Capitulo 1 by Diego Sanchez

Parque Museo de La Venta

Trópico, para qué me diste las manos llenas de color. Todo lo que yo toque se llenará de sol. Carlos Pellicer.

reado en circunstancias muy particulares para proteger y exhibir las joyas arqueológicas de la civilización más antigua de Mesoamérica, surgida hace

tres mil años en la costa del Golfo, La Venta fue el primer museo al aire libre de América Latina. Sus joyas son 33 piezas monumentales olmecas, labradas en roca sólida, trasladadas por iniciativa de Carlos Pellicer Cámara desde su enclave original, el sitio de La Venta, del municipio de Huimanguillo, hasta la capital del estado de Tabasco.

El poeta tabasqueño explicitó su propósito en una carta escrita en 1957 a Alfonso Reyes: hacer “un poema de siete hectáreas” que albergara un zoológico para exhibir únicamente especies tabasqueñas, y que sería la obra de su vida. El hallazgo de los vestigios olmecas data de 1925. La Venta fue un asentamiento de enorme importancia política, económica y cultural en la zona, y su influencia alcanzó a numerosos grupos que poco a poco fueron asentándose en Mesoamérica. El área en que aún hoy se conservan restos arqueológicos abarca cerca de 200 hectáreas rodeadas de exuberante vegetación selvática, al igual que hace 3 mil años. La mayoría de las construcciones se levantaron con tierra apisonada y barro, por lo general en torno de patios y plazas ceremoniales, porque ese suelo no es pródigo en rocas que puedan labrarse. Por ello es aún más sorprendente que los enormes monolitos en los que tallaron las cabezas colosales fueran trasladados a La Venta desde canteras distantes por lo menos 100 kilómetros, sin la tecnología con la que hoy contamos. El subsuelo de esta localidad ha sido pródigo en ofrendas, tumbas y figurillas, no así en cerámica, como si la tierra se empeñara en preservar, en sus entrañas y a flor de suelo, las pistas necesarias para reconstruir los ires y venires de una de las civilizaciones americanas más antiguas, considerada madre de nuestras culturas. El de las cabezas monolíticas no fue el único rescate que emprendió Pellicer. A finales de los años treinta del siglo pasado, un estadunidense de apellido Stirling descubrió un sitio arqueológico olmeca muy cerca de los campos petroleros. Ante la amenaza de que la perforación de estos y la extracción del hidrocarburo dañaran los vestigios, el poeta tabasqueño movió cielo y tierra para que las piezas se trasladaran al Parque Museo de La Venta, en la ciudad de Villahermosa. Hoy el museo rinde homenaje a los olmecas, lo cual se aprecia, por ejemplo, en la ofrenda de 115 hachas de piedra verde originales exhibidas en una vitrina excavada en el suelo, en un lecho de arena dorada de Huimanguillo.

WEC México 2010 // Capítulo 1

Descubra el yacimiento 1.2 Provincias petroleras de México 1.34 El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana 1.42 Utilización de sísmica de alta resolución para describir yacimientos carbonatados 1.50 La geotermia y los sistemas geotérmicos 1.66 Autores y referencias

En años recientes el gobierno estatal ha reforestado la selva que el poeta creó alrededor de la Laguna de las Ilusiones, pues con el paso del tiempo el crecimiento de la mancha urbana y las intervenciones de que había sido objeto el parque lo alteraron y deterioraron. Lo que antes eran senderos apenas esbozados, a veces invadidos por la furia vegetal, se transformó en un circuito arqueológico. Cambió de sitio la entrada; en la anterior fue colocada una fuente y se acondicionó una plaza para exhibir y vender artesanía local; se habilitaron servicios para los visitantes —cafetería, sanitarios, teléfonos, guardarropa— y se colocaron cédulas informativas sobre los monumentos arqueológicos y la flora y la fauna local. Carlos Pellicer, poeta, profesor, investigador y museógrafo, fue descrito como viajero apasionado y cantor de los grandes ríos, de la selva y el sol, pero en palabras de Octavio Paz, “Pellicer nos enseñó a mirar el mundo con otros ojos, y al hacerlo modificó la poesía mexicana. Su obra, toda una poesía con su pluralidad de géneros, se resuelve en una luminosa metáfora, en una interminable alabanza del mundo”. Y no se conformó con las palabras: para hacerlo movió montañas.

Villahermosa, ciudad en movimiento, está llena de parques y cercana a grutas, lagunas y ríos. Se ubica en una zona plena de vegetación y recursos naturales. Es una ciudad de tamaño medio, que en verano puede alcanzar los 40° C, por lo que se recomienda trasladarse en taxi. Para llegar a Villahermosa desde la Ciudad de México hay que salir rumbo a Puebla, tomar la carretera 150D, posteriormente la 145D y luego la 180.

WEC México 2010 // Capítulo 1

Provincias petroleras de México

Descubra el yacimiento

éxico ha sido objeto de estudios y actividades exploratorias destinados a descubrir yacimientos de hidrocarburos desde fines del siglo XIX. Como resultado, en 1904 se concreta el primer descubrimiento comercial de hidrocarburos en México, cuando el pozo La Pez-1 produjo 1,500 barriles diarios de aceite de calizas fracturadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, San Luis Potosí. A este descubrimiento se sumaron otros en los años siguientes, logrando posicionar a México como uno de los principales productores mundiales en la década de 1920.1 En los últimos 70 años, Petróleos Mexicanos ha explorado el territorio mexicano y definido las principales provincias geológicas con potencial petrolífero, habiendo establecido producción comercial de hidrocarburos en seis de ellas: Cuenca de Sabinas-Península de Tamaulipas, Cuenca de Burgos, Cuenca TampicoMisantla, Cuenca de Veracruz (incluye el frente tectónico de calizas plegadas y sepultadas por sedimentos cenozoicos), Cuencas del Sureste y Cuenca del Golfo de México Profundo (Fig. 1.1). Asimismo, hay identificadas seis provincias adicionales con potencial petrolífero menor que incluyen la Plataforma de Yucatán, Sierra de Chiapas, Sierra Madre Oriental, Cuenca de Chihuahua, Golfo de California y Cuencas de Vizcaíno-La Purísima en el occidente de Baja California. Todas las provincias actualmente productoras comparten en mayor o menor grado aspectos tectónicos, estructurales, estratigráficos y geoquímicos debido a que están genéticamente relacionadas a la megaCuenca del Golfo de México. Incluso la Cuenca de Sabinas, actualmente la provincia productora más retirada

1. 2

Productoras

Potencial medio-bajo

1. Sabinas-Península de Tamaulipas 2. Burgos 3. Tampico-Misantla 4. Veracruz 5. Sureste 6. Golfo de México Profundo

7. Plataforma de Yucatán 8. Sierra de Chiapas 9. Sierra Madre Oriental 10. Chihuahua 11. Golfo de California 12. Vizcaíno-La Purísima

EUA

11 10 Golfo de México

1 12

México

9 Océano Pacífico

6 3

Ciudad de México

7 4

5 8

Aceite y gas asociado Gas no asociado Potencial medio-bajo

Figura 1.1: Provincias petroleras de México.

del Golfo, constituyó durante el Jurásico Tardío y Cretácico una extensión del ancestral Golfo de México. Todos los sistemas petroleros establecidos hasta ahora se encuentran en rocas cuya edad comprende del Jurásico Temprano al Pleistoceno, asociadas a la apertura y relleno de esta megacuenca. Las principales variaciones entre las provincias radican en la proporción de sus facies sedimentarias preservadas, la naturaleza e intensidad de los eventos tectónicos cenozoicos y su historia de sepultamiento, siendo estos aspectos interdependientes y responsables de los diferentes tipos de

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

Producción acumulada 49.7

40.7 6.3

2.1

0.6

Probadas Probables Posibles

Resevas

23.8

44.5

18.9 1.0

0.3

0.5

0.0

Recursos prospectivos 52.3 29.5 16.7

Provincia del Sureste

1.7

3.4

0.7

Tampico Misantla

Burgos Sabinas

Veracruz

0.3

Golfo de México Profundo

Plataforma de Yucatán

Total

Recuperación total estimada de hidrocarburos 52.3

146.5

44.5 49.7

Producción acumulada

Reservas

Recursos prospectivos

Recuperación total estimada

Figura 1.2: Producción acumulada, reservas y recursos prospectivos de las provincias petroleras de México en miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

hidrocarburos en cada provincia. Las Cuencas de Sabinas y Burgos, en el norte; Veracruz, en el este y Macuspana, en el sureste de México, se caracterizan por producir principalmente gas no asociado. Mientras que la Provincia de Tampico-Misantla y las subprovincias del Pilar Reforma-Akal y Cuenca Salina del IstmoComalcalco en el sureste se caracterizan por producir aceite principalmente (Fig. 1.1). En aguas profundas del Golfo de México se tienen zonas con condiciones favorables para la generación, acumulación y producción tanto de aceite como de gas, si bien hasta ahora es el área menos explorada. La Fig. 1.2 muestra la producción acumulada en toda la historia de cada provincia, sus reservas remanentes y sus recursos prospectivos.2 Los recursos prospectivos son los volúmenes de hidrocarburos en acumulaciones inferidas no descubiertas que se estiman potencialmente recuperables. Por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite destacan las Cuencas del Sureste y la Cuenca Tampico-Misantla, mientras que los recursos prospectivos se concentran principalmente en aguas profundas del Golfo de México y en las Cuencas del Sureste. A continuación se presenta una descripción de las características geológicas cada una de las provincias productoras y de sus principales plays. Un play es un conjunto de yacimientos de hidrocarburos, localizaciones u oportunidades exploratorias con características similares de roca almacén, sello, estilo de entrampamiento y carga de hidrocarburos.

Fuente: PEMEX Exploración y Producción, Evaluación al 1 de Enero de 2009.2

1. 3

WEC México 2010 // Capítulo 1

30°N

Campos de gas

100 km

Cuenca de Sabinas y Península de Tamaulipas Ubicación La Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleoelemento denominado Península de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción principalmente de gas seco, se localizan en la porción noreste del país y cubren parte de los estados de Coahuila y Nuevo León (Figs. 1.1 y 1.3).

EUA

29°N

Península de Tamaulipas

Marco tectónico y geología estructural

28°N

27°N

Cuenca de Sabinas

Isla de Coahuila 26°N

Alto de Picachos

Arco de Monterrey

25°N

103°O

102°O

101°O

Alto de San Carlos

100°O

99°O

Figura 1.3: Elementos tectónicos y distribución de campos de la Cuenca de Sabinas.

Despegue salino Fallamiento inverso de basamento Plegamiento suave Domos y despegues salinos

A B C D

Domo salino Anticlinal Falla inversa

N 28°

México

27 21

B 11

I’

27°

EUA

20 28

30 D

16 17

3 23

33 35 34 13

G 8

5 1

A B C D E

80 km Saltillo 102°

Monterrey 0

Monclova 15

26°

Desde el punto de vista geológico, esta provincia petrolera incluye la Cuenca de Sabinas y los campos ubicados al noreste sobre la Península de Tamaulipas. Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas se ha interpretado como un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México. Geológicamente está limitada por grandes unidades positivas que corresponden a los elementos paleogeográficos del Jurásico Tardío, denominados Península de Tamaulipas, alto de Picachos y alto de San Carlos (también conocidos como macizo El Burro-Picachos o Arco de Tamaulipas) en el noreste y por la Isla de Coahuila en el suroeste. Al noroeste se extiende hacia la Cuenca de Chihuahua y al sureste limita con el Arco de Monterrey (Fig. 1.3).3,4,5 La formación de estructuras geológicas en las rocas mesozoicas del Golfo de Sabinas y elementos circundantes está relacionada a la deformación contraccional de la Orogenia Laramide que afectó al área desde el Paleoceno hasta el Eoceno medio. Los estilos estructurales están relacionados con la presencia y espesor de la sal Jurásica y evaporitas del Barremiano, presentándose principalmente anticlinales con doble buzamiento de orientación noroeste-sureste limitados por cabalgaduras o fallas inversas, con vergencia tanto hacia el suroeste como al noreste, resultado de la influencia de los bordes de los elementos paleotectónicos de Coahuila y Tamaulipas. Algunos de estos anticlinales están nucleados por domos de sal y se presentan estructuras de inversión que involucran al basamento.6,7,8,9 Datos cinemáticos obtenidos de pliegues, estrías y estilolitas indican un acortamiento paralelo a la dirección del esfuerzo tectónico principal observándose en la cuenca cuatro estilos estructurales (Fig. 1.4):6,10 A. Pliegues anticlinales alargados, estrechos, disarmónicos y bifurcados donde las evaporitas jurásicas están presentes;

101°

N. R. Cima Cupido K. Cupido Cupido lagunar Post arrecife Arrefice Cupido

F G H I J

H L M N Pre arrecife K. Mula K. Padilla K. Taraises J. La Casita MI

K L M N

J. Olvido J. La Gloria Conglomerado basal Basamento

100°

Figura 1.4: (Arriba y próxima página); Distribución de estilos de deformación y sección estructural NW-SE representativa de la parte central de la Cuenca de Sabinas. Modificado de Eguiluz (2001) y Pola et al (2007).6,10

1. 4

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

B.Anticlinales de alto relieve con núcleos erosionados hacia los márgenes de la cuenca donde las evaporitas jurásicas están ausentes; C. Estructuras de relieve suave, cubiertas por rocas más jóvenes desarrolladas en el área de influencia de la Península de Tamaulipas, y D.Estructuras anticlinales tipo caja y dómicas hacia las áreas de la cuenca, en donde las evaporitas tienen los mayores espesores.6,11 En la Cuenca de Sabinas se han definido cinco patrones de fracturamiento asociados a los procesos compresivos, de los cuales sólo dos se con-

sideran relevantes: a) fracturas resultantes de la compresión, paralelas y subparalelas a la dirección del echado de las capas, de gran extensión tanto lateral como vertical, y b) fracturas causadas por la extensión, perpendiculares al eje de los pliegues, numerosas pero de corta extensión, compartimentan la estructura en pequeños bloques. Los otros tres patrones de fracturas se restringen a áreas limitadas.12,13,14

Klv Klv

Klv

Jlc

Jlc Jlc

L-1 C-1

F-31

F-31A

Campo Merced

F-1 Jlc Jlc

BS-2A

Klv

J-1

L-1 H

M-19 M-5 N N

Klv

A-1 L

Jlc

E-1 Estilos estructurales

N Klv C-1 I Jlc

V-1 R-1

M M

Jlc

Campo Lampazos

BS-124

Jlc

A.D. Pliegues anticlinales alargados, tipo caja y dómicos Pliegues de despegue: N, D Pliegues de despegue fallados: A, J Pliegues por movimiento lateral de fallas de basamento: E, P B. Anticlinales de alto relieve con núcleos erosionados Pliegues de despegue fallados: B, K, I C. Estructuras de relieve suave Pliegues por propagación de fallas de basamento: C, F, G, H, L, M, O

Jlc

Klv

Jlg

Klv

Klv Klv Klv

Klv

Jlc

Klv Jlc

M-31A

L-181 L-71

D C-1

Campo Buena Suerte-Monclova

G-1001 F G

Z-1 E

Campo Forastero

BS-52 O

C M-21 C-1

P-1 A

Klv

Jlc

Jlc Jlc

1. 5

Rupeliano Priaboniano Bartoniano

Eoceno

Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano

Paleoceno

Maastrichtiano

Turoniano Cenomaniano Medio

Tipo de trampa

Eagle Ford-Agua Nueva

Albiano Aptiano Barremiano Hauteriviano

Calloviano Bathoniano Medio

Bajociano Aaleniano

Acatita-Aurora-Tamaulipas Monclova superior La Peña La Virgen-Cupidito-Tamaulipas La Mula-Cupido inferior Padilla-Taraises Barril Viejo-Taraises San Marcos-Menchaca Taraises La Casita

La Gloria-Zuloaga

Lechos rojos

Pliensbachiano Sinamuriano

Trampas

Hetangiano

Medio Inferior Paleozoico

Litología Limolita, lutita Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Igneo intrusivo o metamórfico

Inferior

Superior

La estratigrafía de la Cuenca de Sabinas (Fig. 1.5) ha sido establecida y descrita en diversos trabajos publicados e internos de Petróleos Mexicanos. 4,6,11,15, 16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26 .La columna sedimentaria descansa sobre bloques de basamento cristalino (ígneo-metamórfico) de edad permo-triásica sobre los que se depositaron capas rojas derivados de la erosión de los paleo-elementos positivos así como rocas volcánicas producidas durante el proceso de rift. La sedimentación marina en las partes más profundas de la cuenca inicia en el Calloviano-Oxfordiano con el depósito de evaporitas, calizas y algunos terrígenos de la Formación Minas Viejas, también con influencia volcánica. Al continuar la transgresión durante el Kimmeridgiano temprano, se establecieron sobre las evaporitas rampas carbonatadas en las que se depositaron calizas de agua somera de la Formación Zuloaga. Las calizas, evaporitas y capas rojas de la Formación Olvido retrocedieron hacia los altos, mientras que hacia los bordes de la cuenca continuó la sedimentación de areniscas y conglomerados rojizos de la Formación La Gloria. Hacia el final del Jurásico y principios del Cretácico (Kimmeridgiano-Berria-

La Gloria-Minas Viejas

Toarciano

Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano

Olvido

Syn-rift

Mesozoico

Oxfordiano

Apertura del Golfo de México

Tithoniano Superior Kimmeridgiano

Triásico

Play y tipo de hidrocarburo

Austin-San Felipe

Berriasiano

Acuñamiento Anticlinal Sub-discordancia Paleorelieve Asociada a fallas lístricas Cambio de facies Basamento

Figura 1.5: Tabla estratigráfica de las Cuencas de Sabinas y Burgos.

1. 6

Roca generadora

Wilcox

San Miguel-Parras-Upson

Margen pasiva

Cretácico

Vicksburg Jackson Yegua Cook Mountain Weches Queen City Reklaw

Santoniano

Valanginiano

Jurásico

Oakville Catahoula Anahuac Norma-Frío

Olmos-Escondido

Coniaciano

Inferior

Burgos

Midway

Campaniano Superior

Unidades estratigráficas y litología Sabinas

Estratigrafía y sedimentación

Goliad Lagarto

Antefosa

Paleógeno

Oligoceno

Orogenia Chiapaneca

Mioceno

Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano

Orogenia Laramide

Cenozoico

Neógeno

Plioceno

Edad

Margen pasiva

Edad Era/Periodo Época Cuat. Pleistoceno

Eventos tectónicos y tectono secuencias

WEC México 2010 // Capítulo 1

Carbón Sal Anhidrita Dolomia Caiza marina somera Caliza oolitica Tipo hidrocarburo Gas Condensado Aceite

Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas palágicas Calizas y lutitas carbonosas

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

Geología petrolera

siano) la cuenca recibió un gran aporte de sedimentos siliciclásticos provenientes de los elementos positivos, depositándose conglomerados, areniscas y lutitas carbonosas de la Formación La Casita. Estas facies fueron cubiertas del Berriasiano al Barremiano por secciones conglomeráticas de las formaciones San Marcos y Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia la parte central se depositó una secuencia de terrígenos finos, carbonatos de cuenca y de borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta energía de las formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen. En el Aptiano temprano se establece una amplia plataforma carbonatada en la que se depositaron calizas de aguas someras de la Formación Cupido, limitada hacia el oriente por crecimientos orgánicos a lo largo del margen de la plataforma, desarrollándose una zona de aguas profundas hacia el sureste en donde se depositaron calizas de mar abierto de la Formación Tamaulipas Inferior. En el Aptiano tardío se inició una transgresión que originó nuevamente condiciones de mar abierto y aguas relativamente profundas, depositándose las lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenas de la Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila. Durante el Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de mar abierto de las formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown, las que gradúan a calizas de plataforma de las formaciones Aurora, Glen Rose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos. Durante el Cenomaniano una nueva transgresión estableció condiciones de plataforma abierta en gran parte de la cuenca, depositándose las formaciones Del Río y Buda. Durante el Cenomaniano tardío-Santoniano se depositaron calizas de plataforma media a externa de las formaciones Eagle Ford y Austin. Al final del Cretácico comenzaron los levantamientos de las áreas continentales en la parte central de México como primeros efectos de la Orogenia Laramide. Esto ocasionó el incremento del material terrígeno y el depósito de facies deltáicas de las formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondido, como parte de un sistema regresivo.

Los principales elementos de los sistemas petroleros de la Cuenca de Sabinas se muestran en la Fig. 1.6.27 De acuerdo a estudios geológicos y geoquímicos realizados en esta provincia se ha establecido que las rocas generadoras principales corresponden a las facies arcillocarbonosas de los miembros inferior y superior de la Formación La Casita, en tanto que las facies arcillo-calcáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las facies calcáreo-carbonosas de la Eagle Ford de edad TuronianoCenomaniano han contribuido en menor porcentaje a la generación de hidrocarburos.27,28,29,30,31 El kerógeno de las formaciones del Jurásico es Tipo III, severamente alterado, variando de muy maduro a sobremaduro con un alto índice de transformación del kerógeno. La generación de gas proveniente de las rocas jurásicas dio inicio en la región sureste de la cuenca, durante el Cretácico Medio (~120 millones de años, m.a.) cuando todavía no estaban formadas las trampas laramídicas. Con base en resultados de modelado geológico-geoquímico se plantean dos procesos de migración ligados a la deformación estructural, uno halocinético prelaramídico de 145-83 millones de años y otro compresional laramídico de 48-34 millones de años, siendo éste último el que propició la remigración de los hidrocarburos entrampados en la primera etapa.27 Adicionalmente existen capas de carbón depositadas en facies fluvio-deltáicas de las formaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretácico Superior con un importante potencial minero y para la producción de metano de capas de carbón.6,32,33

Mesozoico

140

120

100

Mioceno

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Neógeno Oligoceno

Superior

Eoceno

Inferior

Paleógeno Paleoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora *

* = principales

Roca almacenadora Roca sello

Comp. Aceite

Gas

E = estratigráficas

Formación de trampas Generación-Migración

Figura 1.6: Modelo de generación de hidrocarburos y tabla de eventos para la Cuenca de Sabinas. La formación de las trampas por la deformación laramídica ocurre después de concluida la generación de aceite, razón por la que las trampas estructurales contienen gas en esta cuenca. Modificada de Rodríguez et al.27

1. 7

WEC México 2010 // Capítulo 1

Nombre

Litología roca almacén

Sello

Formación, edad

Formación

La Gloria

Areniscas de grano grueso a conglomeráticas de cuarzo con porosidad primaria intergranular y secundaria por fracturas (La Gloria, Oxfordiano-Kimmeridgiano)

Lutitas (miembro inferior de La Casita)

La Casita

Areniscas calcáreas de grano fino de cuarzo y feldespatos, con porosidad secundaria por fracturas (La Casita, Kimmeridgiano -Tithoniano)

Padilla

Estilo de entrampamiento

Tipo de hidrocarburo

Campos

Edad de roca generadora

Representativos

Estructurales (anticlinales laramídicos en ocasiones afallados) en algunos casos con componente estratigráfico

Gas seco en ocasiones amargo (Tithoniano)

Lampazos, Monclova

Lutitas (miembro superior La Casita)

Estructurales (anticlinales laramídicos) en algunos casos estratigráficas por acuñamiento

Gas seco en ocasiones amargo (Tithoniano)

Monclova, Merced, Forastero, Lampazos

Calizas dolomitizadas, dolomías y calizas arrecifales, porosidad primaria intercristalina y secundaria por fracturas (Padilla, Hauteriviano)

Calizas arcillosas y lutitas (La Mula)

Estructurales (anticlinales laramídicos) y estratigráficas por cambios de facies laterales

Gas seco en ocasiones amargo (Tithoniano)

Monclova-Buena Suerte y Florida

La Virgen

Packstone-grainstone y micro dolomías con porosidad primaria intergranular y secundaria por fracturas (La Virgen miembros I y IV, Barremiano)

Anhidritas (miembros II y V de La Virgen)

Estructurales (anticlinales l aramídicos) y estratigráficas por cambios de facies y combinadas

Gas seco amargo (Tithoniano)

Monclova-Buena Suerte y Pirineo

Cupido

Calizas arrecifales, calizas dolomíticas porosidad primaria intragranular, secundaria móldica y por fracturas (Cupido, Aptiano)

Lutitas (La Peña)

Estructurales (anticlinales laramídicos) y estratigráficas por cambios de facies laterales

Gas seco amargo (Tithoniano)

Cuatro Ciénegas, Totonaca, Casa Roja

Tabla 1.1: Principales plays productores de la Provincia de Sabinas. Uno de los factores principales en estos plays es la deformación laramídica que creó las condiciones de entrampamiento para los hidrocarburos.

Los principales plays de la Cuenca de Sabinas, desde el punto de vista de su productividad, son (Tabla 1.1): La Virgen (Cretácico), La Casita (Jurásico), La Gloria (Jurásico) y Padilla (Cretácico), acumulando hasta la fecha un poco más de 400 mil millones de pies cúbicos producidos de gas en total. Yacimientos de menor importancia se encuentran asociados a los plays Cupido (Cretácico), Taraises (Cretácico), Georgetown y Austin (Cretácico).6,11,26 La porosidad y permeabilidad primaria en sus yacimientos son bajas, obteniéndose alta productividad inicial pero rápida declinación por su asociación predominante con fracturas naturales.6,34 La remigración del gas y agua de formación a través de anhidritas

160

A Monclova-Buena Suerte B Merced C Forastero-Pirineo

140 120

MMpc/D

100 80

60 40 20 0 1977

1981

1985

1989

1993

1997

2001

2005

Año

Figura 1.7: Historia de producción de gas de la Cuenca de Sabinas. Se incluyen los nombres de los campos principales cuyo desarrollo produjo incrementos significativos en la producción.

1. 8

de las formaciones Olvido y Minas Viejas del Jurásico y de la Formación La Virgen del Cretácico puede ser la causa del contenido de H2S en algunos yacimientos.31

Producción y reservas La exploración en la Cuenca de Sabinas se inició en la década de 1930 con la perforación de los pozos San Marcos-1 y San Marcos-2. Durante los 50s y 60s se perforaron varios pozos que mostraron importantes manifestaciones de gas en formaciones del Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta 1975 con la terminación del pozo Buena Suerte-2A, productor de gas seco en carbonatos dolomíticos de la Formación Padilla, que se establece producción en la cuenca. Este descubrimiento fue seguido en 1976 por el pozo Monclova-1, detonando el desarrollo en esa provincia. Con la incorporación de producción de los campos Monclova-Buena Suerte, Lampazos y Florida la cuenca alcanzó su máxima histórica de 158 millones de pies cúbicos diarios de gas en 1979 (Fig. 1.7). En los años siguientes la producción declinó hasta menos de 10 millones de pies cúbicos diarios en 1991. De 1992 a 1995, con el desarrollo del campo Merced la producción de la cuenca experimentó un repunte para alcanzar los 58 millones de pies cúbicos diarios. Con el desarrollo de los campos Forastero y Pirineo la producción de esta provincia se ha elevado nuevamente hasta alcanzar los 61 millones de pies cúbicos diarios en 2008. Esta cuenca ha acumulado más de 441 mil millones de pies cúbicos de gas provenientes de 23 campos. La aplicación de nuevas tecnologías y herramientas tales como la adquisición e interpretación de sísmica tridimensional y sus atributos, toma de registros de imágenes de la pared del agujero, aplicación de la perforación bajo balance, pozos de alto ángulo, geonavegación dentro de un mismo intervalo productor, todo esto en un ambiente de trabajo en equipo multidisciplinario, han contribuido al descubrimiento de nuevos yacimientos, a incrementar las reservas remanentes y a revitalizar esta pro-

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

vincia.35 Los campos más importantes son Monclova-Buena Suerte, Pirineo, Merced, Forastero, Lampazos y Minero. Las reservas remanentes estimadas para esta provincia son de más de 280 MMMpc de gas y un recurso prospectivo de más de 1.2 billones de pies cúbicos de gas.

28°N EUA

27°N

Cuenca de Burgos Ubicación La Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora de gas no asociado en el país, se localiza en el noreste de México, abarcando principalmente el estado de Tamaulipas, el extremo oriental de Nuevo León y se extiende costa afuera hacia la plataforma continental (Figs. 1.1 y 1.8).

Alto de Picachos 26°N

Cuenca de Burgos

25°N

Marco tectónico y geología estructural En su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa o cuenca de antepaís ubicada hacia el frente del cinturón plegado laramídico de la Sierra Madre Oriental que afectó del Paleoceno al Eoceno medio sobre todo la parte sur y occidental de esta cuenca. Sin embargo, la mayor parte del relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte norte de la margen pasiva del Golfo de México. El alto del basamento de El BurroPicachos y la Península de Tamaulipas constituyen el límite sur y occidental de la cuenca, la cual se extiende hacia el norte adentrándose en el estado

Alto de San Carlos 24°N

Golfo de México

23°N

Campos de gas 100°O

Isla de Tamaulipas

99°O

98°O

100 km 97°O

Figura 1.8: Ubicación y distribución de campos de gas de la Cuenca de Burgos. Plays productores Franjas Paleoceno (Midway-Wilcox) Eoceno inferior (Wilcox-Queen City) Eoceno superior (Yegua-Jackson) Oligoceno inferior (Vicksburg) Oligoceno superior (Frío marino)

A B C D E F G H I A B C D

A’

Paleoceno Midway

A O

Eoceno inferior Wilcox-Queen City C D

Eoceno Wilcox Paleoceno Midway E.C.M. Eoceno Queen City Paleoceno Wilcox Eoceno Jackson Oligoceno Vicksburg Formaciones Mioceno Oligoceno Frío Falla expansión Eoceno Wilcox Falla Iexpansión Yegua Falla expansión Queen City Falla expansión Vicksburg

Eoceno superior Yegua-Jackson

Oligoceno inferior Vicksburg

Oligoceno superior Frío marino

Franjas productoras

A’ E

F G

B E

de Texas y hacia el oriente abarca parte del Golfo de México considerándose como límite geográfico la isobata de 200 m (Fig. 1.8).15,36 El estilo estructural predominante corresponde a un sistema de fallas normales lístricas de orientación NWSE con caída hacia el oriente—hacia donde las fallas se hacen más jóvenes—y desplazamiento de algunos cientos de metros.36,37,38,39 Se observan estructuras roll-over con nivel de despegue en sedimentos arcillosos del Paleoceno en la parte occidental y en niveles más jóvenes hacia el oriente, en donde despegan en el Oligoceno (Fig. 1.9).40 Se distinguen tres principales estilos de fallamiento normal, uno hacia la porción occidental que

A C

I D Cretácico Jurásico

Figura 1.9: Características del estilo estructural dominante en la Cuenca de Burgos y su extensión hacia la plataforma continental del Golfo de México. Tomado de PEMEX.40

1. 9

WEC México 2010 // Capítulo 1

involucra la franja del Paleoceno, en donde predominan las fallas normales sindepositacionales con zonas de expansión poco desarrolladas, que contribuyen a crear el entrampamiento y compartimentos en los yacimientos. Un segundo estilo se presenta hacia las denominadas franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales son comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo ángulo. La tercera zona se presenta en la parte oriental y se extiende hasta la plataforma continental en donde las fallas son también de crecimiento pero con planos que tienden a la verticalidad y que afectan predominantemente la columna del Mioceno y Plioceno (Fig. 1.9).40 Algunas fallas antitéticas con caída hacia el occidente se han desarrollado asociadas a las fallas principales.

Estratigrafía y sedimentación La columna sedimentaria de la Cuenca de Burgos abarca todo el Terciario y yace sobre rocas del Mesozoico (Fig. 1.5). El espesor máximo de sedimentos calculado en el depocentro de esta cuenca es de aproximadamente 10,000 metros y está compuesto litológicamente por una alternancia de lutitas y areniscas, depositadas siguiendo un patrón general progradante o regresivo (Fig. 1.9).40 La historia sedimentaria temprana de la Cuenca de Burgos estuvo influenciada por la deformación laramídica. Las zonas levantadas al occidente de la cuenca fueron la fuente de aporte de las areniscas y lutitas de las formaciones Midway del Paleoceno inferior y Wilcox del Paleoceno superior-Eoceno inferior. Los paquetes de arenisca que forman los yacimientos de estas unidades se depositaron en ambientes deltáicos, estuarinos y costeros como barras costeras (strandplains) e islas de barrera que varían a ambientes turbidíticos de base de talud y cuenca hacia la parte oriental extendiéndose los más jóvenes hacia el Golfo de México. 36,39,40,41,42,43,44,45,47 El fallamiento sinsedimentario provocó la acumulación

y crecimiento de paquetes de arena en los bloques bajos. Estos crecimientos alcanzan hasta los 400 m de expansión en la porción centro-occidenal de la cuenca y sobrepasan en algunos casos los 1,000 m en la región suroriental de la misma.39 Los sedimentos del Eoceno temprano de la parte superior de la Formación Wilcox fueron cubiertos por la sedimentos arcillo-arenosos de la Formación Reklaw, siendo ésta sobreyacida a su vez por rocas de la Formación Queen City de amplia distribución. A su vez, estas rocas son sobreyacidas por una columna predominantemente arcillosa correspondiente a las formaciones Weches y Cook Mountain, a las que sobreyacen Yegua y Jackson de carácter más arenoso, las cuales se depositaron progresivamente más hacia el oriente durante el Eoceno tardío (Fig. 1.9).40 Estas dos últimas unidades reflejan un mayor aporte de sedimentos tanto a la Cuenca de Burgos como a la parte profunda del Golfo de México debido al rejuvenecimiento de las zonas occidentales de la cuenca en el Eoceno medio y tardío por efecto de la orogenia Laramide.37 En estas unidades se presentan varias superficies de erosión y áreas con bloques rotados desprendidos de la plataforma a manera de plataformas derrumbadas.38,39 En el Oligoceno se infiere un levantamiento y rejuvenecimiento de las áreas positivas localizadas al oeste y suroeste, ocasionando una gran afluencia de clásticos y terrígenos finos hacia la Cuenca de Burgos y aguas profundas del Golfo de México y la progradación de sistemas de plataforma, deltáicos y fluviales de la secuencias Vicksburg y Frío.43 Las facies con la mayor producción registrada hasta ahora corresponden a sistemas de barras costeras, bermas o strandplains, deltas dominados o modificados por oleaje y facies fluviales.39.48,49,50 Los sedimentos del Oligoceno también fueron afectados por fallas de crecimiento sinsedimentarias. Hacia fines del Oligoceno se produce una transgresión y en el Mioceno temprano progradan nuevamente los ambientes fluviales, deltáicos y costeros y sobre sedimentos de plataforma dando lugar al depósito de areniscas y algunos conglomerados de la Formación Anáhuac y varias unidades más del Mioceno medio-tardío y Plioceno. Estas secuencias más jóvenes tienen su mayor desarrollo en la parte oriental de la cuenca y hacia la plataforma continental, en donde las mejores facies almacenadoras continúan siendo de deltas dominados por oleaje, sistemas de barras costeras e islas de barrera y se infiere la presencia de turbiditas en abanicos submarinos en las partes más profundas.36,37

Mesozoico

140

120

100

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Mioceno

Superior

Neógeno Oligoceno

Inferior

Paleógeno Eoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico Paleoceno

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Comp. Aceite

Figura 1.10: Tabla de eventos para los sistemas petroleros de la Cuenca de Burgos.

1. 10

Distención Gas

Formación de trampas Generación-Migración

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

Nombre

Litología roca almacén

Sello

Formación, edad

Formación

Midway

Areniscas líticas de grano grueso a fino de ambientes deltaicos y abanicos de talud (Midway, Daniano)

Lutitas (Midway)

Wilcox

Trampas

Tipo de hidrocarburo

Campos

Edad de roca generadora

Representativos

Estratigráficas (acuñamientos y cambios de facies)

Gas seco (Tithoniano, Daniano)

Alondra, Emú, Oasis-PanduraCorindón

Areniscas líticas y sublíticas calcáreas Lutitas y limolitas de grano fino a muy fino de ambientes de plataforma costeros (islas de barrera, barras costeras, (Wilcox) deltas) (Wilcox, Thanetiano-Ypresiano)

Estructurales (roll-over y cierres contra falla)

Gas seco y húmedo (Tithoniano, Paleoceno-Eoceno)

Arcabuz-Culebra, Arcos, Enlace

Queen City

Areniscas líticas calcáreas, de grano grueso a muy fino, deltaicas y de barras costeras (Queen City, Lutetiano)

Limolitas y lutitas de plataforma (Queen City)

Estructurales (asociadas a fallas normales), combinadas y estratigráficas (cambios de facies, acuñamientos)

Gas húmedo (Eoceno)

Arcabuz, Culebra, Mojarreñas, Santa Rosalía

Yegua

Areniscas de grano medio a fino de ambientes lagunares y deltáicos (Yegua, Priaboniano)

Lutitas y limolitas ínterestratificadas (Yegua)

Estructurales (asociadas a fallas de crecimiento), y estratigráficas (bloques desprendidos de la plataforma y abanicos submarinos)

Gas húmedo y condensado (Eoceno)

Palmito, Cabeza, Pamorana, Dulce, Caronte

Jackson

Areniscas de grano medio a fino de ambientes deltáicos, y barras costeras (Jackson, Priaboniano)

Lutitas y limolitas ínterestratificadas (Jackson)

Estructurales asociadas a fallas de crecimiento, y en algunos casos estratigráficas y combinadas

Gas húmedo y condensado (Eoceno)

Comitas, Torrecillas, Dragón, Bayo

Vicksburg

Areniscas de grano medio a fino de ambientes deltaicos y costeros (Vicksburg, Rupeliano)

Lutitas y limolitas (Vicksburg)

Estructurales (roll-over y cierres contra falla) y combinadas

Gas húmedo y condensado (Cenozoico)

Cuitlahuac, Misión, Pípila, Fundador

Frío

Areniscas líticas y sublíticas calcáreas de grano medio a muy fino de ambientes deltaico, costero y plataforma somera (Frío, Rupeliano-Chattiano)

Lutitas y limolitas (Frío)

Estructurales (roll-over y cierres contra falla) y combinadas

Gas seco, gas húmedo, condensado (Cenozoico)

Reynosa, Monterrey, Brasil, Nejo

Anáhuac

Areniscas de cuarzo de grano fino a medio, de ambiente lagunar, barras costeras y deltas dominados por oleaje (Anáhuac, Aquitaniano)

Lutitas y limolitas interestratificadas (Anáhuac)

Estructurales asociadas a bloques con cierre contrafalla y estratigráficas asociadas a cambios de facies laterales

Gas húmedo (Oligoceno)

18 de Marzo

Tabla 1.2: Principales plays productores de la Cuenca de Burgos. La mayoría de estos plays están controlados por el fallamiento lístrico, el cual al deformar los paquetes de areniscas depositadas en diversos ambientes, determina las condiciones de entrampamiento con cierres contra falla, pliegues tipo roll-over y de tipo combinado.

Geología petrolera En la cuenca de Burgos se tienen 4 sistemas petrolíferos establecidos: Pimienta-Midway, Midway-Wilcox, Wilcox-Wilcox y Vicksburg-Frío. Las rocas generadoras principales son: 1) calizas arcillo-carbonosas y lutitas calcáreo-carbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior con materia orgánica tipo II; 2) lutitas y limolitas arenosas de las formaciones Midway del Paleoceno con materia orgánica tipo III; 3) lutitas y limolitas arenosas de la Formación Wilcox del Eoceno con materia orgánica tipo III, y 4) facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materia orgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II.29,51 El gas es predominantemente termogénico no asociado y asociado a condensado proveniente de rocas maduras. Las rocas del Jurásico Superior empezaron a generar hidrocarburos a partir de finales del Cretácico (~121 m.a.) y continúan activas hacia el poniente de la cuenca. Las rocas de la Formación Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno temprano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las de Vicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando en ella hasta la actualidad.31,48,51 La migración ocurrió principalmente a lo largo

de las superficies de fallas que conectan las rocas generadoras con los paquetes de areniscas. La roca almacén consiste de areniscas de las formaciones Midway, Wilcox, Reklaw, Queen City, Cook Mountain, Yegua, Jackson, Vicksburg, Frío Marino, Frío No Marino y Anáhuac. La calidad de la roca almacén está controlada por el ambiente de depósito, la composición de las areniscas, el tamaño y distribución de los granos, la distribución y tipo de cemento y el porcentaje y tipo de matriz.38,39,52,53,54,55 El sello lo constituyen los paquetes de facies arcillosas que sobreyacen de manera alternante y cíclica a las facies arenosas y a los que pasan lateralmente. Las trampas son principalmente estructurales consistiendo de anticlinales tipo roll-over con cierres por cuatro lados y cierres contra falla. Las características principales de los plays productores en la Cuenca de Burgos se presentan en la Tabla 1.2.

1. 11

WEC México 2010 // Capítulo 1

Producción y reservas

1a etapa

A Reynosa, Brasil, Monterrey B Culebra, Arcabuz, Arcos, Cuitláhuac C Enlace, Fundador, Nejo, General

1,400 1,200

800 600

400 200 0 1945

1950

1955

Tectónicamente la provincia geológica de TampicoMisantla ha pasado por varias etapas. A fines del Triásico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sido relacionadas al inicio del proceso de rift del Golfo de México o al tectonismo en la margen occidental con el ancestral océano Pacífico.56,57,58 Durante el Jurásico Temprano y Medio se presentó una etapa de rift que dio lugar a la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

Figura 1.11: Historia de producción de la Cuenca de Burgos. Se muestran los nombres de los campos principales que contribuyeron a los incrementos de producción. La primera etapa marca el descubrimiento de la provincia, desarrollo de los grandes campos y la declinación de la producción en los setentas y ochentas cuando las inversiones se enfocaron en los campos mesozoicos de las Cuencas del Sureste. La segunda etapa corresponde a la revitalización de la provincia con una agresiva campaña exploratoria y de desarrollo.

Tardío y hasta inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa de deriva (drift) con la formación de corteza oceánica en la parte central del Golfo de México. La margen pasiva establecida en la etapa de deriva continuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo.

Alto de San Carlos

Cuenca de Burgos

100 km N

24°N

Golfo de México

Isla de Tamaulipas 23°N

22°N

21°N

Sierra Madre Oriental

Cuenca Tampico Misantla

Antefosa de Chicontepec Cinturón Volcánico Transmexicano

Plataforma de Tuxpan

Campos de aceite Campos de gas

20°N Macizo de Teziutlan 99°O

98°O

97°O

96°O

95°O

Figura 1.12: Ubicación de la provincia Tampico-Misantla y principales campos de aceite y gas.

1. 12

1960

Año

Ubicación

Marco tectónico y geología estructural

1,000

Cuenca Tampico-Misantla La Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del estado de Tamaulipas hasta la parte central del estado de Veracruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo, norte de Puebla y la plataforma continental hasta la isobata de 200 m (Fig. 1.12).

2a etapa

1,600

MMpc/D

La producción comercial en la Cuenca de Burgos inició en 1945 con el descubrimiento del campo Misión productor en el Play Vicksburg. La producción se incrementó a partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies cúbicos diarios en 1970. Durante los años setenta y ochenta la producción declinó debido a que las inversiones y recursos humanos se enfocaron a la exploración y explotación de los campos en las Cuencas del Sureste. Sin embargo, a principios de los años noventa se produce un cambio en la política energética y el impulso a fuentes limpias de energía. Se inició entonces una campaña de adquisición sísmica tridimensional, aplicación de nuevos conceptos geológicos, nuevas tecnologías de perforación y terminación de pozos, así como trabajo multidisciplinario. Como resultado, la cuenca inicia su revitalización en 1994 revirtiendo la declinación e incrementando la producción de 200 millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios. A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpc/D (Fig. 1.11) y ha acumulado más de 10 billones de pies cúbicos de gas. La producción es de gas seco dulce en su parte occidental, haciéndose más húmedo hacia el oriente. Se tienen un total de 237 campos de los cuales los más importantes son Reynosa, Monterrey, Cuitláhuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pandura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Las reservas remanentes y recursos prospectivos de gas de la cuenca son de 4.5 y 12 billones de pies cúbicos de gas respectivamente.

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Sierra Madre Oriental

Antefosa de Chicontepec

Plataforma de Tuxpan

Plataforma continental

Golfo de México Profundo E

A B

A B C D E F G

F C

Chicontepec (areniscas turbidíticas) Tamaulipas Superior-San Felipe (calizas fracturadas) Tamaulipas Inferior (calizas fracturadas) Tamabra (pie de talud carbonatado) San Andrés (grainstones oolíticos) El Abra (calizas de plataformas) Mioceno-Plioceno (areniscas de barras costeras)

F E

Jurásico Superior Jurásico Medio Yeso-anhidrita-Cretácico Cretácico Inferior-Medio Paleoceno Cretácico Superior Oligoceno-Plioceno Eoceno

Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa como resultado de la aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras laramídico que dio lugar a la Sierra Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y la formación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por la Plataforma de Tuxpan.59 Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasiva en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete terciario depositado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamiento de esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 1.13).60 El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológica es lo que se definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956), limitada al norte por el Arco de Tamaulipas, al sur por el Macizo de Teziutlán, al oeste por los afloramientos mesozoicos de la Sierra Madre Oriental y al este se consideró como límite geográfico la línea de costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera la isobata de 200 m (Fig. 1.12). Geológicamente se reconocen cuatro subprovincias parcialmente superpuestas:61,62 1. la subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos en rocas carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamento de la antefosa terciaria, 2. el frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues y cabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas, 3. la antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del PaleocenoEoceno, y

G F

Figura 1.13: Sección estructural a través de la provincia TampicoMisantla y ubicación de los plays establecidos. Tomado de PEMEX-BP.60

4. la plataforma continental del Terciario, con yacimientos de gas en areniscas de plataforma, talud y cuenca. Estas subprovincias comparten elementos del sistema petrolífero, por lo que se describen de manera conjunta. Desde el punto de vista estructural, las rocas anteriores al Jurásico Medio están afectadas por el fallamiento normal synrift que produjo una serie de bloques basculados y que controló la distribución de las facies almacenadoras jurásicas. Algunas de estas fallas fueron reactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Temprano pero principalmente durante la deformación laramídica desde finales del Cretácico hasta el Eoceno, creando vías de migración para salmueras de cuenca e hidrocarburos (Fig. 1.13).60 En la parte occidental y norte de la provincia los esfuerzos laramídicos produjeron pliegues y cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurásicas y cretácicas más frágiles y que actualmente están sepultadas por rocas del Cretácico Superior y Cenozoico. La subsidencia térmica y la acumulación de la cuña sedimentaria cenozoica de margen pasiva provocaron el basculamiento regional de esta provincia hacia el este. Otro patrón estructural relevante son las fallas de crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a los sedimentos terciarios de la plataforma continental, creando anticlinales tipo roll-over.63,64

1. 13

Rupeliano

Eoceno

Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano

Paleoceno

Tipo de trampa

Bajos de basamento o topográficos

Estratigrafía y sedimentación

Tuxpan Escolín-Coatzintla Palma Real-Alazán Horcones

Priaboniano Bartoniano

Tantoyuca-Chapopote Guayabal Antefosa

Paleógeno

Oligoceno

Margen pasiva

Mioceno

Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano

Orogenia Laramide

Cenozoico

Neógeno

Plioceno

Edad

Play y tipo de hidrocarburo

Era/Periodo Época Cuat. Pleistoceno

Unidades estratigráficas y litología Altos de basamento o topográficos

Roca generadora

Edad

Eventos tectónico y tectono secuencias

WEC México 2010 // Capítulo 1

Chicontepec Velasco

Maastrichtiano Méndez

Campaniano Superior

Santoniano

San Felipe

Turoniano Cenomaniano Medio

Inferior

Agua Nueva El Abra-Tamabra

Albiano

Margen pasiva

Cretácico

Coniaciano

Aptiano Barremiano Hauteriviano Valanginiano

Tamaulipas superior Otates El Abra-Tamabra Tamaulipas inferior Tamaulipas inferior

Berriasiano Pimienta

Tithoniano

Calloviano

Jurásico

Bathoniano Medio

Bajociano Aaleniano Toarciano Pliensbachiano

Apertura del Golfo de México

Mesozoico

Oxfordiano

San Pedro-San Andrés Chipoco-Tamán

Tepexic Huehuetepec Cahuasas Tenexcate-Tajín

Huayacocotla

Sinamuriano

Triásico

Superior Medio Inferior Paleozoico

Huizachal

Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano Basamento

Figura 1.14: Columna estratigráfica de la Provincia de Tampico-Misantla.

1. 14

Tipo hidrocarburo

Acuñamiento Anticlinal Sub-discordancia Paleorelieve Asociada a fallas lístricas Cambio de facies

Gas Condensado Aceite

Litología

Inferior

Hetangiano

Trampas

Santiago

Syn-rift

Superior Kimmeridgiano

El basamento cristalino de la Cuenca Tampico-Misantla está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. 65 En la columna sedimentaria de la Provincia TampicoMisantla se reconocen cuatro tecto no-secuencias (Fig. 1.14).60 La primera tectono-secuencia, denominada Synrift, inicia en el Triásico con el depósito sobre el basamento de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la Formación Huizachal del Triásico Tardío al Hettangiano, seguidos por una secuencia transgresiva marina de areniscas y lutitas de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior durante el Hettangiano-Pliensbachiano. 66,67 Los fósiles contenidos en estas rocas indican que las aguas marinas que inundaron estas cuencas provinieron del ancestral Océano Pacífico.57 En el Jurásico Medio se restablecieron condiciones continentales y se depositaron clásticos de la Formación Cahuasas. Una nueva transgresión favoreció el depósito de calizas oolíticas de rampa

Limolita, lutita Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Igneo intrusivo o metamórfico

Carbón Sal Anhidrita Dolomia Caiza marina somera Caliza oolitica

Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas palágicas Calizas y lutitas carbonosas

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interna de la parte inferior de la Formación Huehuetepec las cuales pasan a anhidritas en su parte superior y depósitos locales de halita.68,69 Hacia los altos de basamento estas facies pasan a areniscas y conglomerados. Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas, grainstones oolíticos de rampa interna y wackestones bioclásticos arcillosos de rampa media y externa de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreyacidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la Formación Santiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano.70 Alrededor de los altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que se depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación San Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales de rampa media y externa de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación Tamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmeridgiano progradando hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descenso del nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de la Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.71 Las calizas arcillosas y carbonosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las facies de las formaciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. En los altos de basamento más prominentes como el de Tuxpan se mantuvieron condiciones de aguas someras y probablemente zonas expuestas durante gran parte del Tithoniano. Hacia el final de Jurásico se deposita sobre la Formación Pimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la Formación La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento. La tectono-secuencia Margen Pasiva I inicia con el depósito de calizas de rampa interna (packstones y grainstones oolíticos y bioclásticas) del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por calizas arcillosas de cuenca y capas de bentonita del miembro bentonítico de la misma formación, las cuales se hacen gradualmente más carbonatadas hasta pasar al miembro superior de calizas color crema constituido por wackestones de microfósiles planctónicos. Al mismo tiempo hacia el alto de Tuxpan se depositaron calizas de agua somera de la parte inferior de la Formación El Abra, que correlacionan con la Formación Cupido del noreste de México. Cerca del límite Aptiano-Albiano se depositan en toda el área mudstones y wackestones arcillosos y lutitas laminares del Horizonte Otates. Durante el Albiano y Cenomaniano se depositaron mudstones y wackestones de foraminíferos planctónicos con capas y lentes de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior en la mayor parte de la provincia, a excepción del alto de Tuxpan, sobre el que se desarrolló un atolón representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por delantales (aprons) de facies de talud de la Formación Tamabra. A finales del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente prolongada, con la transgresión subsiguiente se restablece temporalmente la sedimentación carbonatada somera, pero la tasa de sedimentación no alcanza a mantener el paso con el ascenso relativo en el nivel del mar y la plataforma se ahoga depositándose calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior. Posteriormente se depositan calizas bentoníticas con intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas calcáreas de la Formación Méndez marcando el final de la tectono-secuencia Margen Pasiva I.

La tectono-secuencia Antefosa está caracterizada por el cambio de sedimentación carbonatada a terrígena y el cambio del patrón de subsidencia termal a flexura por carga tectónica. Sobre la Formación Méndez se depositaron lutitas calcáreas bentoníticas de la Formación Velasco del Paleoceno Inferior. Los sedimentos derivados de la erosión de las rocas Mesozoicas levantadas y deformadas en el cinturón laramídico así como del descapotamiento del Macizo de Teziutlán en el sur iniciaron el relleno de la antefosa desde la parte occidental con el depósito de una alternancia de lutitas y areniscas con algunas capas de conglomerado de la Formación Chicontepec.72 Los ambientes de depósito variaron desde fluviales y deltáicos de grano grueso adyacentes al cinturón cabalgado pasando rápidamente a ambientes de prodelta, plataforma y abanicos turbidíticos. Durante el Eoceno temprano, probablemente debido al descenso del nivel del agua en la Cuenca del Golfo de México o a la formación del abultamiento periférico (peripheral bulge) de la antefosa, se formaron grandes valles de incisión en la margen del Golfo de México, dentro de los que se incluyen los denominados paleo-cañones Bejuco-La Laja, Chicontepec y Nautla.73,74,75,76,77 En estos valles de incisión los sedimentos terciarios y mesozoicos preexistentes fueron erosionados, particularmente en la parte sur donde los sedimentos del Eoceno descansan sobre rocas de Cretácico Inferior y Jurásico Superior (Fig. 1.14). Se infiere que grandes cantidades de sedimento con potencial almacenador fueron transportadas hacia la parte profunda del Golfo de México desde las desembocaduras de los valles de incisión ubicadas al norte y sur de la Plataforma de Tuxpan. Este elemento bloqueó la salida directa de los sedimentos de la antefosa hacia el Golfo de México, forzándolos a salir por el norte y por el sur, zonas en las que la erosión fue más pronunciada y que podrían corresponder a las desembocaduras de los paleocañones Bejuco-La Laja y Chicontepec-San Andrés de Carrillo-Bravo.75 Las rocas del Cretácico Superior depositadas sobre la plataforma de Tuxpan así como las calizas del Albiano-Cenomaniano de la misma plataforma también fueron parcialmente erosionadas durante este tiempo y sujetas a karstificación. Al subir nuevamente el nivel base de erosión, estos valles fueron rellenados por turbiditas menos arenosas de la parte superior de la Formación Chicontepec y lutitas calcáreas de la Formación Guayabal del Eoceno temprano, marcando el final de la deformación laramídica. Es importante señalar que durante las diferentes etapas de relleno de la antefosa no se estableció un perfil batimétrico de plataforma-talud-

1. 15

WEC México 2010 // Capítulo 1

Mesozoico

Cenozoico

200

180

160

140

120

Superior

100

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Inferior

Mioceno

Superior

Neógeno Oligoceno

Medio

Paleógeno Eoceno

Inferior

Cretácico Paleoceno

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora Roca almacenadora Roca sello E

E = estratigráficas

Compresión

Dist. grav.

Formación de trampas Generación-Migración

Figura 1.15: Tabla de eventos para los principales sistemas petroleros de la Provincia de Tampico-Misantla. La formación de trampas por deformación laramídica ocurrió principalmente en la parte occidental de la provincia, mientras que la distensión gravitacional que produjo fallamiento lístrico afecta a sedimentos terciarios de la plataforma continental en la parte oriental.

cuenca del tipo margen pasiva como el del actual Golfo de México. El perfil batimétrico en la antefosa tendía a ser homoclinal tipo rampa o con zonas de plataforma relativamente estrechas, en las que los deltas y sistemas costeros adyacentes a las fuentes de aporte pasaban una zona de prodelta o talud homoclinal en el que predominaba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de escombros y deslizamientos tipo slump. La Sierra Madre Oriental continuó siendo la fuente principal del sedimento de la tectono-secuencia Margen Pasiva II. Durante el Eoceno medio se depositaron lutitas, areniscas con algunas capas de conglomerado y bentonita de las formaciones Tantoyuca y Chapopote. El alto de la plataforma de Tuxpan fue sepultado y se estableció en el área una amplia plataforma siliciclástica. Lutitas y limolitas de las formaciones Horcones, Palma Real Inferior y Alazán fueron depositadas durante el Oligoceno temprano. Se presentan esporádicos crecimientos coralinos en la parte superior, mientras que los conglomerados y areniscas conglomeráticas marcan discordancias.61 El límite de secuencia principal reportado cerca del límite de los pisos Rupeliano y Chattiano, puede correlacionarse con la discordancia que marca la cima de la Formación Palma Real y que dio lugar al depósito del conglomerado Mecatepec.61,78 Durante el desarrollo de estas discordancias los sedimentos se depositan hacia las partes más profundas produciendo intervalos prospectivos bajo la actual plataforma conti-

1. 16

nental. El Oligoceno Superior y parte del Mioceno Inferior está representado en tierra por una sección granodecreciente en la base (Formación Coatzintla) consistente de areniscas, limolitas y lutitas que pasan hacia arriba a una sucesión granocreciente de limolitas, areniscas y conglomerados (Formación Escolín) depositados en ambientes costeros y de plataforma somera, incluyendo sistemas fluvial-estuarino-plataforma y fluvial-deltaico-plataforma.61 Tras el depósito de la Formación Escolín se desarrolló en el área una gran discordancia. Se infiere que durante parte del Aquitaniano y del Burdigaliano grandes cantidades de sedimento atravesaron esta zona a través de valles de incisión para ser depositadas en la parte occidental del Golfo de México. Con el inicio de la transgresión en el Burdigaliano y hasta el Langhiano los valles de incisión fueron rellenados por una sucesión granodecreciente (parte inferior de la Formación Tuxpan) compuesta de conglomerados y areniscas conglomeráticas de ambientes fluviales que gradúan a areniscas finas, limolitas y lutitas de ambientes estuarinos y de plataforma interna a externa como se puede observar en el área entre Poza Rica y Cazones.79 Estas rocas están cubiertas por una sucesión granocreciente de areniscas fosilíferas de grano fino a medio correspondientes a la parte superior de la Formación Tuxpan del Mioceno medio, siendo las rocas más jóvenes que afloran en la provincia Tampico-Misantla. Tras el depósito de las Formación Tuxpan una regresión forzada provocó el desplazamiento de las facies hacia la Cuenca del Golfo de México durante el Mioceno tardío. Las facies de plataforma progradaron hasta abarcar la mayor parte de la actual plataforma continental. En esta zona se depositaron una serie de parasecuencias apiladas constituidas por limolitas arcillosas y areniscas de grano fino. Sobre la plataforma las areniscas porosas se concentran en los sistemas de nivel alto (highstand systems tracts) y generalmente corresponden a zonas con altas amplitudes sísmicas.

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

Geología petrolera En la porción centro occidental de esta provincia se tienen espesores de 50 a 1,150 m de lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materia orgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura. Estas rocas han generado hidrocarburos que se han entrampado en rocas clásticas de la Formación Cahuasas y de las formaciones Huehuetepec y Tepexic del Jurásico Medio y contribuyeron a la carga de rocas almacén del Jurásico Superior, Cretácico y Terciario.80 Sin embargo, estudios geoquímicos han determinado que las principales rocas generadoras de esta provincia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordiano con kerógeno tipo I, II y III, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano con kerógeno tipo II, y principalmente a las rocas arcillosas de la Formación Pimienta del Tithoniano con kerógeno tipo II, las cuales se encuentran actualmente en el pico de generación de aceite (Figs. 1.14 y 1.15).29,31 En el Cretácico los intervalos con potencial generador corresponden al Horizonte Otates y a la Formación Agua Nueva; sin embargo, el poco espesor del Otates y la inmadurez de la Agua Nueva les restan importancia.29 La roca generadora activa se distribuye regionalmente identificándose varios focos de generación distribuidos en toda la cuenca.31 Adicionalmente, hay evidencias de genera-

Nombre

Litología

Sello

ción en cantidades menores de rocas de edad Terciaria.81 Las rocas jurásicas entraron en la ventana de generación de aceite y se han mantenido en ella desde el Cretácico Medio (Fig. 1.15). Las características de los plays principales que han establecido producción comercial en esta provincia se muestran en la Tabla 1.3. Otros plays que han resultado con producciones menores o manifestaciones importantes incluyen a los Conglomerados Tajín, grainstones oolíticos de las formaciones Tepexic y Huehuetepec en trampas estratigráficas por acuñamiento o cambio de facies, grainstones oolíticos del miembro calcarenítico de la Formación Tamaulipas Inferior y areniscas deltáicas de la Formación Tantoyuca.60 En el Mioceno-Plioceno de la plataforma continental se han identificado plays potenciales que varían desde complejos de canales y abanicos submarinos hasta rellenos de cañones submarinos.82,83

Trampas

Tipo de hidrocarburo

Campos

Formación, edad

Formación

Edad de roca generadora

Representativos

San Andrés

Grainstones oolíticos dolomíticos, porosidad primaria y secundaria (San Andrés, Kimmeridgiano)

Calizas arcillos (Pimienta)

Estratigráficas (acuñamientos contra altos de basamento, cambio de facies)

Aceite ligero (TithonianoOxfordiano-Kimmeridgiano)

Arenque, San Andrés

Tamaulipas Inferior

Calizas pelágicas fracturadas (Tamaulipas Inferior, Berriasiano-Aptiano)

Calizas arcillosas (Tamaulipas Inferior, Otates)

Estructurales, combinadas (anticlinales, bajo discordancia)

Aceite pesado a ligero

TamaulipasConstituciones

San Felipe-Agua Nueva

Calizas fracturadas de cuenca fracturadas (San Felipe-Agua Nueva, Turoniano-Campaniano)

Margas (Méndez)

Estructurales (pliegues y zonas de fractura asociadas a fallas)

Aceite pesado a ligero (Tithoniano)

Ébano, Pánuco

Tamabra

Brechas y turbiditas de talud carbonatado, porosidad primaria y secundaria (Tamabra, Albiano-Cenomaniano)

Calizas arcillosas compactas (Tamaulipas Superior, Agua Nueva)

Combinadas (por cambio lateral de facies y basculamiento)

Aceite ligero (Tithoniano)

Poza Rica, Tres Hermanos

El Abra

Arenas carbonatadas karstificadas de margen plataforma, porosidad primaria y secundaria (El Abra, Albiano-Cenomaniano)

Calizas arcillosas y lutitas (Agua Nueva, San Felipe, Méndez, Terciario)

Estratigráficas (paleorelieve depositacional)

Aceite pesado, en tierra, a ligero, condensado y gas asociado en la parte marina (Tithoniano)

Cerro Azul, Santa Águeda, Atún, Bagre

Chicontepec

Areniscas turbidíticas de complejos de canal y abanicos submarinos (Chicontepec, Paleoceno-Eoceno)

Lutitas intercaladas (Chicontepec)

Estratigráficas y combinadas (cambio lateral de facies, bajo discordancia, asociadas a pliegues)

Aceite pesado a ligero (Tithoniano-Terciario)

Agua Fría, Tajín, Coapechaca, Soledad

Mioceno-Plioceno

Areniscas de barras costeras (Mioceno-Plioceno)

Limolitas arcillosas intercaladas (Mioceno-Plioceno)

Estructurales (anticlinal de roll-over, cierre contra falla)

Gas seco y húmedo

Lankahuasa, Sihini

Tabla 1.3: Principales plays productores de la Provincia de Tampico-Misantla.

1. 17

WEC México 2010 // Capítulo 1

Producción y reservas

A Ébano-Pánuco y Faja de Oro B Poza Rica y San Andrés C Tamaulipas-Constituciones, Arenque, Faja de Oro Marina, Tres Hermanos D Chicontepec, Faja de Oro 600

500

Mbd

400 300 200 100 0 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Año

Figura 1.16: Historia de producción de aceite de la Cuenca Tam-

La exploración por hidrocarburos en la Provincia Tampico-Misantla se remonta a la segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los primeros pozos en el área de Furbero en el estado de Veracruz. Perforados con técnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse comercialmente. No fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte norte de la provincia, que se inicia en México la producción comercial de hidrocarburos de calizas fracturadas del Cretácico. Posteriormente siguieron los espectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que dieron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920 esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. 1.16), habiendo acumulado a la fecha más de 5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente (Fig. 1.2).2 Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec.

pico-Misantla.

Cuenca de Veracruz Ubicación 0

100 km

La cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando comprendida principalmente en el estado de Veracruz y extendiéndose hacia la actual plataforma continental del Golfo de México (Fig. 1.17).

20°N

Marco tectónico y geología estructural

Macizo de Teziutlan

Golfo de México

Provincia de Veracruz Alto de Anegada

Fre nte

19°N

tón

tec ico

Cuenca Terciaria do

ulta

sep

Sierra de Zongolica

Centro Volcánico Los Tuxtlas

18°N Cuenca Salina del Istmo

17°N

Campos de aceite Campos de gas 96°O

95°O

94°O

Figura 1.17: Ubicación y principales campos de la Cuenca de Veracruz.

1. 18

Geológicamente la cuenca de Veracruz está limitada al norte por el Macizo de Teziutlán, Alto de Chiconquiaco o Alto de Santa Ana que la separa de la provincia Tampico-Misantla, al sur limita con la Cuenca Salina del Istmo, al oriente se extiende hacia aguas profundas del Golfo de México y está parcialmente limitada por el Alto de Anegada y el Alto de Los Tuxtlas, mientras que hacia el occidente está limitada por los afloramientos de rocas mesozoicas deformadas de la Sierra Madre Oriental (Fig. 1.17). Desde el punto de vista tectónico, de manera similar a otras cuencas sedimentarias asociadas a la evolución del Golfo de México, esta provincia pasó por una etapa de rift del Triásico al Jurásico Medio y de deriva (drift) del Jurásico Medio hasta principios del Cretácico Temprano. Del Jurásico Tardío hasta el Cretácico Tardío esta área fue parte de la margen pasiva del Golfo de México. Del Cretácico más tardío al Eoceno la deformación laramídica creó el cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre oriental y esta carga tectónica originó una antefosa o cuenca de antepaís, cuyo relleno representa en sentido estricto la Cuenca Terciaria de Veracruz. La subsidencia de esta antefosa continuó hasta el Mioceno probablemente como un efecto conjunto de subsidencia por flexura así como por trasten-

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

sión lateral izquierda. Con el desplazamiento del bloque Chortis hacia el sureste y el establecimiento del centro de expansión Cocos-Nazca en el Pacífico, se produjo durante el Mioceno una reorganización del sistema de subducción en el sur de México, dando inicio una subducción subhorizontal

Jalapa

Frente Tectónico Sepultado (Mesozoico) Homoclinal oeste (Cenozoico) Anticlinal Loma Bonita Sinclinal Tlacotalpan Trend Antón Lizardo Alto de Anegada Reentrada de Coatzacolacos

A’ Veracruz

A C

Córdoba

Golfo de México

C’

B’

Coatzacoalcos

35 km

A’

FTS

Homoclinal occ.

TLB

Sinclinal Tlacotalpan

Trend Antón Lizardo

B 1,000 m

B’

FTS

10 km

Homoclinal occ.

Matapionche

0 O

TLB

Sinclinal Tlacotalpan

Reentrada Coatzacoalcos C’

Cocuite

5 10

Mioceno-Plioceno Mioceno inferior Paleoceno-Eoceno-Oligoceno

10 km

que produjo una reorientación del arco volcánico y la formación de la Faja Volcánica Trans-Mexicana.84,85 Con esta reconfiguración, la Provincia de Veracruz pasó en el Mioceno medio de un régimen de antefosa de retroarco (retroarc foreland basin) a un régimen tectónico de prearco o antearco (forearc) quedando ubicada entre la trinchera al suroeste y el arco volcánico al norte, éste último representado por la Faja Volcánica Trans-Mexicana. La cuenca quedó sujeta a esfuerzos compresivos y transpresivos, principalmente en el Mioceno medio y temprano.186 La deformación compresiva provocó un levantamiento y erosión de las rocas del Paleoceno al Mioceno medio. De acuerdo a las características actuales, la provincia de Veracruz se puede subdividir en dos subprovincias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente, caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargo en calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) la Cuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor parte de esta provincia y caracterizada por yacimientos principalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mioceno-Plioceno. Se han reconocido siete dominios estructurales en esta provincia, uno en la subprovincia del Frente Tectónico Sepultado y el resto en la Cuenca Terciaria (Fig. 1.18).86,87,88 El primero está representado en el frente laramídico sepultado de la subprovincia de la Plataforma de Córdoba y está caracterizado por pliegues y cabalgaduras con vergencia hacia el oriente que afectan a rocas mesozoicas y del Paleógeno; las rocas terciarias en esta zona forman un homoclinal con echado al oriente. El segundo dominio corresponde al Anticlinal Loma Bonita de orientación nor-noroeste y afectado por fallamiento inverso que, al igual que el plegamiento, tiene vergencia al suroeste conformando algunos cierres en cuatro direcciones. El tercer dominio corresponde al Sinclinal Tlacotalpan, en la parte más profunda de la cuenca, localmente afectado por plegamiento y fallamiento inverso con vergencia al oriente. El cuarto dominio corresponde al Alto de Anegada, en la parte marina de la provincia, con una orientación nornoroeste conformando el limbo oriental del Sinclinal de Tlacotalpan. El quinto dominio es el Tren de Antón Lizardo, consistente de una serie de fallas inversas y normales con componente lateral de alta inclinación tanto al oriente como al occidente que se extienden hacia el norte y sur del Alto de Anegada. El sexto dominio corres-

Figura 1.18: Dominios estructurales de la Provincia de Veracruz.

1. 19

Mioceno

Paleógeno

Oligoceno

Rupeliano Priaboniano Bartoniano

Eoceno

Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano

Paleoceno

Maastrichtiano Campaniano Superior

Prearco

Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano

Concepción Encanto Incrementa aporte de Depósito material volcánico

Tantocuya/Chapopote Aragón/Guayabal Chicontepec , Atoyac

Guzmantla de plataforma y pelágica

Orizaba

Albiano Aptiano Barremiano Hauteriviano

Otates ? Cretácico Inferior

Valanginiano

Xonamanca Cretácico Inferior

Tithoniano

Tepexilotla

Calloviano

Jurásico

Bathoniano Bajociano Aaleniano

San Pedro-San Andrés

Sal Syn-rift

Mesozoico

Oxfordiano

Apertura del Golfo de México

Berriasiano

Superior Kimmeridgiano

Medio

Sinamuriano

Trampas

Hetangiano

Triásico

Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano

Paleozoico

Figura 1.19: Estratigrafía de la Provincia de Veracruz.

1. 20

Litología Limolita, lutita Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Igneo intrusivo o metamórfico

Pliensbachiano

Inferior

Tipo de trampa

Inferior

Medio

La estratigrafía mesozoica de esta provincia se ha establecido con base en observaciones realizadas en la parte correspondiente a la Plataforma de Córdoba en el occidente y áreas vecinas, en donde rocas de esta edad afloran o han sido penetradas por pozos exploratorios. Sin embargo, se infiere que una co lumna similar se encuentra por debajo del gran paquete terciario de la Cuenca de Veracruz. La columna sedimentaria descansa sobre un basamento metamórfico granítico del Paleozoico-Triásico (Fig. 1.19).86,89 Se reconocen cuatro tectono-secuencias principales: 1. Synrift que incluye las rocas que registran la aperturas del Golfo de México hasta el establecimiento de una Margen pasiva en el Oxfodiano durante la etapa de deriva (drift),

Todos Santos

Toarciano

Superior

Maltrata

Margen pasiva

Cretácico

Turoniano Cenomaniano

Inferior

Velasco Méndez San Felipe

Coniaciano

ponde a fallas de crecimiento del Mioceno tardío y Plioceno que afectan a los sedimentos terciarios en el extremo norte de la provincia. El séptimo dominio, denominado Reentrada de Coatzacoalcos, se localiza en la parte sur de la cuenca y corresponde a un cinturón de pliegues y cabalgaduras con vergencia al oriente y norte cuya formación ocurrió del final del Mioceno medio al Plioceno temprano.186

Estratigrafía y sedimentación

Horcones

Santoniano

Medio

Play y tipo de hidrocarburo

Cuenca terciaria de Veracruz

Roca generadora

Unidades estratigráficas y litología Plataforma de Córdoba

La Laja

Antefosa

Cenozoico

Neógeno

Plioceno

Edad

Formación de la FVTM. Deformación compresiva

Era/Periodo Época Cuat. Pleistoceno

Orogenia Laramide

Edad

Eventos tectónico y tectono secuencias

WEC México 2010 // Capítulo 1

Basamento

Acuñamiento Anticlinal Sub-discordancia Paleorelieve Asociada a fallas lístricas Cambio de facies

Carbón Sal Anhidrita Dolomia Caiza marina somera Caliza oolitica Tipo hidrocarburo Gas Condensado Aceite

Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas palágicas Calizas y lutitas carbonosas

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

2. Margen Pasiva que comprende las rocas principalmente carbonatadas del Jurásico Tardío y Cretácico, 3. Antefosa que comprende las rocas terrígenas del Paleoceno al Mioceno temprano derivadas de la erosión de rocas carbonatadas mesozoicas e ígneas-metamórficas del sureste, y 4. Prearco correspondiente a los sedimentos de Mioceno medio al Reciente caracterizados por una contribución importante de sedimentos derivados de la erosión de rocas volcánicas del noroeste. La tectono-secuencia Synrift está representada por lechos rojos continentales del Jurásico Medio correspondientes a la Formación Todos Santos depositados sobre el basamento mientras que en algunas zonas se ha registrado asimismo la presencia de sal de probable edad jurásica.58,59,86,90,91,92 La tectono-secuencia Margen Pasiva inicia con los primeros sedimentos marinos documentados en la provincia y que corresponden a calizas areno-arcillosas, en partes oolíticas y calizas arcillosas que se han correlacionado con las formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano. Estas rocas son sobreyacidas por calizas bituminosas y areno-arcillosas con potencial generador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano.59,86,89,91 El alto de basamento sobre el que se desarrolló la plataforma de Córdoba aparentemente permaneció expuesto durante el Jurásico ya que las calizas cretácicas se depositaron directamente sobre el basamento. En el Cretácico Temprano se depositaron areniscas y calizas de plataforma dolomíticas y con intercalaciones de evaporitas en el área de la Plataforma de Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste se depositaron calizas de mar abierto (Formación Tamaulipas Inferior) en partes con influencia volcánica (Formación Xonamanca). Hacia finales del Aptiano se depositaron en toda el área calizas arcillosas del Horizonte Otates. El Cretácico Medio está representado por calizas de plataforma de la Formación Orizaba que se correlacionan con calizas pelágicas con intercalaciones de pedernal de la Formación Tamaulipas Superior al occidente del área en la depresión de Chicahuaxtla. La parte inferior de la Formación Orizaba muestra dolomitización en grados variables, mientras que en la parte superior la dolomitización desaparece.59,93 Para el Turoniano se registra un ahogamiento parcial de la Plataforma de Córdoba. Las rocas de la Formación Orizaba fueron cubiertas por calizas con foraminíferos planctónicos, arcillo-carbonosas y laminadas de la Formación Maltrata depositadas en condiciones anóxicas y calizas de mar abierto de la parte inferior de la Formación Guzmantla (Guzmantla Pelágica). La sedimentación carbonatada somera se reestablece en el Coniaciano-Santoniano en el área de la Plataforma de Córdoba, depositándose calizas bioclásticas de la parte superior de la Formación Guzmantla y calizas de mar abierto en las partes más profundas. Para el Campaniano la Plataforma de Córdoba sufrió un levantamiento provocando la exposición subaérea y erosión de las calizas. En las partes sumergidas se depositaron calizas arcillosas, margas y brechas carbonatadas de la Formación San Felipe. Durante el Maastrichtiano se desarrolló una plataforma aislada representada por las calizas bioclásticas de la Formación Atoyac, mientras que hacia las partes más profundas se depositaron calizas arcillosas, brechas calcáreas y lutitas de la Formación Méndez (Fig. 1.19).56

El cambio de sedimentación predominantemente carbonatada a siliciclástica marca el inicio de la tectono-secuencia de antefosa a principios del Terciario. El inicio de la deformación laramídica dio lugar al levantamiento y erosión de las formaciones cretácicas y jurásicas. Sobre las calizas arcillosas de la Formación Méndez se depositaron areniscas de grano fino y arcillitas calcáreas de las formaciones Velasco y Chicontepec del Paleoceno, las cuales se presentan principalmente en el occidente de la Cuenca Terciaria.94 Al oriente del frente tectónico estas rocas fueron seguidas por areniscas de grano fino a medio, lutitas y algunos intervalos de conglomerados de la Formación Aragón (Eoceno Inferior). Durante el Eoceno medio se tiene un predominio de depósitos por flujos de escombros o debritas que se intercalan con conglomerados y areniscas turbidíticas formando abanicos de pie de talud y piso de cuenca. Para el Eoceno medio continúa este patrón de depósito en el que disminuye gradualmente los depósitos de grano grueso y se depositan sedimentos arcillosos de la Formación Guayabal. Para el Eoceno tardío se depositan conglomerados de la Formación Tantoyuca y limolitas y lutitas de la Formación Chapopote. Los sedimentos del Paleoceno-Eoceno medio depositados en la parte occidental de la cuenca fueron afectados por el plegamiento y fallamiento laramídicos. Los sedimentos del Eoceno Superior y Oligoceno cubren en sobrelape (onlap) la discordancia desarrollada sobre estos sedimentos deformados tanto en la parte oriental de la cuenca como en la occidental.95,96,97 Algunas discordancias o límites de secuencia están marcados por conglomerados de amplia distribución depositados en la cuenca como parte de abanicos submarinos.98 Los intervalos de conglomerado que destacan son los ubicados en la base del Eoceno superior, en el Oligoceno superior (Chattiano) y Mioceno inferior y pueden correlacionarse con conglomerados asociados a límites de secuencias observados en el Terciario de la Provincia de Tampico-Misantla. Además de estos conglomerados, se han reconocido otros intervalos dominados por arenas depositados durante eventos de suministro masivo de sedimento a la parte profunda de la cuenca, con excelentes propiedades petrofísicas y que albergan importantes yacimientos de gas.99 Durante el Oligoceno tardío la sedimentación ocurrió principalmente hacia el centro y oriente de la cuenca, mientras que en la parte occidental los sedimentos de esta edad están ausentes.

1. 21

WEC México 2010 // Capítulo 1

La columna del Mioceno-Plioceno de la Cuenca de Veracruz ha sido subdividida en varias secuencias sedimentarias con base en la información sísmica tridimensional y de pozos.88,97,98,100,101 La tectono-secuencia de Prearco inicia en el Mioceno medio con el establecimiento de la Faja Volcánica Trans-Mexicana en su orientación actual al norte de la

Golfo de México

Re Vc-153 f

Ma Ll Ap Co

Gui Li

Tierra Blanca

Pe S.P.

Mi Ve

R.P.

GI Tuxtepec

Sistema Petrolífero Cretácico Inferior-medio-Orizaba (!) Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Cretácico-Eoceno (!) Sistema Petrolífero Jurásico Superior. Terciario inferior-Moceno temprano (!) Sistema Petrolífero Mioceno-Moceno superior. Plioceno inferior (!). Gas biogénico Hidrocarburos del Cretácico Hidrocarburos del Jurásico Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Cretácico Mezcla de hidrocarburos del Jurásico-Terciario Sentido de migración

Geología petrolera En la Provincia de Veracruz se tienen tres intervalos generadores probados (Jurásico Superior, Cretácico Inferior-Medio y Mioceno) y dos hipotéticos: Cretácico Superior y Paleógeno (Fig. 1.20).104 El Jurásico Superior se ha estudiado en la parte occidental y sur de la provincia. Contiene predominantemente kerógeno tipo II, actualmente sobremaduro, que entró a la ventana de generación en el Cretácico Tardío-Paleoceno con generación principal de gas en el Eoceno-Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico InferiorMedio contiene kerógeno tipo II, se encuentra dentro de la ventana de gene-

Mesozoico

140

120

Superior

100

Neógeno Oligoceno

Inferior

Paleógeno Paleoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico

Eoceno

Jurásico

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Mi Te T.H. Có L.M. M.P. Me

Mioceno

Cuenca de Veracruz

Plataforma de Córdoba

Provincia de Veracruz. Esto provoca el emplazamiento de intrusivos y vulcanismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimento de origen volcánico desde el norte y noroeste, reflejándose en progradaciones desde el norte de la cuenca hacia el sur, particularmente en el Mioceno tardío y Plioceno, con cantidades menores de sedimento proveniente desde el oeste.99,98,101 Por otro lado, algunos resultados recientes sugieren que la actividad volcánica en los Tuxtlas probablemente inició en el Mioceno temprano-medio aportando sedimentos volcaniclásticos desde el sureste aunque en una proporción mucho menos importante que la del norte. Al mismo tiempo se inicia una deformación compresiva que crea pliegues y cabalgaduras en sedimentos pre-Mioceno tardío modificando el patrón de dispersión de sedimentos, focalizando la sedimentación turbidítica a los sinclinales y favoreciendo la erosión en los anticlinales. El levantamiento de Anegada y Los Tuxtlas durante el Mioceno tardío y Plioceno limita la salida de sedimento hacia el Golfo de México a una estrecha zona entre estos dos elementos, tal como se ha preservado hasta la actualidad y que corresponde a la vecindad de la desembocadura del Río Papaloapan. Los nombres litoestratigráficos utilizados para rocas del Oligoceno-Plioceno incluyen las formaciones La Laja, Depósito, Encanto, Concepción, Filisola y Paraje Solo cuyos alcances se han modificado conforme avanza el conocimiento del área (Fig. 1.19).99,100,101,102 Con base en la información sísmica y de pozos se estima que la columna terciaria tiene más de 12,000 metros en la parte central de la cuenca terciaria.91,106

Edad (m. a) / Elementos

5 Roca generadora Roca almacenadora Roca sello

Orogenia Laramide

Orogenia Chiapaneca Aceite

Gas Aceite

Figura 1.20: Sistemas petrolíferos de la Provincia de Veracruz y tabla de eventos. Tomado de Vázquez-Covarrubias.107

1. 22

Formación de trampas Remigración

Crackeo secundario

Jurásico

Gas

Cretácico

Gas Biogénico

Mioceno

Generación Migración

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

ración de aceite y gas y entró en la ventana de aceite en el Paleoceno-Eoceno alcanzando la zona de gas en el Mioceno-Plioceno. Finalmente las rocas generadoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado el gas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno SuperiorPlioceno Inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las facies almacenadoras a través de fallas profundas, discordancias y planos de estratificación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más localizada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras.29,31,108,109,110,111,112 Las rocas almacenadoras principales en la Provincia de Veracruz corresponden a calizas de las formaciones Orizaba, brechas carbonatadas de las Formaciones San Felipe y Méndez así como areniscas de sistemas turbidíticos del Mioceno-Plioceno.103,113 Las características de los plays principales que han establecido producción comercial se muestran en la Tabla 1.4. Cabe señalar que en el play de areniscas y conglomerados de canales y abanicos submarinos del Mioceno-Plioceno se han agrupado una serie de tipos de yacimiento que varían desde areniscas canalizadas individuales, canales conglomeráticos, complejos de canales, arenas de desborde, lóbulos arenosos, hasta sábanas de arena con tipos de entrampamiento estratigráfico, combinado o estructural.88,106,114,115

Cuencas del Sureste, la actividad exploratoria en la Provincia de Veracruz decae y no se realiza ningún descubrimiento, si bien la producción de gas se logró mantener por arriba de los 100 millones de pies cúbicos diarios gracias al aporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico. A partir de 1997 se reinicia la actividad exploratoria apoyada con sísmica tridimensional, lo que permite visualizar los modelos sedimentarios postulados de abanicos submarinos y mapearlos mediante la utilización de atributos sísmicos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos y modelos de yacimiento y la aplicación de nuevas tecnologías en la perforación y terminación de pozos, de 1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Playuela, Lizamba, Vistoso, Apertura, Arquimia y Papán.118,119 Esto permitió alcanzar en agosto de 2007 el máximo histórico de la provincia de 1010 millones de pies cúbicos diarios (Fig. 1.21). La producción acumulada total de la provincia a 2008 es de 2.4 billones 1,000

Producción y reservas

Nombre

Litología roca almacén

Sello

800 600

MMpc/D

La exploración petrolera en la Provincia de Veracruz inicia en 1921 con la perforación del pozo Cocuite-1 cerca de Tlacotalpan, resultando improductivo. Las compañías extranjeras perforaron varios pozos en esta provincia entre 1921 a 1938 sin éxito. En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividades en la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2 resulta productor de aceite en calizas del Cretácico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productor de gas de areniscas del Terciario.116,117 De 1955 a 1980 se descubren la mayoría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas del frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas siliciclásticas terciarias como Cocuite. De 1981 a 1995, debido al enfoque exploratorio en las

400 200 0 1968

1973

1978

1983

1988

1993

1998

2003

Año

Figura 1.21: Historia de producción de gas de la Provincia de Veracruz.

Trampas

Tipo de hidrocarburo

Campos

Formación, edad

Formación

Edad de roca generadora

Representativos

Orizaba

Calizas de plataforma karstificadas y fracturadas, porosidad primaria y secundaria (Orizaba, Albiano-Cenomaniano)

Calizas arcillosas suprayacentes (Formación Maltrata)

Estructurales (anticlinales del frente laramídico sepultado, cierre en 4 direcciones, y/o contra falla)

Aceite ligero, condensado, gas amargo (Jurásico y Cretácico)

Mata Pionche, Mecayucan

Brechas del Cretácico

Brechas carbonatadas de talud con porosidad primaria y secundaria por fracturas (San Felipe-Méndez, Santoniano-Maatrichtiano)

Calizas arcillosas, margas y lutitas calcáreas (San Felipe y Méndez)

Estructurales (anticlinales laramídicos del frente tectónico sepultado)

Aceite pesado, ligero, condensado, gas húmedo, gas seco (Cretácico)

Angostura, Mata Pionche, Cópite, San Pablo, Rincón Pacheco

Conglomerados terciarios

Conglomerados con escasa porosidad primaria y secundaria (Eoceno medio - Mioceno inferior)

Lutitas calcáreas (Eoceno, Oligoceno, Mioceno)

Combinadas (anticlinal erosionado y afallado, truncamiento por erosión)

Aceite (Jurásico-Cretácico)

Perdiz-Mocarroca, Novillero, Mirador

Arenas turbidíticas

Areniscas de canales y abanicos submarinos (Depósito-Encanto, Mioceno-Plioceno)

Lutitas intercaladas (Depósito-Encanto)

Estratigráficas y combinadas (cambio de facies, anticlinales terciarios, y cierre contra falla)

Gas seco (Jurásico, Cretácico?, Oligoceno-Mioceno)

Lizamba, Vistoso, Papán, Cocuite, Playuela

Tabla 1.4: Plays establecidos principales de la Provincia de Veracruz.

1. 23

WEC México 2010 // Capítulo 1

de pies cúbicos de gas y 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas remanentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 billones de pies cúbicos y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estima un recurso prospectivo de 4 billones de pies cúbicos de gas (Fig. 1.2).2

Provincia del Sureste Ubicación Esta provincia se ubica en el sureste de México, quedando comprendida en su parte terrestre, principalmente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas, occidente de Campeche y el extremo sureste de Veracruz, extendiéndose hacia la actual plataforma continental de esta región del Golfo de México (Fig. 1.22).

Marco tectónico y geología estructural Desde el punto de vista geológico, la Provincia del Sureste limita al occidente con la Cuenca de Veracruz, al sur con el cinturón plegado y cabalgado de la Sierra de Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán y al norte se extiende como la porción de aguas profundas de la Provincia Salina del Istmo (Fig. 1.22). Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Temprano, esta provincia inicia una etapa de rift que creó una serie de horsts y grabens y que culminó a finales del Jurásico Medio, pasando a

Campos de aceite Campos de gas

Cuencas A B C D

20°N

Comalcalco Pilar Reforma-Akal Macuspana Salina del Istmo

Provincia Salina del Istmo (porción de aguas pforundas)

Plataforma de Yucatán

A B C D Los Tuxtlas 18°N

120 km 94°O

Sierra de Chiapas 92°O

Figura 1.22: Ubicación, Subprovincias y principales campos de la Provincia del Sureste.

1. 24

una etapa de deriva (drift) hasta principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapa el bloque Yucatán incluyendo al área de la Sonda de Campeche, se desplazó rotando en contra de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición actual en el Jurásico Tardío.56,120,121 Al igual que las demás provincias que circundan el Golfo de México, desde el inicio de la etapa de deriva a principios del Jurásico Tardío y durante el Cretácico, esta región se comporta como una margen pasiva. Desde finales del Cretácico hasta el Oligoceno, conforme el bloque Chortis se desplazó hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polochic, una deformación compresiva equivalente en parte a la Orogenia Laramide afectó el sur de la provincia produciendo plegamientos suaves en las rocas jurásicas y cretácicas de la Sierra de Chiapas. La carga tectónica produjo una antefosa hacia el noreste del cinturón de pliegues y transpresión en la parte sur de la provincia. Durante el Oligoceno tardío se presenta un período de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las placas Norteamericana y Caribeña. Durante el Mioceno, al continuar el desplazamiento del Bloque Chortis hacia el este y establecerse el centro de expansión de Cocos sobre la Trinchera Mesoamericana al sur de México, se produjo la deformación Chiapaneca. Este evento produjo deformación por desplazamiento lateral izquierdo y reactivó el cinturón de pliegues y fallas de la Sierra de Chiapas. En la Provincia del Sureste este evento se manifiesta principalmente por una compresión con tendencia hacia el noreste que creó pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas mesozoicas y del paleógeno del Pilar Reforma-Akal. A principios del Mioceno medio, por efectos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma de Yucatán inició la formación de la Cuenca de Macuspana.121,122 Es probable que los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella conformados por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste-suroeste hayan sido producidos en parte para compensar la apertura de la Cuenca de Macuspana. Posteriormente, en el Plioceno, inicia el colapso gravitacional hacia el noroeste y la evacuación de sal, lo que dio lugar a la formación de la Cuenca de Comalcalco y acentuó la Cuenca de Macuspana.121,123,124 Este régimen distensivo continúa en la actualidad. Con base en su evolución tectónica y características actuales la Provincia del Sureste se subdivide en 3 subprovincias cada una con estilos estructurales propios (Fig. 1.23):125,126,127,128 1. Cuenca Salina del Istmo, que tiene continuación hacia aguas profundas del Golfo de México hacia el norte, limita al sur con la Sierra de Chiapas, al oeste con la Falla del Istmo que la separa de la Cuenca de Veracruz y al este con la Falla de Comalcalco que la separa del Pilar Reforma-Akal o Provincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la Subcuenca de Comalcalco en su parte sureste. Estructuralmente se caracteriza por diapiros, paredes, lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación de cuencas por evacuación de sal y colapso gravitacional, tales como la Cuenca de Comalcalco, y minicuencas desarrolladas por la evacuación de sal en las que los sedimentos terciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoicas y paleógenas presentan pliegues y cabalgaduras con direc-

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

A B C D E F G H

Cinturón Plegado Catemaco Cuenca de Veracruz Cuenca Salina del Istmo Cuenca de Comalcalco Pilar Reforma Akal Cuenca de Macuspana Cuenca de Le-Akach Cinturón Plegado Chuktah-Tamil

Eje de pliegue Falla normal Falla inversa Sal alóctona Límite de la sal Plataforma de Yucatán

N B Provincia Salina del Istmo (porción de aguas profundas)

A’ H G

Cantarell

m 500

B’ C’ B

A F

Coatzacoalcos

Ciudad del Carmen

E D

May Yum

Salina del Istmo B (aguas profundas)

Pilar Reforma-Akal Chuc

Cuenca de Comalcalco

Abkatun Cantarell

Pilar Reforma-Akal

Cuenca Salina del Istmo

Cuenca de Macuspana

40 km

A’

B’

C’

ción noreste-suroeste y vergencia hacia el noroeste mientras que en el Terciario se presentan fallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lístricas contra-regionales con inclinación al sureste.129,130,131,132 2. Pilar Reforma-Akal, ubicado entre la Falla de Comalcalco al oeste-noroeste y la Falla de Frontera al estesureste, limitando al sur con la Sierra de Chiapas y al noreste con las cuencas de Comalcalco y Le-Akach, al sureste con la Cuenca de Macuspana y al noreste con la Plataforma de Yucatán. Se caracteriza por pliegues y cabalgaduras de edad mioceno-pliocénica y orientación noroeste-sureste que afectan rocas mesozoicas y del Paleógeno, generalmente con una ligera curvatura cóncava hacia el suroeste, con niveles de despegue en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los pliegues están localmente afectados por almohadillas y diapiros de sal, fallas normales con caída al este y oeste y lístricas con inclinación al noroeste y orientación norte-sur y noreste-suroeste del Plioceno.120,133,134,135,136,137 3. Cuenca de Macuspana, limitada al este-noreste por la Falla de Macuspana que la separa de la Plataforma de Yucatán, al oeste-noroeste por la Falla Frontera que la separa del Pilar Reforma-Akal y al sur por la Sierra de Chiapas. Esta subprovincia se caracteriza por fallas lístricas del Mioceno-Plioceno temprano de orientación noreste-suroeste e inclinación al noroeste con anticlinales de roll-over asociados a la evacuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porción marina, fallas lístricas del Plioceno tardío-Pleistoceno con orientación noreste-suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales alongados y apretados asociados a la inversión de las fallas lístricas miocénicas durante el Mioceno medio-tardío y Plio-Pleistoceno.138,139,140,141,142

Figura 1.23: Secciones estructurales a través de la Provincia del Sureste mostrando el estilo estructural de cada Subprovincia. Tomado de Robles-Nolasco, Robles-Nolasco et al y Reyes et al.125,126,127,128

1. 25

Mioceno

Paleógeno

Oligoceno

Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano Priaboniano Bartoniano

Eoceno

Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano

Paleoceno

Maastrichtiano Campaniano Superior

Tipo de trampa

Play y tipo de hidrocarburo

Roca generadora

Plataforma de Yucatán Sierras de Chiapas

Sal alóctona ,

Depósito

Sal alóctona

Santoniano

, Lutitas Nanchital Uzpanapa Abkatun Jolpabuchil-Brecha Cantarell-Angostura San Felipe-Chak AngosturaOcozocoautla

Turoniano Cenomaniano Medio

Inferior

Albiano

Margen pasiva

Cretácico

Golfo de México Filisola, Paraje Solo, Catedral Concepción Encanto

La Laja

Coniaciano

Aptiano Barremiano Hauteriviano

Berriasiano

Edzna

Calloviano Bathoniano Medio

Bajociano Aaleniano

Akimpech San Ricardo Ek Balam San Ricardo

Andesita Pueblo Viejo (?)

Pliensbachiano Inferior Sinamuriano

Triásico

Inferior Paleozoico

Limolita, lutita Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Igneo intrusivo o metamórfico

Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano Basamento

Figura 1.24: Columna estratigráfica de la Provincia del Sureste.

1. 26

Acuñamiento Anticlinal Sub-discordancia Paleorelieve Asociada a fallas lístricas Cambio de facies

Gas Condensado Aceite

Litología

Hetangiano

Medio

Tipo hidrocarburo

Trampas

Todos Santos

Toarciano

Superior

Se infiere que el basamento en esta provincia es similar al que se ha detectado en la Sierra de Chiapas y Plataforma de Yucatán, donde está constituido por granitoides y esquistos paleozoicos como parte de una corteza continental adelgazada que conforma horst, grabens y medios grabens producidos durante la apertura del Golfo de México. 143 Los depósitos sedimentarios inician con una secuencia de lechos rojos de la Formación Todos Santos derivados de la erosión del basamento y rocas volcánicas depositadas en grabens durante el Triásico Tardío y Jurásico Temprano (Fig. 1.24). Sobre estas rocas se acumularon gruesos depósitos de sal durante el Calloviano producto de la evaporación de agua de mar, con anhidritas y lechos rojos hacia las partes expuestas.142,144 Sobre la sal se establecen en esta provincia condiciones marinas normales a fines del Calloviano-principios del Oxfordiano y se depositan calizas de cuenca carbonosas, calizas de rampa externa, grainstones oolíticos de rampa interna que pasan transicionalmente hacia la Sierra de Chiapas y hacia la Plataforma de Yucatán a sedimentos siliciclásticos costeros evaporíticos y continentales del Grupo Ek-Balam y de

Sal Syn-rift

Mesozoico

Oxfordiano

Apertura del Golfo de México

Tithoniano Superior Kimmeridgiano

Akal Plataforma Artesa Mundo nuevo-Grupo Sierra Madre

Chinameca-Malpaso San Ricardo

Valanginiano

Jurásico

Unidades estratigráficas y litología

Estratigrafía y sedimentación

Rupeliano Halocinesis Orogenia Laramide Antefosa

Cenozoico

Neógeno

Plioceno

Edad

Cinturón plegado

Era/Periodo Época Cuat. Pleistoceno

Orogenia Chiapaneca

Edad

Eventos tectónico y tectono secuencias

WEC México 2010 // Capítulo 1

Carbón Sal Anhidrita Dolomia Caiza marina somera Caliza oolitica

Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas palágicas Calizas y lutitas carbonosas

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

la Formación San Ricardo.56,120,145,146,147 Los grainstones oolíticos oxfordianos no solo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alrededor de levantamientos diapíricos incipientes de la sal subyacente en la rampa media y externa. Estas condiciones se mantienen en el Kimmeridgiano con el depósito de la Formación Akimpech, pero a finales de este período y a principios del Tithoniano se produce una transgresión que hace retroceder las facies someras de rampas carbonatadas y los clásticos continentales de la Formación Todos Santos hacia el sur y hacia el este de la provincia.146,147 Durante el Tithoniano predominó el depósito de mudstones arcillo-carbonosos y capas de lutitas calcáreas negras que constituyen la principal roca generadora de la provincia. Hacia las partes altas, bordeando las zonas emergidas, se presentan facies de dolomías, grainstones oolíticos, evaporitas, areniscas arcillosas en la zona que ahora corresponde a la Sierra de Chiapas.120,144,146,147,148 Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progradante, quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas de facies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte. Durante este tiempo comienza el desarrollo de la plataforma de Artesa-Mundo Nuevo.149,150,151 Desde el Barremiano el comportamiento se vuelve retrogradante, depositándose anhidritas y dolomías de la Formación Cobán sobre clásticos continentales de Todos Santos en la Sierra de Chiapas y culminando con una máxima inundación a finales del Aptiano, cuando se depositaron en la provincia calizas arcillosas y lutitas.120 En el Albiano se reestablece en la mayor parte de la provincia la sedimentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolomías con intercalaciones de lutitas y bentonitas de las Formaciones Akal y Sierra Madre.120,144 Hacia las partes más profundas en el norte se depositan calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. A fines del Cenomaniano se inicia una transgresión que culmina en el Turoniano con el ahogamiento de grandes áreas de las plataformas preexistentes y el depósito de calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas sobre las calizas de agua somera.120,142,150,152,153 Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provincia así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo el depósito de calizas de agua somera continuó hasta el Santoniano y en la parte más austral hasta el Maastrichtiano, depositándose calizas bentoníticas e intercalaciones de lutitas equivalentes a las formaciones San Felipe y Méndez y de la Formación Jolpabuchil en las partes profundas al norte, brechas carbonatadas de la Formación Chac a lo largo del talud de la plataforma y calizas de plataforma de la Formación Angostura hacia el sur y oriente.120,142,144 En el Cretácico Tardío se depositó un grueso paquete de brechas carbonatadas con clastos de calizas someras como un delantal (apron) a lo largo del talud. Estas rocas constituyen los principales yacimientos en el campo Cantarell y han sido denominados como Formación Cantarell por CantúChapa y Landeros-Flores.133,147,154 Una teoría alternativa establece que estos

depósitos fueron originados principalmente por el impacto que creó el Cráter de Chicxulub en el límite Cretácico-Terciario y que provocó el colapso del margen occidental de la Plataforma de Yucatán.155,156 Hacia las partes internas de plataforma también se depositaron sobre las calizas de la Formación Angostura brechas carbonatadas de la parte inferior de la Formación Soyaló del Paleoceno.44 Las brechas fueron cubiertas por calizas arcillosas y lutitas de aguas profundas de la Formación Abkatún en la parte marina así como por limolitas, lutitas y capas de brechas carbonatadas de la Formación Soyaló del Paleoceno hacia el sur.144,154 Para mediados del Paleoceno la sedimentación en la provincia pasó a ser predominantemente siliciclástica debido a los efectos laramídicos. Para el Eoceno se depositaron conglomerados aluviales y fluviales en las partes proximales de la parte sur que pasaban transicionalmente a ambientes deltáicos, costeros y de plataforma siliciclástica hacia el norte con el desarrollo de algunos crecimientos arrecifales de parche y sedimentación de aguas profundas más al norte.154 Durante el Eoceno tardío y el Oligoceno disminuye la actividad tectónica y el aporte siliciclástico y se establecen condiciones carbonatadas en las partes más someras hacia el sur de la provincia.142 La distribución y acumulación de los sedimentos siliciclásticos derivados del sur empieza a ser controlada por la deformación salina, sobre todo en la parte noroeste de la provincia en donde se presentan ambientes de aguas profundas.120 En la zona correspondiente a la plataforma de Yucatán predominó la sedimentación carbonatada durante todo el Paleógeno. Durante el Mioceno el inicio de la deformación Chiapaneca provocó levantamiento y erosión con el consecuente incremento del influjo terrígeno y la progradación de los sistemas de plataforma desde el sur dando lugar al depósito de areniscas y lutitas bentoníticas.123 En el Mioceno medio, como resultado de la transtensión producida por la deformación Chiapaneca, tuvo lugar la formación de la Cuenca de Macuspana donde se favoreció la acumulación de un gran espesor de areniscas y limolitas de facies de plataforma y complejos deltáicos dominados por oleaje progradantes hacia el noroeste. El depósito de estos sedimentos estuvo influenciado por el fallamiento lístrico, la evacuación

1. 27

WEC México 2010 // Capítulo 1

de arcillas oligocénicas y por esfuerzos compresivos que produjeron la inversión de las fallas lístricas.123,139 El evento Chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Provincia Salina del Golfo Sur se manifestó con la formación de pliegues de orientación noreste-suroeste de los

cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella y eventos de evacuación de sal desde el extremo sur hacia el norte.131,132 Durante el Mioceno tardío continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de plataforma con un patrón general progradante hacia el norte y noroeste, sobre el área del Pilar Reforma-Akal y hacia la parte norte de la Cuenca Salina del Istmo,

Mesozoico

140

120

100

Mioceno 20

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Neógeno Oligoceno

Superior

Eoceno

Inferior

Paleógeno Paleoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Halocinesis, colapso gravitacional Compresión Chiapaneca

Formación de trampas

Salina del Istmo-Comalcalco

Generación-Migración Mesozoico

140

120

100

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Mioceno

Superior

Neógeno Oligoceno

Inferior

Paleógeno Paleoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico

Eoceno

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Halocinesis Chiapaneca

Formación de trampas

Pilar Reforma-Akal

Generación-Migración Mesozoico

140

120

100

Mioceno 20

Plioceno Pleistoceno Holoceno

Neógeno Oligoceno

Superior

Eoceno

Inferior

Paleógeno Paleoceno

Superior

160

Cenozoico

Cretácico

Jurásico

Edad (m. a) / Elementos

Roca generadora Roca almacenadora Roca sello Evac. arc. y sal Chiapaneca

Macuspana

Figura 1.25: Tablas de eventos de las Subprovincias del Sureste. Tomado de Clara, Villanueva y Caballero, 2006.185

1. 28

Formación de trampas Generación-Migración

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

hacia donde se desarrollaron sistemas de talud y cuenca cuya sedimentación y distribución estuvo influenciada por el relieve submarino producido de la tectónica salina.157,158 A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que depositó rocas arcillosas que funcionan como sello. Posteriormente se restableció la sedimentación de plataforma en la Cuenca de Macuspana pero ahora desde el oeste, siendo afectada por una serie de fallas lístricas con echado al sureste.159 En periodos de nivel base bajo (lowstands), se formaron algunos valles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partes más profundas hacia el oeste y noreste y depositado como abanicos submarinos en cuencas productos de la evacuación de sal y arcilla.139,158 La acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó la evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo de la Falla de Comalcalco, dando lugar a la formación de la cuenca del mismo nombre. En esta cuenca se acumuló un grueso paquete del Plioceno a medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estas areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur (área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemas turbidíticos de ambientes profundos en la parte norte.131,132,160,161 Durante el Plioceno tardío y Pleistoceno se depositaron sedimentos de plataforma en el área correspondiente a la actual plataforma continental y sistemas de talud y cuenca de aguas profundas más hacia el norte, afectados por fallas de crecimiento y tectónica salina. Al igual que en la Provincia de Veracruz, en la del Sureste se ha utilizado una subdivisión litoestratigráfica para el Eoceno-Plioceno que incluye las formaciones Conglomerado Uzpanapa, Lutitas y Conglomerados Nanchital, La Laja, Depósito, Encanto, Concepción Inferior y Superior, Filisola, Paraje Solo, Agueguexquite y Cedral cuyos rangos de edad se han modificado conforme avanza su conocimiento, como se puede observar en los trabajos de Álvarez, Castillo-Tejero y López-Gómez.162,163,164

Geología petrolera En la Provincia del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadores principales (Figs. 1.24 y 1.25). El de mayor importancia corresponde a las rocas del Tithoniano (Formaciones Edzna y Chinameca) las cuales contienen kerógeno tipo I y II principalmente con una evolución térmica desde inmadura hasta sobremadura debido a las diferentes profundidades a las que se encuentran estas rocas en las diferentes partes de la provincia, observándose en general un incremento en la madurez de noreste a suroeste. La generación de estas rocas inicia desde principios del Terciario, y alcanzó su máximo del Mioceno al Plio-Pleistoceno.29,165,166,167,168,169

Las facies de rampa externa y cuenca del Oxfordiano contienen kerógeno tipo I y II, se encuentran en condiciones de madurez similares a las del Tithoniano y se ha comprobado su contribución a las acumulaciones de aceite de campos marinos.165,166 Los horizontes del Cretácico depositados en ambientes reductores, con kerógeno tipo II principalmente, también han contribuido a la generación sobre todo en aquellas áreas de la provincia que han sufrido mayor sepultamiento. Las lutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitas del Oligoceno Inferior y del Mioceno contienen kerógeno tipo II y III y entraron a la ventana de generación durante el Plio-Pleistoceno sólo en aquellas zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento como la Cuenca de Macuspana, en donde también se ha generado gas biogénico y probablemente por craqueo secundario.29,169,170,171,172,173 La Tabla 1.5 muestra las características de los principales plays productores de la Provincia del Sureste. Existen estudios en los que se han subdividido y descrito a mayor detalle estos plays, en particular los terciarios de las cuencas Salina del Istmo y Macuspana, por lo que el lector es remitido a los trabajos de Robles-Nolasco et al., Soto-Cuervo et al., Ambrose et al. y Jones et al., entre otros.131,132,139,174

Producción y reservas La exploración en esta provincia inicia en 1886 con la perforación del pozo Sarlat en la Cuenca de Macuspana. Sin embargo, fue hasta 1905 y 1906 que se perforaron los primeros pozos que resultaron productores comerciales en la Cuenca de Macuspana y la Cuenca Salina del Istmo, iniciando la explotación en esta región. Petróleos Mexicanos inicia actividad en la zona en 1943 realizando descubrimientos de aceite ligero y gas en los años subsecuentes. La explotación en la parte terrestre del Pilar Tectónico de Reforma-Akal es impulsada con los descubrimientos de aceite y gas en calizas cretácicas hechos por los pozos Sitio Grande-1 y Cactus-1 en 1972. La prospección geofísica en la parte marina de la provincia también inició en 1972. Los estu-

1. 29

WEC México 2010 // Capítulo 1

Nombre

Litología

Sello

Formación, edad

Edad

Trampas

Tipo de hidrocarburo

Campos

Edad de roca generadora

Representativos

Cuenca de Macuspana Areniscas en pliegues por inversión

Areniscas deltaicas, de barras costeras y turbidíticas de talud y piso de cuenca (Mioceno superior - Plioceno)

Lutitas intraformacionales (Mioceno-Plioceno)

Estructurales y combinadas (anticlinales por inversión de fallas lístricas y tipo roll-over, cambio lateral de facies)

Gas y aceite ligero (Tithoniano, Terciario)

José Colomo, Chunel, Vernet, Cafeto, Shishito, Fortuna Nacional

Pilar Reforma-Akal Areniscas Ek-Balam

Areniscas de cuarzo costeras y eólicas, porosidad primaria (Ek-Balam, Oxfordiano)

Anhidrita (Oxfordiano)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos, bloques rotados, anticlinales)

Aceite ligero (Oxfordiano-Tithoniano)

Ek-Balam

Oolitas Ek-Balam

Grainstones oolíticos de rampa interna (Ek-Balam, Oxfordiano)

Anhidrita (Oxfordiano) y lutitas (Terciario)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos, bloques rotados, anticlinales)

Aceite ligero (Oxfordiano-Tithoniano)

Ek-Balam

Oolitas del Kimmeridgiano

Grainstones oolíticos de rampa interna, en partes dolomitizados, porosidad primaria y secundaria (Akimpech, Kimmeridgiano)

Calizas arcillosas (Tithoniano)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos, bloques rotados, anticlinales)

Aceite ligero (Tithoniano)

Jujo-Tecominoacan, Luna, Zaap, Tsimin

Calizas arcillosas dolomitizadas del Tithoniano

Mudstone arcilloso de rampa externa ligeramente dolomitizado y karstificado (Tithoniano)

Calizas arcillosas (Tithoniano y Cretácico Inferior)

Estratigráficas y combinadas

Aceite ligero (Tithoniano)

Jujo-Tecominoacan

Calizas de plataforma fracturadas y dolomitizadas

Packstone-grainstones de plataforma, porosidad primaria y secundaria, disolución y fracturas (Cretácico)

Calizas arcillosas (Cretácico) y lutitas (Terciario)

Estructurales (anticlinales afallados)

Gas y condensado (Tithoniano)

Catedral, Muspac, Giraldas

Brechas CretácicoPaleoceno

Brechas de talud fracturadas (Cretácico Superior-Paleoceno)

Lutitas (Paleoceno-Eoceno)

Estructurales (anticlinales afallados)

Pesado a ligero (Tithoniano)

Cantarell, Abkatun, Ku, Zaap, Maloob, Ayatsil

Calcarenitas del Eoceno

Calcarenitas de litoclastos y bioclastos (Eoceno)

Lutitas y limolitas (Eoceno)

Estructurales (anticlinales)

Aceite pesado (Tithoniano)

Ek-Balam

Cuencas Salina del Istmo y de Comalcalco Areniscas del Mioceno en anticlinales

Areniscas deltaicas, de barras costeras y turbidíticas (Depósito, Mioceno inferior y medio)

Lutitas intraformacionales (Mioceno inferior y medio)

Estructurales (anticlinales de orientación NE-SW, en algunos casos subsal, nucleados por sal y/o afallados)

Aceite ligero y gas (Tithoniano)

Cuichapa

Areniscas en acuñamientos sobre y contra sal

Areniscas de canales y abanicos submarinos y barras costeras (Encanto y Concepción, Plioceno inferior y medio)

Lutitas intraformacionales (Plioceno Inferior Medio)

Estratigráficas y combinadas (acuñamientos y sobrelapes sobre cuerpos de sal o estructuras asociadas a intrusiones salinas)

Aceite ligero y gas (Tithoniano)

Cinco Presidentes, Ogarrio, Bacal

Areniscas en estructuras tipo tortuga

Barras de arenas deltaicas (Plioceno inferior)

Lutitas intraformacionales (Plioceno inferior)

Estructural (estructura tipo tortuga creada por evacuación de sal)

Gas y aceite ligero (Tithoniano)

La Central

Areniscas en fallas lístricas y anticlinales rollover

Areniscas turbidíticas (Plioceno medio y tardío)

Lutitas intraformacionales (Plioceno medio y tardío)

Estructurales y combinadas (acuñamientos o crecimientos contra fallas normales sindepositacionales, anticlinales rollover)

Aceite ligero y gas (Tithoniano)

El Golpe, Tupilco

Tabla 1.5: Características de los plays establecidos de la Provincia del Sureste.

1. 30

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

4,000 3,500 3,000

Mbpc/D

2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 1968

1971

1974

1977

1980

1983

1986

1989

1992

1995

1998

2001

2004

2007

Año

Figura 1.26: Historia de producción de la Provincia del Sureste.

A B C D E F G

Reynosa

Provincia Salina del Bravo Cordilleras Mexicanas Cinturón Plegado Perdido Planicie Abisal Cinturón Plegado Catemaco Provincia Salina del Istmo Escarpe de Campeche

C A

B A’ F Poza Rica

Provincia Salina del Bravo

Veracruz 0

300 km

Provincia Salina del Bravo

CPP

Golfo de México profundo En los últimos años Petróleos Mexicanos ha iniciado la perforación de pozos exploratorios en la parte profunda del Golfo de México, en tirantes de agua mayores a 500 m. En esta región se tienen identificadas 7 provincias geológicas (Fig. 1.27) de las cuales 5 tienen mayor prospectividad: Provincia Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido, Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado Catemaco y la porción de aguas profundas de la Provincia Salina del Istmo. Las características principales de estas provincias prospectivas han sido publicadas en trabajos previos y se describen brevemente a continuación.34

dios exploratorios culminan con la perforación del pozo Chac-1 entre 1974 y 1976, resultando productor en brechas de Cretácico y detectando aceite en areniscas del Oxfordiano. En los siguientes 5 años se realizaron importantes descubrimiento en esta región, detonando la explotación de la provincia más importante del país.155,166,175,176 La Tabla 1.5 muestra las características de los plays productores más importantes de la provincia. Con la explotación del Complejo Cantarell, la producción de la Provincia del Sureste llegó a ser la más importante del país alcanzando su máximo histórico de más de 4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por día en 2004 (Fig. 1.26). La producción acumulada de la provincia es de 31,229 millones de barriles de aceite y 41.2 billones de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes y recursos prospectivos son de 23,785 y 18,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente (Fig. 1.2).2

Planicie Abisal

Provincia Salina Escarpe de del Istmo Campeche A’

SE A

A Plataforma de Yucatán

Figura 1.27: Provincias prospectivas de la parte mexicana profunda del Golfo de México.

La mayor parte de esta provincia se ubica en la parte estadounidense del Golfo de México pero se extiende hacia la porción noroccidental de la parte mexicana. La parte mexicana de esta provincia está caracterizada por la presencia de mantos tabulares de sal, toldos (canopies) y diapiros, evacuados desde el poniente. Estudios de manifestaciones superficiales y muestreo de fondo marino indican que el área es propensa de contener aceite ligero almacenado en areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos.34,177 Interpretaciones de métodos geofísicos poten-

1. 31

WEC México 2010 // Capítulo 1

ciales y análisis de velocidades sísmicas de detalle sugieren que en la parte occidental se presenta una franja caracterizada por la evacuación de la arcilla paleógena a manera de diapiros y paredes, desarrollando entre ellos depresiones o minicuencas en las que se depositaron los sedimentos del Neógeno.178 Se presentan trampas estratigráficas y combinadas: cierres contra falla, crestales, acuñamientos contra diapiro, estructuras tipo tortuga y pliegues subsalinos asociados al plegamiento gravitacional terciario. Esta provincia se ubica en tirantes de agua de 500 a 2000 metros. En la parte estadounidense de esta provincia se ha realizado descubrimientos tanto por arriba como por debajo de los cuerpos de sal, sobre todo en la parte correspondiente al abanico del río Mississippi. Si bien las condiciones de deformación, entrampamiento, generación y migración pueden ser muy similares hacia el lado mexicano, es probable que la calidad y espesores de la roca almacén sean diferentes al variar la fuente de aporte de los sedimentos.

Cinturón Plegado Perdido La acumulación de sedimentos terciarios en la Cuenca de Burgos y la actual plataforma continental frente al estado de Tamaulipas ha provocado el deslizamiento gravitacional del paquete sedimentario hacia el Golfo de México. Este colapso gravitacional se manifiesta por el desarrollo de sistemas de fallas lístricas en los sedimentos terciarios de Burgos y la plataforma continental. La extensión producida en estas zonas es acomodada echado abajo con el desarrollo de un cinturón plegado así como con la evacuación de sal jurásica, que involucra a la secuencia mesozoica (Fig. 1.27). El Cinturón Plegado Perdido corresponde a la zona de pliegues gravitacionales ubicada al oriente de la zona de influencia de sal alóctona correspondiente a la Provincia Salina del

1. 32

Bravo. Algunas estructuras que involucran el Mesozoico parecen estar nucleadas por sal pero otras se formaron por corrimientos a niveles más someros y la deformación sólo involucra al terciario. En general las estructuras son alargadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. La deformación ocurrió principalmente del Oligoceno tardío al Mioceno. La sección mesozoica y del Paleoceno se encuentra en la ventana de generación. El tipo de hidrocarburo esperado es principalmente aceite ligero y estaría almacenado en areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos depositados en esta zona principalmente como sistemas de nivel bajo y, en menor proporción, en calizas fracturadas mesozoicas de aguas profundas.34,177,180,111,182,183 Este cinturón se ubica en tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidense del Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientos importantes en sedimentos terciarios entre los que se encuentran Trident, Great White, Tobago, Silvertip y Tiger.179

Cordilleras Mexicanas De manera similar al Cinturón Plegado perdido, echado abajo de la franja distensiva que abarca desde la parte sur de la Cuenca de Burgos y costa afuera de Tampico-Misantla y Veracruz, se formó un amplio cinturón plegado para acomodar la extensión gravitacional de dicha provincia. Este cinturón plegado se conoce como Cordilleras Mexicanas y se extiende a lo largo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km2 en tirantes de agua de entre 500 y 3,500 m. Las superficies de despegue se ubican dentro del Terciario y dan lugar a anticlinales simétricos, con vergencia hacia el oriente y en algunos casos en sentido opuesto, muy largos (algunos de hasta 120 km) y angostos. La edad de la deformación es del Mioceno al Reciente y los pliegues más jóvenes y de mayor amplitud son los que se localizan hacia el centro de la cuenca. En esta provincia se han perforado 2 pozos exploratorios, Lakach1 y Catamat-1, el primero resultó productor en areniscas turbidíticas del Mioceno inferior en la parte sur de la provincia y el segundo resultó productor no comercial en la parte central, ambos de gas no asociado. El tipo de hidrocarburo esperado en otras partes de la provincia y a otros niveles estratigráficos es gas y posiblemente aceite ligero. Las rocas almacenadoras son areniscas turbidíticas depositadas en aguas profundas principalmente como sistemas de nivel bajo.34,177,184

Descubra el yacimiento // Provincias petroleras de México

Cinturón Plegado Catemaco Al dar inicio en el Mioceno medio la deformación Chiapaneca y el levantamiento del macizo de Chiapas, se inicia el colapso gravitacional con despegue en la sal, lo que produce por un lado la apertura de la Cuenca de Macuspana y por otro lado la formación del Cinturón Plegado Catemaco como parte del Oroclinal de Campeche.121 Tras el cese de la deformación Chiapaneca, el peso de la cuña sedimentaria progradante durante el Mioceno tardío y Plioceno contribuye a que continúe la deformación compresiva en esta provincia debido al deslizamiento gravitacional hacia el norte y noroeste de la carpeta sedimentaria con la formación de la Cuenca de Comalcalco. Esta provincia está caracterizada por pliegues con orientación noreste-suroeste y vergencia al noroeste armados en rocas del Paleoceno al Plioceno, algunos de ellos afectados por fallas inversas y cabalgaduras (Fig. 1.23).125, 131 Se han perforado tres pozos exploratorios (Noxal-1, Leek-1 y Lalail-1) los cuales han comprobado la presencia de yacimientos de gas en areniscas turbidíticas de canales y abanicos submarinos del Mioceno inferior y Plioceno inferior en trampas estructurales. Se infiere también la presencia de trampas combinadas en los anticlinales y acuñamientos contra estas estructuras. Los yacimientos de esta provincia en conjunto con el de la parte sur de las Cordilleras Mexicanas descubierto por el pozo Lakach-1, demuestran la existencia de una megaprovincia de gas no asociado en la parte suroccidental del Golfo de México profundo.

Provincia Salina del Istmo (porción de aguas profundas) Esta provincia comparte diversas características y es la contraparte en el sur de la Provincia Salina del Bravo. Estas dos provincias constituyeron en el Calloviano una sola provincia salina que fue separada durante la apertura del Golfo de México en el Jurásico Tardío. Esta provincia es la extensión de la Cuenca Salina del Istmo (Provincia del Sureste) hacia la parte profunda del Golfo. Una de las diferencias principales con su contraparte del norte es que en la Provincia Salina del Istmo también influyó la deformación compresiva Chiapaneca del Mioceno medio, lo que imprime a esta provincia una mayor complejidad estructural. La provincia está caracterizada por la presencia de cuerpos de sal tanto autóctona como alóctona representada por almohadas, diapiros, paredes, lengüetas y toldos (canopies). Asimismo, son característicos en líneas sísmicas los sinclinales que representan los sedimentos acumulados en minicuencas conforme la sal era evacuada. Trampas potenciales incluyen acuñamientos sobre y contra

la sal, arenas en minicuencas, arenas en estructuras tipo tortuga y pliegues subsalinos tanto en areniscas turbidíticas cenozoicos como en calizas mesozoicas. La distribución de las arenas turbidíticas terciarias estuvo fuertemente influenciada por la tectónica salina concentrando areniscas en minicuencas. Es posible que existan bancos oolíticos o crecimientos orgánicos jurásicos asociados a las etapas transgresivas tempranas o a altos topográficos controlados por la movilización temprana de la sal. Hasta la fecha se han perforado 6 pozos en esta provincia, de los cuales sólo el Tamil-1 resultó productor de aceite en calizas del Cretácico Inferior y Medio en la parte oriental de la provincia. En general se espera que la calidad de hidrocarburos en esta provincia aumente desde aceites extrapesados y pesados en la parte suroriental hasta aceite superligero y gas no asociado en la vecindad con el Cinturón Plegado Catemaco, todo esto en función de la madurez de las rocas generadoras.34,158,177

Agradecimientos Nuestro agradecimiento a las siguientes personas, con cuyas contribuciones y observaciones se logró integrar y enriquecer este trabajo: José María Rodríguez López, Rogelio Muñoz Cisneros, Mario Aranda García, Mariano Téllez Avilés, Francisco González Pineda, Genaro Ziga Rodríguez, Javier Hernández Mendoza, Juan Rogelio Román Ramos, Humberto Salazar Soto, Domingo Saavedra Torres, Martín Martínez Medrano, Francisco Grimaldo Suárez, Emilio Vázquez Covarrubias, Olfer Baltazar Chongo, Rodolfo Verdugo Villarinos, Juan Toriz Gama, Modesto Landeros Flores, Francisco Sánchez de Tagle, Roberto Rojas Rosas, Jaime Patiño Ruiz, José Ruiz Morales, Miguel Ángel Cruz Mercado, Ismael Gutiérrez Moreno, Carlos Williams Rojas, así como a todas aquellas personas que con su trabajo, muchas veces de manera anónima, han contribuido al conocimiento de la geología petrolera de México.

1. 33

WEC México 2010 // Capítulo 1

El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana

Descubra el yacimiento

l Centro Dedicado a la Generación de Localizaciones (CDGL) se estableció como un instrumento efectivo para cubrir necesidades y apalancar el relanzamiento de la actividad exploratoria por parte de PEMEX E&P (PEP) en todo el país durante el período comprendido entre 2002 y 2008. Este centro se diseñó y adaptó para uniformar y afinar procedimientos de generación de localizaciones; efectuar una transferencia de conocimientos aplicados durante la vida de los proyectos exploratorios, y disponer de un equipo experimentado de profesionales de alto desempeño que ayudasen a documentar un gran número de localizaciones en el menor tiempo posible. El centro funcionó en un ambiente aislado e independiente, con infraestructura computacional autoconte-

nida y sede propia. Los profesionales que integraban los equipos de cada proyecto eran asignados por PEP y complementados mayormente por los asesores de Schlumberger Data Consulting Services (DCS). Todos los proyectos siguieron los elementos de gestión clásicos de proyectos exploratorios, comenzando con una fase exhaustiva de evaluación de datos; planes para dimensionar las actividades, los roles y responsabilidades, los recursos requeridos y la definición de los entregables a los activos de exploración. La Fig. 1.28 muestra el ámbito dentro de la cadena de valor de E&P, en el cual se desarrollaron los diferentes tipos de proyectos efectuados por el CDGL.1 Uno de los logros más relevantes de este centro fue mantener una estadística de regularidad, donde la desviación en el tiempo de entrega de los proyectos se mantuvo en el rango del 10% con respecto a lo programado.

s CDGL

Proyecto

ño y Dise isición u adq smica sí

orte o Sop amient s co e c Pro sísmi

ón taci rpre Inte sísmica ía olog

a físic Geo SS R

tos pec Pros + ción inea Del + e os d Poz rrollo a s e d

ño Dise ozos a p de ecánic m o e G s rtem t mo s o P s ozo de p s a b Prue

Tiempo Ciclo de

1:100,000 Rocas

Exploración Geometrías

vida

n ació eriz l t c a Car inicia FEL lo rrol esa l d n Pla inicia

Dominio

CDGL

1:10,000

oleros

etr ampos p de los c

Complejidad detallada

Evaluación Yacimientos

Figura 1.28: Espectro de los proyectos del CDGL en relación a la cadena de valor de E&P.

1. 34

je dela Mo ámico din de Plan rrollo a s s de dore inea ión c a Del r pe ecu undaria R as sec serv je dela Mo tático s e

Desarrollo Extracción

Producción EOR Inyección

Descubra el yacimiento // El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana

50 40

28 23

20 11

6 0

2002 Σ = 67

9 5

2003 Σ = 57

2004 Σ = 60

2005 Σ = 79

5 1

2006 Σ = 85

2007 Σ = 52

Figura 1.29: Distribución de los tipos de pozos propuestos en el CDGL (2002-2008).

Proyectos (2002-8)

Σ = 108

Villahermosa rm

Generación de propectos

Veracruz

El CDGL inicialmente se concentró en la preparación y documentación de un gran número de Σ = 61 Oportunidades oportunidades individuales, previaΣ = 27 mente reconocidas por los equipos Diseño de pozos de exploración de PEP. Muchas de Σ = 17 éstas se transformaron en prospecDelineadores tos en los primeros dos años del Σ = 70 CDGL. Gradualmente se empezaron Desarrollo a evaluar y a consolidar proyectos de caracterización inicial y de desarrollo. A partir del año 2003 se visualizó la necesidad de desarrollar actividades orientadas al diseño de pozos, por lo que se conformó un núcleo de dos expertos. Al cabo de dos fases trienales, el historial del CDGL se resume en un aporte al portafolio de PEP de 225 prospectos, 17 pozos de delineación y 70 pozos de desarrollo (Fig. 1.29).1 También se visualizaron 61 oportunidades exploratorias adicionales para la cartera de PEMEX. Toda esta actividad se concretó en 108 proyectos, 62 de los cuales son proyectos de generación de prospectos exploratorios; de éstos, 53 se realizaron en Villahermosa durante el sexenio 2002 - 2008, al mantenerse la sinergia de cuatro proyectos activos de generación de localización en paralelo. Los nueve restantes fueron generados en Veracruz por un equipo de cuatro especialistas del CDGL integrados desde comienzos de 2005 a las actividades de generación de prospectos en el Activo de Exploración de Veracruz (Fig. 1.30). Los 46 proyectos restantes del CDGL se distribuyen de la siguiente manera: 12 de caracterización inicial en donde se engloban las 17 localizaciones de delineación; 8 estudios de campos maduros y 27 diseños de pozos, mayormente profundos y técnicamente complejos (Fig. 1.30). Σ = 225 Exploratorios

Diseño de pozos 12 Caracterización inicial 8 Estudios integrados Campos maduros

CDGL

Inicio

2003

2005

Figura 1.30: Resumen histórico de los proyectos del CDGL entre el 2002 y el 2008.

1. 35

WEC México 2010 // Capítulo 1

Exploración Caracterización inicial Estudios integrados Diseño de pozos 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Golfo de México

Poza Rica

Ciudad del Carmen

Veracruz

300 km

Figura 1.31: Distribución geográfica del tipo de proyectos realizados en el CDGL.

El alcance de los resultados obtenidos por el CDGL puede visualizarse desde diferentes perspectivas: la primera relacionada con la ubicación geográfica donde estuvo concentrado el esfuerzo realizado.1 La Fig. 1.31

indica que la mayor parte de los proyectos se localizan en la Región Sur a lo largo de las diferentes cuencas del sureste mexicano hasta los límites norte de la Cuenca de Veracruz. La segunda se refiere a qué tipo y edad de yacimientos se dirigió la actividad en la evaluación de los blancos exploratorios ya sea a los carbonatos, fracturados o dolomitizados, del Mesozoico o bien a los yacimientos clásticos del Terciario (Fig. 1.32A). En tercer lugar se desglosan los rangos de profundidad/temperatura a los cuales se ubican esos objetivos preseleccionados como de interés exploratorio (Fig. 1.32B); se observa que 47 prospectos sobrepasan los 6 km de profundidad. Se agregan a todo esto los efectos de la evolución termal de las rocas generadoras y su relación con las trampas evaluadas que determinan el tipo de hidrocarburos o fase que se sospecha (Fig. 1.32C). En esencia, la integración de estos indicadores, combinados por prospectos, permiten enfocar y discernir necesidades tecnológicas y definir estrategias para acometer los retos a encarar.1 Muchos de los requerimientos y estudios de impacto tecnológico para la evaluación de estas zonas pueden ser identificados tempranamente permitiendo acortar los diferentes ciclos de la operación de estas áreas complejas, profundas, calientes y con una problemática muy particular, difíciles de perforar y muy sensibles a los mecanismos de producción. A medida que se evaluaban y documentaban las oportunidades individualmente, se visualizó, a comienzos de 2004, el beneficio de consolidar el trabajo de interpretación y generación de prospectos a niveles de áreas por cubos sísmicos 3D recién procesados y se empezaron a ensamblar interpre-

A Prospectos aprobados

B Profundidad de yacimientos

2002

2003

2004

2005

2006

000

2006

2007

000

2007

0044

1 11

Profundidad, km >6 6-5 5-4 4-3 <3

22002 20 200 02 02

20003 22003

Figura 1.32: A) Distribución anual por rangos de profundidades de

8866 M Mesozoico eessozo o oic i o

2004

05 2005

2005 2006

22002 00002

220 00033 2003

Σ = 225

2004

Mioceno Eoceno Cretácico Jurásico

2006 2006

C 41

21 11

los prospectos evaluados y aprobados. B) Distribución de los pros11

pectos por la edad de los objetivos exploratorios. C) Distribución 20

por tipos de hidrocarburos.

29 17

Aceite Σ = 111 Gas Σ = 114

03 2002

1. 36

2003

2004

2005

2006

2007

Descubra el yacimiento // El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana

Cobertura areal de interpretación sísmica 3D integrada, km2 16,400 4,800

Mar Tierra 12,400 5,500

Σ = 60,260 km2

7,700 4,200

6,660 2,810

11,600

8,800 6,300

8,300 700 7,600

6,900 3,500

3,850 2,500

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Somero

Profundidad

100,000 km2

Profundo

Aplicaciones de los conceptos e ideas desarrolladas en los proyectos de generación de prospectos pueden ser referentes de algunos ejemplos de los refinamientos y adaptaciones visualizados para las trampas de las cuencas del sureste mexicano, originados de modelos asociados a mecanismos de tectónica salina. En relación a modelos sedimentológicos de yacimientos, se presentó una alternativa de interpretación para el cinturón de oolitas del Oxfordiano. Se lo dilucidó como una franja de lentes de oolitas de espesor variable, moldeados por los depósitos autóctonos de sal subyacentes y generados por movilización temprana de almohadas de masas salinas subyacentes, las cuales elevaron el fondo marino combando los sedimentos que recubrían a las almohadas para ese tiempo, hasta ponerlos muy cerca a las zonas de alta energía de las corrientes marinas, donde se favorece al desarrollo de este tipo de carbonatos.2,3 Entender este esquema permite reconocer otras zonas con comportamiento similar un poco más allá de los esquemas clásicos de borde de plataforma, donde típicamente se localiza este tipo de depósitos (Fig. 1.34). En algunos casos, estos lentes en las crestas de las almohadas no se mantienen, ya que las almohadas se fallan a lo largo del flanco cercano al contacto con la sal movili-

400 km2

A Oolitas

Figura 1.33: A) Acumulado de interpretaciones sísmicas 3D. B) Mapa de un horizonte

Nivel del mar

intracretácico en tiempo. 200 m

taciones integradas a nivel de áreas, alcanzándose unos 60.000 km2 de sísmica 3D interpretada en el CDGL (Fig. 1.33A).1 Un tercio de este gran total se integró con empalmes directos de todos los levantamientos interpretados de la Región Sur, ajustando el rango de las isócronas para homogeneizar esta integración como se muestra en la Fig. 1.33B. De los proyectos efectuados en el CDGL surgieron más de 20 artículos y publicaciones, en los cuales se propusieron ideas y conceptos alternativos a los planteamientos tradicionales de la industria petrolera mexicana. En estas publicaciones se muestra el grado de evolución y entendimiento en el avance de los modelos geológicos de las áreas estudiadas. Éstos han permitido visualizar trampas y esquemas alternativos de los sistemas petroleros de toda la Región Sur de las cuencas de México. Dicha región ha sido marcadamente afectada por efectos de movimientos de masas salinas, en cantidad y proporciones aún más impresionantes que los ya reconocidos a lo largo del flanco norte del Golfo de México, cohabitando con efectos de la compresión proveniente de cadenas plegadas localizadas al sudoeste del área.

Post-sedimentación B

Oolitas

Figura 1.34: A) Generación de oolitas por almohadas de sal. B) Compartimentalización de los bancos ooliticos

1. 37

WEC México 2010 // Capítulo 1

Cretácico medio N

Plataforma conceptual Talud

D C

E F A

Plataforma de Samaria

Talud

Oxiacaque-23

Samaria-151

Iride-151 E

Samaria-129

Samaria-80A

Samaria-101N7

zada y la secuencia de carbonatados suprayacente desliza por gravedad a lo largo de la pendiente de la masa de sal y empieza a rotar en estructuras de patines (rollers) de sal.2,3 Este proceso obliga a reconocer que los bancos de oolitas están bisectados en dos compartimientos independientes (Fig. 1.34B). Un esquema similar de abultamiento de almohadas de sal, un poco más tardía en tiempo geológico y de mayores proporciones, se postuló como una alternativa para el desarrollo de plataformas carbonatadas aisladas durante el Cretácico Medio y el subsecuente colapso de éstas por evacuación de sal para finales del Cretácico en el área del Campo Samaria del Complejo Bermúdez.5 En los mapas de la Fig. 1.35 se observa que la distribución areal de la plataforma del Cretácico Superior es menor a la del Cretácico Medio que la subyace, donde la más joven en vez de arropar a la precedente, pierde cobertura y extensión areal.4,5 Esta condición permite interpretar que la masa salina no pudo resistir el peso de la potente columna de los carbonatos, empezó a dislocarse o removilizarse hacia áreas donde podría reequilibrarse, o bien evacuó la masa de sal y se disolvió progresivamente, como se muestra en los esquemas de la Fig. 1.36. Este esquema está respaldado y conformado por información

Plataforma aislada Pla

Nivel Cretácico superior

del ma

N Relieve máximo Flujo de escombros/derrumbes Evacuación inicial de sal

D C

E Colapso F

Cunduacan-21

Cunduacan-14

Contracción

Iride-1168 E

Iride-138 F

Disolución - Evacuación - Karstificación

Figura 1.35: Mapas de las plataformas Cretácicas del Campo Samaria.

1. 38

Figura 1.36: Modelo y evolución de plataformas aisladas.

Brechas - Fracturas

l ma

jo de

l ba Nive

Descubra el yacimiento // El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana

Canales

Sal

Figura 1.37: Modelo sedimentológico de las arenas basales del Mioceno Superior y esquema de compartimentalización regulado por movimientos salinos subsecuentes.

Neógeno tardío Neógeno temprano Paleógeno temprano

Cretácico tardío Borde de la plataforma

Paleógeno Cretácico Jurásico

Almohadas de Sal/Paredes Cima del Eoceno (contornos estructurales)

Cambio de espesor

B Mioceno Oligoceno Eoceno Cretácico

Figura 1.38: A) Variaciones de espesores asociados a crecimientos de las estructuras. B)

acumulada a través de tres décadas de datos de pozos, núcleos y de sísmica 3D reciente, en donde se confirman observaciones reconocidas en acumulaciones vecinas con características afines. La importancia del concepto radica en que este modelo conlleva al reconocimiento de un doble patrón de fracturamiento superpuesto.3,4,5 Se trata de un modelo de plataformas aisladas que permite considerar un mayor grado de fracturamiento de los yacimientos carbonatados y ampliar el área de búsqueda de configuraciones análogas que conforman los mejores yacimientos del Mesozoico en las cuencas del sureste, después del modelo de las brechas de Cantarell.4,5 La Fig. 1.37 sintetiza un modelo depositacional de los siliciclásticos asociados a cuerpos turbidíticos de aguas profundas del Neógeno, confinados dentro de los sinformes moldeados por el emplazamiento de masas salinas alóctonas. Este concepto es otra alternativa ofrecida para explicar las configuraciones observadas en sísmica 3D y las evidencias de los pozos localizados en las áreas de los descubrimientos de Tiumut y Nelash del Activo Cinco Presidentes.4 Las arenas que han de constituir los yacimientos del área provenían de la erosión de la Sierra de Chiapas al sur y se abrieron paso hacia los depocentros colgados, sucesivamente más profundos y parcialmente represados por los efectos del emplazamiento de masas salinas alóctonas, las cuales ascendían intrusionando la columna sedimentaria suprayacente que localmente logran evacuar en el fondo marino, donde muchos de estos cuerpos salinos se disolvían gradualmente y desaparecían por el peso de los sedimentos más jóvenes que las arropaban.4 Los puntos más profundos de la vida de esos valles submarinos transitorios son los que contienen la más alta proporción de arenas acumuladas, como en el caso de las acumulaciones de Tiumut y Nelash que puede extrapolarse a los depocentros continuos del área de la cuenca de Salina del Istmo. La expresión sísmica de los levantamientos 3D grabados y reprocesados de la región del campo Giraldas-Juspi y zonas aledañas permite identificar y separar pulsos discretos, individualizados y ocasionalmente reactivados por intrusiones salinas.6 Muchos de éstos se han constituido en campos petroleros conocidos y otras estructuras prospectivas. La Fig. 1.38A muestra los cambios de espesores y cuñas de crecimientos asociados a diapirismos activos, los cuales permiten datar el tiempo de cada pulso. Esta evidencia es un control directo de cómo se han cargado estos yacimientos a través de su evolución. La Fig. 1.38B

Distribución de estructuras con edades superpuestas.

1. 39

WEC México 2010 // Capítulo 1

Contracción racción

Evacuación Evacuac de sal K Jr Pz Efectos de carga Domo de sal

Sedimentario o tectónica de chapas

Colapso Colap ps ppso gr gravitacional ggravitac hha i lla cuenca hacia

Disolución de sal

Colapso por disolución

Fracturramiento aadicional Fracturamiento Pliio-Pleistocceno Plio-Pleistoceno C

Efecto gravitacional

Disolución progresiva de sal

Figura 1.39: Esquema de la evolución estructural del Alto de Jalpa.

1. 40

evidencia las tres edades mínimas reconocidas en la región, que no ha sido afectada como en otras partes por los efectos de la extrusión de masas salinas y soldaduras de sal alóctona.4,6 Desde el punto de vista estructural, los efectos de la tectónica salina ofrecen una gama de opciones alternas para muchas de las estructuras conocidas en el área, como son los casos del Alto de Jalpa o el del Complejo Bermúdez.7,8,9 El alto de Jalpa puede interpretarse como una estructura contraccional asociada al emplazamiento de un canopy de sal (masas amalgamadas, alóctonas e intrusionantes) que transportaron a toda la columna de la secuencia suprayacente del Mesozoico - Paleógeno en dirección noreste tal como si fuera un cabalgamiento, afectado posteriormente por una fase de colapso de la sección imbricada al irse evacuando gran parte de la masa salina, provocando una sucesión de fallas con apariencia y control gravitacional sobrepuesta en la parte apical de la mega estructura (Fig. 1.39). En la Fig. 1.40A se visualiza el Complejo Bermúdez de hoy con la primera interpretación generada a partir de sísmica 3D y representa un área afectada por diapirismo salino con fallamiento radial con más de 3 km de relieve estructural, la cual fue posteriormente afectada por una fase de colapso/evacuación de sal, donde las fallas normales muestran saltos verticales superiores al kilómetro a lo largo de varios kilómetros de segmentos de falla.4,5 Esta estructura engloba más de 300 pozos y corresponde al yacimiento más importante de las cuencas del sur en su porción de tierra que abarca cinco yacimientos distintos, los cuales a medida que progresa su explotación, muestran comportamientos de presión similares e incluso se reportan contactos de fluidos parecidos. Asimismo, en el área del Complejo Bermúdez se adelantaron esfuerzos considerables para la caracterización del fracturamiento asociado al diapirismo.1,4,5 Se realizaron interpretaciones conjuntas para modelar fracturas al combinar: patrón de fallas, delineación de masas salinas, fallas subsísmicas, procesamiento ant-tracking, núcleos, evaluaciones petrofísicas, registros de imágenes de pared de pozo y de echados contrapuestos con los comportamientos normalizados de 120 perfiles de producción de pozos y caudales iniciales asociados (Fig. 1.40B). Este modelo integrado en Petrel incluyó 12 millones de celdas, lo cual obligó a un proceso de escalamiento y compartimentalización del modelo estático generado.5 Se desarrollaron modelos conceptuales para explicar la complejidad y superposición de los patrones estructurales asociados a la tectónica salina.10,11 La Fig. 1.41 muestra los niveles estratigráficos donde se ubicaron los despegues principales reconocidos en la región sur del Golfo de México. En el esquema se plantea que los planos de despegue han podido funcionar a través del tiempo y localmente en extensión o en compresión, dependiendo del movimiento relativo de las masas salinas subyacentes, ya desacopladas del substrato donde éstas se habían depositado originalmente.10,11 Paralelamente a los proyectos de 2007, en un esfuerzo multidisciplinario e integrado, se ensambló un atlas de los sistemas petroleros de la Cuenca Salina del Istmo y del segmento Oriental de la Cuenca Veracruz, sobre la base de la interpretación de perfiles sísmicos de reflexión. El atlas que fue documentado con respaldo digital, permitió identificar e inventariar las oportunidades más relevantes a ser documentadas en esa región.

Descubra el yacimiento // El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana

Qo máx. bls/d 25,000 20,000 15,000

• Geometrías de fallas • Fallas subsísmicas • Sal somera/profunda • Ant Tracking • Medidor del echado • FMI • Datos de producción

10,000 5,000

Medidor del echado FMI

Figura 1.40: A) Expresión del patrón estructural de fallamiento radial en la Cima del Cretácico del Complejo Bermúdez. B) Parámetros considerados en el modelo de fracturamiento del Complejo Bermúdez.

Estratigrafía D1

Extensional

Mioceno medio

Diapiros de arcilla

T-Oligoceno

T-Paloeceno T-Paloecenno Cretácico superior Cretácico supe erior J. J Titoniano Titoniano

Sal alóctona

Roca generadora

Sal nucleada

J. J Caloviano C loviano Cal Calov ia

Sal

Pre-Calovviian Pre-Calovian

Sal

Jurásico Bajociano

Siliciclásticos

Compresional

Sección perforada

Contraccional

En esencia, el CDGL contó con la participación de más de 300 profesionales de PEP en los 108 proyectos realizados, incluyendo 35 líderes diferentes de proyectos por parte de PEP. Los petrotécnicos de Schlumberger conformaron un núcleo permanente de 14 expertos y algunos asesores ocasionales solicitados para cubrir actividades más especializadas; todos éstos coordinados por dos gerentes de enlace (PEP y Schlumberger) y un coordinador técnico que reportaban a la función de exploración de PEP.

Carbonatos

Durante su último semestre de actividad, en el CDGL, con miras a transmitir gran parte de la visión y diversidad de los modelos desarrollados, así como para presentar los ejemplos y casos documentados, se efectuaron talleres prácticos con los aspectos más relevantes de esta experiencia.4 En estos talleres se incluyeron ejemplos de otras regiones del mundo con geologías semejantes a las de las cuencas mexicanas, con el objetivo de fortalecer su acervo y la manera de aplicar conceptos alternativos a sus interpretaciones. Este esfuerzo estuvo dedicado a los intérpretes de los grupos de exploración de los activos de la Región Sur y de Veracruz.

D6 Superficie de despegue D1-D7

Permiano? Metamórficas

Paleozoico D7

Figura 1.41: Superposición de patrones estructurales asociados a las principales superficies de despegue.

1. 41

WEC México 2010 // Capítulo 1

Utilización de sísmica de alta resolución para describir yacimientos carbonatados

Descubra el yacimiento

on el objetivo de efectuar un estudio integrado para caracterizar yacimientos carbonatados costa afuera, se efectuó un levantamiento sísmico de alta resolución sobre un área de 320 km2. Los yacimientos en cuestión datan del Mesozoico y se encuentran en los Campos Arenque y Lobina ubicados en aguas territoriales del Estado de Tamaulipas en el Golfo de México. Este estudio fue utilizado para evaluar cuatro potenciales localizaciones de perforación y modificar su orden de perforación. Se perforó un pozo de relleno en el Campo Arenque, el cual resultó ser un prolífico productor de hidrocarburos del yacimiento Jurásico, considerado como el objetivo primario. Además, en un objetivo secundario del Cretácico, se encontró un ajuste perfecto entre la porosidad derivada de los datos sísmicos y la medida en el pozo. Por otra parte, los resultados de la descripción de los yacimientos sirvieron de base para proponer una desviación exitosa de la trayectoria original de un pozo de evaluación del Campo Lobina, hacia una sección más potente del yacimiento principal. Los detalles de las características principales del yacimiento fueron visibles sólo cuando se aplicó un avanzado método de procesamiento a los datos sísmicos de alta calidad. Los datos sísmicos de alta fidelidad y su alto contenido de frecuencia, tratados con una metodología de trabajo completamente integrada, permitieron utilizar las propiedades de los yacimientos—obtenidas mediante un análisis detallado de la física de las rocas—para construir un modelo de yacimientos y mapas de atributos sísmicos de alta calidad. A continuación se describe la nueva tecnología sísmica que hizo posible este resultado, se exponen a grandes rasgos los principales pasos adoptados en la metodología de trabajo utilizada y se presentan ejemplos de proyectos exitosos emprendidos como resultado directo de este estudio.

1. 42

Método de estudio integrado El estudio de caracterización de yacimientos se efectuó con un enfoque integrado, el cual combinó el nuevo sistema de evaluación y diseño de levantamiento sísmico Q (Q-SED), con la adquisición sísmica de alta calidad y el procesamiento avanzado de datos, a fin de acondicionarlos para una buena descripción de yacimientos. El área de estudio del proyecto comprende los Campos Arenque (descubierto en 1968) y Lobina recientemente descubierto (2003), situados en el área marina del noreste de México, a unos 40 km al este de la ciudad costera de Tampico. Los tirantes de agua oscilan entre 30 m y 80 m. Los yacimientos productivos principales corresponden a rocas carbonatadas de las Formaciones San Andrés (Jsa), de edad Jurásico, y Tamaulipas Inferior (Kti), de edad Cretácico. El yacimiento Jsa constituye el objetivo primario, mientras que el yacimiento Kti constituye el secundario.

Evaluación y diseño del levantamiento Los objetivos del proyecto SED Lobina consistían en definir los parámetros de adquisición sísmica óptimos y luego determinar la secuencia de procesamiento y las metodologías de inversión sísmica destinadas a obtener las propiedades de las rocas; necesarias para el estudio de caracterización de yacimientos. Se consideró lograr resoluciones de aproximadamente 15 m en el yacimiento Jsa y de 20 m en el yacimiento Kti, de mayor velocidad, para maximizar la interpretación de los cambios de calidad de las formaciones. El estudio SED abordó las inquietudes asociadas con los datos sísmicos existentes, utilizando información de pozos para determinar la posibilidad de mejorar la resolución sísmica. Los problemas relacionados con el levantamiento 3D previamente efectuado en 1996 limitaban su utilidad. La resolución espacial constituía una preocupación. Las frecuencias máximas y dominantes de 30 Hz y 15 Hz, respectivamente, afectaban adversamente la interpretación de las capas clave. Por otro lado, los datos no eran suficientemente robustos para efectuar estudios AVO y de inversión sísmica detallados, debido a la pobre preservación de la amplitud y al limitado rango de distanciamientos. Las limitaciones debidas a las obstrucciones y a lo somero del agua planteaban desafíos de diseño para el nuevo levantamiento 3D; específicamente, si era o no posible registrarlo en la dirección del rumbo de echado, considerada como la dirección óptima desde el punto de vista operacional. Para res-

Descubra el yacimiento // Utilización de sísmica de alta resolución para describir yacimientos carbonatados

ponder a esta pregunta crucial, se registraron dos líneas sísmicas 2D en dos direcciones, una orientada hacia el rumbo del echado (E-O) y la otra hacia el rumbo de la estructura (N-S). Después de procesar estas líneas y analizar sus resultados, se extrajeron varias conclusiones: El registro podía efectuarse en la dirección del rumbo si el muestreo espacial era adecuado. La frecuencia máxima alcanzable era de 60 Hz (a 20 dB), con una frecuencia dominante de 30 Hz aproximadamente. Las comparaciones y el análisis de los datos indicaron que un ancho de banda de frecuencia de entre 6 y 60 Hz sería suficiente para lograr los objetivos de resolución del levantamiento. Para recuperar las frecuencias más altas, debía aplicarse un método de “blanqueo.” Además, se necesitaba una buena relación señal-ruido para evitar el aumento del ruido de alta frecuencia.

Adquisición de datos sísmicos La ejecución del nuevo levantamiento sísmico perseguía tres objetivos fundamentales. En primer lugar, se necesitaban nuevos datos sísmicos de alta frecuencia y alta fidelidad para mejorar el levantamiento sísmico 3D

Parámetros de adquisición del levantamiento sísmico Longitud del cable

6000 m

Número de cables sísmicos

Separación entre cables sísmicos

50 m

Profundidad del cable sísmico

Profundidad de la fuente sísmica

Intervalo entre grupos

6.25 m (después del proceso DGF)

Intervalo entre fuentes

18.75 m

Número de fuentes sísmicas

Arreglo de fuentes sísmicas

Cañón de aire Bolt 5085-pulgadas3

Tamaño de la celda

6.25 m en dirección paralela a la adquisición x 12.5 m en dirección perpendicular a la adquisición

Longitud del registro

8 segundos

Intervalo de muestreo

2 ms

Dirección de registro

N-S

convencional efectuado en 1996. En segundo término, el nuevo levantamiento se utilizaría para mejorar la fidelidad de la amplitud y la resolución vertical con el objetivo de delinear con precisión las áreas prospectivas definidas previamente. Era evidente que el hecho de duplicar la frecuencia máxima registrada mejoraría significativamente la capacidad de mapeo de las capas prospectivas clave, permitiendo definir el orden de perforación en las localizaciones de pozos definidas previamente y la identificación de las localizaciones de pozos potenciales nuevos. En tercer lugar, se requerían nuevos datos sísmicos para interpretar y caracterizar las unidades prospectivas del Mesozoico del área en términos de complejidad estructural y estratigráfica, así como de predicción y distribución de las propiedades de los yacimientos. Se determinó que la tecnología Q-Marine* ayudaría a lograr estos objetivos, mejorando la relación señalruido, la resolución sísmica y la precisión de la amplitud de los datos sísmicos. Este sistema de adquisición preserva mejor las frecuencias más altas debido a las correcciones por perturbaciones en los receptores, la disponibilidad de una fuente marina calibrada y la mejor atenuación de ruido marino mediante la Formación de Grupos Digitales (DGF). Por otra parte, sus capacidades de direccionamiento del cable sísmico posibilitan una operación más eficiente en las áreas con obstrucciones. El segmento de Servicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGeco trabajó en estrecha colaboración con el equipo de interpretación de PEMEX para diseñar un levantamiento sobre un área de 320 km2 (Tabla 1.6). El levantamiento sísmico 3D de alta resolución, que abarcó las áreas de los Campos Arenque y Lobina, fue ejecutado durante los meses de septiembre y octubre de 2003.

Tabla 1.6: Parámetros de adquisición del levantamiento sísmico.

1. 43

WEC México 2010 // Capítulo 1

Procesamiento de los datos sísmicos En la medida de lo posible, el análisis y la interpretación de los datos sísmicos recién adquiridos se integraron con el procesamiento, de manera que el análisis final fue concluido en noviembre de 2004. Se requería un tiempo de ejecución rápido para que este estudio pudiera ser utilizado en las operaciones de exploración y desarrollo en curso. El procesamiento inicial, incluyendo la fusión geométrica, la edición de los datos y el control de calidad de la fuente marina calibrada (CMS), se efectuaron a bordo. La mayoría de las pruebas se llevó a cabo antes de que los datos llegaran al centro de procesamiento de Denver, Colorado. En general, los datos exhibieron excelente calidad y buena resolución, con un muy buen detalle de los yacimientos en los intervalos mesozoicos clave. Se diseñó una secuencia de procesamiento basada en los requerimientos de mejor resolución sísmica, mejor relación señal-ruido y mayor precisión de la amplitud de los nuevos datos sísmicos (Tabla 1.7). Esta secuencia garantizó un conjunto de datos de amplitud verdadera, que a su vez se invertiría para producir volúmenes cuantitativos, tales como la impedancia de las ondas P. Una vez integrado con el análisis petrofísico, esto posibilitaría la caracterización de los objetivos mesozoicos mediante una medición de porosidad de alta calidad.

Pasos y resultados de la descripción de yacimientos Después del procesamiento de los datos, resultó evidente que el levantamiento había logrado sus objetivos. El análisis petrofísico, en conjunto con el modelado del efecto de la sustitución de fluidos, indicó que una evaluación cuantitativa de la distribución de la saturación de fluidos sería complicada en este desafiante ambiente carbonatado. En consecuencia, la predicción de la porosidad cuantitativa utilizando una metodología de trabajo robusta de inversión sísmica después del apilamiento constituiría el punto clave de este estudio. La capacidad para mapear cuantitativamente la distribución de la porosidad, con una resolución mucho más alta, permitió determinar el orden de prioridades y seleccionar las localizaciones de perforación más valiosas definidas previamente, proveyó una mejor capacidad para definir en forma óptima las localizaciones de pozos de relleno, y permitió identificar nuevas y sutiles trampas estratigráficas. Para las áreas de los Campos Arenque y Lobina, se aplicó una metodología de trabajo nueva, que había sido probada y verificada en la descripción de yacimientos carbonatados encontrados en

1. 44

Secuencia de procesamiento de los datos sísmicos Atenuación del ruido y Formación de Grupos Digitales Fusión de datos de navegación Edición y control de calidad de los datos Designature determinística basada en la CMS Atenuación del ruido producido por el oleaje Atenuación del ruido de las ondas guiadas en el dominio de τ-P (τ-P lineal) Deconvolución predictiva en el dominio de τ-P Corrección por el movimiento de los receptores Atenuación de múltiples con transformada parabólica de Radón Filtro de fase Q inverso Análisis de velocidad de migración Migración en el tiempo antes del apilamiento de Kirchhoff Análisis de velocidad residual Filtro de amplitud Q inverso Atenuación del ruido aleatorio en planos de igual corrimiento lateral Clasificación de colecciones de trazas de punto medio común Suma de las colecciones de trazas de punto medio común migradas

Tabla 1.7: Secuencia de procesamiento de los datos sísmicos.

campos de todo el mundo. En la Fig. 1.42 se describen los componentes importantes de la metodología de trabajo.

Revisión geológica, edición y análisis de registros El área de estudio se encuentra en la Cuenca de Tampico–Misantla, ubicada en la porción noreste de México, cuya producción se inició a comienzos de la década de 1900 de las calizas fracturadas de edad Cretácico Superior e, inmediatamente después, de las calizas cársticas que circunscriben la Plataforma de Tuxpan, la cual forma los conocidos campos de la Faja de Oro. A partir de 1956, la producción comenzó a provenir de los carbonatos de edad Jurásico Superior, y en 1968, de los carbonatos de edad Jurásico de la Formación San Andrés del Campo Arenque. El Campo Lobina fue descubierto recientemente, en el año 2003. Las caliza jurásicas fueron depositadas en un ambiente marino somero durante la fase de apertura y subsidencia temprana del Golfo de México. El yacimiento Jsa de edad Jurásico está compuesto por numerosas intrafacies formadas en los bajos y sobre los flancos de los paleoaltos, incluyendo grainstones, wackestones, packstones, fangolitas y conglomerados, que a menudo pueden verse en los datos sísmicos por sus respuestas acústicas. El desarrollo de la porosidad es clave para los pozos productores y su mayor desarrollo se encuentra en el grainstone oolítico que se formó en las profundidades marinas someras. Las fallas y los paleoaltos desempeñan un rol importante en la depositación de las facies oolíticas, en la permeabilidad y en la compartimentalización de los yacimientos. En total, 44 pozos poseían extensas secciones de registros sónicos de ondas compresionales y registros de densidad; elementos esenciales para integrar completamente los conjuntos de datos sísmicos de superficie con los datos de pozos. El objetivo principal de esta parte del trabajo era editar

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Generación de atributos

Fase instantánea, ea Frecuencia instantánea ón Intensidad de la reflexión o, VRS, Variancia, Echado, Azimut del echado, caos y demás

Adquisición Q-Marine

Datos del cliente

Procesamiento

Registros de pozos, VSP

Modelado

Datos PSTM

Inversión

Impedancia P

Cálculos petrofísicos

Datos D t de núcleos núcleoo Pro oducción Producción

Interpretación

Interpretación estructural/estratigráfica de las unidades clave (21Ma, Dmt, Kti, Jpi, Jsa, Bas)

Substitución de fluidos Modelo de la las as rocas

Propiedades de los yacimientos

Clasificación de atributos

Caracterización Car racterización de yacimientos Manejo del campo

Figura 1.42: Metodología de trabajo para la descripción de yacimientos utilizada en este estudio.

y validar de manera óptima los registros sónicos y de densidad, produciendo registros de impedancia acústica confiables en el dominio del tiempo. Se implementó un proceso de edición altamente iterativo de pozos múltiples concentrado en la zona de interés, comprendida entre la discordancia de edad Terciaria (Dmt) y la profundidad total del pozo, normalmente el basamento; sin embargo, también se extendió hasta la superficie para garantizar una función de conversión de tiempo a profundidad adecuada. Durante el proceso de validación, se utilizaron las cimas de las formaciones el ejercicio de comparaciones entre los pozos. El registro sónico final se calibró con los datos de tiros de pruebas de velocidad y en cada pozo se generó una línea de tendencia suave, indicando que se había generado una función confiable de conversión de tiempo a profundidad. Para mejorar la correlación con la línea sísmica alrededor de las localizaciones de los pozos se efectuaron ajustes menores de las velocidades. La impedancia acústica final en muchos de los pozos fue confiable y adecuada para la integración posterior con los datos sísmicos y la calibración con la porosidad.

Interpretación sísmica; inversión sísmica después del apilamiento A continuación se enlistan los horizontes interpretados para este estudio. El marcador de edad Mioceno (21 Ma) corresponde a la cima de una unidad de lutita potente (100-800 m) de edad Terciaria, debajo del cual se

encuentra una clara discordancia (Dmt) fácil de reconocer (con sísmica de alta resolución) y que define la cima de esta zona de interés del estudio. Por debajo de la discordancia Dmt y de una brecha dolomitizada intermitente se encuentran los carbonatos de la Formación Tamaulipas Inferior (Kti) de edad Cretácico, el objetivo productivo secundario del estudio. Por debajo del objetivo Kti yace la roca madre de la cuenca, la lutita de la Formación Pimienta de edad Jurásico (Jpi), y por debajo de ésta, se encuentran los carbonatos de la Formación San Andrés, también de edad Jurásico (Jsa). Aunque el yacimiento Jsa provee un evento acústico significativo con un incremento abrupto de la velocidad sísmica, en comparación con la lutita Jpi suprayacente, de menor velocidad, es prácticamente inexistente un basamento tope (Bas) debajo del yacimiento Jsa. Para maximizar la utilización de las frecuencias sísmicas registradas, se utilizó una metodología de trabajo de inversión sísmica robusta después del apilamiento. Los componentes de esta metodología de trabajo han sido comprobados en forma exhaustiva y se han aplicado con éxito en numerosos sistemas geológicos depo-

1. 45

WEC México 2010 // Capítulo 1

0.3 0.2 0.1

Producto porosidad–espesor, m

30.00 25.00

Alta porosidad Yacimiento Jsa potente

Pozo Sísmica

2,300

2,400

2,500

2,600

20.00 15.00

Baja porosidad Yacimiento Jsa potente

Alta porosidad Yacimiento Jsa delgado

10.00 5.00 0.00 Arenque 5

Lobina 101

Arenque 17

Lobina 1

Macarela 1

Arenque 4

Lobina 301st Arenque 50

Arenque 56

Arenque 58

Arenque 103 Arenque 101 Arenque 104

Figura1.43: Producto porosidad–espesor; comparación entre los valores medidos en el pozo y los valores derivados de las sísmica.

sitacionales y provincias petroleras de todo el mundo. Esta metodología de trabajo ha demostrado ser particularmente útil para predecir la porosidad primaria en los yacimientos carbonatados. La metodología de trabajo de inversión sísmica, cuya diversidad de componentes se analiza en artículos presentados en la OTC1,2, se traduce en una medida cuantitativa de la impedancia absoluta, traza por traza, que puede ser calibrada directamente en función del producto del registro sónico y de densidad de los pozos.

Calibración petroacústica El principal intervalo productor del objetivo primario Jsa es el miembro JKS3 del banco oolítico. En general, la porosidad del yacimiento Jsa oscila entre 0% en las rocas fangolíticas micríticas y 27% (máximo) en las facies de tipo banco oolítico. El análisis indica que no existe arcilla en los sistemas primarios porosos de tipo banco oolítco y que su estructura porosa varía fundamentalmente de acuerdo con la variación depositacional. Según el análisis de los núcleos, el objetivo secundario Kti también posee facies de bancos oolíticos cementadas en forma más intensa. Esto, y la presencia de otras facies incrementan su complejidad, de manera que la porosidad no está tan bien desarrollada (un valor máximo del 20%) y la producción depende más de la conexión de los espacios porosos a través de las fracturas. El análisis petrofísico y el de núcleos se llevó a cabo en numerosos pozos, proveyendo cálculos de la porosidad efectiva, del contenido de arcilla y la saturación de

1. 46

agua para los yacimientos Jsa y Kti. Estos resultados indicaron que el contenido de fluidos variaba entre los pozos; de gas a petróleo liviano y de petróleo liviano a petróleo pesado. A pesar de la variación del contenido de fluidos y la estructura porosa, la respuesta acústica en estas rocas carbonatadas, como lo indica un análisis detallado de la física de rocas, está determinada por la porosidad. Tanto para el yacimiento Jsa como para el Kti, un incremento de la porosidad corresponde a una reducción de la impedancia acústica, como es de esperar. No obstante, para un valor de impedancia acústica dado, la porosidad en el yacimiento Kti es más baja que la del Jsa. La litología, la estructura porosa y el fluido alojado en los poros poseen una influencia insignificante sobre la respuesta acústica en el yacimiento Jsa, lo que es avalado por la interrelación entre la impedancia acústica y la porosidad; relación que muestra muy poca desviación estándar. Si bien la gráfica de interrelación posee más variancia para las facies más complejas del yacimiento Kti, se mantiene una fuerte dependencia entre la impedancia acústica y la porosidad. Las variaciones de facies no se consideraron significativas en sentido macroscópico, por cuanto la gráfica de interrelación sigue diferenciando un buen desarrollo de porosidad de un pobre desarrollo de porosidad. En un paso clave de conversión de los atributos acústicos sísmicos a las propiedades de los yacimientos, la relación entre la impedancia acústica y la porosidad, obtenida en los pozos, se aplica a los datos sísmicos para generar la porosidad acústica en cada traza sísmica. Esta función se ajustó a los yacimientos Jsa y Kti en forma independiente, utilizando el análisis de física de rocas para una cuantificación más precisa. Los valores de porosidad derivados de los datos sísmicos fueron verificados utilizando el método del “pozo ciego,” mediante el cual la porosidad de los pozos no utilizados en el procesamiento se comparó con los resultados del estudio. Los valores absolutos se ajustaron muy bien y se observaron buenas correlaciones entre los registros de pozos y la sísmica, incrementado la confiabilidad en el producto final.

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Mapeo y evaluación de la porosidad La mejor resolución de los datos sísmicos posibilitó que el volumen de porosidad generado fuese empleado en toda su extensión. En una sección transversal del yacimiento Jsa es posible observar la formación de lentes de porosidad con las geometrías de los bancos oolíticos. El mapeo de la porosidad máxima entre la cima y la base del yacimiento permite el cálculo de la extensión areal de las zonas individuales de porosidad óptima. Dentro de las lentes oolíticas individuales, las tendencias de porosidad claras (consistentes con la información de los pozos) muestran la arquitectura interna de las mejores formaciones prospectivas para las operaciones de perforación previstas. En una prospección sísmica en escala macro, el producto de la altura por la porosidad (φh) puede ayudar a determinar el orden de perforación de las localizaciones futuras. El atributo φh es una suma continua de una traza sísmica para los intervalos prospectivos totales. Por lo tanto, una sección de yacimiento potente con alta porosidad se iluminará como una anomalía respecto de las áreas adyacentes. El mapeo de estas áreas y su utilización, junto con las secciones sísmicas de porosidad, permiten la verificación de nuevas áreas prospectivas y la definición más precisa de los objetivos de perforación. Esto reduce efectivamente el riesgo y refuerza la capacidad de clasificación de las áreas prospectivas. La Fig. 1.43 muestra una comparación del valor de φh obtenido de los pozos con el valor de φh derivado de la sísmica para diversos pozos con registros sónicos y de densidad de buena calidad. La excelente correlación es extremadamente alentadora. En su mayor parte, los pozos uti-

5,355 1,207 2,170

5,419 1,212

5,483 1,217

5,547 1,222

5,611 1,226

5,663 1,244

5,703 1,276

5,743 1,306

lizados en esta comparación no se emplearon para la inversión sísmica o para la calibración, y por consiguiente, constituyeron una prueba excelente de la capacidad cuantitativa de los datos sísmicos. Previamente, se habían identificado cuatro áreas prospectivas dentro de la zona del levantamiento sísmico que comprendió el Campo Arenque, sobre la base de las respuestas de la sísmica convencional y de una interpretación estructural. En un ejemplo excelente de la utilización de mapas, se asistió al operador en la definición del orden de perforación en estas cuatro localizaciones. Con los nuevos datos, PEMEX redujo la prioridad de dos localizaciones con respecto a su plan original, asignando mayor prioridad a las dos localizaciones restantes. El desarrollo de porosidad para la localización B se ilustra en la Fig. 1.44, mostrando claramente un grado de desarrollo de la porosidad significativamente más alto en el yacimiento Jsa, convirtiéndolo, en consecuencia, en el objetivo de perforación prioritario. Los datos también pueden tener un impacto significativo en la definición de las localizaciones de perforación de pozos de relleno y en la optimización de la

5,783 1,340

5,823 1,372

5,853 1,404

5,903 1,436

5,943 1,463

2,250

Dmt 2,300

Arenque 23M 2,350

Kti 2,400

Jpi

Fallas

2,450

Arenque 23M

Jsa

Arenque 2 Macarela 1

2,500

Localización B

Bas 2,550

0.0000

Porosidad

0.320

2,628

Figura 1.44: Predicción de la porosidad y localización de relleno B.

1. 47

WEC México 2010 // Capítulo 1

Mapa integrado de porosidad del yacimiento Jsa

1,057 2,170

1,100

1,125

1,150

1,175

1,200

1,225

1,250

1,275

1,300

1,325

1,350

La alta resolución lateral y vertical permite identificar lentes de porosidad a ser perforadas 2,250

Tamaulipas del Cretácico Carbonatos

2,300

Lutitas Pimienta

2,350

Kti

Grainstones

2,400

Oolitas porosas

2,450

Facies de bancos Bioclástico

Jsa 2,500

2,550

0.0000

Porosidad

0.320

Facies terrígenas Lodos micríticos Areniscas/Conglomerados

2,630

Figura 1.45: Distribución de porosidad en los yacimientos Kti y Jsa del Campo Arenque. La trayectoria de pozo propuesta podría explotar zonas prospectivas.

ubicación de los pozos en los campos maduros, proveyendo una indicación clara del potencial de hidrocarburos no explotados. El empleo de mapas proporciona la capacidad para definir claramente la presencia de geocuerpos individuales, y por consiguiente, localizaciones potenciales de pozos de relleno dentro de un área madura como la del Campo Arenque. En otro ejemplo, las mejores resoluciones vertical y lateral permitieron identificar la presencia de lentes de porosidad discretas sin perforar; lentes óptimas hacia donde dirigir la barrena para maximizar la producción de los pozos mediante la maximización del contacto con las mejores zonas dentro las oolitas porosas del yacimiento Jsa, Fig. 1.45. En la Fig. 1.46 se muestra un resumen del desarrollo de porosidad en el área del levantamiento, que cubre tanto el potencial de exploración como el de desarrollo. Aquí, la porosidad promedio para el yacimiento Jsa hasta el basamento se observa a la izquierda y la porosidad integrada a la derecha. Estos mapas deberían utilizarse en combinación con los datos en secciones transversales y en visualizaciones 3D para maximizar totalmente la comprensión de la distribución de la porosidad.

Figura 1.46: Porosidad del yacimiento Jsa; izquierda: valor cuadrático medio (RMS) desde el yacimiento Jsa hasta el basamento; derecha: porosidad integrada.

1. 48

Descubra el yacimiento // Utilización de sísmica de alta resolución para describir yacimientos carbonatados

Resumen y perspectivas futuras La información útil para la descripción de yacimientos, proporcionada por los nuevos datos sísmicos de alta frecuencia y alta fidelidad y la metodología de trabajo totalmente integrada, permitió la identificación, clasificación y ubicación óptima de nuevas localizaciones de áreas prospectivas, así como también detectar oportunidades para perforar pozos de relleno en áreas de los campos existentes. La localización B en el Campo Arenque mencionado previamente, fue seleccionada en función de los resultados del estudio de yacimientos. Se observaron resultados excelentes con un ajuste perfecto entre la porosidad derivada de los datos sísmicos y la porosidad medida en el pozo, particularmente en el yacimiento Kti (Fig. 1.47). Por

Porosidad Q-Marine

0.325 0.3 0.275 0.25 0.225 0.2 0.175 0.15 0.125 0.1 0.075 0.05 0.025 0

Porosidad efectiva

0.325 0.3 0.275 0.25 0.225 0.2 0.175 0.15 0.125 0.1 0.075 0.05 0.025 0 -0025

Kti

Csa

Bas

otro lado, las pruebas del pozo demostraron que éste produce hidrocarburos del yacimiento Jsa a razón de 2,000 b/d de petróleo, lo que convierte a esta localización en una ubicación excelente para un pozo de delimitación en un campo maduro. Este estudio produjo otro impacto inmediato sobre el desarrollo, ya que posibilitó re-entrar en un nuevo pozo de evaluación en el área del Campo Lobina. En este pozo, el yacimiento Jsa resultó ser mucho más delgado (aproximadamente 6 m) que lo interpretado utilizando los datos convencionales. Los nuevos datos permitieron determinar la localización del pozo de reentrada en una acumulación prospectiva mucho más potente (35 m); localización ubicada a más de 1 km de distancia del pozo original. El trabajo ahora continúa entre los equipos técnicos con el objetivo de evaluar y utilizar estos datos. Sin lugar a dudas, PEMEX se beneficiará con los pozos que se perforen en el futuro gracias a la mayor comprensión y la mejor cuantificación de la calidad de los yacimientos.

A Porosidad derivada de la sísmica en escala de profundidad B Porosidad calculada (ELAN) de registros de pozos C Zona de transición de poroso a duro en el yacimiento Kti, claramente visible en la sísmica D Prueba exitosa en el yacimiento Jsa (2,000 b/d)

Figura 1.47: Superposición de la porosidad calculada de los registros de pozos (ELAN) sobre la porosidad derivada de la sísmica.

1. 49

WEC México 2010 // Capítulo 1

La geotermia y los sistemas geotérmicos

Descubra el yacimiento

l término geotermia se refiere al calor del interior de la tierra, y significa una fuente de energía alterna a los combustibles fósiles, ambientalmente inocua y económicamente competitiva para emplearse en la generación de electricidad y en otros aprovechamientos directos. La geotermia es una fuente de energía renovable para todo efecto práctico que puede utilizarse para generar electricidad a precios competitivos y sin impactos ambientales nocivos.1

En su sentido más amplio, el término describe un sistema de transporte de calor desde una fuente a profundidad hasta una zona de descarga que generalmente es la superficie de la Tierra. Este transporte de calor usualmente se efectúa a través de un fluido geotérmico que puede ser magma, en el caso de sistemas volcánicos, o bien agua caliente o salmuera (agua con alta concentración de sales), vapor y gases en un sistema geotérmico en el sentido estricto del término. En su camino desde la fuente hacia la zona de descarga, el fluido geotérmico puede ser almacenado temporalmente en un yacimiento, que en el caso de un sistema volcánico forma la

Separador

Torre de t transmisión

Descargaa de vapor

Silenciador neeraddor Turbogenerador

Transformador

Mezcla Me ezcl cla

Agua

Vapor

Capa sello Pozo productor

Pozo injector

Yacimiento

Fuente de calor (Magma)

Figura 1.48: Modelo esquemático de un yacimiento geotérmico.

1. 50

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

Centro dee despliegue

Placa

oceánica

Subducción

Placa continental

Convección

Figura 1.49: Corte transversal de la corteza terrestre mostrando el movimiento horizontal de sus placas tectónicas y los fenómenos a que este movimiento da lugar, especialmente en sus límites.

cámara magmática. Aquí, al hablar de sistemas geotérmicos, excluiremos a los sistemas volcánicos y nos referiremos exclusivamente a los sistemas hidrotermales, donde el agua es el fluido que efectúa el transporte de calor.2 Los yacimientos geotérmicos se encuentran en determinadas partes del subsuelo. Su energía puede extraerse por medio de pozos profundos, a través de los cuales ascienden los fluidos, compuestos generalmente por una mezcla de agua con sales disueltas, o salmuera, y vapor de agua. Ya en la superficie, el vapor puede ser separado de esa mezcla y transportado hacia las centrales de generación, donde mueve los álabes de las turbinas para generar electricidad. La salmuera se conduce hacia lagunas de evaporación o directamente hacia pozos inyectores, a través de los cuales se regresa al

yacimiento con el doble propósito de recargarlo y de prevenir cualquier contaminación a los acuíferos someros. En algunos casos, los yacimientos están compuestos únicamente de vapor de agua.1 Un yacimiento geotérmico típico se compone de una fuente de calor, un acuífero y la llamada capa sello. La fuente de calor es una cámara magmática en proceso de enfriamiento con temperaturas todavía elevadas, de unos 500 ºC o más. El acuífero es cualquier formación geológica con la permeabilidad primaria o secundaria suficiente para alojar agua meteórica percolada desde la superficie o desde acuíferos menos profundos. La capa sello es otra formación, o parte de ella, con una permeabilidad menor que la del acuífero, y cuya función es impedir que los fluidos geotérmicos se disipen totalmente en la superficie (Fig. 1.48). Si se tiene el cuidado de extraer una masa de fluidos equivalente a la que se recarga en el yacimiento, sea por medios naturales o artificiales, el recurso es renovable para todo efecto práctico, ya que aunque la cámara magmática terminará por enfriarse, el proceso le tomará probablemente algunos miles de años.1 Estas descargas concentradas de calor que son los sistemas geotérmicos no se encuentran distribuidos uniformemente en la superficie de la Tierra, sino que están localizados preferentemente en franjas caracterizadas por ser fronteras activas entre placas, en las cuales éstas se crean o se destruyen (Fig. 1.49). Esta actividad provoca que el material del manto tenga movimientos verticales, o sea que rocas a alta temperatura se desplacen hacia la superficie dando origen a anomalías térmicas.2

1. 51

WEC México 2010 // Capítulo 1

13 14 15 23

1 16 2 3 5

17 24

18 25 19

26 7 6 8

20 22 31

29 30

32 33

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Meager Mt. Los Géysers Yellowstone Salton Sea Cerro Prieto Los Humeros La Primavera Los Azufres Ahuachapan Momotombo Bouillante

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

El Tatío Krafla Namafjal Svartsengi Larderello Makhashcala Kizildere Puga Aluto Langano Olkaria

23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

Pauzhetskiy Matzukawa Otake Tatun Makban Tiwi/Bacman Tongonan/Palinpinon Dieng Kawah Kamodjang Broadlands Wairakei

Como ejemplo de áreas que presentan una intensa actividad geotérmica tenemos el llamado Cinturón de Fuego de la región circumpacífica (Fig. 1.50), al cual pertenece la costa suroeste de México, en la que la frontera entre placas es de tipo destructivo. Un ejemplo de otro tipo de frontera (constructivo) donde se está creando corteza terrestre de tipo oceánico se ubica en el Golfo de California, al norte del cual se encuentra el campo geotérmico de Cerro Prieto, que tiene una de las producciones de energía eléctrica más altas en el mundo. También existen sistemas geotérmicos importantes en algunos lugares alejados de las fronteras entre placas, en zonas donde existen descargas concentradas de calor (puntos calientes) como en algunas islas volcánicas activas. Un ejemplo muy conocido son las islas Hawai y algunas otras del Pacífico Sur.2 Los sistemas geotérmicos que se han mencionado son los más potentes en términos de descarga de energía; sin embargo, si consideramos que en cualquier

1. 52

Figura 1.50: Cinturón de Fuego de la región circumpacífica. Localización de los principales sistemas geotérmicos.

punto de la superficie terrestre al aumentar la profundidad la temperatura también lo hace (Fig. 1.51), es posible encontrar sistemas geotérmicos en muchos lugares donde el flujo de calor tiene un valor promedio y las aguas son calentadas cuando circulan a profundidades de más de 2 km en la corteza terrestre. Un gradiente normal de temperatura implica un aumento de temperatura con la profundidad de aproximadamente 30 °C/km; así, cuando la permeabilidad de las rocas permite que el agua circule a 3 km de profundidad, ésta alcanzará temperaturas cercanas al punto de ebullición y puede entonces ser utilizada para usos industriales y también para calefacción (Tabla 1.8). Ejemplos de este tipo de sistemas se encuentran en China, Austria y Francia.2 Un aspecto muy importante en el estudio de los sistemas geotérmicos es su clasificación. Las características que se toman en cuenta para este fin son: I la naturaleza del fluido dominante en la parte principal del yacimiento; por ejemplo: agua caliente, vapor, salmuera, y otros I la concentración de componentes químicos en el fluido dominante; por ejemplo, el fluido dominante en el yacimiento puede ser agua de mar diluida, con lo que la concentración de compuestos químicos en solución será muy alta I la descarga superficial de calor; esto es, cuánto calor es transportado a la superficie por medio de las manifestaciones hidrotermales y por conducción I la entalpía o contenido energético (calorías por gramo) del fluido descargado por el sistema.

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

5,000

Las manifestaciones superficiales (y por lo tanto la descarga) del sistema van a ser afectadas fuertemente por las condiciones hidrológicas y topográficas de la zona, las cuales van a definir la recarga del sistema y la permeabilidad de las capas que forman el yacimiento.

A Temperatura de la lava B Temperatura correspondiente a los saltos en las velocidades sísmicas C Temperatura de fusión del núcleo D Temperatura de solidificación del núcleo E Temperatura de fusión del manto F Temperatura de fusión del fierro D

4,000

Rango aproximado de temperatura

°C

180

Temperatura, °C

3,000

Refrigeración por evaporación de amoniaco Producción de agua pesada

170 160

2,000

Algunos usos de la energía geotérmica

Rango de producción convencional de energía eléctrica

Secado de tierras diatomáceas Secado de pescado Secado de madera

150

Obtención de alúmina

140

Enlatado de alimentos Secado de productos agrícolas

130

Evaporación en el refinado de azúcar Extracción de sales por evaporación y cristalización

1,000

Producción de agua potable por destilación Núcleo exterior

Manto

1,000

2,000

3,000

4,000

Núcleo interior

5,000

120

Evaporación con fines diversos

110

Secado de placas de cemento

100

Secado de materiales orgánicos (vegetales, algas, etc.)

6,000

Profundidad. km

Figura 1.51: Grafico que muestra el aumento de la temperatura al aumentar la profundi-

Lavado y secado de lana 90

Procesos intensivos de descongelación

dad y su efecto sobre los materiales de la estructura interna de la tierra.

De esta forma, se puede denominar a un sistema geotérmico como de alta o baja entalpía si ésta es mayor o menor de 250 calorías/g. La concentración de componentes químicos puede variar de menos de 0.1%, a 1% y alcanzar valores de más de 1% de sólidos totales disueltos, catalogándose como de concentración baja, intermedia o alta, respectivamente (el agua potable tiene un promedio de 0.20% de sólidos totales disueltos). Por último, la descarga superficial de energía puede ir de 500 a más de 500,000 kilowatts (kW). Esta descarga superficial de calor está determinada por la magnitud de las manifestaciones superficiales que tiene el sistema; y al planear su explotación, éste es el valor mínimo de energía que se puede obtener del sistema sin alterarlo significativamente ya que ésa es su descarga natural.2

Secado de bacalao

Calefacción

Límite inferior de temperatura para procesos de refrigeración

Invernaderos y ganadería

Crecimiento de hongos Balneología

Calentamiento de suelos

Albercas Biodegradación Fermentación Agua caliente para trabajos de minería en climas fríos

Piscicultura

Tabla 1.8: Usos de aguas geotérmicas de diversas temperaturas.

1. 53

WEC México 2010 // Capítulo 1

Para ejemplificar cómo influyen estos factores, en las Fig. 1.52a y Fig. 1.52b se muestran las secciones transversales simplificadas de dos sistemas geotérmicos: uno en terreno plano y otro en terreno montañoso. Allí se ve claramente que, aunque a profundidad, ambos sistemas son equivalentes. En la superficie se obtiene una diferente distribución y diferentes tipos de manifestaciones, lo cual es muy importante tomar en cuenta al estar efectuando la exploración superficial de un sistema geotérmico.2

La exploración geotérmica El principal propósito de la exploración de una zona geotérmica es definir su tamaño, forma y estructura y determinar sus características, como son: el tipo de fluido, su temperatura, composición química y su capacidad de producir energía.2

Géiser

A Manantial

Infiltración

Manantial

Profundidad, km

200 °C

40 °C

70 °C

250 °C

150 °C

300 °C Rocas calientes

Fumarolas

Infiltración

Manantiales

100 °C

Profundidad, km

100 °C 150 °C 1

200 °C

300 °C 3

Rocas calientes

Figura 1.52: Esquemas de cortes transversales de sistemas geotérmicos: (a) en terreno plano y (b) en terreno montañoso.

1. 54

Estas características pueden ser determinadas en dos formas: por exploración superficial y con perforaciones exploratorias. Puesto que es mucho más barato hacer exploración superficial que perforar pozos, se acostumbra realizar un extenso programa de exploración superficial antes de comenzar a hacer perforaciones.2 La exploración de un campo se puede dividir en dos etapas: reconocimiento y evaluación; y aún durante la etapa de explotación, se emplean algunos métodos de exploración con el objetivo de llevar a cabo la vigilancia continua del campo. La planeación de cada una de las etapas en cuanto a su desarrollo y los métodos a usar, varían mucho dependiendo de las características del campo en estudio y del país en que se encuentre:2 El trabajo de exploración comienza aun antes del reconocimiento en el campo, con la recopilación de toda la información disponible relacionada con la zona en estudio. Esta información comprende los datos topográficos, meteorológicos, geológicos, hidrogeológicos, geoquímicos, geofísicos y las observaciones de manantiales, géiseres y fumarolas. Todos estos datos deben ser cuidadosamente revisados para planear la estrategia adecuada a cada zona y emplear los diferentes métodos en la forma más apropiada. Cuando los datos reunidos indican la existencia de un campo geotérmico económicamente explotable, se procede a efectuar estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos para evaluar el potencial del campo y la factibilidad de su explotación. Al final de cada una de las etapas, los resultados de los diferentes métodos son correlacionados para obtener modelos preliminares del campo, los cuales se irán perfeccionando al avanzar los trabajos de exploración.2 Una vez que se han realizado todos los estudios posibles en la superficie, se determina la localización de un número reducido de pozos de exploración (generalmente alrededor de 3 pozos), que de dar buenos resultados, serán seguidos por los pozos de producción requeridos para la explotación planeada del recurso geotérmico descubierto.2 Hasta el momento de la perforación de los pozos de exploración, los modelos elaborados con base en los datos superficiales carecerán de verosimilitud hasta que puedan ser corroborados por los datos obtenidos en los pozos. Por esta razón, es aceptable dividir la exploración en dos etapas: exploración superficial y perforaciones de exploración.2

La exploración superficial Debido a que los campos geotérmicos de alta temperatura se localizan generalmente en las áreas de vulcanismo reciente relacionadas con las fajas sísmicas, son ésas precisamente las zonas que se seleccionarán para efectuar los primeros trabajos de reconocimiento. También es importante en el principio efectuar un mapeo de las manifestaciones termales superficiales (Fig. 1.53) localizadas dentro y fuera del área en estudio; esto es necesario, ya que éstas no se localizan necesariamente sobre el yacimiento, sino que los fluidos geotérmicos se desplazan siguiendo fallas o fisuras o cualquier otra zona de alta permeabilidad y, al clasificarlas, se puede inferir la trayectoria que han seguido hasta la superficie, así como los procesos de mezclado y ebullición que pudieron haber experimentado.2

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

Las manifestaciones superficiales pueden proporcionar información acerca de las condiciones existentes en el yacimiento. Sin embargo, es necesario hacer notar que las manifestaciones superficiales no son un requisito indispensable para la existencia de un yacimiento geotérmico a profundidad, sino que hay campos geotérmicos en zonas que carecen totalmente de manifestaciones superficiales y en este caso se debe localizar el yacimiento con base en el conocimiento del entorno geológico.2 De acuerdo a las técnicas empleadas, la exploración superficial se puede dividir en geológica, geofísica y geoquímica.

La determinación de todos estos parámetros se hace utilizando los resultados de los análisis químicos e isotópicos de las descargas del sistema en la superficie.

Técnicas geológicas Los principales objetivos de los estudios geológicos en la etapa de reconocimiento son: identificar y catalogar todas las manifestaciones geotérmicas que haya en la superficie, ya sean activas o fósiles; efectuar una evaluación preliminar de su significado con respecto a los procesos subterráneos que tienen lugar en el sistema geotérmico; y recomendar las áreas para un estudio a mayor detalle. Esto se lleva a cabo examinando fotografías aéreas o imágenes de satélite y visitando el área para correlacionar los datos de éstas con la información obtenida en el campo.2 Una vez terminado el reconocimiento del área, si se decide que la zona geotérmica tiene posibilidades para su explotación, se continúa con la etapa de exploración propiamente dicha, en la cual se debe preparar un mapa geológico a detalle del prospecto geotérmico seleccionado y de las áreas circundantes. Este mapa debe incluir las manifestaciones superficiales y los rasgos geológicos (fallas, fracturas, distribución superficial y a profundidad de los diferentes tipos de rocas y su permeabilidad) que puedan contribuir a elaborar un modelo del sistema geotérmico y recomendar la localización de los pozos exploratorios.2

Técnicas geoquímicas Para cumplir con los objetivos de la exploración superficial, las técnicas geoquímicas efectúan los análisis de las aguas de los manantiales, las emisiones de las fumarolas, las descargas de gases y las aguas frías superficiales (ríos, lagos, lluvia, y otros) para hacer las siguientes inferencias de las condiciones del sistema hidrotermal: I la variación en composición del fluido termal a profundidad I la temperatura (y presión) del fluido a profundidad I las rocas relacionadas con los fluidos termales a profundidad I el origen de los fluidos, la dirección de flujo en el área y los tiempos de residencia de los fluidos bajo la superficie I el gradiente geotérmico y la profundidad a la cual se presenta ebullición por primera vez en el sistema; esto incluye determinar la posibilidad de encontrar inversiones de temperatura con la profundidad I la posibilidad de que haya depositación de minerales a partir del fluido I las zonas que presentan un alto flujo I la posibilidad de encontrar a profundidad fluidos ácidos, que pueden causar serios problemas por corrosión en la etapa de explotación I determinar la existencia de componentes en el fluido que puedan tener importancia económica.

Figura 1.53: Fotografías de chorro intermitente de agua caliente y vapor (abajo) y volcán de lodo termal (arriba) en la superficie terrestre; dos de los varios tipos de manifestaciones superficiales que evidencian el calor interno de la tierra.

1. 55

WEC México 2010 // Capítulo 1

Esta metodología se basa en la suposición de que tanto el equilibrio químico como el isotópico se han alcanzado en las interacciones entre el fluido y las rocas del yacimiento. Una vez que se ha alcanzado el equilibrio químico, las concentraciones de los iones que se intercambien entre el fluido y la roca van a depender de la temperatura. Por ejemplo al interaccionar un fluido termal y una roca, los cuales contienen sodio y potasio, estos iones se van a intercambiar de tal forma que cuanto mayor sea la temperatura a la que interaccionen, mayor será el contenido del potasio del fluido; por esta razón la relación entre las concentraciones de sodio y potasio en las aguas que descarga el sistema en la superficie es utilizada como un indicador de la temperatura del yacimiento. Otro indicador de la temperatura a profundidad lo es el contenido de sílice (SiO2) disuelto en el fluido, ya que a mayor temperatura el agua puede disolver más sílice de la roca circundante. La determinación de la temperatura del sistema a profundidad utilizando métodos químicos es muy importante, ya que en la etapa de exploración, es éste el único método por el cual se puede obtener una estimación de la temperatura del yacimiento.2 Los isótopos de un elemento son átomos cuyos núcleos tienen el mismo número de protones pero diferente número de neutrones, o sea que tienen la misma carga pero diferente peso atómico. Las moléculas de agua son las más abundantes en los fluidos termales y en ellas se pueden encontrar variaciones dependiendo de los isótopos de hidrógeno y oxígeno que las formen.

Líneas de corriente A y B: electrodos de inyección de corriente M y N: electrodos de medición de potencial eléctrico producido por la corriente inyectada A

B M

El hidrógeno tiene tres isótopos: el hidrógeno (H con peso atómico de 1), el deuterio (D con peso atómico de 2) y el tritio (T con peso atómico de 3); y el oxígeno también con tres: 16O, 17O y 18O (el número indica su peso atómico), de los cuales el 16O es el más común y el 18O es el que le sigue en abundancia. La relación entre la abundancia del 18O y del 16O, y del deuterio y el hidrógeno para las aguas de origen meteórico (agua de lluvia) sigue en todo el mundo una relación lineal. Esto se debe a que al evaporarse el agua de mar, las aguas de lluvia van a tener una menor concentración de isótopos pesados (D y 18O) que la de mar y a su vez, al ir descargando la lluvia, las moléculas con los isótopos más pesados serán las primeras en precipitarse. Las zonas de mayor evaporación en el océano se encuentran en la región del ecuador; a partir de éste y hacia los polos el agua de lluvia irá teniendo una mayor pérdida de isótopos pesados. Por esta razón, en cada región de la superficie de la Tierra las aguas de origen meteórico van a tener una determinada concentración de isótopos pesados con relación al valor estándar de la concentración de éstos para el agua de mar (SMOWStandard Mean Ocean Water).2 Se ha observado que en relación con la concentración estándar del agua de mar, las aguas de origen termal presentan un enriquecimiento en la concentración del 18O y se ha demostrado que esto se debe principalmente al intercambio de isótopos de oxígeno con los minerales de las rocas, principalmente sílice y algunos sulfatos. Como este intercambio también depende de la temperatura, la concentración relativa de isótopos de oxígeno en los fluidos también nos va a servir para determinar la temperatura del yacimiento. Por otra parte, como ya se dijo, los fenómenos como la evaporación van a afectar la composición isotópica del fluido, de esta forma será posible detectar si en el yacimiento han tenido lugar procesos como ebullición o dilución con aguas de composición isotópica diferente. Es por esta razón que además de analizar las aguas termales, se analizan las aguas superficiales frías, para comparar su composición química e isotópica y determinar la relación entre ambas.2 Finalmente, además de aportar información durante la etapa de exploración del campo, las técnicas geoquímicas se aplican también durante la explotación para determinar los cambios que sufre el sistema debido a la extracción de los fluidos termales, como puede ser la entrada en el yacimiento de aguas subterráneas o superficiales frías.2

Técnicas geofísicas La geofísica es un apoyo para conocer mejor la estructura interna de la Tierra, los recursos geotérmicos de interés se encuentran alojados a profundidades de 1,200 m a 3,000 m aproximadamente. Los estudios geofísicos son utilizados en etapa de exploración como de explotación. Los métodos potenciales utilizados en geotermia son: estudios de gravimetría, magnetometría resistividad del subsuelo (electromagnéticos), y sísmica pasiva.

Figura 1.54: Diagrama del método eléctrico de Schlumberger para medir resistividad en el subsuelo.

1. 56

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

Gravimetría y magnetometría—La determinación de las anomalías en los campos gravitacional y magnético de la Tierra, localizados dentro del prospecto geotérmico, permiten identificar las principales estructuras geológicas de la zona por el contraste en sus propiedades (densidad y susceptibilidad magnética). Por ejemplo: fallas, intrusiones, deformaciones, entre otros. Además, en el caso de la gravimetría también es posible determinar si existe una depositación de minerales hidrotermales con un contraste de densidad respecto a las rocas del yacimiento; y la magnetometría puede ayudar a localizar algunas zonas donde la roca original ha sido desmagnetizada por la acción de los fluidos termales. Estos métodos se utilizan en la etapa de exploración principalmente, no en la de detalle, debido a que enmarcan un panorama regional y no local. Resistividad del subsuelo—Existen varias técnicas para medir la resistividad del subsuelo. Éstas se pueden dividir en dos grupos: métodos eléctricos (Fig. 1.54) y métodos electromagnéticos. Actualmente en geotermia se utilizan los segundos, los cuales pueden ser activos al introducir una perturbación en el terreno, o pasivos midiendo y registrando señales que ocurren espontáneamente en el terreno. Método electromagnético—El método TDEM, por sus siglas en inglés, se utiliza en el dominio de tiempo. El sondeo TDEM se basa en las leyes de la inducción electromagnética descubiertas parcialmente por Faraday y sistematizadas por Maxwell. Conforme a estas leyes, una corriente eléctrica variable induce un campo magnético y, viceversa, un campo magnético variable, induce una corriente eléctrica. El arreglo de un sondeo TDEM consiste en un cable que forma un rizo (loop), que tiende sobre el terreno, por el que se hace pasar un pulso de corriente eléctrica, que genera un campo electromagnético primario. Al momento de interrumpir el pulso, se

generan corrientes eléctricas de inducción secundarias en el subsuelo, junto con su campo magnético asociado. Por otra parte, se tiene una bobina receptora que detecta al campo magnético secundario. Las corrientes y campo magnético secundarios decaen en fracciones de segundo, debido a su difusión a través de la formación. La tasa de difusión y, por ende, la curva de decaimiento contra el tiempo, dependen, entre otras cosas, de la resistividad de la formación (Fig. 1.55). Con la información adquirida se crean planos y secciones verticales de resistividad aparente. Las ventajas de los sondeos TDEM son: I Operación en campo sencilla. I Cobertura de Loops de 300 x 300 para profundidades de 1,500 m y 500 x 500 m para profundidades de 2,500 m. I No presenta problemas cuando la superficie del terreno es resistiva, ya que la corriente eléctrica a profundidad es inducida. Así mismo se está considerando el método magnetotelúrico (MT) con fuente controlada; actualmente está en etapa de evaluación.

101

102

Resistividad, ohm.m

Profundidad, m

102

103

101

104

Valores obtenidos durante la adquisición de campo del sondeo TEM 100

101

102

Tiempo, mseg

101

102

103

Rho, ohm.m

Figura 1.55: Curva de decaimiento de un sondeo TDEM (zona geotérmica Piedras de Lumbre, 2009.

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WEC México 2010 // Capítulo 1

Después de descubrir un yacimiento geotérmico, se comienza con la etapa de exploración en detalle para determinar su potencial energético. Es posible emplear los métodos ya mencionados, concentrándose en las zonas más interesantes. Además, se pueden ampliar los trabajos con los siguientes métodos: Detección del ruido sísmico natural—En un yacimiento que presenta un flujo bifásico (líquido y vapor), se observa un aumento de vibraciones debido a la separación de vapor y al movimiento de éste; a estas perturbaciones se les denomina ruido sísmico debido a la separación de vapor. Este método no es muy usado por su baja proporción entre beneficio y costo. Sísmica pasiva—Se utiliza para localizar las zonas que por la actividad tectónica o volcánica de los sitios originen fracturamiento dentro de los campos geotérmicos, así como la originada propiamente por el yacimiento geotérmico. Durante la explotación del campo, los métodos geofísicos son útiles para mantener un sistema de vigilancia con el objetivo de detectar fenómenos de subsidencia (hundimiento) y de aumento en la actividad sísmica. Por otra parte, puesto que los campos geotérmicos se encuentran localizados generalmente en zonas de actividad tectónica, la observación de la actividad sísmica es importante para tener un control de las fallas activas en las cercanías del campo. Las observaciones repetidas de la actividad microsísmica son útiles también para indicar los cambios en el campo de esfuerzos provocados por las variaciones de presión que resultan de la explotación del campo, ya sea por extracción o reinyección de los fluidos termales. La actividad sísmica se adquiere mediante registradores y sensores. Existen equipos digitales de velocidad de tres componentes (x,y,z), de aceleración y banda ancha. La mayor experiencia adquirida en geotermia son

Figura 1.56: Microfotografía de una inclusión fluida en un mineral hidrotermal (calcita) proveniente del campo geotérmico de Los Húmeros, Puebla, México. (Escala 1 cm : 0.12 mm).

1. 58

los equipos sísmicos de velocidad. Los equipos de aceleración y banda ancha registran sismos en un rango de magnitud sin que se sature la señal (pérdida de información en las cimas y valles de la señal sísmica). En los estudios de microsismicidad se instala una red local con al menos seis estaciones, para así localizar un sismo con el menor error cuadrático medio (RMS) en su epicentro e hipocentro. Cuando se dispone de suficiente información de sismos, es posible interpretar el mecanismo focal que produjo el sismo e inferir la geometría del plano de falla, con base en la distribución de la dirección de llegada de las ondas P a la superficie del terreno. Cuando se cuenta con una base de datos de microsismos es posible obtener un modelo tridimensional detallado de distribución de velocidades de propagación de la onda en las rocas objeto del estudio. A su vez, este modelo de velocidades debe guardar cierta relación con la estructura geométrica del subsuelo y las propiedades físicas de las rocas. Este tipo de análisis se conoce como tomografía sísmica. Con esta técnica es posible conocer mejor la estructura tridimensional de un yacimiento geotérmico e, incluso, determinar los cambios producidos por la explotación. Un ejemplo de ello es el estudio realizado en el campo geotérmico de Los Húmeros, Puebla.3

Perforación de pozos exploratorios Una vez que se tiene un modelo preliminar del campo con base en los datos superficiales, se procede a situar un número reducido (de tres a cinco) de pozos exploratorios, con los cuales se pretende corroborar los modelos elaborados y justificar los gastos de la exploración superficial. La restricción en el número de pozos se debe a los altos costos de la perforación, ya que dependiendo de su profundidad y de los tipos de roca que atraviesen (dura o suave), el precio puede variar sustancialmente.2 Durante la perforación del pozo se toman muestras de las rocas que se van encontrando. Estas muestras tienen la forma de trozos pequeños de roca que se van cortando con la barrena (muestras de canal) y de cilindros de roca recortados con una barrena especial para este fin (núcleos continuos).2 Últimamente se efectúan registros eléctricos que generan imágenes de de la pared del agujero o mediciones de rayos gamma, neutrón, densidad, y otros, mediante técnicas geofísicas.4 Inclusive, antes de terminar el pozo, estas rocas son estudiadas para determinar los minerales que se han producido como resultado de la interacción de los fluidos termales y la roca del yacimiento. La formación de los minerales de alteración depende tanto de la composición química del fluido como de la temperatura y por lo tanto estos dos parámetros pueden ser inferidos a partir de las observaciones en las muestras, aun sin haber hecho mediciones directas.2 Una forma de determinar la evolución térmica del sistema es por medio de pequeñas inclusiones del fluido que quedan atrapadas al formarse los minerales de alteración y que van a conservar la composición del fluido que las formó (Fig. 1.56). La ventaja de estas inclusiones fluidas es que también se puede determinar la temperatura a la que se formaron: al enfriarse una inclusión, el líquido se contrae, por lo que queda un espacio donde se forma una burbuja; al calentarla, esa burbuja desaparecerá cuando se alcance la temperatura de su formación. Es así como se pueden determinar variaciones químicas y térmicas que pudieran haber tenido lugar durante la evolución del sistema hidrotermal.2

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

N EUA

Recursos de alta entalpía Geotermómetro NaK Recursos de moderada entalpía Geotermómetro NaK-Si02 Recursos de baja entalpía Geotermómetro NaKCa-KMg México Golfo de México

Océano Pacífico

Figura 1.57: Mapa de manifestaciones termales de México (Ordaz et al, 2009).

A las muestras de rocas provenientes de los pozos se les hacen análisis químicos para obtener la composición de rocas alteradas y no alteradas hidrotermalmente y así determinar los efectos que ha tenido la interacción con fluidos termales en la composición química de las rocas que forman el yacimiento.2 Una vez que el pozo se ha terminado, se toman registros verticales de flujo, temperatura, conductividad y potencial eléctrico, velocidad sísmica y demás, para determinar las propiedades de las rocas que se encuentran a lo largo del pozo y la variación de la temperatura con la profundidad, lo que en forma indirecta ayuda a inferir la permeabilidad de las rocas, ya que después de haber sido enfriadas por los fluidos de perforación las capas de roca más permeables serán las que recuperen más rápido su temperatura anterior por la circulación de los fluidos termales a través de ellas.2

Manantial

Edo.

Temperatura

Generalmente se deja "reposar" el pozo de unas cuatro a ocho semanas para que se estabilice y entonces poder comparar las variaciones en los registros de temperatura y presión durante este tiempo. Una vez, estabilizado el pozo se induce su descarga, es decir la emisión continua de fluido, y es sólo entonces cuando se sabe cuánto fluido puede producir el pozo y a qué presión y temperatura, determinando de esta forma la cantidad de energía eléctrica que de él se puede obtener. Éste es el parámetro que nos va a indicar la factibilidad económica de la explotación de un campo: cuántos pozos son necesarios para obtener la cantidad planeada de kilowatts eléctricos, lo cual determina finalmente el costo de la electricidad así producida.2 La presencia de estos recursos se extiende por todo el país, siendo especialmente abundante en su parte central. Hasta la fecha, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha establecido la existencia de más de 1,380 manifestaciones termales en México (Fig.1.57) de las cuales sólo una minoría corresponde a sistemas capaces de generar energía eléctrica comercialmente.5 Sin embargo, la mayoría de estos puntos localizados han sido utilizados como balnearios aun desde tiempos precolombinos (Tabla 1.9).

La geotermia en México y en el mundo Las manifestaciones del calor terrestre han sido utilizadas desde hace siglos tanto con fines recreacionales y medicinales, como para la extracción de los minerales que los fluidos termales arrastran y acumulan en la superficie o bien a profundidades someras. Sin embargo ha sido sólo a principios de este siglo que la explotación de los recursos geotérmicos se ha extendido y desarrollado en forma impresionante, especialmente en regiones

SiO2

SO4

HCO3

°C Ojo Caliente

Ags.

136

414

Tolimán

Chis.

2,285

373

246

3,794

653

1,575

Ixtapan de la Sal

Mex.

1,610

114

161

2,128

1,546

Ajacuba

Hgo.

375

148

109

978

863

Agua Hedionda

Mor.

128

212

726

563

El Molote

Nay.

0.08

San Lorenzo

Pue.

165

150

108

312

El Gogorrón

S.L.P.

0.07

222

Puruándiro

Mich.

328

1.2

292

282

Hervores de la Vega

Jal.

629

1.3

147

690

485

189

Tabla 1.9: Temperaturas y composición contenido de elementos químicos de aguas de algunos manantiales termales de México.

1. 59

WEC México 2010 // Capítulo 1

de actividad tectónica, donde la alta temperatura de los fluidos descargados permite su utilización sobre todo en la producción de energía eléctrica, pero también para calefacción y algunos otros usos industriales, en ganadería, agricultura y balneología.2 Las primeras plantas geotermoeléctricas empezaron a funcionar en Italia a principios de la década de los treinta, en el campo geotérmico de Larderello y, en el continente americano, la primera planta de este tipo se instaló en el campo de Pathé, México, en 1959 (Fig. 1.58). Se trata de una unidad de 3.5 MW de capacidad, adquirida en Italia, que entró en operación el 20 de noviembre de 1959. Aunque sólo generó una fracción de su capacidad, estuvo operando hasta 1973, año en que fue desmantelada.7 Actualmente se exhibe como pieza de museo en las instalaciones del campo geotérmico de Los Azufres, Michoacán, operado por la CFE. La mitad de la energía eléctrica consumida en el estado de Baja California y el 3% de la consumida en México en 2009 se produjo gracias a la geotermia. Debido a ello, México ha venido ocupando el cuarto lugar mundial de acuerdo a su capacidad geotermoeléctrica en operación (Tabla 1.10), la cual representa aproximadamente el 10% del total mundial actual.8 Hoy en día más de 27 países hacen uso de la geotermia para generar electricidad, la mayoría de los cuales están ubicados cerca de los límites entre diversas pla-

Figura 1.58: Primera planta geotermoeléctrica en el continente americano; 20 de noviembre de 1959, Pathé, Hidalgo, México. Capacidad 3.5 MW. El primer pozo produjo en junio de 1956. Adquirida por la entonces Comisión de Energía Geotérmica en el campo de Larderello, Italia, y transportada por vía marítima a México en un barco llamado Britti. Estuvo funcionando hasta 1973.

EUA

Cerro Prieto

N México

EUA

Tres Vírgenes Golfo de México

México

País

Participación

Océano Pacífico

% Total

9,733

1. EUA

2,687

27.6

2. Filipinas

1,970

20.2

3. Indonesia

992

10.2

4. México

960

9.9

5. Italia

811

8.3

6. Japón

530

5.4

7. Nueva Zelanda

472

4.8

8. Islandia

421

4.3

9. Costa Rica

163

1.7

10. El Salvador

204

2.1

11. Kenia

129

1.3

12. Resto del mundo

396

4.1

Ceboruco La Primavera Océano Pacífico

EUA: 27.6% Filipinas: 20.2% Indonesia: 10.2% México: 9.9% Italia: 8.3% Japón: 5.4% Nueva Zelanda: 4.8% Islandia: 4.3% Costa Rica: 1.7% El Salvador: 2.1% Kenia: 1.3% Resto del mundo: 4.1%

Tabla 1.10: Capacidad geotermoeléctrica mundial en operación.

1. 60

Ixtlán Los Negritos

Golfo de México

Pathé

Los Azufres Los Húmeros

Figura 1.59: Localización de los principales campos geotérmicos en México. Se nota una concentración mayor de ellos en una franja horizontal que atraviesa el centro del País (recuadro inferior) conocida como Faja Volcánica Mexicana.

cas tectónicas. La capacidad geotermoeléctrica instalada actual, con datos a junio de 2007, es de 9,733 megawatts (MW). Nuestro país cuenta con 958 MW de capacidad instalada, que tiene una generación bruta de 6,793,090MWh con datos del 2009, distribuida en cuatro centrales geotermoeléctricas. La CFE10, organismo público a cargo de la

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

Nombre de la central

Municipio

Entidad

Número de unidades

Capacidad efectiva

Generación bruta

MWh

720.0

4,935,160

Cerro Prieto

Mexicali

Baja California

Tres Vírgenes

Mulegé

Baja California Sur

10.0

39,600

Azufres

Ciudad Hidalgo

Michoacán

188

1,495,030

Los Humeros

Chignautla

Puebla

40.0

323,300

Total

958

6,793,090

Tabla 1.11: Distribución de la capacidad instalada y generación bruta de la energía geotermoeléctrica en Mexico con datos del 2009.

Figura 1.60: Fotografía panorámica de una porción de la Faja Volcánica Mexicana en los estados de Guanajuato y Michoacán.

generación, transmisión y comercialización de la energía eléctrica en México, opera cuatro campos geotérmicos a través de su Gerencia de Proyectos Geotermoeléctricos (GPG), con sede en Morelia, Michoacán. Esos campos son los de Cerro Prieto, Baja California, Los Azufres, Michoacán, Los Húmeros, Puebla, y Las Tres Vírgenes, Baja California Sur (Tabla 1.11).

Como se puede ver en la Fig. 1.59, la mayoría de ellos se concentra en una franja horizontal que atraviesa el país en su centro, llamada Faja Volcánica Mexicana (Fig. 1.60). El campo de Cerro Prieto (Fig. 1.61) se localiza en la porción norte de México, muy cerca de la frontera con Estados Unidos, a unos 30 kilómetros al sureste de la ciudad de Mexicali, capital del estado de Baja California. Es el segundo campo más grande del mundo, sólo inferior al de The Geysers, en California, EUA, y se ubica prácticamente al nivel del mar. Este yacimiento está constituido por rocas sedimentarias del delta del Río Colorado, en el cual los fluidos geotérmicos están alojados en areniscas. La fuente de calor es una anomalía térmica formada por el adelgazamiento de la corteza terrestre que ocurre en la cuenca transtensional en la que se ha formado el yacimiento, asociado a la prolongación sur del sistema de fallas activas de San Andrés.1 Su capacidad instalada es de 720 MW. Las primeras unidades empezaron a operar en 1973 y las últimas en el año 2000. A la fecha cuenta con cuatro unidades de 25 MW, una unidad de 30 MW, cuatro de 37.5 MW cada

Figura 1.61: Fotografías del campo y centrales de generación de electricidad del campo geotérmico Cerro Prieto que en conjunto suman una capacidad instalada de 720 MWe.

1. 61

WEC México 2010 // Capítulo 1

Figura 1.62: Fotografía del campo geotérmico Los Azufres.

una, y otras cuatro de 110 MW cada una. Todas ellas son unidades a condensación.1 En Cerro Prieto la CFE opera un promedio de 165 pozos en producción continua, con una profundidad media de 2,500 m, que producen más de 43 millones de

Figura 1.63: Fotografías del campo geotérmico Los Humeros.

1. 62

toneladas de vapor al año a una tasa de 4,908 toneladas de vapor por hora (t/h). Cuenta con una laguna de evaporación construida en una superficie de 14 km2, con la cual, y otros 14 pozos inyectores, se dispone de los más de 63 millones de toneladas de salmuera que salen asociadas al vapor. Durante el año 2009, sus trece unidades generaron más de 4,935 gigawatts por hora (GWh).1 El campo geotérmico de Los Azufres (Fig. 1.62) está localizado en la parte central de México, en el Estado de Michoacán, a unos 250 kilómetros al occidente de la Ciudad de México, en un complejo volcánico a 2,800 metros de altitud. Se ubica casi en el centro de la Faja Volcánica Mexicana (Fig. 1.59), que consiste en una franja de volcanes y productos volcánicos cuaternarios que atraviesa México de costa a costa y en la cual se encuentran varios volcanes actualmente activos, como el Popocatpetl y el Volcán de Fuego de Colima.1 A diferencia de Cerro Prieto, Los Azufres es un campo en rocas volcánicas cuyos fluidos geotérmicos están contenidos en rocas de tipo andesítico. La CFE opera en él una capacidad total de 188 MW mediante cinco unidades a condensación (una de 50 MW y cuatro de 25 MW cada una), siete unidades a contrapresión de 5 MW cada una y dos unidades de ciclo binario de 1.5 MW cada una.1 Con esas 14 unidades turbogeneradoras, la central geotermoeléctrica de Los Azufres generó 1,495 GWh en 2009, alimentada por un promedio de 40 pozos productores integrados al sistema de vaporductos, que a lo largo del año pasado produjeron 14.7 millones de toneladas de vapor a un ritmo de 1,670 t/h. Seis pozos inyectores se utilizaron para regresar al yacimiento 4.8 millones de toneladas de salmuera geotérmica que fueron separadas del vapor.1 Los Húmeros es otro campo volcánico, ubicado en la parte oriental de la Faja Volcánica Mexicana (Fig. 1.59) en los límites de los estados de Puebla y Veracruz, en el interior de una caldera volcánica cuaternaria cuyas últimas erupciones ocurrieron hace 20,000 años. El campo se ubica a 2,600

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

metros sobre el nivel del mar. Aquí también son rocas andesíticas las que alojan a los fluidos geotérmicos, los cuales tienen temperaturas medidas de hasta 400 °C. La central geotermoeléctrica de Los Húmeros (Fig. 1.63) está constituida por ocho unidades turbogeneradoras a contrapresión de 5 MW cada una (40 MW en total), la más reciente de las cuales entró en operación a fines de julio de 2007.1 El año pasado las siete unidades que estuvieron en operación continua en Los Húmeros generaron 323.3 GWh, y fueron alimentadas por 4.9 millones de toneladas de vapor. La CFE maneja actualmente 20 pozos productores integrados al sistema, que producen una cantidad menor de salmuera que los pozos de los otros campos. Durante 2009 la salmuera producida fue de sólo 500,000 toneladas, la cual se inyectó al yacimiento a través de tres pozos inyectores.1 El campo geotérmico de Las Tres Vírgenes es igualmente un campo volcánico, pero éste ubicado en la parte media de la península de Baja California, fuera de la Faja Volcánica Mexicana (Fig. 1.59), en el Estado de Baja California Sur. El campo está dentro de un complejo de tres volcanes cuaternarios alineados de norte a sur. Su fuente de calor es probablemente la cámara magmática del volcán más reciente y meridional, denominado La Virgen. En esta porción de México el vulcanismo es producto de los movimientos tectónicos que están separando a la península de Baja California y parte de la alta California del continente, a razón de unos 5 centímetros por año, a lo largo de una zona de fallas de transformación que constituyen la prolongación sur del sistema de San Andrés. Los fluidos geotérmicos del yacimiento están alojados en rocas de tipo intrusivo (granodioritas), sobreyacidas por rocas vulcanosedimentarias y volcánicas.4 La central de Las Tres Vírgenes (Fig. 1.64) está constituida por dos unidades a condensación de 5 MW cada una, que entraron en operación en 2001. En 2009 la central generó 39.65 GWh equivalente al 65% de las necesidades de la región y fue alimentada por 550,000 toneladas de vapor producidas por un par de pozos productores a razón de 38 t/h. Los pozos produjeron también 1.4 millones de toneladas de salmuera, la cual se regresó en su totalidad al yacimiento a través de un pozo inyector.1 Un quinto campo geotérmico identificado en México es el campo de Cerritos Colorados, conocido anteriormente como La Primavera, ubicado en la porción central del país al occidente de la Faja Volcánica Mexicana (Fig. 1.59) y prácticamente en la periferia de la ciudad de Guadalajara, Jalisco. El campo se ubica dentro de una caldera volcánica de unos 12 kilómetros de diámetro formada hace 120,000 años, la caldera de La Primavera, cuya última actividad es un domo riolítico de 20,000 años de antigüedad extruido en el borde oriental de la caldera.9 La fuente de calor es la cámara magmática productora del vulcanismo, que se localiza en el subsuelo hacia la porción centro-sur de la caldera.

Los fluidos geotérmicos están contenidos en rocas andesíticas plio-cuaternarias a profundidades del orden de los 2,100 metros, sobreyacidas por ignimbritas y sedimentos lacustres y subyacidas por rocas intrusivas que constituyen el basamento. La CFE ha perforado en ese campo 13 pozos exploratorios, seis de los cuales son pozos productores.11 Actualmente se cuenta con la autorización en materia de impacto ambiental para instalar una central de 25 MW, aunque la CFE ha evaluado un potencial inicial suficiente para instalar 75 MW en el futuro.1

Turbinas para la generación de electricidad La transformación de la energía geotérmica en eléctrica es tal vez su mayor aplicación práctica (casi la tercera parte) y la que atrajo la atención de todo el mundo hacia este recurso, ya que de las fuentes alternas de energía, es una de las que han demostrado ser económicamente factibles. La obtención de electricidad a partir

Figura 1.64: Fotografías del campo geotérmico Las Tres Vírgenes.

1. 63

WEC México 2010 // Capítulo 1

Figura 1.65: Turbina La U-7 de 50 Mw de la planta eléctrica de Los Azufres Michoacán (México) accionada por vapor proveniente de pozos geotérmicos.

de fluidos geotérmicos (Fig. 1.65) tiene una eficiencia relativamente baja en comparación con las plantas termoeléctricas convencionales, debido a la baja temperatura de los fluidos geotérmicos (que tienen un máximo de aproximadamente 380 °C). Sin embargo, las plantas geotermoeléctricas son económicamente redituables debido al costo tan bajo del calor obtenido (en comparación con los combustibles fósiles), además de las ventajas que tiene en cuanto a un mínimo de contaminación ambiental. En el caso de la geotermia, se han estudiado los efectos que la explotación de un campo puede tener sobre la flora y la fauna local y aun cuando todavía quedan muchas investigaciones por hacer, se puede decir con base en la evidencia que se tiene en la actualidad, que es ésta una de las formas de energía que genera menos contaminación, sobre todo en comparación con los combustibles fósiles (que son de los mayores y más peligrosos agentes de degradación ambiental) y con los problemas de contaminación radiactiva que aún no se han resuelto en la utilización pacífica de la energía nuclear.2 El potencial energético del vapor que alimenta una planta geotermoeléctrica va a depender no sólo de su presión y temperatura, sino también de su calidad (contenido de gases), la presión de expulsión de las turbinas y la configuración general de la planta. Las plantas geotermoeléctricas tienen diferentes esquemas de acuerdo al tipo de fluido que alimente las turbinas y la presión a la que salga de éstas.2 Hay varias maneras de generar electricidad con fluidos geotérmicos. La más sencilla de ellas es utilizar unidades a contrapresión, en las que el vapor se des-

carga directamente a la atmósfera después de que se le ha hecho pasar por la turbina (Fig. 1.66A). Otra manera es emplear una unidad a condensación, en la cual el vapor, después de pasar por la turbina, pasa a un condensador que trabaja a una presión menor que la atmosférica (Fig. 1.66B) Las unidades a contrapresión son más baratas, ya que carecen de condensador y torre de enfriamiento, pero menos eficientes pues requieren unas 12 toneladas de vapor para generar un megawatt-hora (MWh). Las unidades a condensación ameritan más inversión pero son más eficientes, ya que necesitan alrededor de 8 toneladas por MWh generado.1 Un tercer tipo de unidad geotermoeléctrica es la de ciclo binario. En ésta se utiliza un intercambiador de calor para que el fluido geotérmico (agua o vapor) caliente a un fluido de trabajo con punto de ebullición inferior al del agua. Es justamente este fluido el que se hace pasar por la turbina siendo posteriormente condensado y vuelto a pasar por el intercambiador, en un proceso cíclico y continuo (Fig. 1.66C). Este arreglo es el más caro, pero permite aprovechar fluidos geotérmicos de temperaturas inferiores que, de otro modo, tal vez no podrían utilizarse para generar electricidad.1 Los tres tipos de unidades geotermoeléctricas se emplean rutinariamente para generar energía eléctrica de manera comercial, tanto en México como en el resto del mundo.

Ampliación de los campos geotérmicos y exploración de nuevas zonas La CFE tiene proyectado en el corto plazo la ampliación de la capacidad geotermoeléctrica instalada en Cerro Prieto y en Los Húmeros. El proyecto Cerro Prieto V consiste de dos unidades a condensación de 50 MW cada una, que están programadas para construirse entre 2010 y 2011 y entrar en operación comercial hacia finales del 2011. La idea es que estas unidades reemplacen a las dos unidades de 37.5 MW más antiguas del sector Cerro Prieto I, que están operando desde 1973 y que ya resultan poco eficientes, de tal manera que con la misma cantidad de vapor con que hoy se operan 75 MW, en 2010 se puedan operar 100 MW, con una ganancia neta de 25 MW. El proyecto Los Húmeros II consta de dos etapas, aunque ambas están programadas para entrar en operación comercial en noviembre de 2011 y en 2012. Ambas etapas están compuestas de una unidad a condensación de 25 MW cada una. Las dos etapas del proyecto representarán un incremento neto de 45 MW en Los Húmeros.

Proyecto

Tipo

Entidad federativa

MW Cerro Prieto V

100

Geotérmico

Los Humeros II, fase A

Geotérmico

PUE

Los Humeros II, fase B

Geotérmico

PUE

Los Azufres III

Geotérmico

MICH

Los Azufres IV

Geotérmico

MICH

Cerritos Colorados, 1ra etapa

Geotérmico

JAL

Cerritos Colorados, 2da etapa

Geotérmico

JAL

Tabla 1.12: Proyectos de energía renovable del servicio público de energía eléctrica en proceso.

1. 64

Capacidad

Descubra el yacimiento // La geotermia y los sistemas geotérmicos

Vapor de agua a

Separador Separad Turbogenerador Silenciador

Fluido geotérmico (mezcla de agua y vapor)

Salmuera productor

Pozo inyector

Torre de enfriamiento

Salmuera

Agua condensada Condensador

Fluido geotérmico (agua o vapor) de baja temperatura

Intercambiador de calor

Fluido de trabajo en fase gaseosa Condensador Tanque Taanque a quee de alm almacenamiento maccenam miento

Flu ido dee trabajo trrabajjo Fluido quida ida en ffase lílíquida Bomba

Figura 1.66: Esquemas de generación geotermoeléctrica comercialmente aprovechables: a) plantas a contrapresión; b) plantas de condensación; y c) plantas de ciclo binario.

Un tercer proyecto es instalar dos unidades a condensación, una de 25 y otra de 50 MW, en el campo de Cerritos Colorados donde, como se mencionó antes, la CFE ha evaluado un potencial de 75 MW. El proyecto incluye también la construcción de una línea de transmisión en 69 kiloVolts (kV), de más de 14 kilómetros de longitud. Otros proyectos se mencionan en la Tabla 1.12. Pero además de los campos geotérmicos en explotación, la CFE ha identificado otras zonas geotérmicas en México susceptibles de contener yacimientos geotérmicos de alta y mediana temperatura en su subsuelo. Muchas de ellas han sido exploradas con estudios geológicos, geoquímicos y geofísicos y en algunas se han perforado pozos exploratorios. Las más importantes de esas zonas son las de Acoculco, Puebla, Tulecheck, Baja California, El Chichonal, en Chiapas, Piedras de Lumbre en Chihuahua y el Domo San Pedro, Nay. Los planes actuales de la GPG consideran la ejecución de más estudios y la perforación de pozos en las que resulten de mayor interés.

Es poco probable que entre esas nuevas zonas geotérmicas se encuentre un yacimiento de la magnitud de los de Cerro Prieto o Los Azufres. Pero el país tiene una gran cantidad de recursos geotérmicos de baja temperatura que pueden aprovecharse para generar electricidad con plantas de ciclo binario. Como se dijo antes, el costo de este tipo de plantas aún resulta poco competitivo comparado con el de las plantas convencionales. Sin embargo, en la medida en que el petróleo continúa aumentando de precio y reduciendo sus reservas probadas, las perspectivas de generar energía eléctrica con recursos geotérmicos de baja temperatura se vuelven más prometedoras. Sin duda, éste es el futuro de la energía geotérmica en México.

1. 65

WEC México 2010 // Capítulo 1

Autores Provincias petroleras de México Nuestro agradecimiento a las siguientes personas, con cuyas contribuciones se logró integrar y enriquecer este trabajo: José María Rodríguez López, Rogelio Muñoz Cisneros, Mario Aranda García, Mariano Téllez Avilés, Francisco González Pineda, Genaro Ziga Rodríguez, Javier Hernández Mendoza, Juan Rogelio Román Ramos, Humberto Salazar Soto, Domingo Saavedra González, Martín Martínez Medrano, Francisco Grimaldo Suárez, Emilio Vázquez Covarrubias, Olfer Baltazar Chongo, Rodolfo Verdugo Villarinos, Juan Toriz Gama, Modesto Landeros Flores, Roberto Rojas Rosas, Jaime Patiño Ruiz, José Ruiz Morales, Miguel Ángel Cruz Mercado y Carlos Williams Rojas.

El CDGL: Una herramienta de evolución en la industria petrolera mexicana Felipe Audemard, Andreas Suter , Pedro Ivo de Assis.

Utilización de sísmica de alta resolución para describir yacimientos carbonatados Richard Salter, Dianna Shelander, Marc Beller, Ben Flack, Diana Gillespie, Nick Moldoveanu, WesternGeco Reservoir Seismic Services, Houston. Francisco González Pineda y José Cámara Alfaro, Petróleos Mexicanos (PEMEX). Los autores agradecen a PEMEX y a WesternGeco por permitir la publicación de este artículo.

La geotermia y los sistemas geotérmicos

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Descubra el yacimiento // Autores y referencias

Referencias Provincias petroleras de México 1. 2. 3. 4. 5.

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Descubra el yacimiento // Autores y referencias

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La geotermia y los sistemas geotérmicos 1. Maya González Raúl, Gutiérrez-Negrín Luis Carlos Augusto: “Recursos geotérmicos para generar electricidad en Mexico,” artículo presentado en la Revista Digital Universitaria ISSN:1067-6079, Volumen 8 Numero 12, 10 de diciembre de 2007. 2. Prol Ledesma RM: “El calor de la Tierra,” Primera edición,1988, Quinta reimpresión, 1996, Fondo de Cultura Económica, S. A. de C. V. http://bibliotecadigital.ilce.edu.mx/sites/ciencia/volumen2/ciencia3/058/htm/tierra.htm. 3. Antayhua Y Lermo J y Vargas C “Estudio sismológico del campo geotérmico de Los Húmeros, Puebla, México. Parte II: Tomografía sísmica por atenuación a partir de ondas de coda (Qc-1).” Geotermia, Vol. 21, No.2, julio-diciembre 2008. 4. Gutiérrez-Negrín LCA, Viggiano-Guerra JC y Flores-Armenta M: “Characteristics and production results of the well LV-11, Las Tres Vírgenes, México,” Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 25 ,(2001): 635-640. 5. Ordaz Méndez Christian; Flores Armenta, Magaly y Ramírez Silva Germán, “Potencial Geotérmico de la República Mexicana,” Reporte Interno de la CFE presentado en la IV Reunión Interna de Mejora Continua, 10-11 de Septiembre de 2009. 6. Cataldi R: “De la celebración del centenario de la industria geotermoeléctrica al desarrollo de la energía geotérmica en Italia en el siglo XXI,” Geotermia, Vol. 19, No. 2 (2006): 61-68. 7. Quijano-León, JL y Gutiérrez-Negrín LCA. “An Unfinished journey: 30 years of geothermal-electric generation in México.” GRC Bulletin, Vol. 32, No. 5 (2003): 198-205. 8. Bertani Ruggero: “World Geothermal Generation in 2007,” Geo-Heat Center Quarterly Bulletin, Vol 28, No. 3, Septiembre de 2007, 8-19. 9. Mahood G: “Geological evolution of a Pleistocene rhyolitic center: Sierra La Primavera, Jalisco, México,” Journal of Volcanology and Geothermal Research, Vol. 8 (1980): 199-210. 10.Página oficial de la Comisión Federal de Electricidad. Disponible en línea, accediendo a http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/queescfe/ Estadísticas/ (se accedió el 24 de octubre de 2009. 11.Gutiérrez-Negrín LCA, Ramírez-Silva GR, Martínez-Mena M y López-López C: “Hydrographic characterization of the La Primavera, México, geothermal field,” Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 26 (2002): 17-21.

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