formación trampas estratigráficas por acuñamiento o cambio de Pimienta del Tithoniano con kerógeno tipo II, las cuales se encuentran facies, grainstones oolíticos del miembro calcarenítico actualmente en el pico de generación de aceite (Figs. 14 y 15).29,31 En el Cre- de la Formación Tamaulipas Inferior y areniscas deltái- tácico los intervalos con potencial generador corresponden al Horizonte Ota- cas de la Formación Tantoyuca.60 En el Mioceno-Plio- tes y a la Formación Agua Nueva; sin embargo, el poco espesor del Otates y la ceno de la plataforma continental se han identificado inmadurez de la Agua Nueva les restan importancia.29 La roca generadora plays potenciales que varían desde complejos de cana- activa se distribuye regionalmente identificándose varios focos de generación les y abanicos submarinos hasta rellenos de cañones distribuidos en toda la cuenca.31 Adicionalmente, hay evidencias de genera- submarinos.82,83 Nombre Litología Sello Trampas Tipo de hidrocarburo Campos Formación, edad Formación Edad de roca generadora Representativos San Andrés Grainstones oolíticos Calizas arcillos Estratigráficas (acuñamientos Aceite ligero (Tithoniano- Arenque, dolomíticos, porosidad (Pimienta) contra altos de basamento, Oxfordiano-Kimmeridgiano) San Andrés primaria y secundaria cambio de facies) (San Andrés, Kimmeridgiano) Tamaulipas Calizas pelágicas fracturadas Calizas arcillosas Estructurales, combinadas Aceite pesado a ligero Tamaulipas- Inferior (Tamaulipas Inferior, (Tamaulipas (anticlinales, bajo Constituciones Berriasiano-Aptiano) Inferior, Otates) discordancia) San Felipe-Agua Calizas fracturadas de Margas (Méndez) Estructurales (pliegues y Aceite pesado a ligero Ébano, Pánuco Nueva cuenca fracturadas zonas de fractura asociadas (Tithoniano) (San Felipe-Agua Nueva, a fallas) Turoniano-Campaniano) Tamabra Brechas y turbiditas de talud Calizas arcillosas Combinadas (por cambio lateral Aceite ligero (Tithoniano) Poza Rica, carbonatado, porosidad compactas de facies y basculamiento) Tres Hermanos primaria y secundaria (Tamabra, (Tamaulipas Superior, Albiano-Cenomaniano) Agua Nueva) El Abra Arenas carbonatadas Calizas arcillosas Estratigráficas (paleorelieve Aceite pesado, en tierra, Cerro Azul, karstificadas de margen y lutitas (Agua depositacional) a ligero, condensado y gas Santa Águeda, plataforma, porosidad primaria Nueva, San Felipe, asociado en la parte Atún, Bagre y secundaria (El Abra, Méndez, Terciario) marina (Tithoniano) Albiano-Cenomaniano) Chicontepec Areniscas turbidíticas de Lutitas intercaladas Estratigráficas y combinadas Aceite pesado a ligero Agua Fría, Tajín, complejos de canal y abanicos (Chicontepec) (cambio lateral de facies, bajo (Tithoniano-Terciario) Coapechaca, submarinos (Chicontepec, discordancia, asociadas a Soledad Paleoceno-Eoceno) pliegues) Mioceno-Plioceno Areniscas de barras costeras Limolitas arcillosas Estructurales (anticlinal de Gas seco y húmedo Lankahuasa, Sihini (Mioceno-Plioceno) intercaladas roll-over, cierre contra falla) (Mioceno-Plioceno) Tabla 3: Principales plays productores de la Provincia de Tampico-Misantla. 2. 121 WEC México 2009 // Capitulo 2 A Ébano-Pánuco y Faja de Oro Producción y reservas B Poza Rica y San Andrés La exploración por hidrocarburos en la Provincia Tampico-Misantla se C Tamaulipas-Constituciones, Arenque, remonta a la segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los pri- Faja de Oro Marina, Tres Hermanos D Chicontepec, Faja de Oro meros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz. Perforados con 600 técnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse comercialmente. A B C D No fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte 500 norte de la provincia, que se inicia en México la producción comercial de 400 hidrocarburos de calizas fracturadas del Cretácico. Posteriormente siguie- 300 ron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que die- Mbd ron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920 esta provincia 200 llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. 16), habiendo acumu- 100 lado a la fecha más de 5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones de 0 pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 Año esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente (Fig. 2).2 Las reservas remanentes se Figura 16: Historia de producción de aceite de la Cuenca Tampico- localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec. Misantla. Cuenca de Veracruz Ubicación La cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando com- 0 100 km N prendida principalmente en el estado de Veracruz y extendiéndose hacia la actual plataforma continental del Golfo de México (Fig. 17). 20°N Macizo Marco tectónico y geología estructural de Teziutlan Golfo de México Geológicamente la cuenca de Veracruz está limitada al norte por el Macizo Provincia de Teziutlán, Alto de Chiconquiaco o Alto de Santa Ana que la separa de la de Veracruz provincia Tampico-Misantla, al sur limita con la Cuenca Salina del Istmo, al Alto de Fre 19°N Anegada oriente se extiende hacia aguas profundas del Golfo de México y está par- nte tec cialmente limitada por el Alto de Anegada y el Alto de Los Tuxtlas, mientras tón Cuenca que hacia el occidente está limitada por los afloramientos de rocas meso- ico Terciaria Centro sep Volcánico zoicas deformadas de la Sierra Madre Oriental (Fig. 17). ulta Los Tuxtlas Sierra do de Zongolica Desde el punto de vista tectónico, de manera similar a otras cuencas 18°N sedimentarias asociadas a la evolución del Golfo de México, esta provincia Cuenca Salina pasó por una etapa de rift del Triásico al Jurásico Medio y de deriva (drift) del Istmo 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 laramí- 17°N Campos de aceite dica creó el cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre oriental Campos de gas y esta carga tectónica originó una antefosa o cuenca de antepaís, cuyo 96°O 95°O 94°O relleno representa en sentido estricto la Cuenca Terciaria de Veracruz. La subsidencia de esta antefosa continuó hasta el Mioceno probablemente Figura 17: Ubicación y principales campos de la Cuenca de Veracruz. como un efecto conjunto de subsidencia por flexura así como por trasten- 2. 122 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México sión lateral izquierda. Con el desplazamiento del bloque Chortis hacia el que produjo una reorientación del arco volcánico y la sureste y el establecimiento del centro de expansión Cocos-Nazca en el formación de la Faja Volcánica Trans-Mexicana.84,85 Con Pacífico, se produjo durante el Mioceno una reorganización del sistema de esta reconfiguración, la Provincia de Veracruz pasó en el subducción en el sur de México, dando inicio una subducción subhorizontal 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 Frente Tectónico Sepultado (Mesozoico) trinchera al suroeste y el arco volcánico al norte, éste Homoclinal oeste (Cenozoico) Anticlinal Loma Bonita último representado por la Faja Volcánica Trans-Mexi- Sinclinal Tlacotalpan cana. La cuenca quedó sujeta a esfuerzos compresivos y Jalapa A’ Trend Antón Lizardo Alto de Anegada transpresivos, principalmente en el Mioceno medio y Veracruz Reentrada de Coatzacolacos temprano.186 La deformación compresiva provocó un A levantamiento y erosión de las rocas del Paleoceno al Mioceno medio. Córdoba C Golfo de México De acuerdo a las características actuales, la provin- C’ B’ N cia de Veracruz se puede subdividir en dos subprovin- cias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente, caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargo Coatzacoalcos en calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) la B Cuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor parte de esta provincia y caracterizada por yacimientos prin- cipalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mio- ceno-Plioceno. Se han reconocido siete dominios 0 35 km estructurales en esta provincia, uno en la subprovincia del Frente Tectónico Sepultado y el resto en la Cuenca A A’ 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 plie- gues 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 FTS Homoclinal TLB Sinclinal Trend echado al oriente. El segundo dominio corresponde al occ. Tlacotalpan Antón Lizardo Anticlinal Loma Bonita de orientación nor-noroeste y afectado por fallamiento inverso que, al igual que el B B’ plegamiento, tiene vergencia al suroeste conformando algunos cierres en cuatro direcciones. El tercer dominio 1,000 m corresponde al Sinclinal Tlacotalpan, en la parte más profunda de la cuenca, localmente afectado por plega- 0 10 km miento y fallamiento inverso con vergencia al oriente. El FTS Homoclinal TLB Sinclinal Reentrada cuarto dominio corresponde al Alto de Anegada, en la occ. Tlacotalpan Coatzacoalcos parte marina de la provincia, con una orientación nor- C C’ noroeste conformando el limbo oriental del Sinclinal de Matapionche Cocuite Tlacotalpan. El quinto dominio es el Tren de Antón 0 O E Lizardo, consistente de una serie de fallas inversas y nor- Km 5 Mioceno-Plioceno males con componente lateral de alta inclinación tanto 10 Mioceno inferior al oriente como al occidente que se extienden hacia el Paleoceno-Eoceno-Oligoceno 0 10 km norte y sur del Alto de Anegada. El sexto dominio corres- Figura 18: Dominios estructurales de la Provincia de Veracruz. 2. 123 WEC México 2009 // Capitulo 2 ponde a fallas de crecimiento del Mio- Play y tipo de hidrocarburo ceno tardío y Plioceno que afectan a los y tectono secuencias Eventos tectónico sedimentos terciarios en el extremo Roca generadora Tipo de trampa norte de la provincia. El séptimo domi- Unidades estratigráficas y litología Edad Plataforma Cuenca terciaria nio, denominado Reentrada de Coatza- Era/Periodo Época Edad de Córdoba de Veracruz coalcos, se localiza en la parte sur de la Cuat. Pleistoceno Concepción Formación de la FVTM. Deformación compresiva Plioceno Piacenziano Encanto cuenca y corresponde a un cinturón de Zancleano Prearco Messiniano Incrementa pliegues y cabalgaduras con vergencia Neógeno Tortoniano aporte de Depósito Serravalliano material al oriente y norte cuya formación ocu- Mioceno Langhiano volcánico rrió del final del Mioceno medio al Plio- Burdigaliano Aquitaniano La Laja ceno temprano.186 Cenozoico Chattiano Oligoceno Rupeliano Horcones Estratigrafía y sedimentación Priaboniano Antefosa Bartoniano Tantocuya/Chapopote La estratigrafía mesozoica de esta pro- Paleógeno Eoceno Lutetiano vincia se ha establecido con base en Ypresiano Aragón/Guayabal observaciones realizadas en la parte Thanetiano Chicontepec Orogenia Laramide Paleoceno Selandiano , correspondiente a la Plataforma de Cór- Daniano doba en el occidente y áreas vecinas, en Atoyac Velasco Maastrichtiano Méndez donde rocas de esta edad afloran o han Campaniano San Felipe sido penetradas por pozos exploratorios. Superior Santoniano Guzmantla de Sin embargo, se infiere que una co - Coniaciano plataforma y pelágica Turoniano , lumna similar se encuentra por debajo Maltrata Cenomaniano del gran paquete terciario de la Cuenca Cretácico Medio Orizaba Albiano de Veracruz. La columna sedimentaria Margen pasiva Otates descansa sobre un basamento metamór- Aptiano ? Barremiano fico granítico del Paleozoico-Triásico Hauteriviano Cretácico Inferior (Fig. 19).86,89 Se reconocen cuatro tec- Inferior Valanginiano Xonamanca tono-secuencias principales: Berriasiano Cretácico Inferior 1. Synrift que incluye las rocas que Tithoniano Tepexilotla registran la aperturas del Golfo de Superior Kimmeridgiano San Pedro-San Andrés México hasta el establecimiento de Apertura del Golfo de México Oxfordiano una Margen pasiva en el Oxfodiano Mesozoico Calloviano Sal durante la etapa de deriva (drift), Bathoniano ? Syn-rift Medio Todos Santos Bajociano Jurásico ? Litología Aaleniano Limolita, lutita Carbón Caliza de rampa media-externa Toarciano Arenisca Sal Brechas de talud carbonatado Conglomerado Anhidrita Margas Pliensbachiano Clásticos continentales Dolomia Calizas palágicas Inferior Volcánicos Caiza marina somera Calizas y lutitas carbonosas Sinamuriano Igneo intrusivo o metamórfico Caliza oolitica Hetangiano Trampas Tipo hidrocarburo Rhaetiano Acuñamiento Gas Superior Noriano Carniano Anticlinal Condensado Triásico Ladiniano Sub-discordancia Aceite Medio Paleorelieve Anisiano Olenekiano Asociada a fallas lístricas Inferior Induano Basamento Cambio de facies Paleozoico Figura 19: Estratigrafía de la Provincia de Veracruz. 2. 124 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México 2. Margen Pasiva que comprende las rocas principalmente carbonatadas El cambio de sedimentación predominantemente del Jurásico Tardío y Cretácico, carbonatada a siliciclástica marca el inicio de la tec- 3. Antefosa que comprende las rocas terrígenas del Paleoceno al Mioceno tono-secuencia de antefosa a principios del Terciario. temprano derivadas de la erosión de rocas carbonatadas mesozoicas e El inicio de la deformación laramídica dio lugar al ígneas-metamórficas del sureste, y levantamiento y erosión de las formaciones cretácicas y 4. Prearco correspondiente a los sedimentos de Mioceno medio al Reciente jurásicas. Sobre las calizas arcillosas de la Formación caracterizados por una contribución importante de sedimentos derivados Méndez se depositaron areniscas de grano fino y arcilli- de la erosión de rocas volcánicas del noroeste. tas calcáreas de las formaciones Velasco y Chicontepec La tectono-secuencia Synrift está representada por lechos rojos conti- del Paleoceno, las cuales se presentan principalmente nentales del Jurásico Medio correspondientes a la Formación Todos Santos en el occidente de la Cuenca Terciaria.94 Al oriente del depositados sobre el basamento mientras que en algunas zonas se ha regis- frente tectónico estas rocas fueron seguidas por arenis- trado asimismo la presencia de sal de probable edad jurásica.58,59,86,90,91,92 La cas de grano fino a medio, lutitas y algunos intervalos tectono-secuencia Margen Pasiva inicia con los primeros sedimentos mari- de conglomerados de la Formación Aragón (Eoceno nos documentados en la provincia y que corresponden a calizas areno-arci- Inferior). Durante el Eoceno medio se tiene un predo- llosas, en partes oolíticas y calizas arcillosas que se han correlacionado con minio de depósitos por flujos de escombros o debritas las formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano. Estas rocas que se intercalan con conglomerados y areniscas turbi- son sobreyacidas por calizas bituminosas y areno-arcillosas con potencial díticas formando abanicos de pie de talud y piso de generador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano.59,86,89,91 El alto de cuenca. Para el Eoceno medio continúa este patrón de basamento sobre el que se desarrolló la plataforma de Córdoba aparente- depósito en el que disminuye gradualmente los depósi- mente permaneció expuesto durante el Jurásico ya que las calizas cretáci- tos de grano grueso y se depositan sedimentos arcillo- cas se depositaron directamente sobre el basamento. sos de la Formación Guayabal. Para el Eoceno tardío se En el Cretácico Temprano se depositaron areniscas y calizas de plata- depositan conglomerados de la Formación Tantoyuca y forma dolomíticas y con intercalaciones de evaporitas en el área de la Pla- limolitas y lutitas de la Formación Chapopote. Los sedi- taforma de Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste mentos del Paleoceno-Eoceno medio depositados en la se depositaron calizas de mar abierto (Formación Tamaulipas Inferior) en parte occidental de la cuenca fueron afectados por el partes con influencia volcánica (Formación Xonamanca). Hacia finales del plegamiento y fallamiento laramídicos. Los sedimentos Aptiano se depositaron en toda el área calizas arcillosas del Horizonte Ota- del Eoceno Superior y Oligoceno cubren en sobrelape tes. El Cretácico Medio está representado por calizas de plataforma de la (onlap) la discordancia desarrollada sobre estos sedi- Formación Orizaba que se correlacionan con calizas pelágicas con interca- mentos deformados tanto en la parte oriental de la laciones de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior al occidente del cuenca como en la occidental.95,96,97 área en la depresión de Chicahuaxtla. La parte inferior de la Formación Algunas discordancias o límites de secuencia están Orizaba muestra dolomitización en grados variables, mientras que en la marcados por conglomerados de amplia distribución parte superior la dolomitización desaparece.59,93 Para el Turoniano se regis- depositados en la cuenca como parte de abanicos sub- tra un ahogamiento parcial de la Plataforma de Córdoba. Las rocas de la marinos.98 Los intervalos de conglomerado que destacan Formación Orizaba fueron cubiertas por calizas con foraminíferos planctó- son los ubicados en la base del Eoceno superior, en el nicos, arcillo-carbonosas y laminadas de la Formación Maltrata depositadas Oligoceno superior (Chattiano) y Mioceno inferior y en condiciones anóxicas y calizas de mar abierto de la parte inferior de la pueden correlacionarse con conglomerados asociados a Formación Guzmantla (Guzmantla Pelágica). La sedimentación carbonatada límites de secuencias observados en el Terciario de la somera se reestablece en el Coniaciano-Santoniano en el área de la Plata- Provincia de Tampico-Misantla. Además de estos conglo- forma de Córdoba, depositándose calizas bioclásticas de la parte superior de merados, se han reconocido otros intervalos dominados la Formación Guzmantla y calizas de mar abierto en las partes más profun- por arenas depositados durante eventos de suministro das. Para el Campaniano la Plataforma de Córdoba sufrió un levantamiento masivo de sedimento a la parte profunda de la cuenca, provocando la exposición subaérea y erosión de las calizas. En las partes con excelentes propiedades petrofísicas y que albergan sumergidas se depositaron calizas arcillosas, margas y brechas carbonatadas importantes yacimientos de gas.99 Durante el Oligoceno de la Formación San Felipe. Durante el Maastrichtiano se desarrolló una pla- tardío la sedimentación ocurrió principalmente hacia el taforma aislada representada por las calizas bioclásticas de la Formación centro y oriente de la cuenca, mientras que en la parte Atoyac, mientras que hacia las partes más profundas se depositaron calizas occidental los sedimentos de esta edad están ausentes. arcillosas, brechas calcáreas y lutitas de la Formación Méndez (Fig. 19).56 2. 125 WEC México 2009 // Capitulo 2 La columna del Mioceno-Plioceno de la Cuenca de Provincia de Veracruz. Esto provoca el emplazamiento de intrusivos y vul- Veracruz ha sido subdividida en varias secuencias sedi- canismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimento de origen volcánico mentarias con base en la información sísmica tridimen- desde el norte y noroeste, reflejándose en progradaciones desde el norte de sional y de pozos.88,97,98,100,101 la cuenca hacia el sur, particularmente en el Mioceno tardío y Plioceno, La tectono-secuencia de Prearco inicia en el Mio- con cantidades menores de sedimento proveniente desde el oeste.99,98,101 Por ceno medio con el establecimiento de la Faja Volcánica otro lado, algunos resultados recientes sugieren que la actividad volcánica Trans-Mexicana en su orientación actual al norte de la en los Tuxtlas probablemente inició en el Mioceno temprano-medio apor- tando sedimentos volcaniclásticos desde el sureste aunque en una propor- ción mucho menos importante que la del norte. Al mismo tiempo se inicia Plataforma Cuenca Golfo de México N una deformación compresiva que crea pliegues y cabalgaduras en sedimen- de Córdoba de Veracruz Re tos pre-Mioceno tardío modificando el patrón de dispersión de sedimentos, Vc-153 f focalizando la sedimentación turbidítica a los sinclinales y favoreciendo la Na Mi Te erosión en los anticlinales. El levantamiento de Anegada y Los Tuxtlas T.H. Ca durante el Mioceno tardío y Plioceno limita la salida de sedimento hacia el Có Vi L.M. Ma Golfo de México a una estrecha zona entre estos dos elementos, tal como se M.P. Me Ll ha preservado hasta la actualidad y que corresponde a la vecindad de la Ap Co desembocadura del Río Papaloapan. An Pa Gui Los nombres litoestratigráficos utilizados para rocas del Oligoceno-Plio- Li Tierra Pe ceno incluyen las formaciones La Laja, Depósito, Encanto, Concepción, Fili- Blanca S.P. Es Mi Ar sola y Paraje Solo cuyos alcances se han modificado conforme avanza el R.P. Ve conocimiento del área (Fig. 19).99,100,101,102 Con base en la información sísmica GI No y de pozos se estima que la columna terciaria tiene más de 12,000 metros Tuxtepec en la parte central de la cuenca terciaria.91,106 Geología petrolera Sistema Petrolífero Cretácico Inferior-medio-Orizaba (!) Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Cretácico-Eoceno (!) En la Provincia de Veracruz se tienen tres intervalos generadores probados Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Terciario inferior-Moceno (Jurásico Superior, Cretácico Inferior-Medio y Mioceno) y dos hipotéticos: temprano (!) Cretácico Superior y Paleógeno (Fig. 20).104 El Jurásico Superior se ha estu- Sistema Petrolífero Mioceno-Moceno superior. Plioceno inferior (!). Gas biogénico diado en la parte occidental y sur de la provincia. Contiene predominante- Hidrocarburos del Cretácico mente kerógeno tipo II, actualmente sobremaduro, que entró a la ventana de Hidrocarburos del Jurásico Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Cretácico generación en el Cretácico Tardío-Paleoceno con generación principal de gas Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Terciario en el Eoceno-Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico Inferior- Sentido de migración Medio contiene kerógeno tipo II, se encuentra dentro de la ventana de gene- Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Orogenia Laramide Orogenia Chiapaneca Formación de trampas Aceite Gas Remigración Jurásico Crackeo secundario Generación Aceite Gas Cretácico Migración Gas Biogénico Mioceno Figura 20: Sistemas petrolíferos de la Provincia de Veracruz y tabla de eventos. Tomado de Vázquez-Covarrubias.107 2. 126 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México ración de aceite y gas y entró en la ventana de aceite en el Paleoceno-Eoceno Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas alcanzando la zona de gas en el Mioceno-Plioceno. Finalmente las rocas gene- siliciclásticas terciarias como Cocuite. De 1981 a 1995, radoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado el debido al enfoque exploratorio en las Cuencas del gas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno Superior- Sureste, la actividad exploratoria en la Provincia de Plioceno Inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las facies Veracruz decae y no se realiza ningún descubrimiento, si almacenadoras a través de fallas profundas, discordancias y planos de estrati- bien la producción de gas se logró mantener por arriba ficación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más locali- de los 100 millones de pies cúbicos diarios gracias al zada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras.29,31,108,109,110,111,112 aporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico. Las rocas almacenadoras principales en la Provincia de Veracruz corres- A partir de 1997 se reinicia la actividad exploratoria apo- ponden a calizas de las formaciones Orizaba, brechas carbonatadas de las yada con sísmica tridimensional, lo que permite visualizar Formaciones San Felipe y Méndez así como areniscas de sistemas turbidíti- los modelos sedimentarios postulados de abanicos subma- cos del Mioceno-Plioceno.103,113 Las características de los plays principales rinos y mapearlos mediante la utilización de atributos sís- que han establecido producción comercial se muestran en la Tabla 4. Cabe micos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos señalar que en el play de areniscas y conglomerados de canales y abanicos y modelos de yacimiento y la aplicación de nuevas tec- submarinos del Mioceno-Plioceno se han agrupado una serie de tipos de nologías en la perforación y terminación de pozos, de yacimiento que varían desde areniscas canalizadas individuales, canales 1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Pla- conglomeráticos, complejos de canales, arenas de desborde, lóbulos areno- yuela, Lizamba, Vistoso, Apertura, Arquimia y Papán.118,119 sos, hasta sábanas de arena con tipos de entrampamiento estratigráfico, combinado o estructural.88,106,114,115 1,000 Producción y reservas 800 La exploración petrolera en la Provincia de Veracruz inicia en 1921 con la 600 perforación del pozo Cocuite-1 cerca de Tlacotalpan, resultando improduc- tivo. Las compañías extranjeras perforaron varios pozos en esta provincia MMpc/D 400 entre 1921 a 1938 sin éxito. En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividades 200 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 0 1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 de gas de areniscas del Terciario.116,117 De 1955 a 1980 se descubren la mayo- Año ría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas del frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y Figura 21: Historia de producción de gas de la Provincia de Veracruz. Nombre Litología roca almacén Sello Trampas Tipo de hidrocarburo Campos Formación, edad Formación Edad de roca generadora Representativos Orizaba Calizas de plataforma karstificadas Calizas arcillosas Estructurales (anticlinales del Aceite ligero, condensado, Mata Pionche, y fracturadas, porosidad primaria suprayacentes frente laramídico sepultado, gas amargo (Jurásico y Mecayucan y secundaria (Orizaba, (Formación Maltrata) cierre en 4 direcciones, y/o Cretácico) Albiano-Cenomaniano) contra falla) Brechas del Brechas carbonatadas de talud con Calizas arcillosas, Estructurales (anticlinales Aceite pesado, ligero, Angostura, Mata Cretácico porosidad primaria y secundaria por margas y lutitas laramídicos del frente condensado, gas húmedo, Pionche, Cópite, fracturas (San Felipe-Méndez, calcáreas (San tectónico sepultado) gas seco (Cretácico) San Pablo, Rincón Santoniano-Maatrichtiano) Felipe y Méndez) Pacheco Conglomerados Conglomerados con escasa Lutitas calcáreas Combinadas (anticlinal Aceite (Jurásico-Cretácico) Perdiz-Mocarroca, terciarios porosidad primaria y secundaria (Eoceno, Oligoceno, erosionado y afallado, Novillero, Mirador (Eoceno medio - Mioceno Mioceno) truncamiento por erosión) inferior) Arenas Areniscas de canales y abanicos Lutitas intercaladas Estratigráficas y combinadas Gas seco (Jurásico, Lizamba, Vistoso, turbidíticas submarinos (Depósito-Encanto, (Depósito-Encanto) (cambio de facies, anticlinales Cretácico?, Papán, Cocuite, Mioceno-Plioceno) terciarios, y cierre contra Oligoceno-Mioceno) Playuela falla) 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 his- Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Tem- tórico de la provincia de 1010 millones de pies cúbicos prano, esta provincia inicia una etapa de rift que creó una serie de horsts y diarios (Fig. 21). La producción acumulada total de la grabens y que culminó a finales del Jurásico Medio, pasando a una etapa de provincia a 2008 es de 2.4 billones de pies cúbicos de gas deriva (drift) hasta principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapa y 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas rema- el bloque Yucatán incluyendo al área de la Sonda de Campeche, se desplazó nentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 billones de pies rotando en contra de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición cúbicos y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estima actual en el Jurásico Tardío.56,120,121 un recurso prospectivo de 4 billones de pies cúbicos de Al igual que las demás provincias que circundan el Golfo de México, gas (Fig. 2).2 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. Provincia del Sureste Desde finales del Cretácico hasta el Oligoceno, conforme el bloque Chortis Ubicación se desplazó hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polo- Esta provincia se ubica en el sureste de México, que- chic, una deformación compresiva equivalente en parte a la Orogenia Lara- dando comprendida en su parte terrestre, principal- mide afectó el sur de la provincia produciendo plegamientos suaves en las mente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas, rocas jurásicas y cretácicas de la Sierra de Chiapas. La carga tectónica pro- occidente de Campeche y el extremo sureste de Vera- dujo una antefosa hacia el noreste del cinturón de pliegues y transpresión cruz, extendiéndose hacia la actual plataforma conti- en la parte sur de la provincia. Durante el Oligoceno tardío se presenta un nental de esta región del Golfo de México (Fig. 22). período de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las pla- cas Norteamericana y Caribeña. Durante el Mioceno, al continuar el despla- Marco tectónico y geología estructural zamiento del Bloque Chortis hacia el este y establecerse el centro de Desde el punto de vista geológico, la Provincia del expansión de Cocos sobre la Trinchera Mesoamericana al sur de México, se Sureste limita al occidente con la Cuenca de Veracruz, produjo la deformación Chiapaneca. Este evento produjo deformación por al sur con el cinturón plegado y cabalgado de la Sierra desplazamiento lateral izquierdo y reactivó el cinturón de pliegues y fallas de Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán y al de la Sierra de Chiapas. En la Provincia del Sureste este evento se mani- norte se extiende como la porción de aguas profundas fiesta principalmente por una compresión con tendencia hacia el noreste de la Provincia Salina del Istmo (Fig. 22). que creó pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas mesozoicas y del paleógeno del Pilar Reforma-Akal. A principios del Mioceno medio, por efec- tos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma de Campos de aceite Yucatán inició la formación de la Cuenca de Macuspana.121,122 Es probable Campos de gas N que los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella conforma- Cuencas Plataforma de dos por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste-suroeste hayan Yucatán sido producidos en parte para compensar la apertura de la Cuenca de A Comalcalco Provincia 20°N Salina del Istmo B Pilar Reforma-Akal (porción de aguas Macuspana. Posteriormente, en el Plioceno, inicia el colapso gravitacional C Macuspana pforundas) hacia el noroeste y la evacuación de sal, lo que dio lugar a la formación de D Salina del Istmo la Cuenca de Comalcalco y acentuó la Cuenca de Macuspana.121,123,124 Este A régimen distensivo continúa en la actualidad. B Con base en su evolución tectónica y características actuales la Provin- C cia del Sureste se subdivide en 3 subprovincias cada una con estilos estruc- D Los turales propios (Fig. 23):125,126,127,128 Tuxtlas 1. Cuenca Salina del Istmo, que tiene continuación hacia aguas profundas 18°N 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 0 120 km Sierra de Chiapas Provincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la Subcuenca de Comal- 94°O 92°O calco en su parte sureste. Estructuralmente se caracteriza por diapiros, paredes, lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación de Figura 22: Ubicación, Subprovincias y principales campos de la cuencas por evacuación de sal y colapso gravitacional, tales como la Provincia del Sureste. 2. 128 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México Cuenca de Comalcalco, y minicuencas desarrolladas A Cinturón Plegado Catemaco por la evacuación de sal en las que los sedimentos B Cuenca de Veracruz Eje de pliegue Cuenca Salina del Istmo terciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoi- C Falla normal D Cuenca de Comalcalco Falla inversa cas y paleógenas presentan pliegues y cabalgaduras E Pilar Reforma Akal Sal alóctona con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el F Cuenca de Macuspana Límite de la sal G Cuenca de Le-Akach noroeste mientras que en el Terciario se presentan H Cinturón Plegado Chuktah-Tamil fallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lís- N Plataforma de Yucatán tricas contra-regionales con inclinación al sureste.129,130,131,132 B A’ 2. Pilar Reforma-Akal, ubicado entre la Falla de Comal- Provincia Salina del Istmo (porción de H calco al oeste-noroeste y la Falla de Frontera al este- A aguas profundas) G Cantarell sureste, limitando al sur con la Sierra de Chiapas y al m 500 noreste con las cuencas de Comalcalco y Le-Akach, al sureste con la Cuenca de Macuspana y al noreste con B’ C’ A la Plataforma de Yucatán. Se caracteriza por pliegues F Ciudad del Carmen y cabalgaduras de edad mioceno-pliocénica y orienta- B C ción noroeste-sureste que afectan rocas mesozoicas y E Coatzacoalcos D del Paleógeno, generalmente con una ligera curvatura C cóncava hacia el suroeste, con niveles de despegue 0 40 km en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los plie- Pilar Reforma-Akal gues están localmente afectados por almohadillas y A May Yum Chuc Abkatun Cantarell A’ diapiros de sal, fallas normales con caída al este y oeste y lístricas con inclinación al noroeste y orienta- ción norte-sur y noreste-suroeste del Plio- ceno.120,133,134,135,136,137 3. Cuenca de Macuspana, limitada al este-noreste por Salina del Istmo Cuenca de Pilar Cuenca de la Falla de Macuspana que la separa de la Plataforma B (aguas profundas) Comalcalco Reforma-Akal Macuspana B’ 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 noro- Cuenca Salina del Istmo este con anticlinales de roll-over asociados a la eva- C C’ cuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porción marina, fallas lístricas del Plioceno tardío-Pleisto- ceno con orientación noreste-suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales alongados y apretados asociados a la inversión de las fallas lístricas miocé- nicas durante el Mioceno medio-tardío y Plio-Pleisto- Figura 23: Secciones estructurales a través de la Provincia del Sureste mostrando el ceno.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 WEC México 2009 // Capitulo 2 Estratigrafía y sedimentación Play y tipo de hidrocarburo Se infiere que el basamento en esta pro- y tectono secuencias vincia es similar al que se ha detectado Eventos tectónico Roca generadora Tipo de trampa en la Sierra de Chiapas y Plataforma de Unidades estratigráficas y litología Edad Plataforma de Yucatán Yucatán, donde está constituido por Era/Periodo Época Edad Golfo de México Sierras de Chiapas granitoides y esquistos paleozoicos Cuat. Pleistoceno Filisola, Paraje MP Piacenziano Solo, Catedral como parte de una corteza continental Plioceno Concepción Zancleano Orogenia Chiapaneca Encanto adelgazada que conforma horst, grabens Cinturón plegado Messiniano Neógeno Tortoniano Serravalliano Sal alóctona y medios grabens producidos durante la Mioceno Langhiano , apertura del Golfo de México. 143 Los Burdigaliano Depósito Aquitaniano depósitos sedimentarios inician con Cenozoico Chattiano La Laja Oligoceno una secuencia de lechos rojos de la Rupeliano Formación Todos Santos derivados de Priaboniano Sal alóctona Bartoniano la erosión del basamento y rocas volcá- Halocinesis Orogenia Laramide Paleógeno Antefosa Eoceno , Lutetiano nicas depositadas en grabens durante Ypresiano Lutitas Nanchital el Triásico Tardío y Jurásico Temprano Thanetiano Uzpanapa Paleoceno Selandiano (Fig. 24). Sobre estas rocas se acumu- Daniano Abkatun laron gruesos depósitos de sal durante Maastrichtiano Jolpabuchil-Brecha Cantarell-Angostura el Calloviano producto de la evaporación Campaniano de agua de mar, con anhidritas y lechos San Felipe-Chak Superior Santoniano Angostura- rojos hacia las partes expuestas.142,144 Coniaciano Ocozocoautla Turoniano Sobre la sal se establecen en esta Cenomaniano provincia condiciones marinas normales Cretácico Akal Medio Albiano Plataforma Artesa a fines del Calloviano-principios del Margen pasiva Mundo nuevo-Grupo Sierra Madre Oxfordiano y se depositan calizas de Aptiano Barremiano cuenca carbonosas, calizas de rampa Inferior Hauteriviano externa, grainstones oolíticos de rampa Valanginiano Chinameca-Malpaso interna que pasan transicionalmente San Ricardo Berriasiano hacia la Sierra de Chiapas y hacia la Tithoniano Edzna Plataforma de Yucatán a sedimentos Akimpech Superior Kimmeridgiano San Ricardo siliciclásticos costeros evaporíticos y Apertura del Golfo de México Oxfordiano Ek Balam continentales del Grupo Ek-Balam y de Mesozoico San Ricardo Calloviano Sal Bathoniano Syn-rift Medio Trampas Tipo hidrocarburo Bajociano Todos Santos Jurásico Andesita Pueblo Viejo (?) Acuñamiento Gas Aaleniano Anticlinal Condensado Sub-discordancia Aceite Toarciano Paleorelieve Asociada a fallas lístricas Pliensbachiano Cambio de facies Inferior Sinamuriano Litología Hetangiano Limolita, lutita Carbón Caliza de rampa media-externa Rhaetiano Arenisca Sal Brechas de talud carbonatado Superior Noriano Conglomerado Anhidrita Margas Carniano Clásticos continentales Dolomia Calizas palágicas Triásico Ladiniano Volcánicos Caiza marina somera Calizas y lutitas carbonosas Medio Anisiano Igneo intrusivo o metamórfico Caliza oolitica Olenekiano Inferior Induano Paleozoico Basamento Figura 24: Columna estratigráfica de la Provincia del Sureste. 2. 130 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México la Formación San Ricardo.56,120,145,146,147 Los grainstones oolíticos oxfordianos no depósitos fueron originados principalmente por el solo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alre- impacto que creó el Cráter de Chicxulub en el límite dedor de levantamientos diapíricos incipientes de la sal subyacente en la Cretácico-Terciario y que provocó el colapso del margen rampa media y externa. Estas condiciones se mantienen en el Kimmerid- occidental de la Plataforma de Yucatán.155,156 Hacia las giano con el depósito de la Formación Akimpech, pero a finales de este partes internas de plataforma también se depositaron período y a principios del Tithoniano se produce una transgresión que hace sobre las calizas de la Formación Angostura brechas retroceder las facies someras de rampas carbonatadas y los clásticos conti- carbonatadas de la parte inferior de la Formación nentales de la Formación Todos Santos hacia el sur y hacia el este de la Soyaló del Paleoceno.44 Las brechas fueron cubiertas provincia.146,147 Durante el Tithoniano predominó el depósito de mudstones por calizas arcillosas y lutitas de aguas profundas de la arcillo-carbonosos y capas de lutitas calcáreas negras que constituyen la Formación Abkatún en la parte marina así como por principal roca generadora de la provincia. Hacia las partes altas, bordeando limolitas, lutitas y capas de brechas carbonatadas de la las zonas emergidas, se presentan facies de dolomías, grainstones oolíticos, Formación Soyaló del Paleoceno hacia el sur.144,154 evaporitas, areniscas arcillosas en la zona que ahora corresponde a la Sie- Para mediados del Paleoceno la sedimentación en la rra de Chiapas.120,144,146,147,148 provincia pasó a ser predominantemente siliciclástica Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progra- debido a los efectos laramídicos. Para el Eoceno se dante, quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas de depositaron conglomerados aluviales y fluviales en las facies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte. Durante partes proximales de la parte sur que pasaban transi- este tiempo comienza el desarrollo de la plataforma de Artesa-Mundo cionalmente a ambientes deltáicos, costeros y de plata- Nuevo.149,150,151 Desde el Barremiano el comportamiento se vuelve retrogra- forma siliciclástica hacia el norte con el desarrollo de dante, depositándose anhidritas y dolomías de la Formación Cobán sobre algunos crecimientos arrecifales de parche y sedimen- clásticos continentales de Todos Santos en la Sierra de Chiapas y culmi- tación de aguas profundas más al norte.154 Durante el nando con una máxima inundación a finales del Aptiano, cuando se deposi- Eoceno tardío y el Oligoceno disminuye la actividad tec- taron en la provincia calizas arcillosas y lutitas.120 tónica y el aporte siliciclástico y se establecen condicio- En el Albiano se reestablece en la mayor parte de la provincia la sedi- nes carbonatadas en las partes más someras hacia el mentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolo- sur de la provincia.142 La distribución y acumulación de mías con intercalaciones de lutitas y bentonitas de las Formaciones Akal y los sedimentos siliciclásticos derivados del sur empieza Sierra Madre.120,144 Hacia las partes más profundas en el norte se depositan a ser controlada por la deformación salina, sobre todo calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. A fines del Cenoma- en la parte noroeste de la provincia en donde se presen- niano se inicia una transgresión que culmina en el Turoniano con el ahoga- tan ambientes de aguas profundas.120 En la zona corres- miento de grandes áreas de las plataformas preexistentes y el depósito de pondiente a la plataforma de Yucatán predominó la calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas sobre las calizas de sedimentación carbonatada durante todo el Paleógeno. agua somera.120,142,150,152,153 Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provin- Durante el Mioceno el inicio de la deformación cia así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo el depósito de calizas de Chiapaneca provocó levantamiento y erosión con el agua somera continuó hasta el Santoniano y en la parte más austral hasta consecuente incremento del influjo terrígeno y la pro- el Maastrichtiano, depositándose calizas bentoníticas e intercalaciones de gradación de los sistemas de plataforma desde el sur lutitas equivalentes a las formaciones San Felipe y Méndez y de la Forma- dando lugar al depósito de areniscas y lutitas bentoníti- ción Jolpabuchil en las partes profundas al norte, brechas carbonatadas de cas.123 En el Mioceno medio, como resultado de la trans- la Formación Chac a lo largo del talud de la plataforma y calizas de plata- tensión producida por la deformación Chiapaneca, tuvo forma de la Formación Angostura hacia el sur y oriente.120,142,144 lugar la formación de la Cuenca de Macuspana donde En el Cretácico Tardío se depositó un grueso paquete de brechas carbo- se favoreció la acumulación de un gran espesor de are- natadas con clastos de calizas someras como un delantal (apron) a lo largo niscas y limolitas de facies de plataforma y complejos del talud. Estas rocas constituyen los principales yacimientos en el campo deltáicos dominados por oleaje progradantes hacia el Cantarell y han sido denominados como Formación Cantarell por Cantú- noroeste. El depósito de estos sedimentos estuvo Chapa y Landeros-Flores.133,147,154 Una teoría alternativa establece que estos influenciado por el fallamiento lístrico, la evacuación 2. 131 WEC México 2009 // Capitulo 2 de arcillas oligocénicas y por esfuerzos compresivos que cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella y eventos de eva- produjeron la inversión de las fallas lístricas.123,139 El cuación de sal desde el extremo sur hacia el norte.131,132 Durante el Mioceno evento Chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Pro- tardío continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de plataforma vincia Salina del Golfo Sur se manifestó con la forma- con un patrón general progradante hacia el norte y noroeste, sobre el área ción de pliegues de orientación noreste-suroeste de los del Pilar Reforma-Akal y hacia la parte norte de la Cuenca Salina del Istmo, Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Halocinesis, colapso gravitacional Formación de trampas Compresión Chiapaneca Salina del Istmo-Comalcalco Generación-Migración Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Halocinesis Formación de trampas Chiapaneca Pilar Reforma-Akal Generación-Migración Mesozoico Cenozoico Jurásico Cretácico Paleógeno Neógeno Pleistoceno Edad (m. a) / Elementos Paleoceno Oligoceno Holoceno Mioceno Plioceno Eoceno Superior Inferior Superior 160 140 120 100 80 60 40 20 5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Evac. arc. y sal Formación de trampas Chiapaneca Macuspana Generación-Migración Figura 25: Tablas de eventos de las Subprovincias del Sureste. Tomado de Clara, Villanueva y Caballero, 2006.185 2. 132 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México hacia donde se desarrollaron sistemas de talud y cuenca cuya sedimenta- Las facies de rampa externa y cuenca del Oxfor- ción y distribución estuvo influenciada por el relieve submarino producido diano contienen kerógeno tipo I y II, se encuentran en de la tectónica salina.157,158 condiciones de madurez similares a las del Tithoniano y A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que depositó se ha comprobado su contribución a las acumulaciones rocas arcillosas que funcionan como sello. Posteriormente se restableció la de aceite de campos marinos.165,166 Los horizontes del sedimentación de plataforma en la Cuenca de Macuspana pero ahora desde Cretácico depositados en ambientes reductores, con el oeste, siendo afectada por una serie de fallas lístricas con echado al kerógeno tipo II principalmente, también han contri- sureste.159 En periodos de nivel base bajo (lowstands), se formaron algunos buido a la generación sobre todo en aquellas áreas de la valles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partes provincia que han sufrido mayor sepultamiento. Las más profundas hacia el oeste y noreste y depositado como abanicos subma- lutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitas rinos en cuencas productos de la evacuación de sal y arcilla.139,158 La acumu- del Oligoceno Inferior y del Mioceno contienen keró- lación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó la geno tipo II y III y entraron a la ventana de generación evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo de la durante el Plio-Pleistoceno sólo en aquellas zonas con Falla de Comalcalco, dando lugar a la formación de la cuenca del mismo mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento nombre. En esta cuenca se acumuló un grueso paquete del Plioceno a como la Cuenca de Macuspana, en donde también se ha medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estas generado gas biogénico y probablemente por craqueo areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur secundario.29,169,170,171,172,173 La Tabla 5 muestra las caracte- (área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemas rísticas de los principales plays productores de la Pro- turbidíticos de ambientes profundos en la parte norte.131,132,160,161 Durante el vincia del Sureste. Existen estudios en los que se han Plioceno tardío y Pleistoceno se depositaron sedimentos de plataforma en el subdividido y descrito a mayor detalle estos plays, en área correspondiente a la actual plataforma continental y sistemas de talud particular los terciarios de las cuencas Salina del Istmo y cuenca de aguas profundas más hacia el norte, afectados por fallas de cre- y Macuspana, por lo que el lector es remitido a los tra- cimiento y tectónica salina. bajos de Robles-Nolasco et al., Soto-Cuervo et al., Al igual que en la Provincia de Veracruz, en la del Sureste se ha utili- Ambrose et al. y Jones et al., entre otros.131,132,139,174 zado una subdivisión litoestratigráfica para el Eoceno-Plioceno que incluye las formaciones Conglomerado Uzpanapa, Lutitas y Conglomerados Nanchi- Producción y reservas tal, La Laja, Depósito, Encanto, Concepción Inferior y Superior, Filisola, La exploración en esta provincia inicia en 1886 con la Paraje Solo, Agueguexquite y Cedral cuyos rangos de edad se han modifi- perforación del pozo Sarlat en la Cuenca de Macus- cado conforme avanza su conocimiento, como se puede observar en los tra- pana. Sin embargo, fue hasta 1905 y 1906 que se perfo- bajos de Álvarez, Castillo-Tejero y López-Gómez.162,163,164 raron los primeros pozos que resultaron productores comerciales en la Cuenca de Macuspana y la Cuenca Geología petrolera Salina del Istmo, iniciando la explotación en esta En la Provincia del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadores región. Petróleos Mexicanos inicia actividad en la zona principales (Figs. 24 y 25). El de mayor importancia corresponde a las rocas en 1943 realizando descubrimientos de aceite ligero y del Tithoniano (Formaciones Edzna y Chinameca) las cuales contienen gas en los años subsecuentes. La explotación en la kerógeno tipo I y II principalmente con una evolución térmica desde inma- parte terrestre del Pilar Tectónico de Reforma-Akal es dura hasta sobremadura debido a las diferentes profundidades a las que se impulsada con los descubrimientos de aceite y gas en encuentran estas rocas en las diferentes partes de la provincia, observán- calizas cretácicas hechos por los pozos Sitio Grande-1 y dose en general un incremento en la madurez de noreste a suroeste. La gene- Cactus-1 en 1972. La prospección geofísica en la parte ración de estas rocas inicia desde principios del Terciario, y alcanzó su marina de la provincia también inició en 1972. Los estu- máximo del Mioceno al Plio-Pleistoceno.29,165,166,167,168,169 2. 133 WEC México 2009 // Capitulo 2 Nombre Litología Sello Trampas Tipo de hidrocarburo Campos Formación, edad Edad Edad de roca generadora Representativos Cuenca de Macuspana Areniscas en Areniscas deltaicas, de barras Lutitas Estructurales y combinadas Gas y aceite ligero José Colomo, Chunel, pliegues por costeras y turbidíticas de talud intraformacionales (anticlinales por inversión de (Tithoniano, Terciario) Vernet, Cafeto, inversión y piso de cuenca (Mioceno (Mioceno-Plioceno) fallas lístricas y tipo roll-over, Shishito, Fortuna superior - Plioceno) cambio lateral de facies) Nacional Pilar Reforma-Akal Areniscas Areniscas de cuarzo costeras Anhidrita Estratigráficas y combinadas Aceite ligero Ek-Balam Ek-Balam y eólicas, porosidad primaria (Oxfordiano) (acuñamientos, bloques rotados, (Oxfordiano-Tithoniano) (Ek-Balam, Oxfordiano) anticlinales) Oolitas Ek-Balam Grainstones oolíticos de rampa Anhidrita Estratigráficas y combinadas Aceite ligero Ek-Balam interna (Ek-Balam, Oxfordiano) (Oxfordiano) y (acuñamientos, bloques rotados, (Oxfordiano-Tithoniano) lutitas (Terciario) anticlinales) Oolitas del Grainstones oolíticos de rampa Calizas arcillosas Estratigráficas y combinadas Aceite ligero Jujo-Tecominoacan, Kimmeridgiano interna, en partes dolomitizados, (Tithoniano) (acuñamientos, bloques rotados, (Tithoniano) Luna, Zaap, porosidad primaria y secundaria anticlinales) (Akimpech, Kimmeridgiano) Calizas arcillosas Mudstone arcilloso de rampa Calizas arcillosas Estratigráficas y combinadas Aceite ligero Jujo-Tecominoacan dolomitizadas externa ligeramente dolomitizado (Tithoniano y (Tithoniano) del Tithoniano y karstificado (Tithoniano) Cretácico Inferior) Calizas de Packstone-grainstones de Calizas arcillosas Estructurales (anticlinales Gas y condensado Catedral, Muspac, plataforma plataforma, porosidad primaria (Cretácico) y lutitas afallados) (Tithoniano) Giraldas fracturadas y secundaria, disolución y (Terciario) y dolomitizadas fracturas (Cretácico) Brechas Brechas de talud fracturadas Lutitas Estructurales (anticlinales Pesado a ligero Cantarell, Abkatun, Cretácico- (Cretácico Superior-Paleoceno) (Paleoceno-Eoceno) afallados) (Tithoniano) Ku, Zaap, Maloob Paleoceno Calcarenitas Calcarenitas de litoclastos Lutitas y limolitas Estructurales (anticlinales) Aceite pesado Ek-Balam del Eoceno y bioclastos (Eoceno) (Eoceno) (Tithoniano) Cuencas Salina del Istmo y de Comalcalco Areniscas del Areniscas deltaicas, de barras Lutitas Estructurales (anticlinales de Aceite ligero y gas Cuichapa Mioceno en costeras y turbidíticas (Depósito, intraformacionales orientación NE-SW, en algunos (Tithoniano) anticlinales Mioceno inferior y medio) (Mioceno inferior casos subsal, nucleados por y medio) sal y/o afallados) Areniscas en Areniscas de canales y abanicos Lutitas Estratigráficas y combinadas Aceite ligero y gas Cinco Presidentes, acuñamientos submarinos y barras costeras intraformacionales (acuñamientos y sobrelapes (Tithoniano) Ogarrio, Bacal sobre y contra (Encanto y Concepción, Plioceno (Plioceno Inferior sobre cuerpos de sal o estructuras sal inferior y medio) Medio) asociadas a intrusiones salinas) Areniscas en Barras de arenas deltaicas Lutitas Estructural (estructura tipo Gas y aceite ligero La Central estructuras (Plioceno inferior) intraformacionales tortuga creada por evacuación (Tithoniano) tipo tortuga (Plioceno inferior) de sal) Areniscas en Areniscas turbidíticas Lutitas Estructurales y combinadas Aceite ligero y gas El Golpe, Tupilco fallas lístricas (Plioceno medio y tardío) intraformacionales (acuñamientos o crecimientos contra (Tithoniano) y anticlinales (Plioceno medio fallas normales sindepositacionales, rollover y tardío) anticlinales rollover) Tabla 5: Características de los plays establecidos de la Provincia del Sureste. 2. 134 Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México 4,000 dios exploratorios culminan con la perforación del pozo 3,500 Chac-1 entre 1974 y 1976, resultando productor en bre- 3,000 chas de Cretácico y detectando aceite en areniscas del 2,500 Oxfordiano. En los siguientes 5 años se realizaron importantes descubrimiento en esta región, detonando Mbpc/D 2,000 1,500 la explotación de la provincia más importante del 1,000 país.155,166,175,176 La Tabla 5 muestra las características de 500 los plays productores más importantes de la provincia. 0 Con la explotación del Complejo Cantarell, la pro- 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 Año ducción de la Provincia del Sureste llegó a ser la más importante del país alcanzando su máximo histórico de Figura 26: Historia de producción de la Provincia del Sureste. más de 4 millones de barriles de petróleo crudo equiva- lente por día en 2004 (Fig. 26). La producción acumu- lada de la provincia es de 31,229 millones de barriles de aceite y 41.2 billones de pies cúbicos de gas. Las reser- A Provincia Salina del Bravo vas remanentes y recursos prospectivos son de 23,785 y B Cordilleras Mexicanas N C Cinturón Plegado Perdido 18,100 millones de barriles de petróleo crudo equiva- D Planicie Abisal lente, respectivamente (Fig. 2).2 E Cinturón Plegado Catemaco F Provincia Salina del Istmo Reynosa G Escarpe de Campeche Golfo de México profundo A En los últimos años Petróleos Mexicanos ha iniciado la perforación de pozos exploratorios en la parte profunda C A 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 pros- pectividad: Provincia Salina del Bravo, Cinturón Plegado G D Perdido, Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado Cate- B maco y la porción de aguas profundas de la Provincia Salina del Istmo. Las características principales de estas A’ provincias prospectivas han sido publicadas en trabajos F Poza Rica previos y se describen brevemente a continuación.34 Veracruz E Provincia Salina del Bravo 0 300 km La mayor parte de esta provincia se ubica en la parte estadounidense del Golfo de México pero se extiende Provincia Salina Provincia Salina Escarpe de hacia la porción noroccidental de la parte mexicana. La A del Bravo CPP Planicie Abisal del Istmo Campeche A’ parte mexicana de esta provincia está caracterizada por NO SE la presencia de mantos tabulares de sal, toldos A (canopies) y diapiros, evacuados desde el poniente. Estudios de manifestaciones superficiales y muestreo de fondo marino indican que el área es propensa de conte- A Plataforma de Yucatán ner aceite ligero almacenado en areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submari- Figura 27: Provincias prospectivas de la parte mexicana profunda del Golfo de México. nos.34,177 Interpretaciones de métodos geofísicos poten- 2. 135 WEC México 2009 // Capitulo 2 ciales y análisis de velocidades sísmicas de detalle Algunas estructuras que involucran el Mesozoico parecen estar nucleadas sugieren que en la parte occidental se presenta una por sal pero otras se formaron por corrimientos a niveles más someros y la franja caracterizada por la evacuación de la arcilla deformación sólo involucra al terciario. En general las estructuras son alar- paleógena a manera de diapiros y paredes, desarro- gadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. La deformación ocurrió llando entre ellos depresiones o minicuencas en las que principalmente del Oligoceno tardío al Mioceno. La sección mesozoica y del se depositaron los sedimentos del Neógeno.178 Se pre- Paleoceno se encuentra en la ventana de generación. El tipo de hidrocarburo sentan trampas estratigráficas y combinadas: cierres esperado es principalmente aceite ligero y estaría almacenado en areniscas contra falla, crestales, acuñamientos contra diapiro, turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos deposi- estructuras tipo tortuga y pliegues subsalinos asociados tados en esta zona principalmente como sistemas de nivel bajo y, en menor al plegamiento gravitacional terciario. Esta provincia se proporción, en calizas fracturadas mesozoicas de aguas profun- ubica en tirantes de agua de 500 a 2000 metros. En la das.34,177,180,111,182,183 Este cinturón se ubica en tirantes de agua de entre 2,000 y parte estadounidense de esta provincia se ha realizado 3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidense descubrimientos tanto por arriba como por debajo de del Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientos los cuerpos de sal, sobre todo en la parte correspon- importantes en sedimentos terciarios entre los que se encuentran Trident, diente al abanico del río Mississippi. Si bien las condi- Great White, Tobago, Silvertip y Tiger.179 ciones de deformación, entrampamiento, generación y migración pueden ser muy similares hacia el lado mexi- Cordilleras Mexicanas cano, es probable que la calidad y espesores de la roca De manera similar al Cinturón Plegado perdido, echado abajo de la franja almacén sean diferentes al variar la fuente de aporte de distensiva que abarca desde la parte sur de la Cuenca de Burgos y costa los sedimentos. afuera de Tampico-Misantla y Veracruz, se formó un amplio cinturón ple- gado para acomodar la extensión gravitacional de dicha provincia. Este cin- Cinturón Plegado Perdido turón plegado se conoce como Cordilleras Mexicanas y se extiende a lo La acumulación de sedimentos terciarios en la Cuenca largo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km2 en tirantes de agua de entre de Burgos y la actual plataforma continental frente al 500 y 3,500 m. Las superficies de despegue se ubican dentro del Terciario y estado de Tamaulipas ha provocado el deslizamiento gra- dan lugar a anticlinales simétricos, con vergencia hacia el oriente y en algu- vitacional del paquete sedimentario hacia el Golfo de nos casos en sentido opuesto, muy largos (algunos de hasta 120 km) y angos- México. Este colapso gravitacional se manifiesta por el tos. La edad de la deformación es del Mioceno al Reciente y los pliegues desarrollo de sistemas de fallas lístricas en los sedimen- más jóvenes y de mayor amplitud son los que se localizan hacia el centro de tos terciarios de Burgos y la plataforma continental. La la cuenca. En esta provincia se han perforado 2 pozos exploratorios, Lakach- extensión producida en estas zonas es acomodada 1 y Catamat-1, el primero resultó productor en areniscas turbidíticas del Mio- echado abajo con el desarrollo de un cinturón plegado ceno inferior en la parte sur de la provincia y el segundo resultó productor no así como con la evacuación de sal jurásica, que involucra comercial en la parte central, ambos de gas no asociado. El tipo de hidrocar- a la secuencia mesozoica (Fig. 27). El Cinturón Plegado buro esperado en otras partes de la provincia y a otros niveles estratigráficos Perdido corresponde a la zona de pliegues gravitaciona- es gas y posiblemente aceite ligero. Las rocas almacenadoras son areniscas les ubicada al oriente de la zona de influencia de sal turbidíticas depositadas en aguas profundas principalmente como sistemas alóctona correspondiente a la Provincia Salina del Bravo. de nivel bajo.34,177,184 2. 136 Descubra el yacimiento // Evaluación de formaciones laminadas con herramientas inductivas triaxiales—Rt Scanner Cinturón Plegado Catemaco la sal, arenas en minicuencas, arenas en estructuras Al dar inicio en el Mioceno medio la deformación Chiapaneca y el levanta- tipo tortuga y pliegues subsalinos tanto en areniscas miento del macizo de Chiapas, se inicia el colapso gravitacional con despe- turbidíticas cenozoicos como en calizas mesozoicas. La gue en la sal, lo que produce por un lado la apertura de la Cuenca de distribución de las arenas turbidíticas terciarias estuvo Macuspana y por otro lado la formación del Cinturón Plegado Catemaco fuertemente influenciada por la tectónica salina con- como parte del Oroclinal de Campeche.121 Tras el cese de la deformación centrando areniscas en minicuencas. Es posible que Chiapaneca, el peso de la cuña sedimentaria progradante durante el Mio- existan bancos oolíticos o crecimientos orgánicos jurá- ceno tardío y Plioceno contribuye a que continúe la deformación compresiva sicos asociados a las etapas transgresivas tempranas o a en esta provincia debido al deslizamiento gravitacional hacia el norte y altos topográficos controlados por la movilización tem- noroeste de la carpeta sedimentaria con la formación de la Cuenca de prana de la sal. Hasta la fecha se han perforado 6 pozos Comalcalco. Esta provincia está caracterizada por pliegues con orientación en esta provincia, de los cuales sólo el Tamil-1 resultó noreste-suroeste y vergencia al noroeste armados en rocas del Paleoceno al productor de aceite en calizas del Cretácico Inferior y Plioceno, algunos de ellos afectados por fallas inversas y cabalgaduras (Fig. Medio en la parte oriental de la provincia. En general 23).125, 131 Se han perforado tres pozos exploratorios (Noxal-1, Leek-1 y Lalail- se espera que la calidad de hidrocarburos en esta pro- 1) los cuales han comprobado la presencia de yacimientos de gas en arenis- vincia aumente desde aceites extrapesados y pesados cas turbidíticas de canales y abanicos submarinos del Mioceno inferior y en la parte suroriental hasta aceite superligero y gas no Plioceno inferior en trampas estructurales. Se infiere también la presencia asociado en la vecindad con el Cinturón Plegado Cate- de trampas combinadas en los anticlinales y acuñamientos contra estas maco, todo esto en función de la madurez de las rocas estructuras. Los yacimientos de esta provincia en conjunto con el de la generadoras.34,158,177 parte sur de las Cordilleras Mexicanas descubierto por el pozo Lakach-1, demuestran la existencia de una megaprovincia de gas no asociado en la Agradecimientos parte suroccidental del Golfo de México profundo. Nuestro agradecimiento a las siguientes personas, con cuyas contribuciones y observaciones se logró integrar y Provincia Salina del Istmo (porción de aguas profundas) enriquecer este trabajo: José María Rodríguez López, Esta provincia comparte diversas características y es la contraparte en el Rogelio Muñoz Cisneros, Mario Aranda García, Mariano sur de la Provincia Salina del Bravo. Estas dos provincias constituyeron en Téllez Avilés, Francisco González Pineda, Genaro Ziga el Calloviano una sola provincia salina que fue separada durante la aper- Rodríguez, Javier Hernández Mendoza, Juan Rogelio tura del Golfo de México en el Jurásico Tardío. Esta provincia es la exten- Román Ramos, Humberto Salazar Soto, Domingo Saave- sión de la Cuenca Salina del Istmo (Provincia del Sureste) hacia la parte dra Torres, Martín Martínez Medrano, Francisco Gri- profunda del Golfo. Una de las diferencias principales con su contraparte maldo Suárez, Emilio Vázquez Covarrubias, Olfer del norte es que en la Provincia Salina del Istmo también influyó la defor- Baltazar Chongo, Rodolfo Verdugo Villarinos, Juan Toriz mación compresiva Chiapaneca del Mioceno medio, lo que imprime a esta Gama, Modesto Landeros Flores, Francisco Sánchez de provincia una mayor complejidad estructural. La provincia está caracteri- Tagle, Roberto Rojas Rosas, Jaime Patiño Ruiz, José zada por la presencia de cuerpos de sal tanto autóctona como alóctona Ruiz Morales, Miguel Ángel Cruz Mercado, Ismael representada por almohadas, diapiros, paredes, lengüetas y toldos (cano- Gutiérrez Moreno, Carlos Williams Rojas, así como a pies). Asimismo, son característicos en líneas sísmicas los sinclinales que todas aquellas personas que con su trabajo, muchas representan los sedimentos acumulados en minicuencas conforme la sal veces de manera anónima, han contribuido al conoci- era evacuada. Trampas potenciales incluyen acuñamientos sobre y contra miento de la geología petrolera de México. 2. 137 WEC México 2009 // Capitulo 2 Referencias 1. Álvarez de la Borda, J., 2005, Los orígenes de la industria petrolera en México 1900-1925: Petróleos Mexicanos, 308 p. 2. PEMEX Exploración y Producción, Evaluación al 1 de Enero de 2009. 3. 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