Provincia Petrolera Sureste (Salina del Istmo, Reforma-Akal y Macuspana)

Transcripción

1 Provincia Petrolera Sureste (Salina del Istmo, Reforma-Akal y Macuspana) Pemex Exploración y Producción Subdirección de Exploración Versión 2.0, 2013 ~ 1 ~

2 Director de Pemex Exploración y Producción Carlos A. Morales Gil Subdirector de Exploración J. Antonio Escalera Alcocer Gerente de Estudios Regionales Guillermo Mora Oropeza Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre Ulises Hernández Romano Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino José Francisco González Pineda Equipo de Trabajo José Robles Nolasco Jaime Patiño Ruiz Fernando Navarro Baca Lourdes Clara Valdés Rodrigo Maldonado Villalón Leticia Bernal Vargas Rubén Darío Gómez Rodríguez ~ 2 ~

3 Contenido 1. Ubicación Marco tectónico estructural Geología estructural Evolución tectónica estructural Marco estratigráfico y ambientes de depósito Sistemas Petroleros Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Elementos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Procesos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Extensión geográfica del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Extensión temporal del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (!) Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!) Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Paleógeno-Neógeno (!) Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!) Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)

4 4.2.7 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Elementos de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio- Superior ( ) Procesos de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior- Cretácico Medio-Superior ( ) Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Medio- Superior ( ) Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) Elementos de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior- Plioceno (!) Proceso de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior- Plioceno (!) Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno mediosuperior-plioceno (!) Producción y reservas 3P Recursos prospectivos Bibliografía Figuras Glosario ~ 4 ~

5 Provincia Petrolera Sureste (Salina del Istmo, Reforma-Akal y Macuspana) 1. Ubicación La Provincia Petrolera Sureste está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México y la Plataforma Continental del sureste de México. Es la provincia petrolera más prolífica de aceite y gas del país, que incluye una porción terrestre y otra marina. La terrestre abarca el sur del estado de Veracruz, el norte del estado de Chiapas, casi todo el estado de Tabasco y el extremo suroccidental del Estado de Campeche; la marina ocupa parte de la zona económica exclusiva en el Golfo de México, desde la isobata de 500 m hasta la línea de costa (Fig.1). Sureste Figura 1. Ubicación de la Provincia Petrolera Sureste. De acuerdo con el marco tectónico regional, la provincia limita al sur con el Cinturón Plegado de la Sierra de Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán, al occidente con el Complejo Volcánico de los Tuxtlas y la porción sur de la Cuenca de Veracruz y al norte con la extensión en aguas profundas de la Provincia Salina del Istmo (Fig. 2). ~ 5 ~

6 2. Marco tectónico estructural Figura 2. Límites geológicos de la Provincia Petrolera Sureste. 2.1 Geología estructural Con base al conocimiento geológico actual, la Provincia Petrolera Sureste se subdivide en 3 provincias geológicas, cada una con características bien definidas (Fig. 2): 1. Salina del Istmo (Fig. 3), corresponde a la porción sur de la Provincia Salina del Istmo, que abarca desde el frente de la Sierra de Chiapas en el sur hasta la isobata de 500 m al norte, limitando al oeste con la Cuenca de Veracruz y al este con el Pilar Reforma-Akal. Esta provincia incluye en su porción sureste a la sub-cuenca de Comalcalco, por su origen asociada a la carga de sedimentos y evacuación de sal. Estructuralmente se caracteriza por diapiros, paredes, lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación de cuencas por evacuación de sal, tales como la de Comalcalco, y minicuencas entre cuerpos salinos. Las rocas mesozoicas y paleógenas están estructuradas ya sea por plegamiento y fallamiento con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el noroeste o por rotación de capas en los pedestales de los diapiros salinos; mientras que en el Terciario se presentan estructuras dómicas asociadas a masas salinas, fallas lístricas con inclinación al noroeste que afectan incluso hasta el Mesozoico y fallas lístricas contra-regionales ~ 6 ~

7 con inclinación al sureste (Oviedo-Pérez, 1998; Gómez-Cabrera, 2003; Robles-Nolasco et al., 2004; Soto-Cuervo et al., 2004; Cruz et al., 2010). Figura 3. Sección estructural tipo de la Provincia Salina del Istmo. 2. Pilar Reforma-Akal (Fig. 4), está limitado al oeste por el sistema de fallas Comalcalco y al este por el sistema de fallas Frontera, el alineamiento de diapiros arcillosos Amate-Barrancas y la falla Topén -Níspero; limita al sur con el Cinturón Plegado de la Sierra de Chiapas y al norte con la Plataforma de Yucatán. En el ámbito de esta provincia existen estilos estructurales sobrepuestos: el primero se caracteriza por un estilo de bloques rotados y afallados y salt rollers de edad Jurásico Tardío - Cretácico Temprano y se localiza en el borde oriental marino del pilar; el segundo está relacionado a compresión de la cubierta sedimentaria de edad Mioceno medio-tardío y se expresa como una cobijadura en el Alto de Jalpa; el tercero y más importante está representado por pliegues y cabalgaduras orientados noroeste-sureste con vergencia al noreste de edad Mioceno medio-tardío, que despegan en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y Calloviano, que afectan rocas mesozoicas, del Paleógeno y del Mioceno temprano-medio; y el último identificado en el Neógeno, corresponde a un estilo de fallas lístricas con caída al noroeste, que despegan en el límite Oligoceno-Mioceno (Ángeles-Aquino et al., 1994; Aquino et al., 2003; González et al., 2004; Martínez-Kemp et al., 2005ª; Cruz et al., 2010). ~ 7 ~

8 Tomado de Cruz, M et al, 2010 Figura 4. Sección estructural tipo de la Provincia Pilar Reforma-Akal. 3. Macuspana (Fig. 5), limitada al este-sureste por un sistema de fallas normales que la separa de la Plataforma de Yucatán, destacando la falla Xicalango, al noroeste - oeste por el sistema de fallas Frontera, el alineamiento diapírico de Amate-Barrancas y la falla Topén-Níspero, y al sur por el Cinturón Plegado de Chiapas. Esta sub-provincia se caracteriza por fallas lístricas del Mioceno-Plioceno temprano de orientación noreste-suroeste e inclinación al noroeste con anticlinales rollover asociados a la evacuación de arcillas del Oligoceno, en la porción marina estas fallas rompen y desplazan al noroeste las rocas del Mesozoico a manera de un sistema de raft poniendo en contacto la sal jurásica con sedimentos del Oligoceno. Hacia su borde occidental ocurren fallas lístricas del Plioceno tardío-pleistoceno con orientación noreste-suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales elongados y apretados del Plio-Pleistoceno asociados a la inversión de las fallas lístricas del Mioceno (Cruz et al., 2010). ~ 8 ~

9 Figura 5. Sección estructural tipo de la Provincia Macuspana. 2.2 Evolución tectónica estructural Según el modelo de apertura del Golfo de México, esta provincia evolucionó a partir de una etapa de rifting que desarrolló altos y bajos de basamento en el Triásico Tardío Jurásico Medio, pasando después a la etapa de deriva hasta principios del Cretácico Temprano. Durante esta etapa, el Bloque Yucatán junto con el Macizo de la Sierra de Chiapas y la Cuenca de Sureste, se desplazaron rotando en contra de las manecillas del reloj hasta su alcanzar su posición actual en el Berriasiano (Buffler y Sawyer, 1989; Salvador, 1987; Pindell et al., 1985, 2002, 2008). Contemporáneamente a la apertura del Golfo de México, el área comprendida por el Bloque Yucatán y la región del sureste de México, experimentaron los primeros movimientos halocinéticos, que controlaron en gran medida la sedimentación del Jurásico y representan una fase extensional que comprendió del Jurásico Tardío al Cretácico Temprano en el extremo oriental de área y es responsable de la formación de las trampas productoras del Oxfordiano. La Orogenia Laramide afectó levemente el sur del área desde finales del Cretácico hasta el Eoceno y estuvo relacionada al desplazamiento del bloque Chortis hacia el sureste a través del sistema de fallas Motagua-Polochic, ocasionando una deformación compresiva en la secuencia mesozoica y paleógena del Cinturón Plegado de Chiapas, áreas que hoy constituyen el Golfo de Tehuantepec y la Sierra de Chiapas se levantaron causando transporte de sedimentos hacia el norte (Pindell, 2002), la llegada de estos sedimentos y cabalgamientos reactivaron la tectónica salina con la actividad de diapiros y paredes de sal que se emplazaron en o cerca del fondo marino hasta el Mioceno temprano. ~ 9 ~

10 Con la continuación del desplazamiento del Bloque Chortis y el establecimiento de la subducción de la Placa de Cocos en el sur-sureste, se originó la Orogenia Chiapaneca durante el Mioceno medio-tardío, la cual produjo mayor deformación del Cinturón Plegado de Chiapas, este acortamiento fue transferido hacia el norte generando un cinturón plegado en la mayor parte del área, con pliegues orientados noroeste-sureste que afectan a las rocas del Jurásico Tardío al Mioceno temprano. El límite oriental de este cinturón plegado lo constituyó una rampa lateral, ubicada en el borde oriental de la actual cuenca de Macuspana, generando transtensión dextral (Pindell et al., 2002). Para finales del Mioceno medio, la llegada de los aportes sedimentarios provenientes del Batolito de Chiapas y el Cinturón Plegado de Chiapas en la zona de fallamiento transtensional, localizado en el límite con la Plataforma de Yucatán, disparó el inicio del sistema extensional con la formación de la cuenca de Macuspana. Esta fase extensional puede ser la responsable de la formación del Cinturón Plegado de Catemaco y los pliegues del área de Agua Dulce. Posteriormente, en el Plioceno, se magnifica la tectónica gravitacional hacia el noroeste debido a la carga sedimentaria y a la evacuación de sal, que dio lugar a la formación de la sub-cuenca de Comalcalco y terminó por conformar la cuenca de Macuspana. Este régimen distensivo redeformó los plegamientos de Catemaco y produjo la formación de pliegues y fallas orientados norestesuroeste con inflación de sal y compresión de los diapiros y paredes de sal, como un sistema ligado extensión-contracción en el sector de aguas profundas del sur del Golfo de México (Robles et al., 2009, Cruz et al., 2010). Estos movimientos tectónicos estructuraron las secuencias del Mioceno y Plioceno, productoras en las Provincias Salina del Istmo, Comalcalco y Macuspana. Todos estos eventos tectónicos que actuaron en la Provincia Petrolera Sureste en diferentes tiempos y con diferentes direcciones de esfuerzos, generaron estilos estructurales sobrepuestos que conformaron el marco tectónico estructural complejo en el sureste de México y el área marina somera y profunda del sur del Golfo de México (Fig. 6). ~ 10 ~

11 Figura 6. Mapa tectónico estructural del sureste de México. 3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito Se ha establecido que la columna estratigráfica regional de la Provincia Petrolera Sureste (Fig. 7) cubre discordantemente un basamento similar al conocido en el Cinturón Plegado de Chiapas y Plataforma de Yucatán y descrito como granitoides y esquistos del Paleozoico que forman parte de una corteza continental adelgazada que conforma horst, grabens y medios grabens producidos durante la apertura del Golfo de México, según Jacobo-Albarrán et al. (2003). Esta columna inicia con depósitos sedimentarios de lechos rojos de la Formación Todos Santos provenientes de la erosión del basamento y rocas volcánicas, que fueron depositados en grabens y medios grabens durante el Triásico Tardío y Jurásico Temprano. Sobre estos sedimentos continentales se acumularon gruesos depósitos de sal por la evaporación de aguas marinas que invadieron la cuenca rift durante el Bajociano-Bathoniano. ~ 11 ~

12 Figura 7. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Sureste (Modificada de Escalera y Hernández, 2010). En la parte superior del Oxfordiano, se ha identificado el depósito de calizas ricas en materia orgánica de cuenca que se reconocen como rocas generadoras de hidrocarburos en esta área, capas delgadas de grainstones oolíticos de rampa, que transicionalmente pasan, hacia la Plataforma de Yucatán y el Cinturón Plegado de Chiapas, a secuencias siliciclásticas costeras, evaporíticas y continentales pertenecientes al Grupo Ek-Balam y a la Formación San Ricardo. ~ 12 ~

13 En el Kimmeridgiano ocurren facies de carbonatos de alta y baja energía en una rampa distalmente pronunciada (Fig. 8), formando una franja de bancos oolíticos y sus facies asociadas, que alternan con paquetes de terrígenos siliciclásticos, definidas como Formación Akimpech (Ángeles-Aquino y Cantú-Chapa, 2001; Ángeles-Aquino, 2006), al occidente esta unidad pasa lateralmente a facies arcillo-arenosos que terminan con una secuencia delgada de carbonatos de mar abierto. Para el Tithoniano una transgresión marina hace retroceder las facies someras de rampas carbonatadas y los clásticos continentales de la Formación Todos Santos hacia el sur y oriente de la provincia y genera condiciones de una cuenca restringida en la mayor parte de la provincia, donde se depositan mudstone arcillo-carbonosos y capas de lutitas calcáreas negras que constituyen la principal roca generadora de la megacuenca del Golfo de México; en tanto que hacia las partes altas y bordeando las zonas emergidas, se depositan facies de dolomías, grainstone oolíticos, evaporitas y areniscas arcillosas en la zona que ahora corresponde al Cinturón Plegado de Chiapas (Ángeles-Aquino, et al., 1994; Ángeles-Aquino, y Cantú-Chapa, 2001; Meneses- Rocha, 2001, Cantú-Chapa y Ortuño-Maldonado, 2003; Ángeles-Aquino, 2006). CUENCA RAMPA EXTERNA RAMPA INTERNA LAGUNA / ZONA DE MAREAS N.M. ALMOHADILLA DE SAL BORDE EXTERNO BANCO BORDE INTERNO LAGUNA LAGUNA PLANICIE SABKHA DE BANCO DE OOIDES DE BANCO SEMIRESTRINGIDA RESTRINGIDA DE MAREAS Figura 8. Modelo paleoambiental del Kimmeridgiano (Modificado de Dykaisr, 2010). Para el Cretácico las condiciones cambian a una cuenca abierta, donde un sistema progradante, deposita facies de caliza de plataforma en el sur y facies de calizas arcillosas pelágicas en el norte durante el Neocomiano. En esta etapa, en el extremo sur, inicia el desarrollo de la plataforma aislada Artesa-Mundo Nuevo. En el Barremiano ocurre el depósito de anhidritas y dolomías de la Formación Cobán sobre clásticos continentales de Todos Santos en el Cinturón Plegado de Chiapas, que son cubiertos a finales del Aptiano por calizas arcillosas y lutitas en una fase transgresiva (Ángeles-Aquino et al., 1994). Para el Albiano se restablece en la porción sur la sedimentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolomías con intercalaciones de lutitas y bentonitas de la Formación Sierra Madre (Meneses-Rocha, 2001), mientras que hacia las partes más profundas ubicadas al norte, se depositan calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal (Fig. 9). A fines del Cenomaniano otra transgresión que culmina en el Turoniano, permite el depósito de calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas en la mayor parte de la provincia (Ángeles-Aquino ~ 13 ~

14 et al., 1994; Varela-Santamaría, 1995; Williams-Rojas, 1995 y Williams-Rojas; Sánchez-Montes de Oca, 2006). Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provincia, así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo, prevaleció el depósito de calizas bentoníticas y lutitas de agua somera hasta el Santoniano, equivalentes a las formaciones San Felipe, Méndez y Jolpabuchil, mientras que hacia el norte, ocurren 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 (Fig. 10) (Ángeles-Aquino et al., 1994; Meneses-Rocha-2001; Sánchez-Montes de Oca, 2006). Figura 9. Modelo paleoambiental del Cretácico Medio, (Chávez-Valois V.M, et al., 2007). Calizas de cuenca Brecha de talud Calizas de plataforma Flujos de detritos Figura 10. Modelo paleoambiental del Cretácico Superior (Milland y Soriano 2008, modificado por Rojas 2010). ~ 14 ~

15 En el Cretácico Tardío se depositaron gruesos espesores de brechas carbonatadas con clastos de calizas someras a lo largo del talud (Aquino et al., 2003; Ángeles-Aquino, 2006), las cuales constituyen los principales yacimientos en el sector del campo Cantarell. 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 (Meneses-Rocha, 2001) y estas brechas fueron cubiertas por limolitas, lutitas y capas de brechas carbonatadas, de la misma formación, hacia el sur (Cantú-Chapa y Landeros-Flores, 2001; Meneses Rocha, 2001). Para el Paleoceno la sedimentación en la provincia pasó a ser predominantemente siliciclástica debido a los efectos laramídicos. En el Eoceno se depositaron conglomerados aluviales y fluviales en la porción sur que transicionalmente pasan a ambientes deltaicos, 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 (Cantú-Chapa y Landeros-Flores, 2001). Durante el Eoceno tardío y el Oligoceno disminuye la actividad tectónica y el aporte siliciclástico; la distribución y acumulación de los sedimentos siliciclásticos derivados del sur empiezan a ser controladas por la deformación salina, sobre todo en la parte norte de la provincia en donde se presentan ambientes de aguas profundas (Ángeles-Aquino et al., 1994). Nuevamente en el Mioceno la actividad tectónica se manifiesta en la provincia con el inicio de la deformación Chiapaneca que provocó levantamiento y erosión con el incremento del influjo terrígeno y la progradación de los sistemas de plataforma desde el sur dando lugar al depósito de areniscas y lutitas bentoníticas (Chávez et al., 2004). Al mismo tiempo inicia la formación de la cuenca de Macuspana, donde en ciertas áreas se acumularon espesores de 500 a 600 metros de areniscas y lutitas de facies de plataforma externa y talud en minicuencas producidas por evacuación de arcillas. Durante el Mioceno tardío continuó el depósito de areniscas y limolitas en facies de una plataforma progradante hacia el norte y noroeste, sobre el Pilar Reforma Akal y Salina del Istmo, donde estuvo controlado en una porción importante por la tectónica salina (Fig. 11). ~ 15 ~

16 Kinil-1A W Amoca-1 Centli-1 Tecoalli-1 Tecolli-1 Kuche-1 Hokchi-1 Kinil-1A E Frente deltaico Prodelta Prodelta Figura 11. Distribución de facies de las rocas almacenadoras del Mioceno superior y Plioceno (Varela, et al., 2010). Para el Plioceno, después de una transgresión marina, se restableció la sedimentación de plataforma en el oeste de la Provincia de Macuspana, controlado por una serie de fallas lístricas con echado al sureste. La acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provocó la evacuación de sal y el colapso gravitacional hacia el noroeste a lo largo del sistema de fallas de Comalcalco, dando lugar a la formación de la provincia 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 (terrestre y parte de la plataforma continental) y como sistemas turbidíticos de ambientes profundos en la parte norte (Robles-Nolasco et al., 2004; Soto-Cuervo et al., 2004). 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. 4. Sistemas Petroleros En la Provincia Petrolera Sureste se han reconocido sistemas petroleros asociados a cuatro niveles generadores principales: Oxfordiano, Tithoniano, Cretácico Inferior y Mioceno inferior (Mello et al., 1994, Guzmán et al, 1995, Romero et al, 2000, Clara et al, 2006). Estratigráficamente la roca generadora del Oxfordiano tardío presenta facies de carbonatos ricos en materia orgánica que contienen una mezcla de kerógeno tipo I y II, el cual bajo condiciones de madurez, carga rocas almacenadoras del Oxfordiano temprano en la porción marina. La segunda roca generadora ~ 16 ~

17 corresponde al Tithoniano que es la de mayor importancia; está constituido por las calizas arcillosas y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica que contienen un kerógeno de tipo II y IIS en caso de contener azufre. De acuerdo con su evolución térmica, que varía de inmadura a sobremadura en una dirección de noreste a suroeste por diferencias de sepultamiento, esta roca generadora carga rocas almacenadoras del Kimmeridgiano, Tithoniano, Cretácico, Eoceno y Mioceno-Plioceno. Un tercer nivel generador se ha relacionado al Cretácico Inferior con un kerógeno tipo I-II y que en condiciones de madurez ha contribuido con hidrocarburos a las rocas almacenadoras del Cretácico en el sector de la plataforma aislada Artesa-Mundo Nuevo; finalmente se tiene una cuarta roca generadora en la Cuenca de Macuspana, constituida por lutitas del Mioceno inferior con kerógeno tipo II y III, las cuales han generado gas y condensado en zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento que son almacenados en secuencias siliciclásticas del Mioceno medio-superior y Plioceno y que en ocasiones llegan a tener mezclas de aportes del Tithoniano. En la parte norte de esta cuenca se tiene una mínima presencia de gas biogénico. 4.1 Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Elementos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Roca generadora: Este sistema petrolero es clasificado como conocido (!), al establecerse la correlación geoquímica positiva entre los biomarcadores de los aceites almacenados en arenas del Oxfordiano inferior con los hidrocarburos extraídos en rocas inmaduras del Oxfordiano superior. En este sistema petrolero las lutitas calcáreas son las responsables de generar los hidrocarburos, que, cuando las condiciones estructurales lo permiten, alimentan a las rocas almacenadoras conformadas por arenas de la parte inferior del Oxfordiano. Por esta razón, se le considera como un sistema cerrado. Las rocas generadoras del Oxfordiano, en la porción marina, han sido detectadas en algunos pozos ubicados a lo largo del borde noroeste de la plataforma de Yucatán y en un pozo ubicado al sur. Hacia la porción terrestre esta roca generadora solo ha sido identificada por las características geoquímicas del aceite recuperado en un pozo ubicado hacia la costa oeste de la Laguna de Términos. Estudios de biomarcadores realizados en esta cuenca, han mostrado que los aceites almacenados en rocas del Oxfordiano provienen de rocas de la misma edad; sin embargo, no se ha definido si estas rocas tienen un potencial de generación a nivel regional pues presentan cambios de facies y su extensión no ha sido determinada. Los parámetros geoquímicos de estas rocas generadoras indican que el Índice de Hidrógeno en rocas inmaduras del Oxfordiano es alto, alrededor de 600 mg/g COT, mientras que los valores de Carbono Orgánico Total que, aunque varían de 1 a 7%, mantienen un promedio alrededor de 2.5 ~ 17 ~

18 %, valores que son reducidos por efectos de madurez, pero en general se tiene una riqueza orgánica moderada, la materia orgánica identificada representa una mezcla de tipo I y II (Fig. 12). El espesor varía de 20 metros hasta aproximadamente 400 metros. 100 mm A 100 mm B Figura 12. A) Materia orgánica amorfa del Oxfordiano bajo luz transmitida que resalta en tonos naranjacafé por madurez, B) bajo luz fluorescente la materia orgánica se resalta en tonos amarillo naranja. La caracterización geoquímica de estos aceites por biomarcadores (Fig. 13) muestra que los valores isotópicos varían alrededor de -25, presentan muy alta abundancia relativa de hopanos extendidos de la relación C35/C34 -hopanos (mucho mayor a 1), muy baja abundancia relativa de diasteranos y de relación Ts/Tm (mucho menor a 1), lo que los clasifica como aceites generados en un ambiente hipersalino marino carbonatado. ~ 18 ~

19 Extracto de Roca Generadora del Oxfordiano m/z 191 m/z 217 Aceite Almacenado en Rocas Oxfordianas m/z 191 m/z 217 Figura 13. Correlación geoquímica de la roca generadora-aceite del Oxfordiano. Roca almacenadora: Los hidrocarburos con afinidad Oxfordiano se han encontrado en rocas almacenadoras del Oxfordiano inferior, están representadas por las litofacies de arenas depositadas en un ambiente eólico y costero. Presenta una porosidad entre 15 y 17% y un espesor promedio de 50 m. Roca sello: La roca sello está compuesta por la secuencia litológica del Oxfordiano que se describe como una secuencia de anhidrita. Se encuentra ampliamente distribuida en toda el área de estudio y tiene un espesor promedio de 60 m. Trampa: De acuerdo a las diferentes fases tectónicas que afectaron el sureste de México, la fase extensional del Jurásico Tardío Cretácico Temprano estructuró las rocas almacenadoras del Oxfordiano en bloques rotados estilo dominó nucleados por sal, conformando trampas de tipo homoclinal con cierres contra falla, las cuales han resultado productoras en la Región Marina (Fig.14). Estos tipos de trampas ocurren en una franja adyacente al borde de la Plataforma de Yucatán. ~ 19 ~

20 Figura 14. Características estructurales de las trampas a nivel Oxfordiano Procesos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) Al encontrarse en las mismas provincias geológicas, las rocas generadoras del Oxfordiano presentan las mismas historias de sepultamiento que las rocas generadoras del Tithoniano, sin embargo, por su posición estratigráfica, presentarán mayores niveles de madurez que éstas últimas ya que han sido sometidas a mayores temperaturas y a un mayor tiempo de emplazamiento, entrando con anterioridad a la ventana de generación de hidrocarburos Extensión geográfica del Sistema Petrolero Oxfordiano- Oxfordiano (!) Sobre la distribución de las facies generadoras y almacenadoras del Sistema Petrolero conocido Oxfordiano-Oxfordiano (!) no se tiene un buen control ya que su extensión geográfica está delimitada con mayor certidumbre en las áreas donde se tienen los pozos perforados, productores en los intervalos del Oxfordiano ubicados primordialmente en la porción noreste de la Sonda de Campeche, lo que ha permitido correlacionar con análisis geoquímicos a los hidrocarburos que ahí se almacenan con el hidrocarburo extraído de las rocas inmaduras de esta misma edad. Por otro lado, las hipótesis para definir a este sistema petrolero, fuera de las áreas ~ 20 ~

21 productoras mencionadas anteriormente, se derivan de la interpretación geofísica y geológica referente a la existencia y distribución de las facies del Oxfordiano en las porciones terrestre y marina, lo que al considerarlo con la presencia de aceite de esta edad, define la existencia de un Sistema Petrolero Hipotético denominado como Oxfordiano-Oxfordiano ( ) (Fig. 15) Figura 15. Extensión geográfica del Sistema Petrolero conocido Oxfordiano-Oxfordiano (!) y del Sistema Petrolero hipotético Oxfordiano-Oxfordiano ( ) Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Oxfordiano- Oxfordiano (!) Se ha interpretado que los elementos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) y Oxfordiano-Oxfordiano ( ) se encuentran ampliamente distribuidos en las porciones terrestres y marinas del sureste de México. Estos sistemas petroleros se encuentran estratigráficamente por debajo de las rocas del Kimmeridgiano, considerando la columna sedimentaria que sobreyace a estas rocas, el comportamiento térmico y petrofísico de estas rocas, que se encuentran maduras a sobremaduras, aportan hidrocarburos de tipo condensado y aceite ligero; hacia áreas más someras la madurez disminuye teniendo aporte de hidrocarburos de tipo pesado y extrapesado. Este sistema es cerrado ya que solo se ha reconocido en las rocas almacén del Oxfordiano. ~ 21 ~

22 4.1.5 Extensión temporal del Sistema Petrolero Oxfordiano- Oxfordiano (!) El diagrama de eventos del Sistema Petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) muestra cómo los procesos y elementos esenciales tuvieron lugar en el tiempo, en ella se incluye la edad geológica para cada uno de ellos así como el tiempo en que ocurren los procesos de generación-migraciónacumulación y preservación de los hidrocarburos. El momento crítico indica cuándo se dieron las condiciones más favorables para que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación de hidrocarburos (Fig. 16). Figura 16. Diagrama de eventos del sistema petrolero Oxfordiano-Oxfordiano (!) representativo para las porciones terrestres y marinas en la Provincia Petrolera Sureste. 4.2 Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!) Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (!) Roca generadora: La principal roca generadora en la Provincia Petrolera Sureste corresponde a las del Jurásico Superior Tithoniano, siendo un elemento común para cada uno de los sistemas petroleros que se describen a continuación: Las rocas del Tithoniano están constituidas de calizas arcillosas y lutitas calcáreas las cuales son las responsables de la generación de los hidrocarburos almacenados en diferentes niveles estratigráficos como lo son el Kimmeridgiano, Cretácico, Eoceno, Mioceno y Plioceno, esto está claramente comprobado por la correlación positiva de los biomarcadores entre los extractos de ~ 22 ~

23 roca generadora y los fluidos, por lo que los sistemas petroleros asociados a esta fuente de generación han sido clasificados como conocidos (!) (Mello et al., 1994 Guzmán et al., 1995, Clara et al., 2006). Durante el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada del nivel del mar o fase de inundación, por lo que se desarrolla el depósito de una secuencia arcillo-calcárea; prevaleciendo las condiciones para la formación de capas de lutitas negras carbonatadas con importantes cantidades de materia orgánica. En estas condiciones, los ambientes sedimentarios fueron profundos y adecuados para la preservación de los materiales orgánicos depositados. Las rocas del Tithoniano reflejan una evolución de condiciones de rampa interna a rampa externa y cuenca, estableciéndose condiciones favorables para la preservación de la materia orgánica, relacionadas con una transgresión marina. La definición y caracterización de las rocas generadoras se ha realizado mediante el análisis geoquímico, principalmente de Rock-Eval, efectuado a miles de muestras de canal y núcleo, obtenidas durante la perforación de pozos exploratorios. Las características geoquímicas de las rocas tithonianas muestran que la riqueza orgánica original, representada por valores de Carbono Orgánico Total o COT, varía entre 4.5 y 7%, presenta además valores de Índice de Hidrogeno (IH) mayores a 600 mg HC/g COT y valores bajos de Índice de Oxígeno (IO) menores a 50 mg CO2/g COT, estos valores llegan a reducirse por efectos de madurez, por lo que los valores residuales son menores. La calidad de la materia orgánica es buena, está representada por la presencia de materia orgánica rica en liptinitas, principalmente compuesta de algas y material orgánico amorfo que la clasifican como de un kerógeno de tipo II (Fig. 17), y en este caso, al ser rocas carbonatadas, existe la presencia de azufre que las llega a clasificar como de tipo IIs. ~ 23 ~

24 A B Figura 17. Materia orgánica amorfa del Tithoniano con diferente grado de madurez termal bajo luz transmitida. A) Materia amorfa en color naranja indicativa de la ventana del petróleo y B) Materia orgánica en tono café oscuro que denota una sobremadurez en la etapa final de generación de hidrocarburos. Los biomarcadores han diferenciado geoquímicamente dos facies sedimentarias del Tithoniano como las de mayor afinidad a los aceites almacenados en los diferentes yacimientos, la primera relacionada a los aceites de la Cuenca Salina del Istmo con afinidad a facies arcillosas que se caracterizan por valores isotópicos entre a -27.5, altos valores de azufre, relación Pr/Ft > 1, relaciones C29/C30 < 1, C35/C34 menores o iguales a la unidad; la relación Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en extensión, la familia de los 30-norhopanos representada por los compuestos 17 (H)-29,30 bisnorhopano y 17 (H)-30-nor-29 homohopano; los valores altos de la relación C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 (H)- diahopanos; el predominio de los esteranos en C29; las altas proporciones relativas de diasteranos, y la presencia de los esteranos en C30, sugieren un origen a partir de rocas carbonatadas marinas en ambientes subóxicos con gran aporte de arcillas (Fig. 18). ~ 24 ~

25 Figura 18. Correlación geoquímica de la roca generadora del Tithoniano de facies arcillosas y aceites recuperados en rocas almacenadoras y muestras de manifestaciones superficiales de hidrocarburos. La segunda facies generadora está principalmente en los aceites de Reforma-Akal que están almacenados en rocas del Kimmeridgiano, Cretácico, Eoceno y Mioceno-Plioceno, estos aceites tienen más afinidad a facies sedimentaria constituido por un mudstone arcilloso (Fig. 19) cuyas características geoquímicas de isotopía van de 13C a -28, bajos valores de azufre, relación Pr/Ft > 1, relaciones C29/C30 > 1, C35/C34 menores o iguales a la unidad; la relación Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos, la familia de los 30-norhopanos representada por los compuestos 17 (H)-29,30 bisnorhopano y 17 (H)-30-nor-29 homohopano; los valores altos de la relación C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 (H)-diahopanos; el predominio de los esteranos en C29; las altas proporciones relativas de diasteranos, y la presencia de los esteranos en C30, sugieren un origen a partir de rocas carbonatadas marinas en ambientes anóxicos con poco o nulo aporte de arcillas. ~ 25 ~

26 Figura 19. Correlación geoquímica de la roca generadora del Tithoniano de facies de mudstone arcilloso y aceites recuperados en rocas almacenadoras y muestras de sedimento de fondo marino. Roca almacenadora: La roca almacenadora del Kimmeridgiano está representada por facies de packstone-grainstone de ooides (facies de banco oolítico), dolomías con sombras de ooides y mudstone-wackestone dolomitizado, con porosidades que varían de 4 a 12% y espesores que van de 25 a 300 m; además al occidente está representada por facies de wackestone a packstone de peloides e intraclastos ~ 26 ~

27 ligeramente dolomitizados con intercalaciones de lutitas, con espesores delgados de 22 a 30 m, que corresponden a flujos turbidíticos de frente de banco. Desde el punto de vista paleogeográfico, a través de estudios sedimentológicos, se distingue la existencia de una rampa kimmeridgiana, en la que se desarrollaron acumulaciones de calcarenitas (grainstone a packstone de oolitas, bioclastos y peloides), en alineamientos NNE SSW, posiblemente paralelos a la línea de costa antigua. Los cuerpos calcareníticos están separados entre sí por calizas lodosas, en ocasiones intercaladas con anhidritas, que revelan condiciones de laguna evaporítica. En algunas partes del área, la dolomitización es otro factor que influye además de las áreas afectadas por fracturamiento. De acuerdo a los estudios de distribución de las dolomías en el Kimmeridgiano, este fenómeno diagenético es más severo hacia las partes donde las rocas se encuentran más profundas, mientras que se atenúa hacia donde la unidad estratigráfica se presenta con un relieve más alto actualmente. Roca sello: La roca sello para este sistema petrolero está compuesta por la secuencia litológica del Tithoniano, descrita como una secuencia arcillo-calcárea, constituida por mudstone arcilloso, mudstonewackestone arcilloso en ocasiones de bioclastos e intraclastos, parcialmente dolomitizado, con intercalaciones de lutitas negras bituminosas, ligeramente calcáreas y en partes carbonosas. Se encuentra ampliamente distribuida en toda el área de estudio y tiene un espesor promedio de 200 m. Trampas: Los yacimientos mesozoicos, se encuentran gobernados por elementos paleogeográficos, diagenéticos y estructurales que determinan la extensión y efectividad de las trampas, por lo que es necesario precisar aquí, aspectos de esos fenómenos para comprender su complejidad y variabilidad. Estructuralmente, toda la secuencia mesozoica y parte de las rocas del Paleógeno se encuentran afectadas por los efectos compresivos del Mioceno medio, que provocaron la formación de estructuras plegadas y afalladas con orientación NW-SE. La geometría de las estructuras, está fuertemente relacionada con la presencia de sal, que funcionó como despegue inferior y ocasionalmente se presenta en el núcleo de los anticlinales. La severidad del plegamiento y desorganización de las estructuras, depende fundamentalmente de la cantidad de sal involucrada en la estructuración. Los factores mencionados anteriormente, han provocado que en el área se presenten trampas combinadas en las que se conjugan los siguientes factores para la definición de sus cierres: ~ 27 ~

28 Pliegues por expulsión (pop-up) y pliegues amplios de cierre contra falla o paredes de sal, armados en paquetes calcareníticos o dolomitizados en el extremo suroriental del área (Fig. 20) Pliegues angostos contra falla, en paquetes calcareníticos o dolomías fracturadas Domos fragmentados por inflación de sal armados en calcarenitas y dolomías Las trampas relacionadas a deformación extensional de bloques rotados por fallas normales. km SW NE MIOCENO SUP-PLIO MIOCENO INF-MED OLIGOCENO SIMBOLOGIA PALEOCENO EOCENO CRETACICO JURASICO SUP PRE-KIMER SAL FALLA Figura 20. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios con cierre contra falla, en este caso afectando a calcarenitas dolomitizadas Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico (!) Roca generadora: El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior Tithoniano antes descrito. Este sistema petrolero es el más importante, donde se han recuperado mayores volúmenes de hidrocarburos. Roca almacenadora: La roca almacén del Cretácico Inferior está constituida por mudstone-wackestone bentoníticos y arcillosos, fracturados, con foraminíferos, bioclastos e intraclastos, en ocasiones dolomitizados y mudstone-wackestone con cuarzo terrígeno e intercalaciones de lutitas limosas de color negro. La porosidad varía de 2 a 8%, con espesores de 25 a 700 m. Son calizas depositadas en ambientes marinos de plataforma, talud y cuenca, han sido perforadas regionalmente y son relativamente fáciles de identificar cuando sus litologías se encuentran sanas, sin embargo, en gran parte del ~ 28 ~

29 área, éstas rocas se encuentran dolomitizadas impidiendo su identificación y determinación, razón por la que gran parte de la columna que corresponde a éste nivel estratigráfico ha sido interpretada con la ayuda de registros geofísicos y con datos litoestratigráficos disponibles y suprayacentes. La porosidad y productividad, están gobernadas principalmente por los procesos de dolomitización y fracturamiento que las han afectado a lo largo de su historia de diagénesis. Por otra parte, la roca almacén del Cretácico Medio Albiano está constituida por mudstonewackestone de foraminíferos y dolomías microcristalinas, fracturadas, con laminaciones y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstone-wackestone arcilloso, fracturado, con intercalaciones de lutita arenosa y limosa con abundantes foraminíferos planctónicos. La porosidad varía de 2 a 8% llegando a ser de hasta 16% y los espesores varían de 25 a 500 m. Las rocas del Cretácico Medio corresponden principalmente a depósitos de ambientes de plataforma, talud y cuenca. En grandes extensiones del área, las calizas de esta edad se encuentran dolomitizadas, especialmente en las zonas donde se interpreta la presencia de los ambientes de talud y cuenca. Al igual que en el Cretácico Inferior, la distribución regional de la continuidad de este horizonte se apoya en la interpretación de registros geofísicos de pozos y sísmica. Se tienen aproximadamente 41 campos productores en el Cretácico Medio, en nueve de los cuales las litofacies productoras se relacionan a ambientes de plataforma, la porosidad está controlada por la textura de depósito, siendo esta vugular, intraparticular e interparticular principalmente. En las litofacies de talud la productividad de los campos se relaciona a secuencias dolomitizadas con porosidad microcristalina conectada por fracturas, mientras que en las facies de cuenca, los mudstones arcillosos presentan microporosidad y las dolomías tienen porosidad intercristalina. En ambos casos, la permeabilidad se encuentra favorecida por fracturamiento tectónico. En el sur del área, desde el Jurásico Tardío, se desarrolló una gran plataforma carbonatada agradante, principalmente en el Cretácico Medio, que favoreció el depósito de calcarenitas biógenas asociadas a desarrollos arrecifales. Al norte de ese paleoelemento, se depositaron calizas de talud y cuenca. En el Cretácico Tardío, la plataforma sufrió un hundimiento paulatino y solo se preservaron condiciones de plataforma en un área muy restringida, en la porción sur-central de la plataforma antigua y en el resto de la región, se extendieron las condiciones ambientales de mar abierto. Los estudios sedimentológicos han ayudado a reconocer el desarrollo de otra plataforma del Cretácico Medio en la parte oriental del Pilar de Reforma Akal. Las trampas de los campos Samaria, Cunduacan y Oxiacaque se relacionan a este paleoelemento. La roca almacenadora del Cretácico Superior está representada por una brecha calcárea dolomitizada, que varía de color gris claro, café claro a crema, en partes bentonítica con exoclastos que varían de 0.2 a 15 cm, los cuales están constituidos de mudstone café claro a crema dolomitizado, en partes cretoso, con mudstone-wackestone café claro de bioclastos e intraclastos en una matriz calcáreo-bentonítica dolomitizada total o parcialmente, con una porosidad entre 4 ~ 29 ~

30 a 24% y un espesor neto promedio de 250 m. Existen 18 campos cuyas rocas almacenadoras son del Cretácico Superior, la mayoría corresponden a depósitos de talud y cuenca aunque existen algunos campos relacionados con ambientes de plataforma. En general, este horizonte es fácilmente identificable debido a que presenta escasa dolomitización. En las calizas de plataforma predomina la porosidad interparticular, intraparticular y vugular, mientras que en las calizas de talud la porosidad predominante es interparticular favorecida por el carácter clástico de los depósitos. Las calizas de cuenca presentan microporosidad y los sistemas de fracturas conectan la porosidad en calizas de talud y cuenca. Roca sello: Las rocas sello para el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico (!) corresponden a las litofacies que se encuentran representadas en su mayor parte por mudstone-wackestone altamente arcillosos, mudstone arcilloso con intercalaciones de arcilla, y dolomías arcillosas cripto y microcristalinas que se encuentran intercaladas con mudstone dolomítico y/o recristalizado. En general, los espesores de los sellos se encuentran entre 3 y 38 m, siendo el Albiano el que presenta los espesores más grandes de aproximadamente 38 metros distribuidos principalmente en la parte oeste de la provincia. Para el Cretácico Superior la roca sello la constituyen lutitas bentoníticas y margas del Paleoceno inferior, con un espesor que varía de 40 a 90 m. Trampa: De la misma manera que en las trampas que definen los yacimientos del Jurásico, las del Cretácico tienen una estrecha relación con la paleogeografía y la diagénesis, ya que la primera determina la amplitud y forma de los plegamientos en la porción limítrofe con el Cinturón Plegado de Chiapas, mientras que la segunda controla el sistema poroso y la permeabilidad. Durante la compresión del Mioceno que afectó a la Provincia Petrolera Sureste, el plegamiento formó trampas en: Pliegues amplios cabalgados e imbricaciones en brechas calcáreas de talud de la cima del Cretácico (Fig. 21). Domos fragmentados por abultamientos de sal en calizas clásticas de Plataforma y brechas. Pliegues amplios, en ocasiones fusiformes, afallados en uno u ambos flancos, orientados NW-SE, en calizas dolomitizadas y fracturadas de talud y cuenca. Pliegues angostos, afallados en sus flancos de relieve alto, con orientación NNW- SSE, en calizas de plataforma. ~ 30 ~

31 Pliegues angostos afallados en uno o ambos flancos en calizas y dolomías de cuenca fracturadas. Salina del Istmo km SW NE MIOCENO MIOCENO SUP-PLIO INF-MED OLIGOCENO SIMBOLOGIA PALEOCENO EOCENO CRETACICO JURASICO SUP PRE-KIMER SAL FALLA Figura 21. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Cretácico. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios afallados en uno o ambos lados y domos fragmentados por inflación de sal Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Paleógeno- Neógeno (!) Roca generadora: El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior Tithoniano descrita al inicio de este tema. Roca almacenadora: Las rocas almacenadoras del Paleoceno-Eoceno en el área marina se distribuyen en forma de abanicos constituidos de arenas calcáreas (calcarenitas), desde el frente de la gran cabalgadura del Pilar de Akal y el Borde de la Plataforma Carbonatada de Yucatán, controlados durante su depósito por los procesos tectónico-estructurales que afectaron el área. Hacia la parte terrestre, este play se extiende principalmente en los bordes de las plataformas cretácicas, como resultado de la denudación de las mismas y el depósito de flujo de escombros, con una distribución un tanto restringida ya que en el área de Comalcalco éste play está ausente debido al desalojo de sal que la origina, su base presenta una gran soldadura sobre la que resbalaron las principales fallas normales que la afectaron, y en muchos casos omiten el Paleógeno y pone en contacto rocas del Mioceno sobreyaciendo a rocas del Cretácico. ~ 31 ~

32 Las rocas almacén del Mioceno medio superior en la porción terrestre de la provincia Salina del Istmo, corresponden a arenas y areniscas en su base son de facies de aguas profundas (batial superior) representados por depósitos de talud en facies de canales amalgamados y algunos abanicos turbidíticos; y hacia la cima, en la porción central y sur de la cuenca, se tienen depósitos de planicie deltaica que son productores y que evolucionan hacia el norte a sistemas de depósitos de canales amalgamados y abanicos de talud. Los espesores de estas arenas varían de 8 a 32m con porosidades de 15 a 20%. Las rocas que constituyen el Plioceno inferior lo componen sedimentos siliciclásticos que también presentan una variación similar en facies y ambientes de depósito a los del Mioceno superior pero que geográficamente se encuentran más hacia el norte. El sistema de depósito deltaico se puede observar en las inmediaciones de la Provincia Salina del Istmo como facies de planicie deltaica y lagunares, pasando hacia el norte a facies de barras deltaicas agradantes, continuando su desarrollo hasta encontrar los depósitos de canales y abanicos de talud hacia la parte marina. Para el Plioceno medio, estas mismas facies de barras deltaicas que varían a canales y abanicos de talud hacia el norte se desarrollan en la porción marina. Roca sello: La roca sello para el sistema petrolero Tithoniano-Terciario (!) se constituye por capas de lutitas intraformacionales que alternan con cuerpos arenosos, con espesores que varían de 4 a 50 m. Para algunos niveles del Plioceno, existen sellos regionales asociados a superficies de máxima inundación que llegan a tener espesores de 100 a 300 m y se ubican hacia la parte superior del Plioceno inferior y medio. Trampas: Para el Terciario se tienen trampas combinadas donde los sistemas de depósito de arenas se encuentran estructurados por movimiento de sal y por fallamiento extensional (Fig. 22). Para el Mioceno medio-tardío, ocurre la fase tectónica compresiva más importante conocida como Chiapaneca, que deformó y plegó las rocas almacenadoras del Mesozoico y Terciario, configurando trampas de tipo anticlinal con cierres naturales en cuatro direcciones en la faja plegada de Reforma Akal. Hacia la Cuenca Salina del Istmo, esta fase generó algunas estructuras plegadas que posteriormente fueron redeformadas y rotas por la sal alóctona, conformando trampas estructurales con cierres por echado en dos o tres direcciones y contra sal o falla. En el Mioceno superior se tienen trampas estratigráficas que corresponden a estratos arenosos que se acuñan contra estructuras plegadas preexistentes o trampas combinadas asociadas a depósitos arenosos que tienen una componente estructural debida a movimiento de sal o al fallamiento extensional reciente. ~ 32 ~

33 En el Plioceno, se han distinguido trampas combinadas asociadas a acuñamientos arenosos contra diapiros o paredes de sal, trampas asociadas a estructuras dómicas con fallamiento normal originadas por empuje salino y trampas definidas por estructuras homoclinales con cierres contra fallas normales contraregionales, asociadas a la evacuación de sal. SW NE Tomado de Cruz, M et al, 2010 Kinil -1A Figura 22. Sección estructural de las trampas asociadas a tectónica salina Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) La ocurrencia en el tiempo geológico de los elementos y procesos de los sistemas petroleros se representa gráficamente en el diagrama de eventos, donde los procesos corresponden a los de generación, migración, acumulación y a la preservación de los hidrocarburos que se describen en este apartado. De esta manera, para el norte del área de Reforma-Akal, la subsidencia no fue rápida como en el depocentro localizado al sur de la misma área, ocasionando que la generación de hidrocarburos sea más lenta y la expulsión de los hidrocarburos ocurra en épocas más recientes, de esta manera, la generación de los hidrocarburos es más antigua hacia los focos de generación, ubicados en la cuenca de Macuspana, donde inició aproximadamente entre 35 a 28 millones de años, iniciando su migración al momento en que son expulsados de la roca generadora entre los 25 y 15 millones de años; hacia la plataforma continental en la porción noreste del área marina, las rocas generadoras del Tithoniano son cubiertas por menores espesores de roca sedimentaria, esto, aunado al hecho de que los gradientes geotérmicos son menores hacía estas áreas, ocasiona que ~ 33 ~

34 la generación de hidrocarburos inicie en etapas mucho más recientes, menos de 5 millones de años y hasta 8 millones de años en las partes más profundas, iniciando su expulsión durante los últimos 3 millones de años hasta la época actual; por otro lado, hacia la parte litoral actual, las rocas generadoras del Tithoniano iniciaron a generar hidrocarburos aproximadamente entre 20 a 12 millones de años, expulsándolos durante los últimos 10 millones de años; hacia la Cuenca de Veracruz, en la porción marina, la roca generadora se profundiza haciendo que esta se encuentre actualmente en etapas metagenéticas, hacia estas áreas los hidrocarburos fueron generados en etapas más antiguas, alrededor de los 45 a 50 millones de años, expulsándolos también en etapas muy antiguas entre 38 y 22 millones de años. En cuanto a la migración de los hidrocarburos, se ha visto que la madurez de las rocas generadoras está muy relacionada con la calidad de los hidrocarburos recuperados en los pozos productores, por lo que se dice que la migración es en general vertical con cortas distancias de migración, esta ocurre principalmente a través de fallas o fracturas, o bien a través de la matriz de las rocas porosas siempre que los diferentes tipos de hidrocarburos encuentren menores presiones en su camino para dirigirse hacia las rocas almacenadoras donde se acumulan Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) La extensión geográfica de estos sistemas petroleros cubre al área donde las rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano se encuentran activas y a su área de influencia, donde se sabe que las rocas almacenadoras del Jurásico, Cretácico y Terciario han almacenado los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras, en esta extensión geográfica se sabe que los procesos y los elementos esenciales de estos sistemas petroleros han sido efectivos y han resultado en la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. Por otra parte, se ha definido la extensión de estos sistemas petroleros en el área que abarcan las manifestaciones de hidrocarburos que han sido identificadas con imágenes de satélite y caracterizadas con análisis geoquímicos así como con el análisis de hidrocarburos extraídos en sedimentos del fondo marino (Fig. 23). En el área de Cayo Arcas, solamente dos de veintitrés núcleos de sedimentos del fondo marino encontraron hidrocarburos termogénicos y estos son gaseosos, al presentarse estos núcleos sobre estratos inclinados en el talud superior se puede decir que existe una influencia de migración lateral de estos gases, se presume que su origen es de afinidad Tithoniana. ~ 34 ~

35 Figura 23. Extensión geográfica de los sistemas petroleros conocidos Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!) Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!). Los elementos de estos sistemas petroleros se encuentran ampliamente distribuidos en las porciones terrestres y marinas. Los espesores e historia geológica de las rocas sobreyacientes a las rocas generadoras, así como los parámetros petrofísicos y térmicos distribuidos en estas áreas, regulan el funcionamiento de los sistemas petroleros en general, pues una vez conocidos o evaluados estos parámetros es posible calcular el inicio y evolución de la ventana de generación de hidrocarburos, observando que las rocas más maduras que pueden aportar hidrocarburos superligeros, gases y condensados a los sistemas que se encuentran en las partes más profundas del Golfo de México y, como al variar la madurez varía la calidad de los hidrocarburos, hacia las partes donde las rocas generadoras son más someras se distribuyen los hidrocarburos ligeros y pesados Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!). El diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!) muestra cómo los procesos y elementos esenciales tuvieron lugar en el tiempo, en ella se incluye la edad geológica para cada uno de ellos así como el tiempo en que ~ 35 ~

36 ocurren los procesos de generación-migración-acumulación y preservación de los hidrocarburos, además, el momento crítico indica cuando se dieron las condiciones más favorables para que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación de hidrocarburos de una manera general para la Provincia Petrolera Sureste (Fig. 24). Figura 24. Diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!). 4.3 Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Elementos de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior- Cretácico Medio-Superior ( ) Este sistema petrolero se ha identificado en los yacimientos que se explotan al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo y hacia la Cinturón Plegado de Chiapas en la porción terrestre del sureste de México (Mello et al, 1994, Sosa, 1998, Clara et al, 2006); con base en estudios de manifestaciones superficiales y correlaciones aceite-aceite, se han identificado ligeros cambios ambientales y está clasificado como hipotético ( ). Desde el punto de vista sedimentológico estas rocas generadoras muestran cambios de facies evaporíticas a ambientes marinos de plataforma, y las facies de talud y cuenca funcionan principalmente como rocas almacén. Su espesor varía entre los 100 m y 1300 m de espesor. Roca generadora: Son pocos los pozos que han penetrado este nivel estratigráfico y ha sido difícil adquirir cierta información geoquímica lo que ha impedido realizar mapas de los parámetros geoquímicos de ~ 36 ~

37 esta roca generadora. Las características geoquímicas de esta secuencia carbonato-evaporítica, que corresponde a las rocas del Cretácico Inferior, presentan valores pobres de riqueza orgánica de 0.6 % de COT y un pobre a regular potencial generador que varía entre 0.5 y 6 mg hc/gr roca, por otra parte los valores de Índice de Hidrogeno vs Índice de Oxigeno permiten inferir la presencia de un kerógeno de tipo II, los estudios ópticos han identificado materia orgánica de tipo bacterial y algáceo (Fig. 25) que es predecesora de aceite y gas. Térmicamente y con base en las temperaturas máximas de pirolisis identificadas (430 a 437 C) estas se encuentran maduras. Figura 25. Materia orgánica de tipo amorfo-algácea reconocida en las rocas del Cretácico Inferior-Medio. A) Materia orgánica de tipo algáceo en forma de cúmulos, fragmentos y diseminada bajo luz ultravioleta, B) bajo luz fluorescente la materia orgánica es amarillo naranja dentro de la etapa de la ventana del petróleo, C) se observan bitúmenes de color negro y D) bajo luz fluorescente los bitúmenes se excitan a color naranja. Aunque en el área no se tiene un claro testigo de la roca generadora, se ha logrado establecer una correlación roca generadora-aceite con las características geoquímicas identificadas en los extractos de la roca generadora en la Provincia del Peten en la República de Guatemala donde se ha identificado claramente al Cretácico Inferior (Formación Cobán) como la fuente de generación de hidrocarburos y que está caracterizada por microdolomías laminadas, carpetas de algas y anhidrita. Las características geoquímicas por biomarcadores (Fig. 26) de este sistema presentan valores isotópicos de carbono de a 24.6 %, valores de azufre de 0.13 a 3.18%, relación Pr/Ft > 1, predominio de C29 en relación al C30, relaciones C29/C30 >> 1 y C34>C33 característicos de secuencias carbonato-evaporíticas, C34/C33 menores o iguales a la unidad son indicativos de condiciones hipersalinas favoreciendo la presencia de bacteria halofílicas; la relación Ts/Tm mayor o igual a la unidad; la presencia de hopanos en extensión, alta abundancia relativa de C24-C27 Des_E terpanos tetracíclicos, abundancia media a alta del gamacerano, los valores altos de la relación C29Ts/C29, la abundancias relativa de los compuestos 17 α(h)-diahopanos; el predominio de los esteranos en C27 indicativas de la abundancia de cianobacterias (algas verde-azul) y que ~ 37 ~

38 pueden estar relacionadas con las carpetas de algas identificadas en los núcleos de pozos; las bajas proporciones relativas de diasteranos y la presencia de los esteranos en C30 indican ambiente carbonatado, por estas característica se ha interpretado un origen de rocas carbonatadasevaporíticas marinas con variaciones de hipersalinidad, con más influencia carbonatada hacia Artesa-Mundo Nuevo. Extracto de Roca Generadora del Cretácico Inferior Guatemala m/z 191 m/z 217 Aceites almacenados en rocas Cretácicas Plataforma Artesa-Mundo Nuevo Aceite Almacenado Aceite Almacenado Rocas Cretácicas en Rocas Cretácicas m/z 191 m/z 191 m/z 191 m/z m/z 217 m/z m/z 191 m/z 217 m/z 191 m/z 191 m/z 217 m/z 217 m/z 191 m/z 217 m/z 191 m/z 191 m/z 217 m/z 217 Figura 26. Correlación geoquímica de la roca generadora del Cretácico Inferior y aceites recuperados en rocas almacenadoras del Cretácico. Roca almacenadora: Las rocas del Cretácico Medio se consideran de gran importancia para la acumulación de hidrocarburos comerciales, se caracterizan por grainstone-packstone de bioclastos con fracturas y cavidades de disolución impregnadas de aceite ligero, presentan porosidades entre 4-10% y espesores entre 200 y 900 m, en ellas actualmente se tienen 5 campos productores. ~ 38 ~

39 Las rocas almacén del Cretácico Superior, a nivel del Turoniano, están constituidas por grainstonepackstone de rudistas (caprinidos), bioclastos y algas, que en ocasiones cambian a un rudstone de rudistas y bioclastos; por otra parte a nivel del Campaniano se tiene un grainstone-packstone de bioclastos, intraclastos ooides y peletoides con fracturamiento e impregnación de aceite ligero. Estas rocas presentan una porosidad de 4-8% y espesores entre 300 a 500 m. Son 3 los campos que se encuentran produciendo en estos yacimientos. Roca sello: La roca sello está compuesta por una secuencia litológica del Terciario que constituida por lutitas, las cuales se encuentra distribuidas en el área de estudio y tienen un espesor promedio de 600 m. Trampas: Las trampas relacionadas con este sistema petrolero, se restringen a yacimientos situados en el extremo sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo en calizas de plataforma del Cretácico (Fig. 27). Pliegues suaves y angostos con orientación NNW- SSE en calizas de plataforma y paleorelieves depositacionales arrecifales. SW 0 NE 1 A A SIMBOLOGIA JURÁSICO SUP. CRETACICO INFERIOR CRETACICO MEDIO CRETACICO SUPERIOR PALEOGENO OLIGOCENO MIOCENO INF. MED. Figura 27. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Cretácico Superior de plataforma al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Se observan pliegues por plegamiento suave y remanentes de paleorelieves depositacionales del Cretácico Superior. ~ 39 ~

40 Procesos de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Las rocas generadoras del Cretácico Inferior al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo alcanzaron una profundidad aproximada de 3500 m, con condiciones propicias de madurez y temperatura para la generación de hidrocarburos entrando a la ventana de generación (Ro= 0.55 a 0.77) hace 105 M.a, los aceites generados se entramparon en las rocas del Cretácico Medio y Superior, de las cuales se ha recuperado aceite ligero y poco gas Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior- Cretácico Medio-Superior ( ) Se conoce poco sobre la distribución de las facies generadoras y almacenadoras del sistema petrolero hipotético Cretácico inferior-medio-superior ( ), por lo que la extensión geográfica de este sistema se limita a las áreas donde los pozos perforados, productores en los intervalos del Cretácico Medio y Superior en la porción sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo de la Cuenca del Sureste parte terrestre, han permitido correlacionar con análisis geoquímicos a los hidrocarburos que ahí se almacenan con el hidrocarburo extraído de las rocas maduras del Cretácico Inferior de la República de Guatemala (Fig. 28) Figura 28. Extensión geográfica del sistema petrolero hipotético Cretácico Inferior-Cretácico Medio- Superior ( ). ~ 40 ~

41 4.3.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) Se ha interpretado que los elementos del sistema petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio- Superior ( ) se encuentran distribuidos muy localmente en la parte terrestre al sur de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Este sistema petrolero se encuentran estratigráficamente suprayaciendo a las rocas generadoras del Tithoniano, por lo que la historia tanto de las rocas del Cretácico como la historia de las rocas suprayacentes a esta y los parámetros petrofísicos y térmicos distribuidos en las áreas donde se presupone su presencia, regulan el funcionamiento del sistema petrolero que, en este caso, se considera como un sistema cerrado. Las rocas más maduras pueden aportar hidrocarburos desde superligeros, gases y condensados y hacia las partes donde la roca generadora es más somera se distribuyen los hidrocarburos ligeros y pesados Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Cretácico Inferior-Medio-Superior ( ) El diagrama de eventos del sistema petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ) de la Fig. 29 muestra la secuencia de los elementos y procesos esenciales que tuvieron lugar al sur de plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Revelando la presencia de dos momentos críticos en los cuales se presentaron las condiciones más favorables para la preservación de los hidrocarburos, después de la generación y expulsión de hidrocarburos debido a que las trampas ya habían sido formadas. Figura 29. Diagrama de eventos del sistema petrolero Cretácico Inferior-Cretácico Medio-Superior ( ). ~ 41 ~

42 4.4 Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior- Plioceno (!) Elementos de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) El sistema petrolero Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) es un sistema conocido (!), que solamente se ha identificado en la Cuenca Terciaria de Macuspana, donde se producen principalmente gases húmedos, gas secos, y en menor cantidad aceite ligero y condensados (Mello, 1994, Caballero et al, 2002). Sin embargo, en los campos de dicha cuenca, concurren aportaciones de hidrocarburos procedentes de rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y Mioceno inferior (Clara et al, 2006), así como también una mínima contribución de gases biogénicos en la parte norte de la cuenca. El sistema petrolero, está constituido por las lutitas carbonosas de ambiente euxínico del Mioceno inferior, que funcionan como rocas generadoras; mientras que las calizas de plataforma del Mioceno medio y las areniscas de ambientes transicionales y de aguas marinas someras, constituyen el elemento roca almacenadora. Por su parte, las rocas sello son capas de lutitas intercaladas entre las areniscas almacenadoras. La secuencia sedimentaria se desarrolló durante un régimen estructural extensional, provocado por fenómenos de evacuación de arcilla y sal, donde se produjeron fallas lístricas. Posteriormente ocurrieron fenómenos compresivos, que generaron la inversión y plegamiento de las secuencias de crecimiento previamente formadas. Las trampas estructurales de este sistema están controladas por ambos fenómenos de deformación. Roca generadora: Aunque los sedimentos del Mioceno inferior se encuentran distribuidos ampliamente en la cuenca, solo recientemente se han identificado como una fuente de generación eficiente en la porción centro-sur de la Cuenca de Macuspana, mientras que en el resto de la Provincia Petrolera Sureste presentan condiciones de inmadurez. Los datos de riqueza orgánica de estas rocas en algunos pozos exploratorios indican que existe un buen potencial con valores que varían de 1 a 2% COT. Se ha interpretado un tipo de kerógeno II/III que se relaciona a una mezcla de materia orgánica amorfa/leñosa (Fig. 30). ~ 42 ~

43 Figura 30. Tipo de materia orgánica amorfa y leñosa del Mioceno inferior. A y B) Materia orgánica de tipo estructurado con impregnación de hidrocarburos, C y D) materia orgánica de tipo amorfo algáceo bajo luz fluorescente de color verdoso e impregnación de hidrocarburos en zoorestos. Las características geoquímicas por estudios de biomarcadores de este sistema son altas relaciones de Pr/Ph, baja abundancias de los hopanos extendidos, alta abundancia del 18 (H)- oleanano, presencia de Des-A y Des-E en C24 terpanos tetracíclicos, alta abundancia relativa de diasteranos y presencia de C30 esteranos, estas características se han relacionado con la contribución de materia orgánica de plantas terrestres en un ambiente terrígeno de aguas someras y características anóxicas. Los análisis de extractos de roca permiten la correlación con los aceites de esta cuenca con valores isotópicos de a %, (Fig. 31). ~ 43 ~

44 Extracto de Roca del Mioceno Inferior m/z 191 m/z 217 Oleanano Aceites Con Afinidad Mioceno Inferior m/z 191 m/z 217 Oleanano m/z 191 m/z 217 Oleanano m/z 191 m/z 217 Oleanano Figura 31. Los aceites con afinidad Mioceno inferior resaltan la presencia de Oleanano, indicativo de plantas superiores y su madurez entre el pico y fin de generación. Roca almacenadora: La producción principalmente de gas que proviene de 39 campos, se obtiene de calizas de plataforma del Mioceno medio y de areniscas del Mioceno superior Plioceno inferior y del Plioceno superior Pleistoceno, que fueron depositadas en ambientes litorales y deltaicos. ~ 44 ~

45 En el extremo suroriental del área existen 2 campos productores en la Caliza Macuspana del Mioceno medio que está formada por tres secuencias calcáreas de aguas someras, la caliza 1 y 2 de edad Mioceno inferior-oligoceno tardío y la caliza 3 de edad Mioceno medio, la cual ha resultado productora de gas seco en calizas postarrecifales y lagunares, clásticas con porosidad móldica, con rangos de 10 a 22 % y permeabilidades de 6 a 900 md. Cada secuencia está separada por lutitas. Hacia la porción centro y norte de la cuenca el Mioceno medio se presenta con una secuencia siliciclástica constituida por una alternancia de lutitas y areniscas que varían gradualmente en edad del Mioceno medio-tardío - Plioceno temprano, depositada bajo un régimen tectónico distensivo prevaleciente a partir de este tiempo. En la parte alta de esta secuencia, existen sedimentos arcillosos con intercalaciones escasas de areniscas, que representan un evento transgresivo regional datado como Plioceno temprano. Sobreyaciendo al Plioceno inferior y de manera discordante, se deposita una columna potente de areniscas con escasas lutitas intercaladas del Plioceno Pleistoceno, las cuales representan el evento regresivo con el que se colmató finalmente la cuenca. La mayor parte de los yacimientos de gas y condensado de Macuspana, se encuentran en los cuerpos intercalados de areniscas de estos episodios de depositación. Las areniscas están constituidas por cantidades variables de cuarzo, feldespatos, mica y fragmentos líticos de grano fino a medio, moderadamente a bien clasificadas. Se distribuyen en franjas orientadas NE-SW a lo largo de fallas normales de crecimiento. Roca sello: El sello de los yacimientos de la Caliza Macuspana, lo constituye una secuencia arcillosa de la parte superior del Mioceno medio, asociada a un proceso transgresivo. En las trampas formadas en rocas siliciclásticas, las rocas sello, son secuencias lutíticas que se presentan en alternancia con los paquetes de areniscas. (Fig. 32). Trampa: En la Caliza Macuspana, la trampa es estratigráfica, mientras que en las secuencias arenosas más jóvenes las trampas combinadas (estructural estratigráfica), se asocian a estratos de crecimiento en fallas normales, rollover y pliegues provocados por inversión de fallas normales (Fig. 33). Las estructuras geológicas y las secuencias sedimentarias de crecimiento que favorecieron la formación de las trampas, están relacionadas a cuencas por evacuación de arcilla depositadas principalmente en el Oligoceno y de sal del Jurásico, previamente intrusionada y alojada sobre capas del Paleógeno. ~ 45 ~

46 M E S O Z O I C O C E N O Z O I C O TRIÁSICO J U R Á S I C O C R E T Á C I C O PALEÓGENO NEÓGENO Apertura del Golfo de México Syn-rift Margen Pasiva M E S O Z O I C O C E N O Z O I C O TRIÁSICO J U R Á S I C O C R E T Á C I C O PALEÓGENO NEÓGENO Halocinesis Orogenia Laramide Apertura del Golfo de México Antefosa Syn-rift Orogenia Chiapaneca Cinturón plegado Margen Pasiva MP Eventos tectónicos y Tectonosecuencias Halocinesis Orogenia Laramide Roca generadora Roca generadora Roca Almacenadora Roca Almacenadora Roca Sello Roca Sello Antefosa Orogenia Chiapaneca Cinturón plegado MP t ys A g Km Era / Periodo Periodo CUAT. PLEISTOCENO PLIOCENO MIOCENO OLIGOCENO Edad EOCENO PALEOCENO Época SUPERIOR CUAT. PLEISTOCENO PLIOCENO MIOCENO MEDIO INFERIOR OLIGOCENO EOCENO SUPERIOR MEDIO PALEOCENO SUPERIOR INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano Rupeliano Priaboniano Bartoniano Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano Maastrichtiano Campaniano Santoniano Coniaciano Turoniano Cenomaniano Albiano Aptiano Barremiano Hauteriviano Valanginiano Berriasiano Tithoniano Kimmeridgiano Oxfordiano Calloviano Bathoniano Bajociano Aaleniano Toarciano Pliensbachiano Sinamuriano Hetangiano Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano Filisola, Paraje Solo, Cedral Concepción Encanto Sal alóctona Sal alóctona Depósito La Laja Lutitas Nanchital - Uzpanapa Unidades estratigráficas y y litología Abkatun Jolpabuchil Brecha Cuenca Cantarell - Angostura Plataforma de Macuspana de Yucatán, Golfo de Golfo México de México S. de Chiapas San Felipe Chak Angostura - Ocozocoautla Akal - Plataforma Artesa- Mundo Nuevo - Grupo Sierra Madre Chinameca-Malpaso-San Ricardo Edzna Akimpech San Ricardo Ek Balam San Ricardo Limolita, lutita San Felipe Chak Arenisca Angostura - Ocozocoautla Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Ígneo intrusivo o metamórfico Sal LITOLOGIA Todos Santos Andesita Pueblo Viejo (?) PALEOZOICO Akal - Plataforma Artesa- Basamento Albiano Figura 32. Columna Mundo estratigráfica Nuevo - Grupo de la Provincia geológica de Macuspana. Sierra Madre II MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO Edad Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano Rupeliano Priaboniano Bartoniano Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano Maastrichtiano Campaniano Santoniano Coniaciano Turoniano Cenomaniano Aptiano Barremiano Hauteriviano Valanginiano Berriasiano Tithoniano Kimmeridgiano Oxfordiano Calloviano Bathoniano Bajociano Aaleniano Filisola, Paraje Solo, Cedral Concepción Amate Superior Encanto Sal alóctona Caliza Macuspana Depósito Sal alóctona La Laja Lutitas Nanchital - Uzpanapa Abkatun Jolpabuchil Brecha Cantarell - Angostura Chinameca-Malpaso-San Ricardo Edzna Akimpech San Ricardo Ek Balam San Ricardo Sal Carbón Sal Anhidrita Dolomía Caliza marina somera Caliza oolítica Todos Santos Caliza de rampa Media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas pelágicas Calizas y lutitas carbonosas TRAMPAS Acuñamiento Inversión Estructural Anticlinal Asociadas a fallas lístricas Andesita Pueblo Viejo (?) II,III I, II Cambio de facies II II II,III II II II ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO Roca generadora y tipo de kerógeno Roca almacenadora Roca sello Tipo de trampa Tipo de trampa Toarciano INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR Pliensbachiano Sinamuriano Fig. 33 Sección esquemática Limolita, lutita de Carbón Acuñamiento la Provincia Media-externa geológica de Macuspana. Hetangiano Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Volcánicos Ígneo intrusivo o metamórfico Basamento LITOLOGIA Sal Anhidrita Dolomía Caliza marina somera Caliza oolítica Caliza de rampa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas pelágicas Calizas y lutitas carbonosas TRAMPAS Anticlinal Asociadas a fallas lístricas Cambio de facies ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO Roca generadora y tipo de kerógeno Roca almacenadora Roca sello ~ 46 ~

47 Proceso de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) El modelo de sepultamiento es un ejemplo representativo de los procesos de transformación de la materia orgánica en las rocas generadoras de hidrocarburos por termogénesis en la Cuenca Terciaria de Macuspana. Los momentos de inicio de generación del aceite, inicio de la expulsión, e inicio de generación del gas se establecen mediante los valores de Ro Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) El Sistema Petrolero Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) se distribuye en la Cuenca Terciaria de Macuspana (Fig. 34), donde se ha podido comprobar su efectividad mediante métodos geoquímicos que confirman sus condiciones de madurez y se ha podido establecer correlación positiva entre la roca generadora y sus productos. Las rocas almacenadoras que se encuentran en su área de influencia, han recibido también la contribución de cantidades significativas de hidrocarburos termogénicos de Jurásico Superior, que en gran parte del área se encuentra en la etapa de generación del gas Figura 34. Extensión geográfica del sistema petrolero conocido Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!). ~ 47 ~

48 4.4.4 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior-plioceno (!) El diagrama de eventos de los sistemas petroleros Mioceno inferior-mioceno medio-superior- Plioceno (!) de la Figura 35, muestra la secuencia de elementos y procesos que tuvieron lugar en la Cuenca Terciaria de Macuspana. Ilustra que actualmente se presenta de las condiciones más favorables para la preservación de los hidrocarburos después de la generación y expulsión de hidrocarburos, debido a que las trampas ya habían sido formadas. Figura 35. Diagrama de eventos del sistema petrolero Mioceno inferior-mioceno mediosuperior-plioceno (!). 5. Producción y reservas 3P 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 siguientes años. La explotación en la parte terrestre el 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 La prospección geofísica en la parte marina de la provincia inició en Los estudios 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 (Gutiérrez-Gil, 1950; Meneses de Gyves, 1999). Con la explotación del complejo Cantarell, la producción de la Provincia Petrolera Sureste alcanzó su máximo histórico de más de 4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por día en el ~ 48 ~