Tampico Misantla

DOGS OIL “There´s dogs oil in every drop”

ANÁLISIS DE ROCA GENERADORA DE LA PROVINCIAPETROLERA DE TAMPICO-MISANTLA

ANÁLISIS DE ROCA GENERADORA DE PROVINCIA PETROLERA DE TAMPICO MISANTLA

EQUIPO DE TRABAJO: Ing. Geólogo: Garduño Alvarado Carlos Jesús Ing. Geóloga: Pacheco Serrano Rosario 1


DOGS OIL “There´s dogs oil in every drop” Contenido INTRODUCCIÓN________________________________________________________________________ 4 OBJETIVO _____________________________________________________________________________ 5 LOCALIZACIÓN ________________________________________________________________________ 5 MARCO GEOLÓGICO Y ESTRATIGRÁFICO _______________________________________________ 6 MARCO TECTÓNICO ESTRUCTURAL ____________________________________________________ 13 Evolución Tectónica __________________________________________________________________ 19 SISTEMAS PETROLEROS TITHONIANO-KIMMERIDGIANO-CRETÁCICO- PALEÓGENONEÓGENO ____________________________________________________________________________ 21 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno ____ Roca generadora: __________________________________________________________________ Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. Santiago) __________________________________________ Roca generadora: __________________________________________________________________ Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán) ________________________________________ Roca generadora: __________________________________________________________________ Jurásico Superior Pimienta __________________________________________________________ Roca almacén: _____________________________________________________________________ Roca Sello: ________________________________________________________________________ Trampa: __________________________________________________________________________

22 22 22 22 22 22 23 23 26 26

Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno __ 27 Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-PaleógenoNeógeno_____________________________________________________________________________ 28 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-CretácicoPaleógeno-Neógeno ___________________________________________________________________ 29 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-PaleógenoNeógeno_____________________________________________________________________________ 29 EVALUACIÓN DE ROCA GENERADORA _________________________________________________ 31 ANÁLISIS VOLUMÉTRICO DE ROCA GENERADORA ______________________________________ 46 ANÁLISIS DE INFORMACIÓN __________________________________________________________ 47 ANEXOS ______________________________________________________________________________ 52 REFERENCIAS ________________________________________________________________________ 52

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TABLA DE ILUSTRACIONES Figura 1. Provincia Petrolera Tampico – Misantla, México (Google Earth, 2012) ___________________ 5 Figura 2. Ubicación de Tampico – Misantla (PEMEX, 2010). _____________________________________ 5 Figura 3. Columna Estratigráfica de Tampico-Misantla. _________________________________________ 7 Figura 4. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano(PEMEX, 2010). ______________________________ 8 Figura 5. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio (PEMEX, 2010). ___________________________ 10 Figura 6. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo,Blair 2000). _____ 12 Figura 7. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla. ______________ 18 Figura 8. Sección Estructural que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera TampicoMisantla y ubicación de plays establecidos (PEMEX-BP). ______________________________________ 20 Figura 9. Modelo conceptual de las rocas almacen y trampas del Cretácico Superior formadas por la reactivación de las fallas del synrift._________________________________________________________ 25 Figura 10. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera TampicoMisantla. ______________________________________________________________________________ 28 Figura 11. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras del Jurásico Superior, (PEMEX, 2010). ________________________________________________________________ 31 Figura 12. Localización de los pozos en la cuenca de Tampico-Misantla (Google Earth, 2012). _________ 32 Figura 13. Evaluación Geoquímica de los pozos de la cuenda de Tampico-Misantla. (Hunt, 1995). ______ 36 Figura 14. El inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3 respectivamente, donde a se encuentra en la ventana de generación de aceite mientras que b es pobre (Diagrama de Van Krevelen. ___ 37 Figura 15. El inciso c y d nos muestran las características de M4 y M5 respectivamente, donde c se encuentra en la ventana de generación al igual que d. __________________________________________________ 38 Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en la ventana de generación de aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y muestra hidrocarburos de tipo II. 39 Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente, donde g se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras que h muestra hidrocarburos de tipo I y II. __________________________________________________________________________________ 40 Figura 18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente, donde i se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i muestra hidrocarburos de tipo II y III. ____________________________________________________________________________________ 41 Figura 19. El inciso k muestra características de M14, donde se muestra hidrocarburos de tipo III. _____ 42 Figura 20. Gráfica de Gradiente Geotérmico (°C/km) en el Área de Estudio. ________________________ 43 Figura 21. Relación Geográfica del Gradiente Geotérmico (°C/km) y los Pozos del Área de Estudio. ____ 43 Figura 22. Topografía subterránea del estrato Jurásico superior Thitoniano. ________________________ 44 Figura 23. Gráfica de Temperatura máxima (°C) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar la madurez de los hidrocarburos. _____________________________________________________________ 45 Figura 24. Grafica de Carbono Orgánico Total (%) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar la cantidad de materia orgánica presente. ____________________________________________________ 45 Figura 25. Relación entre madurez (T°max) y cantidad de materia orgánica (%TOC). ________________ 46

TABLA DE DATOS Tabla 1.Ubicación de pozos _______________________________________________________________ 31 Tabla 2. Datos Geográficos________________________________________________________________ 44 Tabla 3. Cálculo Volumétrico. _____________________________________________________________ 46

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INTRODUCCIÓN En este documento se presenta el resultado del análisis realizado por DROG OIL de Roca Generadora, relacionado al Proyecto de Exploración Tampico -Misantla. El Proyecto de Análisis de Tampico-Misantla es identificado por muchas compañías petroleras como PEMEX y OIL DROGS, como un proyecto de exploración desarrollado por el Activo de Exploración Golfo de México Norte y cuyas inversiones están avaladas por el proyecto Programa Estratégico de Petróleo (PEP), para el cual prospectó a la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, de la Secretaría de Energía (en adelante, SENER) la modificación de las asignaciones petroleras considerando nuevas áreas prospectivas. Así mismo, se requirió de información adicional relacionada con la geología, tectónica, estratigrafía, sedimentación y paleoambientes de la cuenca. Por otro lado, el trabajo tiene como principal punto analizar la roca generadora para prospectar un área exploratoria, el análisis se limita a la roca perteneciente al Jurásico Superior Tithoniano, la cual es llamada como Formación Pimienta. Para describirla se basó de principios geoquímicos como: el %TOC, la Temperatura Máxima a partir de datos dados en la Pyrólisis y el Gradiente Geotérmico de datos de perforación. La información presentada por PEP, así como los requerimientos de información adicional de la CNH se ajustaron a los índices de información y contenidos para la evaluación del proyecto de análisis de Roca Generadora, por lo que, el trabajo resume características de la cuenta de Tampico-Misantla dando una nueva perspectiva y prospectiva.

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OBJETIVO Encontrar un área prospecto para exploración en la Provincia Petrolera de Tampico Misantla.

LOCALIZACIÓN La Provincia Petrolera de Tampico – Misantla, se ubica en la margen centro-oriental de México y comprende desde la zona sur de Tamaulipas y al sur con el centro de Veracruz, las zonas orientales de los Estados de San Luís Potosí e Hidalgo, norte de Puebla, occidente del Golfo de México

hasta la isobata de 200 m. Limita al norte con las

provincias geológicas de Burgos y Alto de Tamaulipas, al sur con la Faja Volcánica Transmexicana y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, al occidente con la Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (Fig. 1 y 2).

Figura 1. Provincia Petrolera Tampico – Misantla, México (Google Earth, 2012) .

Figura 2. Ubicación de Tampico – Misantla (PEMEX, 2010).

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MARCO GEOLÓGICO Y ESTRATIGRÁFICO La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. 3), descansa discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan, a diferentes profundidades que varían entre 2440 a 4181 m. El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Liásico en la porción occidental y centro del área, a la Formación Cahuasas en la porción oriental y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se depositaron sedimentos de la Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su miembro inferior por conglomerado, areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas. El miembro intermedio, está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. El miembro superior está formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y se caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere un ambiente de tipo fluvial. Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos continentales constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de coloración rojiza depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano, los cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan discordantemente. Sobre estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia transgresiva. Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una transgresión marina más extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan

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verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación Santiago, que corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la cuenca.

Figura 3. Columna Estratigráfica de Tampico-Misantla.

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Durante el Kimmeridgiano (Fig.4), aunque la paleotopografía existente era más suave, continua el depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de basamento se desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone oolíticos, bioclastos, con fragmentos de algas y corales de la Formación San Andrés en los bordes, que cambian lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por calizas de bioclastos, miliólidos y pellets principalmente. El depósito de la Formación San Andrés se llevó a cabo en un ambiente de alta energía posiblemente sobre una plataforma tipo rampa, formando una franja de bancos oolíticos en las partes estructurales más altos que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar abierto en los depocentros de la cuenca donde se depositan los sedimentos de las Formaciones Chipoco y Taman de ambientes de rampa media a externa respectivamente.

Figura 4. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano(PEMEX, 2010). La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas carbonosas y lutitas

limolíticas

con

radiolarios

calcificados

y

silicificados,

sacocómidos

y

estomiosféridos. Durante este período prevalecieron condiciones anóxicas en la cuenca. En cuanto a la Formación Chipoco, se caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y lutitas calcáreas, o bien areniscas calcáreas con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa. La Formación San Andrés se encuentra representada por facies de calizas oolíticas con fragmentos biógenos de algas, moluscos y restos de equinodermos. Las formaciones San Andrés, Chipoco y Tamán sobreyacen en forma concordante y progradante a la secuencia del Oxfordiano. Una nueva transgresión provoca que las facies de la Formación Tamán cubran a las formaciones Chipoco y San Andrés, para pasar posteriormente en el Tithoniano a las facies de la Formación Pimienta. Se encuentra en profundidades que varían entre 880 m en la porción occidental y 5000 m en la porción sur. Sus espesores

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comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción central de la cuenca y de 500 m en la porción sur. A principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de ambiente de cuenca profunda de la Formación Tamán, que cambia gradualmente a una secuencia de calizas de estratificación delgada con capas y lentes de pedernal negro, con abundante materia orgánica, radiolarios calcificados y/o silicificados, estomiosféridos y sacocómidos, de ambiente de depósito pelágico definido principalmente por especies de amonitas (CantúChapa, 1971), pertenecientes a la Formación Pimienta, estos depósitos cambian transicionalmente hacia algunas porciones de la Plataforma de Tuxpan a sedimentos bioclásticos someros y siliciclásticos costeros de la Formación La Casita la cual consiste de una unidad basal de limolitas, areniscas y conglomerados calcáreos. Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a un sistema transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los depocentros y reducción y acuñamiento en los altos de basamento, con una superficie de máxima inundación también de segundo orden (MFS) colocada en la secuencia de calizas arcillosas con intercalaciones de bandas de pedernal de la Formación Pimienta (138 M.a.) del Tithoniano. Sobre esta secuencia se encuentra el miembro calcarenítico de la Formación Tamaulipas Inferior constituido por capas de packstone-grainstone oolíticos, bioclásticos e intraclásticos y calizas pelágicas del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por un sistema transgresivo que deposita calizas arcillosas del miembro bentonítico de la Tamaulipas Inferior, que a su vez pasan gradualmente a calizas pelágicas menos arcillosas del miembro de calizas crema como parte de un sistema de nivel alto. Una nueva transgresión deposita calizas arcillosas del “Horizonte Otates” sobre la Tamaulipas Inferior al final del Aptiano. Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío, se deposita una secuencia tectonoestratigráfica de margen pasiva. Durante el Cretácico Medio se formó la Plataforma de Tuxpan que es una gran plataforma aislada con bordes muy pronunciados constituidos por cuerpos arrecifales, y sus respectivos cambios laterales de talud y cuenca. Los espesores mayores de esta secuencia se encuentran precisamente en los bordes arrecifales los cuales se van reduciendo lateralmente hacia las facies de talud y cuenca que bordean la

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plataforma y que constituyen las formaciones litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas superior respectivamente (Fig. 5).

Figura 5. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio (PEMEX, 2010). El Albiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició el desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas, como la Plataforma de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El Abra que constituyen la parte principal de la plataforma, flujos de escombros y turbiditas carbonatadas de la Formación Tamabra que corresponden a las facies de talud. Las facies de la Formación Tamabra pasan lateralmente hacia la cuenca a calizas pelágicas que corresponde a la Formación Tamaulipas Superior. A finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran parte de la Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y lutitas calcáreas de la Formación Agua Nueva. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el

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depósito de calizas bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca, correspondientes a las Formaciones Agua Nueva, San Felipe y Méndez. Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas de aguas profundas a sedimentos terrígenos, como consecuencia de la deformación y plegamiento del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, lo que provocó la depositación de una secuencia tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan gruesas secuencias constituidas por areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban hacia el oriente contra la Plataforma de Tuxpan, que hasta el Eoceno medio estuvo actuando como una barrera paleotopográfica. Dicha tectonosecuencia está conformada por las unidades litoestratigráficas: Velasco, Chicontepec Inferior, Chicontepec Medio y Chicontepec Superior. Durante estas épocas, se produce un incremento en la depositación de sedimentos turbidíticos y se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos. Este importante aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del nivel del mar y el levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la transferencia de material terrígeno por los cañones submarinos. Los flujos de algunos de estos sistemas de canales llegaron a chocar con el borde occidental del paleoalto que formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose hacia el sur formando complejos de lóbulos y de canales orientados NW-SE, constituyendo el denominado Paleocañón Chicontepec (Fig. 6). Existen por lo menos 6 discordancias tanto de carácter regional como local que afectan a la tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno medio, estas discordancias están asociadas a la actividad tectónica y a la caída del nivel del mar. En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que constituye una secuencia progradante que corresponde a depósitos fluviodeltaicos en la porción oriental de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Esta tectonosecuencia está conformada por las unidades formacionales: Guayabal, Chapopote-Tantoyuca, Palma Real Inferior, Palma Real Superior, Coatzintla, Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios laterales de facies, y está asociada predominantemente a los cambios relativos del nivel del mar.

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Figura 6. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo,Blair 2000).

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MARCO TECTÓNICO ESTRUCTURAL Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fue emplazado al occidente de la cuenca. La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes elementos estratigráficos, el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Algunos de estos elementos han influido en la creación de diferentes unidades litoestratigráficas según el régimen tectónico, Fig. 7. I.

Alto de Tamaulipas, es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno, emplazado al norte de la PPTM (Provincia Petrolera de Tampico-Misantla), morfológicamente está representado en la superficie por la Sierra de San Carlos – Cruillas y Tamaulipas, flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las Rusias y al occidente por la cuenca de Magiscatzin, su eje mayor tiene una orientación NNW-SSE y una longitud de aproximadamente 150 km., donde afloran rocas del Cretácico, se encuentra intrusionadas por rocas intermedias. Es de gran interés económico petrolero ya que hay posibilidad de entrampamiento de hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene producción a nivel de Jurásico Superior y Cretácico Superior. La paleotopografía antecedente al Jurásico Superior estaba definida por depresiones de muy variadas formas, tamaño y disposición , normalmente irregulares, limitadas por elementos positivos, sin ningún patrón de ordenamiento, cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por fallamientos en sus bordes y que además se interconectaban con otras depresiones a través de estrechos pasajes, como sucede con la Depresión de Barril que se prolonga al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas –Constituciones, posteriormente se extiende al oriente, separando a este ultimo de las Islas de los Cues-Salinas y Arenque. A nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico, se

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tienen como rasgos estructurales más sobresalientes, el área correspondiente a la Sierra de Tamaulipas, el alineamiento Talismán-Lerma-El Verde, el Alto de Chocoy, el levantamiento Cuatro Sitios-Santa Inés, las llamadas Islas de los CuesSalinas y la Aguada y los Altos de Tamismolón. I.

El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez hasta Aldama, Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco oriental del Arco de Tamaulipas hasta la actual plataforma continental del Golfo de México. Se caracteriza por tener una pendiente suave interrumpida solamente por el alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al Arco. Presenta un sistema de fallas normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. La edad de su depresión se remonta al Paleozoico Tardío, siendo más joven al occidente donde los granitos permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las rocas del Jurásico Superior. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el Terciario con el levantamiento de la sierra y la regresión forzada del mar al oriente. En esta área tuvo lugar actividad ígnea con expresión débil y local, como lo prueban los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas sedimentarias cenozoicas.

II.

El Alto o Isla de Arenque está situada en la plataforma continental del Golfo de México, sur del estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz, aproximadamente a 30 km al este de la ciudad y puerto de Tampico. Forma parte de un tren estructural cuyo eje principal es de aproximadamente 50 km de largo por 10 km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m y que independizan estas estructuras entre sí.

III.

Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL), se ubica en la porción centro-noroeste de la Cuenca Tampico-Misantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una superficie promedio de 4000 km2. Este paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno, Cretácico y Jurásico, estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas. Estos

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depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de 140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior. IV.

Alto de Sierra de Tantima, este elemento se encuentra asociado con un alto del basamento de orientación E-W, como una nariz estructural del alto de la Plataforma de Tuxpan que divide la PPTM de norte a sur en dos partes. Por su parte, la sierra tiene 19 km de largo, 5 kilómetros de ancho, y 1320 m de altura, con una alineación NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo de México. En su centro, se compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas máficas neógenas, que cubren areniscas y lutitas paleógenas. Los flujos son de 2 a 10 m de espesor, pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Las lavas son de textura micropórfidos afanítica, olivino, clinopiroxeno y plagioclasa. Composicionalmente van desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre 6.91±0.11 a 6.57±0.12 Ma.

V.

Paleocanal de Chicontepec, se localiza geológicamente en la Cuenca TampicoMisantla, es una depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. Tectónicamente se encuentra entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la Plataforma de Tuxpan, abarca parte de los Estados de Puebla, Veracruz e Hidalgo y fue originado por los esfuerzos del evento orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el levantamiento, deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente – cuenca de antepaís, cuya hidrodinámica, estuvo condicionada por la morfología del talud del frente tectónico, ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar, que en conjunto coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del Eoceno. Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico externo y batial, en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior. Los principales alineamientos estructurales de la cuenca de Chicontepec son de este a oeste, el alineamiento Brinco-Escobal-Ameluca y el alineamiento Coxquihui - Las Lomas-Amixtlan-El Zapote-La Flor. La importancia económica petrolera de este

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elemento radica en que en él se encuentran el mayor porcentaje de reservas remanente

del

país,

buena

parte

de

los

yacimientos

actuales

están

estratigráficamente por debajo del paleocanal. VI.

Faja Volcánica Transmexicana, esta provincia se encuentra desde la costa del Golfo de México en el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano Pacifico, es uno de los elementos mayores de la Republica Mexicana, está constituido por secuencias volcanosedimentarias y continentales del Cenozoico Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes. Existen evidencias de tres ciclos volcánicos: a. Jurásico-Cretácico, con predominancia de andesitas y dacitas intercaladas en rocas del Jurásico Superior, Cretácico Inferior y metamorfismo en rocas del Cretácico medio. b. Oligoceno-Mioceno, se caracteriza por la emisión de lavas y piroclásticos por conductos fisurales, dando origen a una morfología tabular de mesetas. c. Plioceno-Cuaternario, se caracterizó por emisiones volcánicas de basalto a riolitas, predominando rocas intermedias como la andesita y dacita, formando una gran estructura con orientación E-W que se sobrepone a las estructuras.

VII.

Plataforma de Tuxpan, es un banco carbonatado del Mesozoico, basculado hacia el oriente, desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado por sedimentos clásticos terciarios. En este elemento se encuentran una gran cantidad de campos productores tanto en su porción marina como terrestre.

VIII.

Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO), es un cinturón de pliegues y cabalgaduras producidas por esfuerzos no coaxiales de SW A NE (Cretácico Tardío-Eoceno). Las cabalgaduras y fallas inversas, los pliegues isoclinales con plano axial de vergencia al NE, así como las fallas laterales, se produjeron durante el mismo evento de deformación. Las rocas aflorantes de la Sierra Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas carbonatadas del Cretácico.

IX.

Frente Tectónico Sepultado del CPSMO, forma parte del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental en su porción correspondiente al “Sector Huayacocotla”.

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Corresponde a una franja plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km de ancho que forman estructuras anticlinales angostas y alargadas con vergencia hacia el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos que se formaron durante la orogenia laramídica, delimitado al sur por el Cinturón Volcánico Transmexicano, al oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre Oriental, al este por la denominada Antefosa de Chicontepec. El basamento cristalino de este sector de la Sierra Madre Oriental está formado por rocas metamórficas de edad Pérmico. Las estructuras de extensión asociadas a la apertura del Golfo de México crearon fosas y pilares que controlaron la sedimentación mesozoica y los estilos estructurales terciarios, ya que los límites de los bloques fueron reactivados como fallas inversas durante la deformación laramídica, tal es el caso del límite que constituye la denominada falla Brinco-Escobal, ubicada entre los elementos Frente Tectónico Sepultado y la porción oriental del Paleocanal de Chicontepec, donde el basamento está involucrado en la deformación. La deformación laramídica afecta principalmente a las rocas mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en carbonatos arcillosos de diferentes niveles estratigráficos del Jurásico y Cretácico, esta deformación es considerada de tipo cubierta delgada. Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están estructuralmente levantadas con relación a la porción oriental del antepaís en donde pozos profundos perforados han penetrado rocas correlativas al complejo basal (inclinado al SW). Se infiere que el estilo estructural define un sistema cabalgante, imbricado en escamas tectónicas, donde el basamento metasedimentario participó en la deformación, donde se presentan acuñamientos de unidades estratigráficas y se generan rampas de falla que ascienden a niveles estratigráficos superiores.

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Figura 7. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla.

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Evolución Tectónica Tectónicamente la provincia geológica de Tampico-Misantla ha pasado por varias etapas. A fines del Triásico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sido relacionadas al inicio del proceso de rift del Golfo de México o al tectonismo en la margen occidental con el ancestral océano Pacífico. Durante el Jurásico Temprano y Medio se presentó una etapa de rift que dio lugar a la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico Tardío y hasta inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa de deriva (drift) con la formación de corteza oceánica en la parte central del Golfo de México. La margen pasiva establecida en la etapa de deriva continuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo. Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa como resultado de la aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras laramídico que dio lugar a la Sierra Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y la formación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por la Plataforma de Tuxpan. Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasiva en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete terciario depositado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamiento de esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 8). El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológica es lo que se definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956), limitada al norte por el Arco de Tamaulipas, al sur por el Macizo de Teziutlán, al oeste por los afloramientos mesozoicos de la Sierra Madre Oriental y al este se consideró como límite geográfico la línea de costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera la isobata de 200 m (Fig. 2). Geológicamente se reconocen cuatro subprovincias parcialmente superpuestas. a. La subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos en rocas carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamento de la antefosa terciaria.

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b. El frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues y cabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas. c. La antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del Paleoceno-Eoceno, y 4. La plataforma continental del Terciario, con yacimientos de gas en areniscas de plataforma, talud y cuenca. Estas subprovincias comparten elementos del sistema petrolífero, por lo que se describen de manera conjunta. Desde el punto de vista estructural, las rocas anteriores al Jurásico Medio están afectadas por el fallamiento normal synrift que produjo una serie de bloques basculados y que controló la distribución de las facies almacenadoras jurásicas. Algunas de estas fallas fueron reactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Temprano pero principalmente durante la deformación laramídica desde finales del Cretácico hasta el Eoceno, creando vías de migración para salmueras de cuenca e hidrocarburos (Fig. 8). En la parte occidental y norte de la provincia los esfuerzos laramídicos produjeron pliegues y cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurásicas y cretácicas más frágiles y que actualmente están sepultadas por rocas del Cretácico Superior y Cenozoico. La subsidencia térmica y la acumulación de la cuña sedimentaria cenozoica de margen pasiva provocaron el basculamiento regional de esta provincia hacia el este. Otro patrón estructural relevante son las fallas de crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a los sedimentos terciarios de la plataforma continental, creando anticlinales tipo roll-over.

Figura 8. Sección Estructural que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera Tampico- Misantla y ubicación de plays establecidos (PEMEX-BP).

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SISTEMAS

PETROLEROS

TITHONIANO-KIMMERIDGIANO-CRETÁCICO-

PALEÓGENO-NEÓGENO En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurasico Superior (Oxfordiano a Tithoniano) porque en todas ellas se ha reconocido intervalos importantes de riqueza orgánica que proveen aceite y gas, es difícil diferenciar cuanto aporte existe de cada una de ellas en los sitios de entrampamiento de hidrocarburos, razón por la cual se explica brevemente las características geoquímicas de cada una de ellas. Las rocas del Jurásico Superior están representadas por calizas arcillosas de ambiente marino de cuenca, su distribución regional abarca toda la cuenca, excluyendo los altos de basamento que actuaron como islas durante ese tiempo. El espesor promedio de estas rocas generadoras es 550 m. Estas rocas generadoras están relacionadas con las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente, que han sido caracterizadas por varias técnicas geoquímicas como petrografía, pirólisis por rock-eval y cromatografía- espectrometría de masas, las cuales indican que la Formación Santiago del Oxfordiano tiene el mayor potencial remanente en el sur de la cuenca, mientras Tamán (Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción norte. En la porción marina las rocas generadoras principales se concentran en el Jurásico Tithoniano. Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis (Tmax) muestran una madurez de la materia orgánica dispersa (MOD) correspondiente a la zona principal de la Ventana del Aceite. Las muestras de extractos de roca generadora y de aceites fueron analizadas por cromatografía de gases y espectrometría de masas para determinar la distribución y correlación roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de carbono. Estos parámetros fueron integrados con la información geoquímica y geológica existente para interpretar el ambiente sedimentario y madurez de expulsión de las rocas generadoras, estableciéndose tres familias de aceites y procesos modificadores de los hidrocarburos tales como la biodegradación y la segregación gravitacional Dicha integración también fue básica para modelar los procesos de generación, migración y preservación de los hidrocarburos. La interpretación resultante apoya la propuesta de agrupar las rocas generadoras del Oxfordiano (Santiago), Kimmeridgiano (Tamán) y

21


Tithoniano (Pimienta) este último es el principal subsistema generador de la Provincia Petrolera Tampico- Misantla, y a continuación se describen. Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-PaleógenoNeógeno Roca generadora: Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. Santiago) El Oxfordiano está constituido por lutitas carbonatadas negras, microlaminadas, limolitas arcillosas, mudstones arcillo-piritizados y horizontes con nódulos calcáreos. La fauna es pobre y está representada por algunos bivalvos y cefalópodos de edad Oxfordiano. Sus espesores varían entre 10 y 755 m, concentrándose preferentemente en la porción sur de la cuenca. El contenido de carbono orgánico total (COT) y de Hidrocarburos potenciales (S2) varía entre regular y excelente, 0.5-6.3% y 0.2-39.1 mg/g roca respectivamente. El kerógeno muestra índices de Hidrógeno (IH) entre 21 y 1079, así como temperaturas máximas de pirólisis (Tmax) que varían entre 425 y 525°C (Fig. 22). Estos valores son propios de un kerógeno original predominantemente de tipo II que se encuentra desde incipientemente maduro hasta sobremaduro (Fig.23). Los biomarcadores (Fig. 24 indican un ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29C35, alta relación Diasteranos/ Esteranos). Roca generadora: Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán) El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos, lutitas calcáreas laminares y escasas limolitas. Sus características fundamentales son la buena estratificación y el predominio de los carbonatos sobre la arcilla. Sus espesores varían entre 3 y 998 m. El COT se encuentra entre 0.1 y 5.4%, mientras los valores de S2 fluctúan entre 15 y 925 mg/g y los de Tmax de 421 a 527°C (Fig. 22). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado (Hopanos: C29>C30, C34
Roca generadora:

22


Jurásico Superior Pimienta La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros, ligeramente piritizados, de estratificación delgada con intercalaciones de lutita negra laminar, bentonita y lentes de pedernal. Sus espesores varían entre 3 y 485 m. El COT se encuentra entre 0.4 y 6.5% y el S2 entre 0.2 y 43.4 mg hc/g Cot. El IH varía entre 18 y 959, mientras que la Tmax se encuentra entre 412 y 476°C. Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado arcilloso (Hopanos: C29>>C30, C34
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la mejor calidad de la roca almacén con las facies oolíticas. Su espesor varía de 31 hasta 204 m Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone – wackestone de nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con nódulos de pedernal y delgadas intercalaciones de bentonita gris verdosa, estilolitas, fracturas rellenas de calcita y a veces por dolomía; arealmente se presenta como una franja irregular que se adelgaza y desaparece hacia el norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca. Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20% siendo está intercristalina y secundaria por fracturamiento, provocado por la compactación diferencial en los bordes de los bloques del synrift. Su permeabilidad es baja de 1 a 5mD, la cual se incrementa por la presencia de fracturas hacia la cima. La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra) consiste de packstone y grainstone de miliólidos, intraclastos, peloides de edad Albiano-Cenomaniano depositados en un ambiente de plataforma interna como son las arenas de playa, canal, delta de marea, eolianitas y barras, estando distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón de la Faja de Oro desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Hacia el sur de la plataforma se preservaron crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone, floatstone y framestone y corales. Los espesores encontrados de las calizas arrecifales varían de 1800 a 2000 m, pero es su cima la que presenta la mejor calidad como roca almacén, relacionada ésta con la zona discordante donde se presentan fenómenos de karsticidad, colapsamiento y porosidad vugular que incrementan la permeabilidad. Las porosidades determinadas son de tipo intergranular, intragranular, móldica y fracturas. Los rangos de porosidad se encuentran entre 14 y 35%, mientras la permeabilidad llega alcanzar hasta 600 mD (Fig. 29). La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Tamabra) consiste de brechas de edad Albiano-Cenomaniano depositadas en un ambiente de talud como una franja alrededor de la plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades mayores a 1000 mD. Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano –Santoniano (Formaciones Agua Nueva-San Felipe) están conformadas por calizas arcillosas, cuya porosidad y permeabilidad están condicionadas por la presencia de fracturas. Los valores de porosidad

24


varían entre 2 y 12%. Éstas se encuentran asociadas a las fallas de los bordes de las fosas del synrift, que fueron reactivadas durante el evento compresivo Laramídico provocando la inversión y el fracturamiento, Fig. 9.

Figura 9. Modelo conceptual de las rocas almacen y trampas del Cretácico Superior formadas por la reactivación de las fallas del synrift. La roca almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior está constituida por delgados paquetes de areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con lutitas, relacionados con lóbulos y abanicos submarinos sobrepuestos. Estas arenas están compuestas por clastos de calizas predominantemente, cuarzo, feldespatos y otros minerales. En cuanto al sistema poroso se tiene diámetro de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras con porosidad promedio del 12% y permeabilidad baja (0.5 mD). La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno superior-Plioceno inferior y está representada por areniscas de grano fino con fragmentos de calizas, cuarzo y feldespatos, clasificándose como litarenitas. Éstas se encuentran intercaladas con lutitas en paquetes con espesores variables entre 15 y 30 m. La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por disolución, alcanzando valores en un rango de 15 a 26%, mientras su permeabilidad varía entre 1 a 200 mD, con promedio de 20 mD.

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Roca Sello: La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del Jurásico Tithoniano (Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a excepción donde cambian a facies más terrígenas o se adelgazan sobre los altos de basamento o han sido erosionadas. Para el Cretácico Inferior la roca sello la conforman las lutitas del Mioceno en ciertas áreas del borde oriental de la Plataforma de Tuxpan. El sello del Cretácico Medio, en el área de la Plataforma de Tuxpan está constituido por rocas arcillosas terciarias, así como por calizas compactas de plataforma interna interestratificadas correspondientes a eventos de máxima inundación. Para la Franja Tamabra está representado por calizas arcillosas intraformacionales y del Cretácico Superior Turoniano (Formación Agua Nueva). El sello del Campaniano Maastrichtiano está constituido por calizas arcillosas y margas (Formación Méndez). Las rocas sello para las rocas almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior están representadas localmente por lutitas intraformacionales impermeables. El sello regional lo conforman las lutitas del Eoceno medio (Formación Guayabal). El sello para el Mioceno superior-Plioceno lo constituyen las limolitas y lutitas intraformacionales que se intercalan con los paquetes de arena. Trampa: Las estructuras del Kimmeridgiano y Cretácico Inferior están asociadas a trampas estructurales, estratigráficas y combinadas, con el predominio de las últimas y formando alineamientos norte-sur asociadas a las fallas de rifting. Las trampas del Cretácico Medio en la Faja de Oro son estratigráficas asociadas a remanentes paleotopográficos labrados por la erosión durante la exposición subaérea de estas calizas. Existen también trampas estratigráficas por cambios de facies hacia la porción lagunar y por relieve depositacional. Las trampas de la franja Tamabra son combinadas, producto del acuñamiento y plegamiento de los flujos de escombros y turbiditas, por reactivación del basamento durante el evento compresivo.

26


Las trampas del Cretácico Superior son del tipo estructural y fueron formadas por la reactivación de las fallas del synrift, inversión y fracturamiento de las rocas a lo largo de ellas Para el Paleoceno-Eoceno las trampas son de tipo combinado, su componente estructural se relaciona con el evento compresivo Laramídico. Las trampas del Mioceno-Plioceno son de tipo estructural con cierre en tres y cuatro direcciones, observándose compartamentalización por fallas. Las fallas pertenecen a un sistema extensional con crecimiento asociado, que se unen en un solo despegue subhorizontal. Las fallas sintéticas principales tienen caída al oriente y forman un sistema de relevo contínuo de fallas con rumbo NW-SE, existiendo una gran falla con dirección SSE que controló la erosión y el relleno de las fosas formadas por la extensión. Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-PaleógenoNeógeno Debido al decremento de la tasa de sedimentación durante el Cretácico por el régimen tectónico pasivo de la cuenca en este periodo, las condiciones profundas de sedimentación en su porción centro-occidental, el sepultamiento de las rocas generadoras del Jurásico Superior maduraron con mayor lentitud que sus análogas del Jurásico Inferior-Medio, entrando a la ventana de generación de aceite a finales del Cretácico e inicios del Terciario, alcanzando su mayor madurez a través del Eoceno como resultado del hundimiento rápido de la antefosa por el flexuramiento del básamento causado por el acercamiento del Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental y el mayor aporte de sedimentos. A partir del Oligoceno, la inversión de la cuenca por reacomodo o rebote isostático de la corteza y la consecuente migración al oriente de los depocentros sedimentarios, el proceso de generación de hidrocarburos en el occidente fue extinguiéndose lentamente, transfiriendo su intensidad hacia el oriente, de tal manera que en la porción oriental de la cuenca este proceso sucedió durante el Mioceno-Plioceno, alcanzando el pico de la generación de aceite durante el Plio-Pleistoceno. Por lo tanto, las rocas generadoras del Jurásico Superior se encuentran distribuidas dentro de la ventana de generación de aceite, habiendo alcanzado su momento crítico de máxima madurez durante el Oligoceno en la porción occidental correspondiente a la antefosa de Chicontepec y en el Plio-Pleistoceno en la parte oriental, actualmente correspondiente a la plataforma continental del Golfo de México.

27


Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno En la Fig. 10 se representan las áreas de influencia del sistema petrolero donde la roca generadora es principalmente del Jurasico Superior Tithoniano.

Figura 10. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. El sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior es conocido en los extremos norte y sur de la cuenca y en tierra en los alrededores del puerto de Tampico. Respecto al sistema petrolero Tihtoniano-Cretácico Medio, ocurre en la parte centro oriental de la cuenca entre la Laguna Tamiahua al norte y Tecolutla al sur, la plataforma continental del Golfo de México al oriente y Poza Rica al occidente, teniendo como centro el puerto de Tuxpan. Este sistema tiene continuidad hacia el Golfo de México. El sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Superior se encuentra ubicado al noroeste de la cuenca y en el extremo sur del Alto de Tamaulipas.

28


El sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno se encuentra en el Paleocanal de Chicontepec y es el más importante por sus recursos petrolíferos, cubriendo un área aproximada de 4000 km2. El sistema petrolero Tithoniano -Neógeno está presente en la porción marina de la cuenca ubicada al sureste. Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- KimmeridgianoCretácico-Paleógeno-Neógeno Los elementos de este Sistema Petrolero se encuentran bien delimitados en la columna geológica. Como ya se mencionó, los espesores y evolución de las rocas de sobrecarga o sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Superior están soportando la carga litostática de las sedimentos del Cretácico y Terciario con espesores remanentes que van desde los 3 kilómetros en el occidente de la cuenca hasta 6-7 kilómetros en la porción marina. Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-CretácicoPaleógeno-Neógeno Como se ha mencionado ya, la tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. 11) muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera TampicoMisantla está presente además de la roca generadora del Jurásico Inferior-Medio, otra fuente generadora con mayor distribución y potencial generador, que fue depositada durante el Jurásico Tardío, formándose casi contemporáneamente las rocas almacenadoras del Jurásico Kimmeridgiano, a las cuales también sirve de sello. Aparte de las mencionadas rocas almacenadoras calizas oolíticas kimmeridgianas, que constituyen parte del sistema petrolero Tithoniano -Kimmeridgiano están presentes las cretas del Cretácico Temprano, cuyo yacimiento fue sellado después de su erosión parcial en el noreste de la cuenca por lutitas en el Mioceno, conformándose así el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Inferior. Otra roca almacén importante por ser la de mayor producción acumulada está conformada por las calizas arrecifales depositadas durante el Cretácico Medio sobre la Plataforma de Tuxpan y su talud. Estas rocas fueron selladas por calizas arcillosas del Turoniano en el talud, por lutitas paleógenas en el borde occidental y neógenas en el borde

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oriental de la plataforma, constituyendo los elementos del sistema petrolero Tithoniano Cretácico Medio. En el norte de la cuenca, la inversión del basamento durante el evento compresivo laramídico trajo como consecuencia el fracturamiento de las calizas arcillosas depositadas en el Cretácico Tardío, convirtiéndolas en almacenadoras a lo largo de las fallas synrift durante el Paleógeno, mientras las calizas con mayor contenido arcilloso del Campaniano-Maastrichtiano sirvieron de sello del futuro sistema petrolero Tithoniano Cretácico Superior. El sistema petrolero más importante de la cuenca TithonianoPaleoceno-Eoceno se formó a finales del Paleoceno e inicios del Eoceno con la depositación de areniscas turbidíticas en la zona erosiva del canal de Chicontepec, perfil erosivo el cual llegó a destruir yacimientos preexistentes almacenados en calizas del Jurásico Kimmeridgiano y Cretácico Medio, biodegradándose y remigrando los crudos. La componente estratigráfica de las trampas de este sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos arcillosos durante el Eoceno medio, mientras que la componente estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno. Por último tenemos el sistema petrolero Tithoniano-Mioceno, cuyas rocas almacenadoras y sello se depositaron durante el Mioceno tardío – Plioceno y cuya trampa se formó durante el Plioceno tardío. La generación de hidrocarburos inició a finales del Cretácico, alcanzando su pico máximo de generaciónexpulsión de hidrocarburos con la intensa subsidencia compensada por sedimentación del Eoceno para suspender los procesos de generación a finales del Oligoceno por la inversión, levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental terrestre de la cuenca. A partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos por los fenómenos de remigración por el reacomodo de bloques y en algunos lugares por actividad ígnea. En la porción marina la mayor intensidad de generación- expulsión de hidrocarburos se ha dado durante el Plio-Pleistoceno, alcanzando su momento crítico en el reciente.

30


Figura 11. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras del Jurásico Superior, (PEMEX, 2010). EVALUACIÓN DE ROCA GENERADORA Para el desarrollo del trabajo se requirió de un orden para un mejor entendimiento, Tomando los siguientes puntos como principales:

1.- Ubicación de pozos tomando en cuenta los datos de la tabla 1, (Fig. 12). 2.- Elaboración de tablas de análisis de Geoquímico por pozo, Fig. 13. 3.- Elaboración de Diagramas de Van Krevelen Fig. 14-19. 4.- El método Kriging utiliza las tendencias en el mapa para extrapolar a zonas donde no hay datos, a veces resulta en un máximo de Z y los valores mínimos en la red que están más allá de los valores del archivo de datos. Esto podría ser aceptable en un mapa de estructura o mapa topográfico, este método fue utilizado para la realización de los mapas de contornos (Gradiente Geotérmico, %TOC, Temperatura máxima y Topografía de la Roca Generadora), Fig. 20-26. Tabla 1.Ubicación de pozos Pozo

N

W

S

KB

Prof.

T° S

T° máx

Prof.

GG

(m)

(m)

(m)

(°C)

(°C)

Total (km)

(°C/km)

M-1

22,015

-97,453

-45

10

-3550

7

141

-3,495

38,34048641

M-2

22,129

-97,519

-60

10,4

-3614

9,05

100

-3,5436

25,66598939

M-3

22,266

-97,461

-70

10,9

-3600

10,2

105

-3,5191

26,93870592

M-4

22,246

-97,522

-70

10

-2500

9

95

-2,42

35,53719008

M-5

22,149

-97,664

-45

10,4

-3095

10

103

-3,0396

30,59613107

M-6

22,296

-97,966

1

5,83

-2042

20

80,8

-2,03717

29,84532464

31


M-7

22,196

-97,892

2,5

6,6

-2345

20

95

-2,3409

32,03895937

M-8

22,039

-97,774

27,89

20

-2630

20

75

-2,62211

20,97547395

M-9

22,004

-97,746

9,5

12,96

-3705

20

113

-3,70154

25,12467784

M - 10

21,879

-97,656

-7,3

10,9

-3049

20

105

-3,0308

28,04540055

M - 11

21,752

-97,642

9,68

13,1

-3038

20

110

-3,03458

29,6581405

M - 12

21,724

-97,611

9,07

12,82

-3425

19,64

124

-3,42125

30,50347095

M - 13

21,846

-98,241

37

20

-1432

20

64

-1,415

31,09540636

M - 14

22,092

-98,418

21,6

23

-1961

20

78

-1,9596

29,59787712

S: Superficie; KB: Kelly Bushing; Prof.: Profundidad; T°: Temperatura; GG: Gradiente Geotérmico.

Figura 12. Localización de los pozos en la cuenca de Tampico-Misantla (Google Earth, 2012).

32


M–1

M–3

M–4

33


M–5

M–6

M–7

34


M–9

M – 10

M – 11

35


M – 13

M – 14

Pobre

Moderada

Buena

Inmaduro

Ventana de Generación de aceite

Muy Buena Gas húmedo

Valores Jst Gas seco

Figura 13. Evaluación Geoquímica de los pozos de la cuenda de Tampico-Misantla. (Hunt, 1995).

36


De acuerdo la figura anterior (Fig. 13), se tiene una amplia descripción visual del comportamiento de los pozos, referenciando con recuadros amarillos el sector que nos interesa “La Roca Generadora” que pertenece al Jurásico Superior, específicamente el Tithoniano, referenciándose a la Formación Pimienta. En lo que se ha de referir con el análisis del tipo de hidrocarburo se utilizó el Diagrama de Van Krevelen por pozo, describiéndose en cada una de las imágenes, (Fig. 14-19).

INDICE DE HIDROGENO (IH)


a)

INDICE DE OXIGENO (IO)

b)


Figura 14. El inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3 respectivamente, donde a se encuentra en la ventana de generación de aceite mientras que b es pobre (Diagrama de Van Krevelen.

37




c)

d) INDICE DE OXIGENO (IO)


Figura 15. El inciso c y d nos muestran las características de M4 y M5 respectivamente, donde c se encuentra en la ventana de generación al igual que d.

38




e)

f) INDICE DE OXIGENO (IO)


Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en la ventana de generación de aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y muestra hidrocarburos de tipo II.

39




g)


h)


Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente, donde g se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras que h muestra hidrocarburos de tipo I y II.

40




i)

j) INDICE DE OXIGENO (IO)


Figura 18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente, donde i se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i muestra hidrocarburos de tipo II y III.

41


k) Figura 19. El inciso k muestra características de M14, donde se muestra hidrocarburos de tipo III.

42


Figura 20. Gráfica de Gradiente Geotérmico (°C/km) en el Área de Estudio.

Figura 21. Relación Geográfica del Gradiente Geotérmico (°C/km) y los Pozos del Área de Estudio.

43


Tabla 2. Datos Geográficos Pozo

Y

X

Up

Down

Superf. (m)

M-1

22,015

-97,453

-3439

-3450

-45

M-3

22,129

-97,519

-3757

-3761

-70

M-5

22,149

-97,664

-2870

-2980

-45

M-6

22,296

-97,966

-2038

-2045

1

M-7

22,196

-97,892

-2310

-2341

2,5

M-9

22,004

-97,746

-2800

-2900

9,5

M - 10

21,879

-97,656

-2664

-2850

-7,3

M - 11

21,752

-97,642

-2698

-2702

9,68

M - 13

21,846

-98,241

-1401

-1430

37

Figura 22. Topografía subterránea del estrato Jurásico superior Thitoniano.

44


Figura 23. Gráfica de Temperatura máxima (°C) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar la madurez de los hidrocarburos.

Figura 24. Grafica de Carbono Orgánico Total (%) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar la cantidad de materia orgánica presente.

45


Figura 25. Relación entre madurez (T°max) y cantidad de materia orgánica (%TOC). ANÁLISIS VOLUMÉTRICO DE ROCA GENERADORA Para poder realizar el cálculo volumétrico de la roca generadora se utilizaron programas como Google Earth georeferenciando la topografía de la roca generadora (Fig. 22), el cual fue utilizado para medir distancias entre cotas y de cotas. Por otro lado toda la información obtenida se vació en la tabla 3, dando como resultado un volumen de 270.8924136 km3. Tabla 3. Cálculo Volumétrico. Y

X

Up

Down

Superf. (m)

22.015

97.453 97.519 97.664 97.966 97.892 97.746 97.656 97.642 98.241

-3439

-3450

-3757

22.129 22.149 22.296 22.196 22.004 21.879 21.752 21.846

espesor(m)

distancia

longitud Up (km)

longitug cota(Km)

esp*long up(area)

esp*lon up*long cota

-45

11

-3800

3.49

0

0.186908889

0

-3761

-70

4

-3700

1.79

22.65

0.095864444

2.171329667

-2870

-2980

-45

110

-3600

2.12

27.07

0.113537778

3.073467644

-2038

-2045

1

7

-3500

1.98

38.29

0.10604

4.0602716

-2310

-2341

2.5

31

-3400

2.17

40.84

0.116215556

4.746243289

-2800

-2900

9.5

100

-3300

2.81

45.03

0.150491111

6.776614733

-2664

-2850

-7.3

186

-3200

2.78

49.09

0.148884444

7.308737378

-2698

-2702

9.68

4

-3100

3.9

57.52

0.208866667

12.01401067

-1401

-1430

37

29

-3000

3.79

66.64

0.202975556

13.52629102

46

ANÁLISIS DE ROCA GENERADORA DE LA PROVINCIAPETROLERA DE TAMPICO-MISANTLA esp.

km= km3=

1000 1E+09

0.053556

-2900

4.52

66.58

0.242071111

16.11709458

-2800

3.39

66.8

0.181553333

12.12776267

-2700

3.8

66.26

0.203511111

13.48464622

m

-2600

3.89

64.02

0.208331111

13.33735773

m3

-2500

4.07

62.41

0.217971111

13.60357704

-2400

4.24

61.86

0.227075556

14.04689387

-2300

4.12

61.51

0.220648889

13.57211316

-2200

4.1

61.08

0.219577778

13.41181067

-2100

3.81

60.82

0.204046667

12.41011827

-2000

5.44

60.2

0.291342222

17.53880178

-1900

5.98

60.29

0.320262222

19.30860938

-1800

7.2

61.32

0.3856

23.644992

-1700

5.45

58.73

0.291877778

17.14198189

-1600

5.69

38.01

0.304731111

11.58282953

-1500

4.74

23.19

0.253853333

5.8868588 270.8924136

km3

ANÁLISIS DE INFORMACIÓN De acuerdo con las figuras mostradas en el sector anterior, se parte a un análisis para un mayor entendimiento. Como punto de partida se tiene el mapa de localización de los pozos (Fig. 12) de del anexo 2, que nos muestra de una forma más visual la localización de los 12 pozos a analizar de la Cuenca Tampico Misantla. Una vez ubicados, se tiene como consiguiente el análisis geoquímico de cada uno de los pozos (Fig. 13), donde se tiene una amplia descripción visual del comportamiento de los pozos, referenciando con recuadros rojos el sector que nos interesa “La Roca Generadora” que pertenece al Jurásico Superior, específicamente el Tithoniano (Formación Pimienta). Dando como resultado que los pozos analizados tienen un potencial de Bueno a Muy Bueno, es decir, la zona es propicia para la generación de hidrocarburos. En lo que respecta con el tipo de hidrocarburo, se utilizó el Diagrama de Van Krevelen por pozo, describiéndose en cada una de las imágenes, (Fig. 14-19). Descripción por imagen:

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En la Figura 14 el inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3 respectivamente, donde a se encuentra en la ventana de generación de aceite mientras que b es pobre. Figura 15. El inciso c y d nos muestran las características de M4 y M5 respectivamente, donde c se encuentra en la ventana de generación al igual que d. Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en la ventana de generación de aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y muestra hidrocarburos de tipo II. Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente, donde g se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras que h muestra hidrocarburos de tipo I y II. Figura18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente, donde i se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i muestra hidrocarburos de tipo II y III. Figura19. El inciso k muestra características de M14, donde se muestra hidrocarburos de tipo III. Los pozos M2, M8 y M12 carecen de información para la elaboración de este tipo de análisis por lo que se omitió en el trabajo, esto no quiere decir que el proyecto carezca de buena información, al contrario se basa en datos reales (véase, anexo 2). Para la elaboración de los mapas se utilizó el método de Kriging (Surfer 10), por que utiliza las tendencias en el mapa para extrapolar a zonas donde no hay datos, a veces resulta en un máximo de Z y los valores mínimos en la red que están más allá de los valores del archivo de datos. Esto podría ser aceptable en un mapa de estructura o mapa topográfico, este método fue utilizado para la realización de los mapas de contornos (Gradiente Geotérmico, %TOC, Temperatura máxima y Topografía de la Roca Generadora), Fig. 20-26. En el mapa de Gradiente Geotérmico se describe una zona de poca temperatura ubicándose cerca del centro y hacia los costados la temperatura aumenta (Fig. 20), para analizar bien

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estas anomalías se referenciaron en Google Earth los pozos dando como resultado el mapa de la Figura 21, donde M8 y M2 se encuentran cerca de esta zona con menos temperatura, mientras que los demás pozos están por encima de los 30° C de gradiente. Para una mejor perspectiva de la roca generadora se hizo un mapa 3D de la topografía subterránea, asimilándose que tiene un comportamiento similar al de la superficie. Para la interpretación de la madurez de hidrocarburos se realizó un mapa de contornos de Tmáx, resultando que el inicio de esta madurez está en la zona central y a los costados especialmente hacia el Este (Fig. 23). El %TOC, que se utilizó fue el promedio únicamente de la capa de Jst por pozo, dando como resultado el mapa de la Fig. 2 que nos describe una acumulación de materia orgánica hacia el NE. En la siguiente figura se muestra el área propuesta para exploración rodeada en rojo, ya que de acuerdo con el análisis del empalme de mapas de Tmáx y %TOC (Fig. 27), donde la primera nos muestra valores de una temprana maduración de los hidrocarburos en toda el área, y la segunda nos da valores de cantidades de materia orgánica bastante favorables principalmente en la zona Norte, lo que nos indica una zona propicia para la explotación de petróleo.

49


Figura27. Área más productiva (amarillo) y Propuesta de Pozo (rojo).

50


CONCLUSIONES En base al análisis Geológco se conjuntaron aspectos tanto de geología superficial como de geología del subsuelo, con el motivo de presentar la distribución de las formaciones generadoras de hidrocarburos de una manera regional. Con este análisis, se obtuvo un mejor panorama de la distribución de la Formación Pimienta, que nos refiere al Jurásico Superior Tithoniano. En el análisis Tectónico-Estratigráfico se realizó un estudio referente a los esfuerzos que dieron origen a la PPTM (Provincia Petrolera Tampico Misantla), así como lo referente al comportamiento de las formaciones encontradas en el subsuelo, y en base a los cortes litológicos de la perforación de los pozos. Los resultados obtenidos en los análisis geológico-geoquímicos, fueron integrados para lograr el conocimiento de la Volumetría de la Roca Generadora. De acuerdo al análisis Geoquímico se logró determinar la ubicación de las concentraciones de %TOC y el grado de madurez de roca generadora conforme aumenta la profundad de la misma, siendo la zona costera y mar adentro en dirección norte un prospecto de exploración. Con el punto anterior y la revisión de información geológica de los pozos, se logró conocer y delimitar una nueva zona prospecto para la exploración (Fig. 26). Se propone un pozo como lugar propicio para la exploración de hidrocarburos (Fig. 26), que de acuerdo a los resultados muestra hidrocarburos no muy maduros por lo que su migración hacia el continente u otras partes es poco probable, ya que la topografía de la roca generadora muestra una pendiente más o menos pronunciada hacia el continente.

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ANEXOS Los siguientes enlaces muestran un acceso a los archivos utilizados para la elaboración de este proyecto. Tablas y gráficos.xlsx Examen-3.pdf REFERENCIAS Tarango-Ontiveros, G., 1985, Monografía Geológico Petrolera de la Zona Centro: Reporte interno, Pemex Exploración y Producción, Región Norte. Pemex-BP, 1994, La Cuenca Tampico-Misantla, Estrategia Exploratoria: Pemex Exploración y Producción – BP, Reporte interno, 161 p. Rodríguez, J. María y coa., 2010, Descubra el yacimiento: Provincias petroleras de México, WEK México 2010, Capitulo 1, pp. 1.12- 1.17.

Muir, J. M, 1936, Geology of the Tampico Region. Tusla, Okla, 280p.

Petroleos Mexicanos (PEMEX), 2005.Monografía Petrolera de la Zona Norte. Superintendencia General de Distritos de Exploración Tampico, Zona Norte. Reporte interno. Welte. D. H. 1982. El petróleo, su formación y localización, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología. Reporte interno. Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Registro de Información Geológica, Recuperado el 19de noviembre de 2012, http://www.cnh.gob.mx/.rig INEGI,

Mapas

para

imprimir,

Recuperado

el

19

de

noviembre

de

1012,

http://cuentame.inegi.org.mx/mapas/default.aspx?tema=M

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Tampico Misantla

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