Salinas del istmo.La cuenca de salinas del istmo es una región geográfica, que incluye zonas en aguas profundas, someras y tierra adentro. La cuenca comprende tres áreas principales: Catemaco, Agua Dulce y el cinturón plegado de marbella, los pescadores y la cuenca de Comalcalco y el área de sal somera. (Fig. 1) (Soto-Cuervo A; Ortega-Gonzales; Mora-Oropeza, 2004) Es una cuenca que tiene continuacion hacia aguas profundas del golfo de México hacia el norte, limita al sur con la sierra de Chiapas. Al oeste con la falla del Istmo que la separa de la cuenca de Veracruz y al oeste con la falla de Comalcalco que la separa del pilar Reforma-Akal o provincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la subcuenca de Comalcalco en su parte sureste. (Wec México, 2012) Comalcalco La subcuenca de comalcalco, esta localizada en el noroeste de la cuenca del sureste, esta delimitada por la plataforma continental del golfo de México hacia el noreste, la falla de comalcalco al sur y la cuenca salina del istmo hacia el noroeste. (Aquino-Lopez Jose Alberto, 2004) Geología del golfo de México. La fragmentación y separación inicia de la Pangea en el área que hoy ocupa el golfo de México esta evidenciada por la presencia de lechos rojos que fueron depositados en depresiones continentales, la posición estratigráfica de los lechos rojos en el golfo de México meridional sugiere que su edad de deposito varia desde el Triásico tardío hasta después del Calloviano por que se les ha descrito abajo, lateralmente equivalente y arriba de la sal Calloviana. El proceso tectónico de separación de Fig. 1 Ubicación de la cuenca Salinas del Istmo. Y Pangea prevaleció hasta el final del Jurásico Medio, época en la cual la Comalcalco(Soto-Cuervo A; Ortega-Gonzáles v; Morasedimentación continental estuvo Oropeza g. 2004) totalmente controlada por procesos tectónicos distensivos. No se sabe que haya ocurrido sedimentación marina en la parte que hoy ocupa el golfo de México , pero se conoce con certeza que al occidente estaba ocurriendo sedimentación marina contemporánea a la continental y que muy probablemente el mar inicio su lento avance hacia el protogolfo de México desde el pacifico. El avance transgresivo de las aguas del pacifico hacia el oriente fue invadiendo el área del actual golfo de México para formar extensos cuerpos de aguas hipersalinas con 1 Fig. 2. Paleogeografía del jurásico medio en el area del golfo de México, en negro se muestra la distribución actual de la sal. (Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007) circulación sumamente restringida, y quizá también un clima de tipo desértico, lo que favoreció el deposito de grandes volúmenes de evaporizas en la parte central del golfo de México. La evidencia con la que se cuenta indica que toda la sal del golfo de México se deposito durante el Calloviano, en una gran cuenca de miles de kilómetros cuadrados, que hoy se encuentra dividida en dos partes, una al norte y otra al sur, por una franja donde no hay sal, tal división sugiere que tuvo que existir en esa parte del golfo una zona mas alta y estrecha asociada con la presencia de una cresta de generación de corteza oceánica que indujo el movimiento del bloque de Yucatán hacia el Jurásico temprano y medio. Aunque el proceso de rifting fue lento, el deposito de la sal fue relativamente rápido pues se realizo en un lapso aparente de 5 millones de años durante el Calloviano. (Fig. 2) La masa mayor de sal se deposito primero en la parte central del golfo de México, pero posteriormente, a medida que la invasión por aguas marinas iba progresando, se desarrollaron en sus bordes plataformas muy amplias en donde la circulación de agua era muy restringida y estaban limitadas hacia el mar por largas barreras de oolitas, estas condiciones favorecieron el deposito de otras mas de sal en las zonas lagunares que bordeaban la cuenca. El movimiento del bloque de Yucatán hacia el sur se realizo a lo largo de dos sistemas de fallas transformantes denominados la falla Tamaulipas Oaxaca, la existencia de esta falla esta sustentada en evidencias geológicas, paleogeográfica, y geofísica. (Robin, 1982) ha sugerido que esta falla constituye el limite entre los basaltos, andesitas y dacitas de la franja volcánica trasnmexicana y las rocas alcalinas e hiperalcalinas de la planicie costera del golfo de México. En el articulo publicado por Alaniz-Alvarez et al (1996) se determino que esta falla tuvo un movimiento de transcurrencia durante el jurasico medio (Fig. 3). Al final del Calloviano la falla cambio su desplazamiento lateral a vertical y actúo como un sistemas de fallas normales que favorecieron la subsidencia del piso del golfo de México. Fig. 3. Estructuras regionales que afectan la corteza continental del México, en ella se puede aprecia a la falla Tamaulipas-Oaxaca, que fue la que ocasiono la apertura del golfo de México. ((Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007) 2 a partir del Eoceno tardío la Fig. 4. en donde ocurrió el clástica. El espesor de la rocas del Tithoniano varia en el sur (tabasco) y el occidente del golfo de México (Veracruz y Tamaulipas) de 400 a 500 metros y disminuye a 100 metros hacia el norte del país. con delgadas intercalaciones de carbonatos. pasando una etapa de deriva (drift) hasta principios del Cretácico temprano. la estabilidad tectónica fue tan grande que las rocas depositadas conservaron características litológicas muy similares en toda la cuenca. mientras que en los bordes de la plataforma se formaban largas franjas de arrecifes de rudistas. 2007) parte meridional del golfo de México empezaron a movilizarse. 4) Los Horst formados en el basamento premesozoico bordeando la parte occidental del golfo de México permanecieron emergidos y aportando sedimentos clásticos. 132 a 121 Ma. Durante este periodo se depositaron en la cuenca lutitas muy ricas en materia orgánica. diapiros y lenguas. la velocidad de subsidencia se hizo mas lenta y predomino la sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos con lo que aumento considerablemente la presencia de organismos probablemente favorecidos por el clima templado. (Ricardo José Padilla y Sánchez. aumento la velocidad de subsidencia de las plataformas que bordeaban el golfo de México. masivo de sedimentos la sal y arcilla de la (Ricardo José Padilla y Sánchez . secuencias menos gruesas se depositaron en las zonas mas profundas la cuenca. estas provincias inician su etapa de Rift que creo una serie de horts y grabens (Fig. Al igual que a las demás provincia que circundan el golfo de México desde inicio de la etapa de deriva a principios del Jurásico Tardío y 3 . Durante el cretácico la forma y tamaño de la cuenca del Golfo estuvieron determinadas por las plataformas calcáreas. 5) y que culmino a finales del jurasico medio. (Fig. formándose rollers. para el Neocomiano superior. favoreciendo así el deposito de gruesos paquetes de carbonatos con menores cantidades de lutitas intercaladas y con espesores superiores a los 1500 en promedio. Paleografía del Tithoniano superior . como consecuencia del aporte deposito de rocas ricas en materia orgánica. así como también contribuyendo a la sobrepresurización de las masas de arcilla. 2007) Geología de las cuencas Salinas del Istmo y Comalcalco Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Temprano. nueva forma de la cuenca dependió nótese la gran extensión de las áreas de totalmente del flujo de la sedimentación plataformas someras. Para el Tithoniano.El moviendo de la falla transformante Tampico-Oaxaca tuvo un papel muy importante en la apertura y posterior evolución tectónica del golfo de México. conforme el bloque de Chortis se desplazo hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polochic. 6) hacia el este y establecerse el centro de expansión de la placa de cocos sobre la trinchera mesoamericana al sur de México. inicia el colapso gravitacional hacia el noroeste y la evacuación de sal. En la imagen se puede apreciar el movimiento del bloque de Chortis. esta región se comporta como una margen pasiva desde finales del Cretácico hasta el Oligoceno. 1983) Fig. al continuar el desplazamiento del bloque Chortis (ver Fig. y minicuencas desarrolladas por la evacuacion de sal en las que los sedimentos terciarios conforman sinclinales. 6) Fig. (Ángeles-Aquino. 6. 1983) Durante el oligoceno tardío se presenta un periodo de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las placas norteamericana y caribeña. una deformación compresiva equivalente en parte a la orogenia Laramide afecto el sur de las provincias produciendo el plegamiento de las rocas del Jurásico y del Cretácico. La cuenca Salinas del Istmo se caracteriza por diapiros. 7). 2010) 4 . tales como la cuenca comalcalco. lenguetas y toldos de sal que dieron lugar a la formacion de cuencas por evacuacion de sal y colapso gravitacional. que produjo la orogenia Chiapaneca y el fallamiento de las cuencas Salinas del Istmo y Comalcalco. paredes. En la figura podemos observa una imagen mas detalla de la formación de las cuencas del sureste. este régimen distensivos continua en la actualidad. se produjo la orogenia Chiapaneca.durante el Cretácico. en el Plioceno. Es probable que los cinturones plegados de Catemaco. En las cuencas de Salinas y Comalcalco este evento se manifiesta principalmente por la compresión con tendencia hacia el noreste que creo pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas Mesozoicas y del Paleógeno. lo que dio lugar a la formación de la cuenca de Comalcalco.(Fig. (ÁngelesAquino. 5. Las rocas Mesozoicas y Paleogenas presentan pliegues y cabalgaduras con direccion noreste-suroesre y vergencia hacia el noroeste mientras que en el Terciario se presentan fallas lístricas con inclinacion noroeste y fallas lístricas contra regionales con inclinacion al sureste(Fig. Posteriormente. (Wec México. Agua Dulce y Marbella conformados por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste suroeste hayan sido producidos en parte para compensar la apertura del cuenca Macuspana.. Durante el mioceno. que propiciaron en el sur de Veracruz. y la abundancia de las sales minerales. Secciones geológicas de la cuenca de Comalcalco y salinas del istmo. la formación de sistemas lagunares de plataforma marina. se conformo una extensa cuenca en la cual se depositaron gruesas capas de sedimentos finos.. (Ricardo José Padilla y Sánchez . tabasco y norte de Chiapas.Fig. la sedimentación marina terrígena. 2007) Las cuencas de Salina del Istmo y Comalcalco se origina en el Terciario. fue así como a partir del Jurásico. 2010) 5 . Al cabo de millones de años de recomposición de las morfoestructuras terrestres de la región. junto con condiciones favorables de luminosidad y temperatura. (Wec México. el desarrollo de la cuenca Salina del Istmo y el surgimiento de la cuenca de la llanura costera del golfo.7. el plegamiento de la sierra madre oriental y el hundimiento por afallamiento del anticlinorio de Chiapas. durante el cual ocurrió el levantamiento de la porción occidental de México. cuyas surgencias produjeron resbalamiento de los sedimentos hacia los arqueamientos y sinclinorios de los domos. propiciaron intensos procesos de formación de materia orgánica. 2003) Fig. las invasiones y regresiones marinas. (Zarate María Antonia. lodos arcillo-arenosos y lodos calcáreos (mudstone) en las que se formaron columnas salinas. Modelo geológico de la Cuenca Salinas del Istmo.8. grabens producidos durante la apertura del golfo de México. 2005) Estratigrafía de la cuenca Salinas del Istmo y la cuenca de Comalcalco.(Wec México. durante una transgresión regional que se inicio en el Jurasico medio. por calizas arcillosas negras y gris obscuro. 2010) Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) están constituidas principalmente. calizas de rampa externa. sobre estas rocas se acumularon gruesos depósitos de sal durante el Calloviano producto de la evaporación de agua de mar.Fig. Los grainstone oolíticos Oxfordiano no solo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alrededor de levantamientos diapiricos incipientes de la sal subyacente en la rampa media y externa. los depósitos sedimentarios inician con una secuencia de lechos rojos en la formación todos santos derivados de la erosión del basamento y rocas volcánicas depositadas en grabens durante el Triásico Tardío y Jurásico Temprano. Sobre la sal se establecen en estas provincias condiciones marinas normales a finales del Calloviano. depositadas sobre un mar abierto con condiciones anóxicas.principios del Oxfordiano y se depositan calizas de cuenca carbonosas. con anhidrita y lechos rojos hacia las partes expuestas. 9. Se infiere que el basamento en esta provincia es similar al que se ha detectado en la sierra de Chiapas y plataforma de Yucatán. Modelo geológico de la cuenca de Comalcalco en el área de Juspi-Giralda. Holguín Quiñones Noel. donde esta constituido por granitoides y esquistos Paleozoicos como parte de una corteza continental adelgazada que conforma horst. grainstone oolíticos de rampa interna que pasan transicionalmente hacia la sierra de Chiapas y hacia la plataforma de Yucatán a sedimentos silicoclasticos costeros evaporíticos y continentales del grupo Ek-Balam de la formación San Ricardo. (Hugo Leonardo Martínez Kemp. Su espesor promedio es de 220m actualmente el Tithoniano se encuentra en condiciones de madurez en la mayor parte de la cuenca. 1992) 6 .(Gonzáles García Raúl. (Subdirección técnica de exploración. PEP. Durante este tiempo comienza el desarrollo de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. permite el deposito de calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas en la mayor parte de la provincia. Desde el Barreniano el comportamiento se vuelve retrogradante. En el Cretácico Tardío se deposito un grueso de paquetes de brechas carbonatadas con clastos de calizas someras como un delantal a lo largo del talud. quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas de facies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte.(Wec México. mientras que hacia las partes mas profundas ubicadas al norte. depositándose anhidritas y dolomías. PEP. A fines del Cenomaniano otra transgresión que culmina en el Turoniano. 2010) 7 . modificado por Rojas 2010) Para el paleoceno la sedimentación en la provincia paso a ser predominantemente siliciclástica debido a los efectos laramídicos. en la parte sur y sureste de la provincia.Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progradante.(Subdirección técnica de exploración. En el Eoceno se depositaron conglomerados aluviales y fluviales en la porción sur que transcionalmente pasan a ambientes deltaicos. depositándose las calizas y dolomías con intercalaciones de lutita y bentonitas de la formación Sierra Madre. 2010) Fig. 2010) Durante el Maastrichtiano se depositaron calizas Bentoníticas e intercalaciones de lutitas equivalentes a las formaciones san Felipe y Méndez. equivalentes a las formaciones San Felipe. Modelo Paleoambiental del Cretácico Tardío (Milland y Soriano 2008. (Fig. se depositan calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. Sin embargo. a finales del Aptiano se depositaron calizas Mudstone y Lutitas. 10) (Wec México. así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. 2010) Para el Albiano (Cretácico Medio) se restableció en la porción sur la sedimentación marina carbonatada somera. prevaleció el depósito de calizas Bentoníticas y lutitas de agua somera hasta el Santoniano. costeros y de plataforma.10. se formaron algunos valles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partes mas profundas hacia el oeste y noreste y depositando abanicos submarinos en cuencas producto de la evacuación de sal (Comalcalco). A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que deposito rocas arcillosas que funcionan como sello. En la cuencas del sureste se ha utilizado una subdivisión litoestratigráfica para el eoceno-plioceno que incluye las formaciones Conglomerado Uzpanapa. 2010) Fig. generadora y la migración. las arcillas del oligoceno y parte del eoceno se encuentras en la actualidad. Agua Dulce y Marbella y eventos de evacuación de sal desde el extremo sur hacia el norte. 11. Lutitas y Conglomerados Nanchital. Estas areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur (área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemas tubidíticos de ambientes profundos en la parte norte. constituida por lutita plástica gris. dando lugar a la formación de esta cuenca. En periodos de nivel base bajo. almacenadota. con valores superiores al 1% de carbono orgánico en el 60% de las 196 muestras analizadas.(Wec México. Su espesor promedio es de 100 m. En esta cuenca se acumulo un grueso paquete del Plioceno a medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Concepción Inferior y Superior. El Oligoceno Inferior (Rupeliense) es una unidad netamente arcillosa.Las secuencias sedimentarias del Eoceno Medio (Luteciense) se caracterizan. (Tomado de Clara. sobre el pilar Reforma-Akal y Salina del Istmo.(Gonzáles García Raúl. donde estuvo controlado en un porción importante por la tectónica salina9. La Laja. depositadas durante una etapa regresiva regional que se inicia con el terciario. por lutitas y lutitas Bentoníticas gris verdoso calcáreas. Paraje Solo. principalmente. Encanto. 1992) En el Mioceno la actividad tectónica se manifiesta en la provincia con el inicio de la deformación chiapaneca que provoco levantamiento y erosión con el influjo de terrígeno y la progradación de los sistemas de plataforma desde el sur dando lugar al deposito de areniscas y lutitas Bentoníticas. Filisola. Deposito. Villanueva y Caballero 2006) 8 . por su litología arcillosa y la rápida sedimentación subsecuente del mioceno y Plio-Pleistoceno. durante el Mioceno tardío continuo el deposito de areniscas y limolitas en facies de una plataforma progradante hacia el norte y noroeste. La acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provoco la evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noreste a lo largo de la falla de Comalcalco. en ella se puede observar la formación de las rocas sellos. los espesores varían desde cero hasta 400 m. fuertemente sobrepresionadas. Tabla de eventos en Salinas del Istmo-Comalcalco. Holguín Quiñones Noel. El evento chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Comalcalco se manifestó con la formación de pliegues de orientación noreste-suroeste de los cinturones plegados de Catemaco. Agueguexquite y Cedral. Un tercer nivel generador se ha relacionado al cretácico inferior con un Kerógeno tipo I y II y que en condiciones de madurez ha contribuido con hidrocarburos a las rocas almacenadoras del cretácico en el sector de plataforma aislada Artesa-Mundo Nuevo.Sistema Petrolero. Este sistema petrolero las lutitas calcáreas son las responsables de generar hidrocarburos. cuando las condiciones estructurales lo permiten. Cronoestratigráficamente la roca Generadora del Oxfordiano Tardío presenta facies de carbonatos ricos en materia orgánica que contienen una mezcla de Kerógeno tipo I y II. en la porción mariana. Roca generadora. Cretácico Inferior y Mioceno inferior. la fase extensional del Jurásico Tardío-Cretácico Temprano estructuro las rocas almacenadotas del Oxfordiano en bloques rotados estilo domino nucleados por sal. Las rocas generadoras del Oxfordiano. Se encuentra ampliamente distribuida en toda el área de estudio y tienen un espesor promedio de 60 m. finalmente se tiene una cuarta roca generadora en la cuenca de Macuspana. Roca sello. constituida por lutitas del Mioceno inferior con Kerógeno tipo II y III. carga rocas almacenadoras del Oxfordiano Temprano en la porción marina. el cual bajo condiciones de madurez. Tithoniano. (Fig. En las provincias petroleras se han reconocido sistemas petroleros asociados a cuatro niveles generadores principalmente: Oxfordiano. Sistema petrolero Oxfordiano-Oxfordiano. Conformando trampas de tipo homoclinal con cierres contra falla. En la parte norte de esta cuenca se tiene una mínima presencia de gas biogénico. La segunda roca generadora corresponde al Tithoniano que es la de mayor importancia. está constituido por las calizas arcillosas y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica que contienen Kerógeno tipo II y IIS en caso de contener azufre. esta roca carga rocas almacenadoras del Kimmeridgiano. Cretácico. Eoceno y Mioceno-Plioceno. las cuales han generado gas y condensado en zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento que son almacenados en secuencias silicoclásticas del Mioceno medio-superior y Plioceno y que en ocasiones llegan a tener mezclas de aportes del Tithoniano. las cuales han resultado productoras en la región marina. De acuerdo a las diferentes fases tectónicas que afectaron el sureste de México. Tithoniano. La roca sello está compuesta por la secuencia litológica del Oxfordiano que se describe como una secuencia de anhidrita. alimentan a las rocas almacenadotas conformadas por arenas de la parte inferior del Oxfordiano. han sido detectadas en algunos pozos ubicados a lo largo del borde noreste de la plataforma de Yucatán y en pozos ubicados al sur. que. los hidrocarburos con afinidad Oxfordiano se han encontrado en rocas almacenadoras del Oxfordiano Inferior. Presentan porosidad entre 15% y 17% y un espesor promedio de 50 m. Roca almacenadora. están representadas por litofacies de arenas depositadas en un ambiente eólico y costero. Trampa. 12) 9 . 10 . constituida por mudstone arcilloso. esto esta comprobado por la correlación de los biomarcadores entre los extractos de roca generadora y los fluidos. 12. 2010) Sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno. mudstone-wackestone arcilloso en ocasiones de bioclastos e intraclastos. La roca almacenadota del Kimmeridgiano está representada por facies de packstonegrainstone de ooides. dolomías con sombras de ooides y mudstone-wackestone dolomitizado. siendo un elemento común para cada uno de los sistemas petroleros que se describen a continuación. Elementos del sistema Tithoniano Kimmeridgiano.Fig. por lo que se desarrolla el deposito de una secuencia arcillo calcárea. PEP. Las rocas del Tithoniano están constituidas de calizas arcillosas y lutitas calcáreas las cuales son las responsables de la generación de los hidrocarburos almacenados en diferentes niveles estratigráficos como lo son el Kimmeridgiano. prevaleciendo las condiciones para la formación de capas de lutitas negras carbonatadas con importantes cantidades de materia orgánica. descrita como una secuencia arcillo-calcárea. (Subdirección Técnica de Exploración. Roca Generadora. Roca sello. Cretácico. La roca sello para este sistema petrolero esta compuesta por la secuencia litológica del Tithoniano. Roca Almacenadora. Eoceno. con porosidades que varían de 4 a 12% y espesores que van de 25 a 300 m. La principal roca generadora en la provincia petrolera sureste corresponde a las del Jurásico Superior Tithoniano. con espesores delgados de 22 a 30 m. que corresponden a flujos tubidíticos de frente de banco. Mioceno y Plioceno. Características estructurales de las trampas a nivel Oxfordiano. además al occidente está representada por facies de wackestone a packstone de peloides e intraclastos ligeramente dolomitizado con intercalaciones de lutitas. Durante el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada del nivel del mar o fase de inundación. Este sistema es el mas importante. talud y cuenca. con laminaciones y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstonewackestone arcilloso fracturado. Estructuralmente.parcialmente dolomitizado. La geometría de las estructuras. fracturados. La roca almacén del Cretácico inferior está constituida por mudstone-wackestone Bentoníticos y arcillosos. 2010) Elementos del sistema Tithoniano-Cretácico. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. se encuentran gobernados por elementos paleogeográficos. de donde se han recuperado grandes volúmenes de hidrocarburos. Son calizas depositados en ambientes marinos de plataforma.(Subdirección Técnica de Exploración. ligeramente calcáreas y en partes carbonosas. PEP. El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior antes descrito. en ocasiones dolomitizadas y mudstone-wackestone con cuarzo terrígeno e intercalaciones de lutitas limosas de color negro. bioclastos e intraclastos. fracturadas. Los yacimientos Mesozoicos. y trampas relacionadas a deformación extensional de bloques rotados por fallas normales. 13) Fig. que provocaron la formación de estructuras plegadas y afalladas con orientación NW-SE. con intercalaciones de lutita negras bituminosas. está fuertemente relacionada con la presencia de sal. en paquetes calcareníticos o dolomías fracturadas. 13. que funciono como despegue inferior y ocasionalmente se presenta en el núcleo de los anticlinales. (Fig. con espesores de 25 a 700 m. diagenéticos y estructurales que determinan la extensión y efectividad de las trampas. con intercalaciones de lutita arenosa y limosa con 11 . en este caso afectando a las calcarenitas dolomitizadas. Roca generadora. tienen un espesor promedio de 200 m. Tenemos pliegues angostos contra falla. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios con cierre contra falla. con foraminíferos. La roca almacén del Cretácico medio Albiano está constituida por mudstone-wackestone de foraminíferos y dolomías microcristalinas. toda la secuencia mesozoica y parte de las rocas del paleógeno se encuentran afectadas por los efectos compresivos del mioceno medio. domos fragmentados por ampollamiento de sal armados en calcarenitas y dolomías. La porosidad varia de 2 a 8%. Trampas. Roca Almacenadora. en calizas dolomitizadas y fracturadas de talud y cuenca. Las roca Almacenadora del cretácico superior esta representada por una brecha calcárea dolomitizada. con mudstonewackestone café claro de bioclastos e intraclastos en una matriz calcáreo-bentoníticas dolomitizadas total o parcialmente.14. Domos fragmentados por ampollamientos de sal en calizas clásticas de plataforma y brechas Pliegues amplios. con una porosidad entre 4 y 24% y espesor neto promedio de 250 m. Se observan pliegues en expulsión y pliegues amplios afallados en uno o ambos lados y domos fragmentadas por ampollamiento de sal. (Fig. mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del cretácico. PEP.2 a 15 cm. en partes cretoso. Pliegues angostos afallados en uno o ambos flancos en calizas y dolomías de cuenca fracturadas. los cuales están constituidos de mudstone café claro a crema dolomitizado. Fig. café claro a crema. 14) Durante la compresión del mioceno que afecto a la provincia petrolera del sureste. Roca sello. Los espesores se encuentran entre 3 y 38 m. en ocasiones fusiformes. afallados en su flancos de relieve alto.abundante foraminíferos planctónicos. 2010) 12 . La porosidad varia de 2 a 8% llegando a ser de hasta 16 % y los espesores van de 25 a 500 m. orientados NW-SE. con orientación NNW-SSE. y dolomías arcillosas cripto y microcristalinas que se encuentran intercaladas con mudstone dolomítico y/o recristalizado.(Subdirección Técnica de Exploración. en calizas de plataforma. Trampa. en partes Bentoníticas con exoclastos que varían de . Pliegues angostos. que varia de color gris claro. afallados en uno o ambos flancos. el plegamiento formó trampas en: Pliegues amplios cabalgados e imbricaciones en brechas calcáreas de talud de la coma del cretácico. Las rocas sello para el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico corresponden a las litofacies que se encuentran representadas en su mayor parte por mudstonewackestone altamente arcillosos. mudstone arcilloso con intercalaciones de arcilla. en la porción central y sur de la cuenca. Para algunos niveles del plioceno. pasando hacia el norte a facies de barrenas deltaicos agrandantes. Trampas estructurales plegadas. con espesores que varían de 4 a 50 m. PEP. Trampas.Elementos del sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno-Neógeno. trampas asociadas a estructuras domicas con fallamiento normal originadas por empuje salino y trampas definidas por estructuras homoclinales con cierres contra fallas normales contraregionales. asociadas a la evacuación de sal. Roca almacenadora. representados por depósitos de talud en facies de canales amalgamos y algunos abanicos turbidicos. Las rocas almacenadoras del Paleoceno-Eoceno en el área marina distribuyen en forma de abanicos constituidos de arenas calcáreas. 15. Sección estructural de las trampas asociadas a tectónica salina. continuando su desarrollo hasta encontrar los depósitos de canales y abanicos de talud hacia la parte marina. corresponde a arenas y areniscas en su base son de facies de aguas profundas. Roca sello. y hacia la cima. existen sellos regionales asociados a superficies de máxima inundación que llegan a tener espesores de 100 a 300 m y se ubican hacia la parte superior del plioceno inferior y medio. estas mismas facies de barras deltaicos que varían a canales y abanicos de talud hacia el norte se desarrollan en la porción marina. Las rocas almacén del mioceno medio superior en la porción terrestre de la provincia salina del istmo. El sistema de deposito deltaicos se puede observar en la cuenca salina del istmo como facies de planicie deltaica y lagunares. El elemento de roca generadora corresponde a la roca del Jurasico Superior Tithoniano descrita al inicio. Los espesores de estas arenas varia de 8 a 32 m con porosidades de 15 a 20 %. (Subdirección Técnica de Exploración. La roca sello para el sistema se constituye por capas de lutitas intraformacionales que alternan con cuerpos arenosos. Trampas asociadas a acuñamientos arenosos contra diapiros o paredes de sal. 15) Fig. se tienen depósitos de canales amalgamados y abanicos de talud. Para el plioceno medio. (Fig. Roca generadora. 2010) 13 . trampas combinadas asociadas a depósitos arenosos que tienen componente estructural debida a movimiento de sal o al fallamiento extensional reciente. areniscas gruesas y toba blanca. arenas. Macrofósiles muy abundantes Arenas amarillas y grises micáceas y areniscas. con areniscas delgadas de grano fino. Conglomerado Nanchital 230 m Lutita Nanchital Cretácico Superior Méndez y Felipe c800 m Cretácico medio Jurásico Turoniano Superior Kimmeridgiano (Manuel Álvarez jr. Lutitas pardas a grises no arenosas. Lutitas no estratificadas grises con arenas y areniscas Filisola 340 m Concepción superior 253 m Concepción inferior Lutitas grises y azules con venas 213 m frecuentes de anhidrita y arenas interestratificadas. lutitas grises con lignita y material carbonosa. areniscas y toba m (solamente en el área de tonalá). Agueguexquite 500 Lutitas. Paraje solo 800 m Arenas. Encanto 805 m Lutitas verde olivo con capas de arenas de diferentes espesores Oligoceno Depósito 800 m La Laja 1400 m Lutitas y areniscas con tobas blancas y verdes Lutitas con foraminíferos y margas de gran espesor con delgadas particiones de arenisca y toba blanca. Edad Plioceno Mioceno Formación Acalapa 130 m Cedral 150 m Carácter litológico Conglomerado Arcilla gris verdosa azules no estratificadas. 14 . con arenas y grava interestratificada. areniscas y calizas obscuras y bituminosas.Formaciones y cronoestratigrafía de Comalcalco y Salina del Istmo. en ocasiones grava y concreciones calcáreas. 1950) san Marga arcillosa en la cima y calizas densas delgadas interestratificada con lutitas Caliza Sierra Madre Calizas de rudistas gris y cristalina Lutita. lutitas gris azules y ligniticas. Conglomerados no estratificados. (Blanca Adriana Méndez Ortíz.Cronoestratigrafía Fig. 16. 2007) 15 . Cronoestratigrafía de Comalcalco y Salina del Istmo (de izquierda a derecha). (PEP.Registros geofísicos de Salina del Istmo y Comalcalco Fig. 2009) Fig. (Soto-Ortega-Mora. 17. 2010) 16 . Registros geofísicos de Salina del Istmo. 16. Registros Geofisicos del área de carrizo en la cuenca de Comalcalco. La explotación de la cuenca de Comalcalco empezó con el descubrimiento de el campo El Golpe con el pozo El Golpe-1. La primera fase de explotación del campo se dio entre 1967 y 1978 con la perforación de 35 pozos que llegaron a producir 10200 bpd de aceite y 7. (PEMEX exploración y producción. Ortega-Gonzales. con la perforación de 87 pozos. La cuenca salinas del istmo tiene una historia larga y prolífica producción de petróleo. Mas tarde para el 2008 la producción había declinado nuevamente. Explotación en salina del istmo. La Venta (1954). A pesar de los trabajos realizados al campo la caída en la producción no pudo detenerse hasta 1986. 2010. perforado en 1963 y que produjo gas y aceite de la formación concepción superior. posteriormente en 1907 se establece la refinería de Minatitlan. inicio la explotación de las recién descubiertos campos petroleros.4 mmpcd para el 2010. en 1974 la producción declino. Se prevé que los nuevos trabajos de perforación incremente la producción a 6200 bpd de aceite y 3. fundada por Pearson & Son Ltd. luego de este año la producción declino hasta llegar a 52 bpd y 0. (Soto-Cuervo A. Antes de obtener la primera producción comercial.6 mmpcd de gas en 1973. El campo se desarrollo entre 1969 y 1972. El campo Caracolillo se descubrió en 1969. y continua proporcionando objetivos de exploración. descubrió el primer campo. Mora-Oropeza. En 1906. la máxima producción fue de 2218 bpd de petróleo y 2. el san Cristóbal-1. con ello México se convirtió en el tercer productor mundial de petróleo. Ixhuatlán. En 1971 se alcanzo una producción de 21 600 bpd de aceite y 29 mmpcd de gas. Durante el periodo que abarca los años 1996-2000 los trabajos realizados aumentaron la producción nuevamente. en los intervalos de 2864-2872 m. cerca de Minatitlan. Tonalá. En los años 60 el campo 5 presidentes fue descubierto. Executive summary block Santuario) 17 . habiendo perforado varios pozos en un pequeño campo llamado San Cristóbal. durante el periodo de 1978 y 1983 la producción declino. 2004) La historia del desarrollo económico de la zona comienza en 1906 cuando la compañía inglesa Pearson & Son Limited. la exploración se inicio en 1902 con la perforación de Amesquite-1. (Zarate María Antonia. El campo Santuario se descubrió en 1967 con la perforación del pozo Santuario-1 a una profundidad de 3614 m y que produjo gas y aceite de la formación concepción superior. en los intervalos de 2932-2938 m y 2863-2872 m. Una vez nacionalizada la industria petrolera. y la producción comenzó en 1910. Ver. con el descubrimiento del campo Ixhuatlán. La primera fase de desarrollo se dio entre 1966 y 1972. El Burro y El Plan. Posteriormente. En junio de 1992 la producción se detuvo.13 mmpcd. PEMEX inició actividades exploratorias en la zona sur de Veracruz. a partir de los cuales se descubrieron los campos de Moloacán (1948). con la perforación del pozo Caracolillo-2 que alcanzo una profundidad de 2850 m y que produjo aceite y gas de la formación concepción superior. la Compañía Mexicana de Petróleo El AGUILA. 2003) Explotación en Comalcalco.que había sido contratada por el gobierno de Porfirio Díaz para la construcción del ferrocarril transístmico Coatzacoalcos-Salina CruzLocalizo algunas chapopoteras en lo que hoy se conoce como cuenca Salina del Istmo.Explotación. a principios de la década de 1920. Cinco Presidentes (1960).13 mmpcd de gas y se alcanzó en 1973. Los Soldados.Explotación Activo integral 5 presidentes. Bacal. Arroyo Prieto. se ubica al sur del Golfo de México. (Fig. 2008) 18 . al oriente de Coatzacoalcos. La Central. (Fig. Otates. Guárico. Rabasa. Localización del activo integral Cinco Presidentes. Lacamango. Tiumut. Sánchez Magallanes. Cerro Nanchital. 18. (Méndez Ortiz Blanca Adriana. Rodador. San Ramón. Cinco Presidentes. Nelash. 19. 19) Fig. Blasillo. Moloacán. El Activo integral Cinco Presidentes se encuentra ubicado en la cuenca de Salina del Istmo. (PEP 2012) Se localiza 50 Km. Cuichapa y Brillante. en la parte mas angosta del istmo de Tehuantepec entre los ríos Coatzacoalcos y Tonalá. Ubicación de los campos de los activos Cinco Presidentes y Bellota Jujo. Esta compuesto por 20 campos los cuales son: Ogarrio.18) Link a la lámina descriptiva del proyecto Coatzacoalcos Agua Dulce Activo Integral 5 Presidentes Fig. Veracruz. Huimanguillo y Paraíso en el estado de Tabasco. (PEMEX. Cunduacán. 109 con bombeo mecánico y 20 pozos inyectores. 2012) Activo Integral Bellota-Jujo Se encuentra ubicado geológicamente en la cuenca de Comalcalco. 2012) Producción histórica Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Fig. de ellos 117 son fluyentes. 2009) 19 . Producción estimada del activo integral Cinco Presidentes (PEP. 247 con bombeo neumático. (ver grafica de producción histórica Fig. Fig. el activo poseía un volumen original de aceite de 7096 mmb y 6620 mmmpcd. Ubicación del activo integral Bellota Jujo. 21. posee un área de 10 820 km2 . Posee 4869 pozos de los cuales 493 están operando. Abarca los municipios de Cárdenas. Tiene una producción acumulada de 1784 mmb y 2178 mmmpc. 21). 20) (PEP. tiene una reserva remante de 258 mmb y 369 mmmpc.El activo inicio su producción en 1928. (Fig. La producción actual de este activo es de 93 250 bpd y 119. Comalcalco. 20.204 mmpcd. 403 están produciendo o tienen posibilidades de producir. Chipilín. Edén.9 mmpcd. (Subdirección región sur. 2011) El activo Bellota Jujo tiene hasta agosto de 2012. Jacinto. Fénix. y 305.2 mbd. Puerto Ceiba y el Santuario.5 mmb de aceite superligero. reservas de gas natural de 2361 mmmpc para aceite asociado. 119 esta programado su taponamiento. (PEMEX.5 mmb de aceite ligero. y 131. los cuales son: Ayapa. 798. Costarrical. Mayacaste. 2012). gerencia de construcción y mantenimiento). Jolote. Palangre. Minerva. Jujo. 267. Bellota.5 mmmpc para gas no asociado. El Golpe. Paredón. 2009) El activo Bellota Jujo presento en 2010 una producción 160. (Estado de pozos.6 mmb para aceite pesado. Cárdenas. 20 . (PEMEX. Cuatajapa. Al 2009 el activo integral Bellota Jujo presentaba reservas de aceite 29. Caracolillo.El activo esta compuesto por 21 campos. Chinchorro. 1169 pozos perforados de los cuales 647 están taponados. Mora. 1936. Pág. 20. Coordinación De Exploración. capitulo 2: riqueza territorial del istmo de Tehuantepec. 81. Centro de geociencias. pag. 25. Salina del Istmo Basin Introduction to the petroleum geology of mexican basins.39. 31. 19. AMPG. PEMEX. PEMEX Exploración y Producción 2010. Pág. 2012. Pág. Soto-Ortega-Mora. Boletín de la asociación Mexicana de Geólogos petroleros. Pág. sureste basin. UNAM. Pág. 35. PEMEX Exploración y Producción. Rehabilitación y mantenimiento de sistemas de protección 21 . subgerencia de mantenimiento a ductos del activo integral Bellota Jujo. 24 de octubre de 2004. CIPM. 26. Hugo Leonardo Martínez Kemp. 27. PEMEX. Reservoir Optimization Conference.7) Manuel Álvarez Jr. Diapositiva 1. 2009. 2004. 2003.Soto-cuervo A. 1992. 449. 2010. Reforma-Akal y Macuspana). 15. Ángeles Aquino. Asociación mexicana de geólogos petroleros. descubra el yacimiento/provincias petroleras de México. Marco geológico regional.27. 14.24-1. 33. PEMEX Exploración y Producción. tesis de licenciatura. Gonzáles García Raúl. 34. Pág. sociedad geológica mexicana Pág. evolución geológica del sureste mexicano. Resumen ejecutivo área Carrizo. México and associated sub basins: an update and future potencial. 1950. Wec México. 2005. Pág. posibilidad de extensión de los campos del área Chiapas-Tabasco.39 José Alberto Aquino-López. 29. 6 . 69. 1. Mora-Oropeza G. 24. Las Rocas Generadoras De México. 28.2. activo de producción Cinco Presidentes desempeño 2011 y programa 2012. Gerencia de construcción y mantenimiento. Holguín Quiñones Noel. provincia petrolera sureste (Salina del Istmo. boletín de la sociedad geológica mexicana. 1. Zarate María Antonia. AAPG International Conference. Present and future of the Salina del istmo basin and its offshore extensión into the gulf of México.450. capitulo 1. PEMEX. Pág. síntesis geológica de la cuenca salina del istmo de Tehuantepec. 21. 2007. . 26. 36. PEMEX. Desarrollo del Corredor del Istmo de Tehuantepec y su importancia estratégica para el mercado mundial. Ortega-Gonzáles V. PEMEX. Pág. Méndez Ortiz Blanca Adriana. Ricardo José Padilla y Sánchez . 68. Geoquímica e isotopía de aguas de formación (Salmueras petroleras) de campos Mesozoicos de la cuenca del Sureste de México: implicación en su origen. Pág. UNAM. PEMEX Exploración y Producción. 1. 2010. Pág. mexicana de geólogos petroleros. 2010. Diapositiva 23. 13. evolución e interacción agua roca en yacimientos petroleros. Executive summary block Santuario. Subdirección Técnica de Exploración.5. 2007. PEMEX Exploración y Producción. 30. Pág. 2012. Pág. PEP. Las reservas de hidrocarburos de México. Subdirección de PEMEX exploración y producción región sur. 2011. PEMEX. Petróleos Mexicanos cuarto informe trimestral ley de Petróleos Mexicanos.catódica para los ductos del activo integral Bellota Jujo anexo B. Pág. PEMEX. 109 y 112. 22 . 18. Estado de pozos. PEMEX. 3-6. 2009. SENER-PEMEX. 21 PEMEX.