Provincia Petrolera Tampico-Misantla

Transcripción

1 Provincia Petrolera Tampico-Misantla Pemex Exploración y Producción Subdirección de Exploración Versión 2.0, 2013 ~ 1 ~

2 Director de Pemex Exploración y Producción Carlos. Morales Gil Subdirector de Exploración J. ntonio Escalera lcocer Gerencia de Estudios Regionales Guillermo Mora Oropeza ctivo de Exploración Tampico-Misantla-Golfo José Guadalupe Galicia Barrios Equipo de Trabajo Juan Rogelio Román Ramos Joel Lara Rodríguez Jaime Patiño Ruiz Lourdes Clara Valdés Marta Mata Jurado Guillermo Mora Oropeza Ernesto Miranda Canseco Ulises Hernández Romano Fernando Navarro Baca 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 Jurásico Inferior Jurásico Medio (!) Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- 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 (!) ~ 3 ~

4 4.2.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Producción y reservas 3P Recursos prospectivos Bibliografía Figuras Glosario ~ 4 ~

5 Provincia Petrolera Tampico-Misantla 1. Ubicación La Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPTM), se ubica en la margen centro-oriental de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, Norte de Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata de 200 m. Limita al norte con las provincias Burgos y lto de Tamaulipas, al sur con el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y la Faja Volcánica Transmexicana, al occidente con la Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (Fig. 1). 2. Marco tectónico estructural Figura 1. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. 2.1 Geología estructural Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado al occidente de la cuenca. La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos (Fig. 2), el lto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el lto de la Sierra de ~ 5 ~

6 Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de este a oeste se tiene el lto o Isla de renque, lto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. lgunos de estos elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidad es litoestratigráficas según el régimen tectónico. lto de Tamaulipas, es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno, emplazado al norte de la PPTM, morfológicamente está representado en la superficie, por la Sierra de San Carlos Cruillas y Tamaulipas, flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las Rusias y al occidente por la cuenca de Magiscatzin, su eje mayor tiene una orientación NNW-SSE y una longitud de aproximadamente 150 km., donde afloran rocas del Cretácico, se encuentra intrusionadas por rocas intermedias. Es de gran interés económico petrolero ya que hay posibilidad de entrampamiento de hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene producción a nivel de Jurásico Superior y Cretácico Superior. La paleotopografía antecedente al Jurásico Superior estaba definida por depresiones de muy variadas formas, tamaño y disposición, normalmente irregulares, limitadas por elementos positivos, sin ningún patrón de ordenamiento, cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por fallamientos en sus bordes y que además se interconectaban con otras depresiones a través de estrechos pasajes, como sucede con la Depresión de Barril que se prolonga al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas Constituciones, posteriormente se extiende al oriente, separando a este ultimo de las Islas de los Cues-Salinas y renque. nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico, se tienen como rasgos estructurales más sobresalientes, el área correspondiente a la Sierra de Tamaulipas, el alineamiento Talismán-Lerma-El Verde, el lto de Chocoy, el levantamiento Cuatro Sitios-Santa Inés, las llamadas Islas de los Cues-Salinas y la guada y los ltos de Tamismolón. El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez hasta ldama, Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco oriental del rco de Tamaulipas hasta la actual plataforma continental del Golfo de México. Se caracteriza por tener una pendiente suave interrumpida solamente por el alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al rco. Presenta un sistema de fallas normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. La edad de su depresión se remonta al Paleozoico Tardío, siendo más joven al occidente donde los granitos permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las rocas del Jurásico Superior. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el Terciario con el levantamiento de la sierra y la regresión forzada del mar al oriente. En esta área tuvo lugar actividad ígnea con expresión débil y local, como lo prueban los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas sedimentarias cenozoicas. El lto o Isla de renque está situada en la plataforma continental del Golfo de México, sur del estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz, aproximadamente a 30 km al este de la ciudad y puerto de Tampico. Forma parte de un tren estructural cuyo eje principal es de ~ 6 ~

7 aproximadamente 50 km de largo por 10 km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m y que independizan estas estructuras entre sí. Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL), se ubica en la porción centro-noroeste de la Cuenca Tampico- Misantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una superficie promedio de 4000 km2. Este paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno, Cretácico y Jurásico, estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas. Estos depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de 140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior. lto de Sierra de Tantima, este elemento se encuentra asociado con un alto del basamento de orientación E-W, como una nariz estructural del alto de la Plataforma de Tuxpan que divide la PPTM de norte a sur en dos partes. Por su parte, la sierra tiene 19 km de largo, 5 kilómetros de ancho, y 1320 m de altura, con una alineación NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo de México. En su centro, se compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas máficas neógenas, que cubren areniscas y lutitas paleógenas. Los flujos son de 2 a 10 m de espesor, pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Las lavas son de textura micropórfidos afanítica, olivino, clinopiroxeno y plagioclasa. Composicionalmente van desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre 6.91±0.11 a 6.57±0.12 Ma. Paleocanal de Chicontepec, se localiza geológicamente en la Cuenca Tampico-Misantla, es una depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. Tectónicamente se encuentra entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la Plataforma de Tuxpan, abarca parte de los Estados de Puebla, Veracruz e Hidalgo y fue originado por los esfuerzos del evento orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el levantamiento, deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente cuenca de antepaís, cuya hidrodinámica, estuvo condicionada por la morfología del talud del frente tectónico, ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar, que en conjunto coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del Eoceno. Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico externo y batial, en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior. Los principales alineamientos estructurales de la cuenca de Chicontepec son de este a oeste, el alineamiento Brinco-Escobal-meluca y el alineamiento Coxquihui - Las Lomas-mixtlan-El Zapote- La Flor. La importancia económica petrolera de este elemento radica en que en él se encuentran el mayor porcentaje de reservas remanente del país, buena parte de los yacimientos actuales están estratigráficamente por debajo del paleocanal. ~ 7 ~

8 Faja Volcánica Transmexicana, esta provincia se encuentra desde la costa del Golfo de México en el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano Pacifico, es uno de los elementos mayores de la Republica Mexicana, está constituido por secuencias volcanosedimentarias y continentales del Cenozoico Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes. Existen evidencias de tres ciclos volcánicos: 1.-Jurásico-Cretacico, con predominancia de andesitas y dacitas intercaladas en rocas del Jurásico Superior, Cretácico Inferior y metamorfismo en rocas del Cretácico medio. 2.-Oligoceno-Mioceno, se caracteriza por la emisión de lavas y piroclásticos por conductos fisurales, dando origen a una morfología tabular de mesetas. 3.-Plioceno-Cuaternario, se caracterizó por emisiones volcánicas de basalto a riolitas, predominando rocas intermedias como la andesita y dacita, formando una gran estructura con orientación E-W que se sobrepone a las estructuras. Plataforma de Tuxpan, es un banco carbonatado del Mesozoico, basculado hacia el oriente, desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado por sedimentos clásticos terciarios. En este elemento se encuentran una gran cantidad de campos productores tanto en su porción marina como terrestre. Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO), es un cinturón de pliegues y cabalgaduras producidas por esfuerzos no coaxiales de SW NE (Cretácico Tardío-Eoceno). Las cabalgaduras y fallas inversas, los pliegues isoclinales con plano axial de vergencia al NE, así como las fallas laterales, se produjeron durante el mismo evento de deformación. Las rocas aflorantes de la Sierra Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas carbonatadas del Cretácico. Frente Tectónico Sepultado del CPSMO, forma parte del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental en su porción correspondiente al Sector Huayacocotla. Corresponde a una franja plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km de ancho que forman estructuras anticlinales angostas y alargadas con vergencia hacia el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos que se formaron durante la orogenia laramídica, delimitado al sur por el Cinturón Volcánico Transmexicano, al oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre Oriental, al este por la denominada ntefosa de Chicontepec. El basamento cristalino de este sector de la Sierra Madre Oriental está formado por rocas metamórficas de edad Pérmico. Las estructuras de extensión asociadas a la apertura del Golfo de México crearon fosas y pilares que controlaron la sedimentación mesozoica y los estilos estructurales terciarios, ya que los límites de los bloques fueron reactivados como fallas inversas (Fig. 3) durante la deformación laramídica, tal es el caso del límite que constituye la denominada falla Brinco-Escobal, ubicada entre los elementos Frente Tectónico Sepultado y la porción oriental del Paleocanal de Chicontepec, donde el basamento está involucrado en la deformación. La deformación laramídica afecta principalmente a las rocas ~ 8 ~

9 mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en carbonatos arcillosos de diferentes niveles estratigráficos del Jurásico y Cretácico, esta deformación es considerada de tipo cubierta delgada. Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están estructuralmente levantadas con relación a la porción oriental del antepaís en donde pozos profundos perforados han penetrado rocas correlativas al complejo basal (inclinado al SW). Se infiere que el estilo estructural define un sistema cabalgante, imbricado en escamas tectónicas, donde el basamento metasedimentario participó en la deformación, donde se presentan acuñamientos de unidades estratigráficas y se generan rampas de falla que ascienden a niveles estratigráficos superiores LTO DE RENQUE CUENC GOLFO DE MEXICO PROFUNDO PLEOCÑON BEJUCO -L LJ 21 SIERR DE TNTIM PLTFORM DE TUXPN FJ VOLCÁNIC TRNSMEXICN LTO PLN DE LS HYS 96 Figura 2. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla. ~ 9 ~

10 GU DULCE GU DULCE TUN TUN ESCULO ESCULO B SW Pie de la Sierra Madre Oriental CRETÁCICO CRETÁCICO JURÁSICO C. RICHUELO PLY: SN NDRÉS FRCTURS C. C. HLLZGO C. C. SN NDRÉS C. C. FJ DE DE ORO PLY: SN NDRÉS PLY: SN NDRÉS PLY:EL BR TMULIPS INF. TMBR CHICONTEPEC EOCENO SUPERIOR OLIGOCENO-MIOCENO BSMENTO PLEOCENO-EOCENO MED. S S S S G G S S S S S S Medio Graben G G JURÁSICO Mesa Chica S S G G S S G G G G Inversion lto San San ndrés- Hallazgo Riachuelo-Gran Morelos Medio Graben Cedros Plataforma de de Tuxpan S i s t e m a P e t r o l l e r o 100 kms CRETÁCICO B' B' NE NE G S ELEMENTOS Roca lmacén Roca Generadora Roca Sello Migración Productores Potenciales PLYS San ndrés Banco Carbonatado Fracturas Tamaulipas Inferior Tamabra El bra Chicontepec TMPICO modplay.pre modplay.pre POZ RIC RIC D. Vélez Scholvink 1997 Fig. 9.- Sección Geológica-Geofísica que muestra el modelo del sistema petrolero del sur de la la Figura Cuenca 3. Sección Tampico-Misantla, Geológica que la relación muestra entre los elementos los bloques tectónicos de medio graben de la Provincia del Basamento Petrolera y la la Tampico- Misantla, distribución se aprecia de los campos la inversión petroleros. estructural Tomado de las de fallas Estudio de del basamento, Play San así ndrés, como Vélez la relación S. S. D entre las fosas del basamento y la distribución de los campos petroleros. (Tomado del estudio del play San ndrés) 2.2 Evolución tectónica estructural La geometría actual de la Cuenca Tampico-Misantla es producto de varios eventos tectónicos que forman parte de la evolución de la megacuenca del Golfo de México. Etapa de rifting. Se relaciona a la primera etapa de apertura del Golfo de México desarrollada del Triásico Tardío al Jurásico Medio en la que se formaron fosas (Fig. 4). En el Triásico se depositaron potentes espesores de Lechos Rojos, de origen continental, constituido por areniscas, limolitas y conglomerados con clastos de rocas extrusivas basálticas y riolíticas. principios del Jurásico Temprano comienza la transgresión marina, dando origen en la porción centro-oriental de México a la Cuenca de Huayacocotla. Esta constituye una depresión irregular de edad Jurásico Temprano- Medio, de aguas someras a profundas, bajo un régimen de sedimentación rítmica tipo Flysch. En el Jurásico Medio se generaron movimientos relativos de los bloques de Basamento existentes, que provocaron la retirada de los mares, restituyendo en el centro y oriente del país las condiciones continentales, efectuándose a la vez manifestaciones de actividad ígnea que afectaron a la ~ 10 ~

11 Formación Huayacocotla en varias localidades de la porción sur del sector oriente de la Sierra Madre Oriental. Eventos Tectónicos T Olig Fosas generadas durante la apertura del Golfo de México T Eoc T Pal K Sup Corteza Continental K Med K Inf J Sup J Med J Inf Tr Figura 4. pertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio. Etapa de margen pasivo. partir del Jurásico Tardío (Fig.5) se presenta un amplio margen pasivo que se relaciona con el establecimiento del Golfo de México. Este margen pasivo contiene la primera unidad transgresiva temprana de subsidencia rápida y finaliza con la formación y emplazamiento de las grandes plataformas carbonatadas en el Cretácico Medio (Fig. 6). T Olig T Eoc T Pal Eventos Tectónicos K Sup K Med K Inf J Sup J Med Tepicx San ndrés San ndrés J Inf Tr Cahuasas Chipoco Huehuetepec Chipoco Basamento Figura 5. Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío. ~ 11 ~

12 T Olig T Eoc Eventos Tectónicos El bra T Pal K Sup K Med K Inf J Sup Tamaulipas Superior Tamabra Tamaulipas Inferior J Med Tepicx San ndrés San ndrés J Inf Tr Cahuasas Huehuetepec Chipoco Chipoco Basamento Figura 6. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico Inferior-Medio. Evento orogénico laramídico, en el Cretácico Tardío la sedimentación del margen pasivo concluyó por el inicio de los efectos de la orogenia Laramide que dio origen a la Sierra Madre Oriental (Fig. 7). Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación, la carga tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza y dio origen a la cuenca de antepaís o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno- Eoceno (Fig. 8), en la que se depositaron grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo flysch, correspondientes a las formaciones del Grupo Chicontepec. T Olig T Eoc Eventos Tectónicos El bra T Pal K Sup K Med K Inf J Sup gua Nueva-Méndez Tamaulipas Superior Tamabra Tamaulipas Inferior J Med Tepicx San ndrés San ndrés J Inf Tr Chipoco Cahuasas Huehuetepec Figura 7. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío. Chipoco Basamento ~ 12 ~

13 T Olig T Eoc Eventos Tectónicos Secuencia Disc_ (Ei) Secuencia Ps Secuencia Disc_C (Em) Tamabra El bra T Pal K Sup K Med K Inf J Sup Tamaulipas Superior Tamaulipas Inferior J Med Tepicx San ndrés San ndrés J Inf Tr Cahuasas Huehuetepec Chipoco Chipoco Basamento Figura 8. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno tardío. Etapa de margen pasiva. Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa, (Fig. 9) 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. T Olig T Eoc Eventos Tectónicos Secuencia Disc_ (Ei) Secuencia Ps Secuencia Disc_C (Em) Tamabra El bra T Pal K Sup K Med K Inf J Sup Tamaulipas Superior Tamaulipas Inferior J Med Tepicx San ndrés San ndrés J Inf Tr Cahuasas Huetepec Chipoco Chipoco Basamento Figura 9. Depósitos progradantes en el Oligoceno temprano-pleistoceno. ~ 13 ~

14 3.-Marco estratigráfico y ambientes de depósito La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. 10), descansa discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan, a diferentes profundidades que varían entre 2440 a 4181 m. El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Liásico en la porción occidental y centro del área, a la Formación Cahuasas en la porción oriental y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se depositaron sedimentos de la Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su miembro inferior por conglomerado, areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas. El miembro intermedio, está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. El miembro superior está formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y se caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere un ambiente de tipo fluvial. ~ 14 ~

15 M E S O Z O I C O J U R Á S I C O pertura del Golfo de México Syn-rift C R E T Á C I C O Margen Pasiva Orogenia Laramide ntefosa C E N O Z O I C O Orogenia Chiapaneca Margen Pasiva Eventos tectónicos y Tectonosecuencias Roca generadora Play y tipo de hidrocarburo Era / Periodo CUT. TRIÁSICO PLEÓGENO NEÓGENO Edad Época PLEIST OCENO PLIOCENO MIOCENO OLIGOCENO EOCENO PLEOCENO SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR PLEOZOICO Edad Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano quitaniano Chattiano Rupeliano Priaboniano Bartoniano Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano Maastrichtiano Campaniano Santoniano Coniaciano Turoniano Cenomaniano lbiano ptiano Barremiano Hauteriviano Valanginiano Berriasiano Tithoniano Kimmeridgiano Oxfordiano Calloviano Bathoniano Bajociano aleniano Toarciano Pliensbachiano Sinamuriano Hetangiano Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano nisiano Olenekiano Induano Unidades estratigráficas y litología Sabinas Midway Wilcox Oakville Burgos Catahoula nahuac Norma - Frío Vicksburg Yegua Jackson Cook Mountain Weches Queen City Reklaw Olmos - Escondido San Miguel Parras Upson ustin San Felipe Eagle Ford - gua Nueva catita urora Tamaulipas Monclova Superior La Peña II La Vigen Cupidito La Mula - Cupido Tamaulipas Inferior Padilla - Taraises Barril Viejo - Taraises San Marcos - Menchaca - Taraises La Casita III, II Olvido Goliad Lagarto La Gloria - Zuloaga La Gloria Minas Viejas Lechos rojos Basamento III III III II II Tipo de trampa LITOLOGI TRMPS TIPO HIDROCRBURO Limolita, lutita renisca Carbón Sal Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado cuñamiento nticlinal Gas Condensado Conglomerado nhidrita Margas Sub-discordancia ceite Clásticos continentales Volcánicos Ígneo intrusivo o metamórfico Dolomía Caliza marina somera Caliza oolítica Calizas pelágicas Calizas y lutitas carbonosas Paleorelieve sociadas a fallas lístricas Cambio de facies Figura 10. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera y Hernández, 2010). ~ 15 ~

16 Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos continentales constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de coloración rojiza depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano, los cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan discordantemente. Sobre estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia transgresiva. Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una transgresión marina más extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación Santiago, que corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la cuenca. Durante el Kimmeridgiano (Fig.11), aunque la paleotopografía existente era más suave, continua el depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de basamento se desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone oolíticos, bioclastos, con fragmentos de algas y corales de la Formación San ndrés en los bordes, que cambian lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por calizas de bioclastos, miliólidos y pellets principalmente. El depósito de la Formación San ndrés se llevó a cabo en un ambiente de alta energía posiblemente sobre una plataforma tipo rampa, formando una franja de bancos oolíticos en las partes estructurales más altos que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar abierto en los depocentros de la cuenca donde se depositan los sedimentos de las Formaciones Chipoco y Taman de ambientes de rampa media a externa respectivamente. Figura 11. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano. ~ 16 ~

17 La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas carbonosas y lutitas limolíticas con radiolarios calcificados y silicificados, sacocómidos y estomiosféridos. Durante este período prevalecieron condiciones anóxicas en la cuenca. En cuanto a la Formación Chipoco, se caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y lutitas calcáreas, o bien areniscas calcáreas con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa. La Formación San ndrés se encuentra representada por facies de calizas oolíticas con fragmentos biógenos de algas, moluscos y restos de equinodermos. Las formaciones San ndrés, Chipoco y Tamán sobreyacen en forma concordante y progradante a la secuencia del Oxfordiano. Una nueva transgresión provoca que las facies de la Formación Tamán cubran a las formaciones Chipoco y San ndrés, para pasar posteriormente en el Tithoniano a las facies de la Formación Pimienta. Se encuentra en profundidades que varían entre 880 m en la porción occidental y 5000 m en la porción sur. Sus espesores comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción central de la cuenca y de 500 m en la porción sur. principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de ambiente de cuenca profunda de la Formación Tamán, que cambia gradualmente a una secuencia de calizas de estratificación delgada con capas y lentes de pedernal negro, con abundante materia orgánica, radiolarios calcificados y/o silicificados, estomiosféridos y sacocómidos, de ambiente de depósito pelágico definido principalmente por especies de amonitas (Cantú-Chapa, 1971), pertenecientes a la Formación Pimienta, estos depósitos cambian transicionalmente hacia algunas porciones de la Plataforma de Tuxpan a sedimentos bioclásticos someros y siliciclásticos costeros de la Formación La Casita la cual consiste de una unidad basal de limolitas, areniscas y conglomerados calcáreos. Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a un sistema transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los depocentros y reducción y acuñamiento en los altos de basamento, con una superficie de máxima inundación también de segundo orden (MFS) colocada en la secuencia de calizas arcillosas con intercalaciones de bandas de pedernal de la Formación Pimienta (138 M.a.) del Tithoniano. Sobre esta secuencia se encuentra el miembro calcarenítico de la Formación Tamaulipas Inferior constituido por capas de packstone-grainstone oolíticos, bioclásticos e intraclásticos y calizas pelágicas del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por un sistema transgresivo que deposita calizas arcillosas del miembro bentonítico de la Tamaulipas Inferior, que a su vez pasan gradualmente a calizas pelágicas menos arcillosas del miembro de calizas crema como parte de un sistema de nivel alto. Una nueva transgresión deposita calizas arcillosas del Horizonte Otates sobre la Tamaulipas Inferior al final del ptiano. Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío, se deposita una secuencia tectonoestratigráfica de margen pasiva. Durante el Cretácico Medio se formó la Plataforma de Tuxpan que es una gran plataforma aislada con bordes muy pronunciados constituidos por cuerpos arrecifales, y sus respectivos cambios laterales de talud y cuenca. Los espesores mayores de esta secuencia se encuentran precisamente en los bordes arrecifales los cuales se van reduciendo lateralmente ~ 17 ~

18 hacia las facies de talud y cuenca que bordean la plataforma y que constituyen las formaciones litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas superior respectivamente (Fig. 12). Figura 12. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio. El lbiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició el desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas, como la Plataforma de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El bra que constituyen la parte principal de la plataforma, flujos de escombros y turbiditas carbonatadas de la Formación Tamabra que corresponden a las facies de talud. Las facies de la Formación Tamabra pasan lateralmente hacia la cuenca a calizas pelágicas que corresponde a la Formación Tamaulipas Superior. finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran parte de la Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y lutitas calcáreas de la Formación gua Nueva. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el depósito de calizas bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca, correspondientes a las Formaciones gua Nueva, San Felipe y Méndez. ~ 18 ~

19 Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas de aguas profundas a sedimentos terrígenos, como consecuencia de la deformación y plegamiento del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, lo que provocó la depositación de una secuencia tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan gruesas secuencias constituidas por areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban hacia el oriente contra la Plataforma de Tuxpan, que hasta el Eoceno medio estuvo actuando como una barrera paleotopográfica. Dicha tectonosecuencia está conformada por las unidades litoestratigráficas: Velasco, Chicontepec Inferior, Chicontepec Medio y Chicontepec Superior. Durante estas épocas, se produce un incremento en la depositación de sedimentos turbidíticos y se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos. Este importante aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del nivel del mar y el levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la transferencia de material terrígeno por los cañones submarinos. Los flujos de algunos de estos sistemas de canales llegaron a chocar con el borde occidental del paleoalto que formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose hacia el sur formando complejos de lóbulos y de canales orientados NW-SE, constituyendo el denominado Paleocañón Chicontepec (Fig. 13). Figura 13. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo, Blair 2000). ~ 19 ~

20 Existen por lo menos 6 discordancias tanto de carácter regional como local que afectan a la tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno medio, estas discordancias están asociadas a la actividad tectónica y a la caída del nivel del mar. En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que constituye una secuencia progradante que corresponde a depósitos fluviodeltaicos en la porción oriental de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Esta tectonosecuencia está conformada por las unidades formacionales: Guayabal, Chapopote-Tantoyuca, Palma Real Inferior, Palma Real Superior, Coatzintla, Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios laterales de facies, y está asociada predominantemente a los cambios relativos del nivel del mar. 4.- Sistemas Petroleros En la Cuenca Tampico-Misantla los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y Jurásico Superior Tithoniano. El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de estas rocas generadoras mesozoicas con los aceites descubiertos y producidos del Jurásico Medio, de las calizas oolíticas del Kimmeridgiano, las calizas arrecifales del Cretácico Inferior y Cretácico Medio, calizas fracturadas del Cretácico Superior y las areniscas terciarias del Paleoceno-Eoceno y Neógeno, indican la presencia de los siguientes Sistemas Petroleros conocidos (!): Jurásico Inferior-Medio Jurásico Medio (!) Jurásico Superior Jurásico Kimmeridgiano (!) Jurásico Superior Cretácico Inferior (!) Jurásico Superior Cretácico Medio (!) Jurásico Superior Cretácico Superior (!) Jurásico Superior Paleoceno-Eoceno (!) Jurásico Superior Neógeno (!) 4.1 Sistema Petrolero Jurásico Inferior Jurásico Medio (!) Este sistema petrolero se conoce por la presencia de lutitas del Jurásico Inferior con suficiente material orgánico disperso maduro a sobremaduro para generar hidrocarburos y la existencia de acumulaciones de aceite ligero y gas en las areniscas del Jurásico Medio localizadas en la porción occidental de la cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental. ~ 20 ~

21 4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio- Jurásico Medio (!) Los elementos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio (!) están representados por lutitas carbonosas del Jurásico Inferior-Medio como rocas generadoras, las areniscas siliciclásticas y calcarenitas del Jurásico Medio como roca almacén, las lutitas intraformacionales y carbonatadas suprayacentes del Jurásico Superior como roca sello. Roca generadora: Las rocas del Jurásico Inferior-Medio están representadas por lutitas carbonosas alternantes con areniscas, limolitas y calizas arcillosas de ambiente transicional marino-lacustre, cuya edad abarca desde el Sinemuriano hasta el aleniano. Su distribución regional está restringida a la porción occidental de la cuenca con un espesor bruto variable entre 50 y 1150 m, siendo el espesor promedio 400 m. El contenido de Carbono Orgánico Total (COT) varía entre 0.1 y 4.6% con potencial generador de pobre a excelente. El índice de Hidrógeno varía desde 53 en el frente de la Sierra Madre Oriental hasta 542 mg HC/g COT hacia el oriente, predominando los valores menores a 300, lo que corresponde a una mezcla de kerógenos II/III precursor de gas y aceite (Fig. 14). Mientras tanto, la temperatura máxima de pirólisis (Tmax) del kerógeno registra valores entre 432 C (madurez baja) correspondiente a la entrada a la ventana de generación de aceite en el oriente, hasta C (madurez alta-sobremadurez) ligada a la ventana de generación de gas y condensado al occidente en el frente de la sierra. Los estudios ópticos de la materia orgánica muestran un predominio de la materia orgánica leñosa sobre la amorfa (Fig. 15). ~ 21 ~

22 HIDROCRBUROS POTENCILES (S2, mghc/gcot) TEMPERTUR MXIM PIROLISIS (Tmax, C) Figura 14. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio, parte central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla INDICE DE HIDRÓGENO (IH, mghc/gcot) Kerógeno Tipo lll Kerógeno Tipo ll Kerógeno Tipo l POTENCIL EXCELENTE BUENO 5 REGULR POBRE CRBONO ORGÁNICO TOTL (COT, %) 550 Figura 15. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad, calidad y madurez de una mezcla de kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico Inferior Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. ~ 22 ~

23 Entre las rocas analizadas predominan las sobremaduras con su potencial generador agotado a lo largo del frente de sierra, hacia el oriente se pueden encontrar muestras con potencial generador remanente entre regular y excelente. En estas últimas los bitúmenes extraídos (Fig. 16) muestran valores isotópico de carbono alrededor de / 00, predominio de las parafinas, alcanos de bajo peso molecular (<C28), Fitano sobre Pristano (ambiente reductor), Diasteranos sobre Esteranos (alta arcillosidad), Esteranos C29 (aporte terrígeno), Tetracíclicos sobre Tricíclicos, Hopanos C29 <y> que C30, Hopanos C35 = ó > qué C34), relación de Esteranos C29 (S/S+R) = Estos valores son característicos de una roca generadora siliciclástica de ambiente anóxico con influencia carbonatada y aporte de material orgánico derivado de plantas superiores, de un kerógeno maduro en la ventana de generación de hidrocarburos (Guzmán et al. 1991). unque es muy probable que las lutitas del Jurásico Inferior-Medio no sea la roca generadora predominante de los hidrocarburos de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla, ésta se considera que provee los aceites y gases acumulados en las areniscas y limolitas del Jurásico Medio. Estos hidrocarburos por su condición de yacimiento intraformacional no pueden ser migrados a rocas suprayacentes. Existen otros indicadores geoquímicos de su carácter autóctono como son la abundancia del Bisnorhopano 28,30 en los aceites de la porción terrestre de la cuenca y los extractos de roca (bitúmenes) de la Huayacocotla y su pérdida en los extractos de roca del Jurásico Superior. No obstante, la presencia de este biomarcador está controlada facialmente como lo indica su ausencia en el extracto de rocas de la misma edad en algunos pozos. Otra característica de los extractos de roca de la Huayacocotla es la pérdida de los propilcolestanos (Esteranos C30), lo cual sugiere un ambiente deposicional lacustre, aunque por otro lado están presentes los Dinosteranos que indican un ambiente marino. La información geoquímica es coherente con los datos litológicos de las rocas que conforman la Formación Huayacocotla, las cuales fueron depositadas tanto en ambientes marinos como lacustres, anóxicos (Pristano/Fitano<1), arcillosos (presencia de Diasteranos C27) con material orgánico mixto terrígeno y marino (Esteranos C27=C29). ~ 23 ~

24 Figura 16. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las areniscas del Jurásico Inferior, mostrando provenir de una roca generadora sobremadura correlacionable con la cortada en las estribaciones del frente de la sierra. Roca almacén: La roca almacén del Jurásico Medio está representada por limolitas y litarenitas feldespáticas de grano fino, medio a grueso con porciones de aspecto conglomerático con matriz arcillosa calcárea de porosidad baja entre 4-14% (promedio 8%) y permeabilidad baja (Fig. 17) y calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec. ~ 24 ~

25 R o s a r i o GMM 2340 NEUTRÓN B C 2632 Figura 17. ) Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del Jurásico Medio. B) Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada con lutitas del Jurásico Medio impregnada de aceite. C) Micrografías de limolitas y areniscas líticas feldespáticas de tamaño de grano diverso con porosidad secundaria por disolución impregnada de aceite. Roca Sello: La roca sello del Jurásico medio está representada por lutitas y lutitas calcáreas intraformacionales. Trampa: Las trampas son de tipo combinado formadas por sedimentos deltaicos con una tendencia SW-NE, subparalela a los bloques del rift del Triásico-Jurásico Temprano Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) Debido a la intensa tasa de sedimentación del Jurásico Medio y al flujo de calor de la etapa rift, las rocas generadoras del Liásico maduraron muy rápidamente, entrando a la ventana de generación de aceite a inicios del Jurásico Tardío y alcanzando la zona de generación de gas seco a mediados del Cretácico. Por otro lado la cima de las mismas rocas necesitó la sobrecarga de las rocas del Jurásico Tardío para conseguir entrar a la ventana del aceite, cuyo pico fue alcanzado durante el Paleoceno-Eoceno con la formación y relleno sedimentario de la antefosa de Magiscatzin- Chicontepec, teniendo como consecuencia que la parte media de esta fuente generadora ~ 25 ~

26 alcanzara la ventana de generación del gas húmedo durante el Oligoceno. Por lo tanto, las rocas del Jurásico Inferior- Medio se encuentran distribuidas dentro de las ventanas de generación de aceite en la parte oriental y del gas hacia el occidente, a lo largo del frente de la Sierra Madre Oriental Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior- Medio-Jurásico Medio (!) La extensión geográfica de este sistema petrolero (Fig. 18) cubre el área de influencia de las rocas generadoras del Jurásico Inferior- Medio (Huayacocotla) donde se conoce que las rocas almacenadoras del Jurásico Medio han almacenado parte de los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras. En esta extensión geográfica de aproximadamente 20 mil kilómetros cuadrados se sabe que los procesos y los elementos esenciales del Sistema Petrolero han sido efectivos y han dado como resultado la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. sí, tenemos de producción y manifestaciones de aceite y gas ligados a este sistema petrolero en pozos de la porción central, en el frente de la sierra y en la parte sur de la cuenca Figura 18. Mapa de ubicación y distribución del sistema petrolero Jurásico Inferior- Medio Jurásico Medio (!) de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. ~ 26 ~

27 PROFUNDIDD (m) Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior- Medio-Jurásico Medio (!) Los elementos de este Sistema Petrolero (Fig.19) se encuentran bien delimitados en la columna geológica. Los espesores y evolución de las rocas sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio están soportando la carga litostática de los sedimentos del Jurásico Superior, Cretácico y Paleógeno con espesores que alcanzan los 4 kilómetros en el centro de la cuenca, pero que en el momento de máxima subsidencia alcanzaron m de profundidad en el frente de sierra. FRENTE DE SIERR PLTFORM DE TUXPN 1000 Ro=0.5% Ro=0.7 Ro=1.3 Ro=2.0% NTEFOS CHICONTEPEC ROC GENERDOR JURÁSICO INFERIOR-MEDIO Ro REFLECTNCI DE VITRINIT LEYEND ESTRTIGRFIC FJ DE ORO TERESTRE ZON PRINCIPL GENERCIÓN CEITE ZON GS HÚMEDO FJ DE ORO MRIN 2 km 20 km Figura 19. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla desde el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan, mostrando la relación de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del Jurásico Inferior Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico Inferior- Medio-Jurásico Medio (!) La tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. 20) muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de ~ 27 ~

28 hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla está presente una roca generadora depositada durante el Jurásico Temprano-Medio y las rocas almacenadoras y sellos durante el Jurásico Medio-Tardío. La componente estratigráfica de las trampas fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos, mientras que la componente estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno, fenómeno que reactivó las fallas del basamento, formando pliegues en la cubierta sedimentaria paralelos a los bordes de las fosas del synrift Triásico-Jurásico. La generación de hidrocarburos inició en el Cretácico Temprano, alcanzando el pico máximo a inicios del Paleógeno para suspenderse a finales del Oligoceno por la inversión, levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental de la cuenca; a partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos. Estas rocas generadoras están relacionadas con las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente, que han sido caracterizadas por varias técnicas geoquímicas como petrografía, pirólisis por rock-eval y cromatografía- Inferior- Medio Oxf Kimer Titho Tardío Tiempo ( Ma) Temprano Medio Tardío PLEOC EOCENO OLIGOC Temprano Medio Tard M i o c e n o Elementos & Eventos J U R Á S I C O C R E T Á C I C O P L E O G E N O N E Ó G E N O Q ROC GENERDOR ROC LMCEN ROC SELLO FORMCION TRMP ROC DE SOBRECRG GENERCIÓN /EXPULSIÓN HC MOMENTO CRÍTICO Figura 20. Tabla de elementos y eventos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico- Paleógeno-Neógeno (!) En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurasico Superior (Oxfordiano a Tithoniano) porque en todas ellas se ha reconocido intervalos importantes de riqueza orgánica que proveen aceite y gas, es difícil diferenciar cuanto aporte existe de cada una de ellas en los sitios de entrampamiento de hidrocarburos, razón por la cual se explica brevemente las características geoquímicas de cada una de ellas. Las rocas del Jurásico Superior están representadas por calizas arcillosas de ambiente marino de cuenca, su distribución regional abarca toda la cuenca, excluyendo los altos de basamento que actuaron como islas durante ese tiempo. El espesor promedio de estas rocas generadoras es 550 m. ~ 28 ~

29 espectrometría de masas, las cuales indican que la Formación Santiago del Oxfordiano tiene el mayor potencial remanente en el sur de la cuenca (Fig. 21), mientras Tamán (Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción norte (Fig. 22). En la porción marina las rocas generadoras principales se concentran en el Jurásico Tithoniano. Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis (Tmax) muestran una madurez de la materia orgánica dispersa (MOD) correspondiente a la zona principal de la Ventana del ceite. Las muestras de extractos de roca generadora y de aceites fueron analizadas por cromatografía de gases y espectrometría de masas para determinar la distribución y correlación roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de carbono. Estos parámetros fueron integrados con la información geoquímica y geológica existente para interpretar el ambiente sedimentario y madurez de expulsión de las rocas generadoras, estableciéndose tres familias de aceites y procesos modificadores de los hidrocarburos tales como la biodegradación y la segregación gravitacional Dicha integración también fue básica para modelar los procesos de generación, migración y preservación de los hidrocarburos. La interpretación resultante apoya la propuesta de agrupar las rocas generadoras del Oxfordiano (Santiago), Kimmeridgiano (Tamán) y Tithoniano (Pimienta) este último es el principal subsistema generador de la Provincia Petrolera Tampico- Misantla, y a continuación se describen. Figura 21. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera Tampico- Misantla. ~ 29 ~

30 Figura 22. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia Petrolera Tampico- Misantla Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Roca generadora: Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. Santiago) El Oxfordiano está constituido por lutitas carbonatadas negras, microlaminadas, limolitas arcillosas, mudstones arcillo-piritizados y horizontes con nódulos calcáreos. La fauna es pobre y está representada por algunos bivalvos y cefalópodos de edad Oxfordiano. Sus espesores varían entre 10 y 755 m, concentrándose preferentemente en la porción sur de la cuenca. El contenido de carbono orgánico total (COT) y de Hidrocarburos potenciales (S2) varía entre regular y excelente, % y mg/g roca respectivamente. El kerógeno muestra índices de ~ 30 ~

31 HIDROCRBUROS POTENCILES (S2, mghc/gcot) TEMPERTUR MXIM PIROLISIS (Tmax, C) Hidrógeno (IH) entre 21 y 1079, así como temperaturas máximas de pirólisis (Tmax) que varían entre 425 y 525 C (Fig. 22). Estos valores son propios de un kerógeno original predominantemente de tipo II que se encuentra desde incipientemente maduro hasta sobremaduro (Fig.23). Los biomarcadores (Fig. 24) indican un ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29<C30, C34>C35, alta relación Diasteranos/ Esteranos) TITHONINO KIMMERIDGINO OXFORDINO Lineal (TITHONINO) Lineal (KIMMERIDGINO) Lineal (OXFORDINO) INDICE DE HIDRÓGENO (IH, mghc/gcot) Kerógeno Tipo lll Kerógeno Tipo ll Kerógeno Tipo l POTENCIL EXCELENTE BUENO REGULR POBRE CRBONO ORGÁNICO TOTL (COT, %) 550 TITHONINO KIMMERIDGINO OXFORDINO Figura 23. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad, calidad y madurez de una mezcla de kerógenos I/II y II/III, material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las calizas arcillosas del Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Correlación roca generadora-aceite Extracto de roca generadora Oxfordiano ceite en roca almacen del kimmeridgiano Figura 24. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con el aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. ~ 31 ~

32 Roca generadora: Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán) El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos, lutitas calcáreas laminares y escasas limolitas. Sus características fundamentales son la buena estratificación y el predominio de los carbonatos sobre la arcilla. Sus espesores varían entre 3 y 998 m. El COT se encuentra entre 0.1 y 5.4%, mientras los valores de S2 fluctúan entre 15 y 925 mg/g y los de Tmax de 421 a 527 C (Fig. 22). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado (Hopanos: C29>C30, C34<C35, muy baja relación Diasteranos/ Esteranos. Roca generadora: Jurásico Superior Pimienta La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros, ligeramente piritizados, de estratificación delgada con intercalaciones de lutita negra laminar, bentonita y lentes de pedernal. Sus espesores varían entre 3 y 485 m. El COT se encuentra entre 0.4 y 6.5% y el S2 entre 0.2 y 43.4 mg hc/g Cot. El IH varía entre 18 y 959, mientras que la Tmax se encuentra entre 412 y 476 C. (Fig. 22). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado arcilloso (Hopanos: C29>>C30, C34<C35, regular relación Diasteranos/ Esteranos) (Fig.25). Correlación roca generadora-aceite Extracto de roca generadora Tithoniano ceite en roca almacen del Kimmeridgiano Figura 25. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite acumulado en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. La mayor riqueza orgánica está relacionada con las formaciones Santiago y Pimienta, teniendo el kerógeno una tendencia de madurez de los tipos I y II, encontrándose predominantemente dentro de la ventana del aceite. En las tres formaciones existe una buena correlación entre el Ro y la ~ 32 ~

33 NC36 Tmax, lo que permite utilizar un Ro equivalente en esta cuenca con escasez de vitrinita. Los mayores espesores de las rocas generadoras se concentran en 12 grabens, los cuales al madurarse la materia orgánica se convirtieron en los principales focos oleogeneradores. El área promedio de estos focos es 907 km² y su espesor 550 m, el promedio del COT es 2.2% y del IH alrededor de 500 mg HC/g COT. partir de estas rocas se generó aceite y gas asociado que está almacenado en las rocas carbonatadas del Cretácico Inferior entre 2500 y 3500 m, en las calizas arrecifales, prearrecifales y de talud del Cretácico Medio a profundidades de 600 a 4700 m con aceites de 15 a 36 PI ; en los carbonatos fracturados del Cretácico Superior a una profundidad de 500 m con aceites de 11 a 18 PI que están afectados por severa biodegradación y en las areniscas del Paleoceno-Eoceno donde se tienen aceites de 19 a 40 PI, estos aceites se han caracterizado por biomarcadores (Fig. 26) con el extracto de la roca generadora que confirma su afinidad a un ambiente marino carbonatado con regular influencia de arcillas en condiciones reductoras. Roca generadora Jurásico Superior Tithoniano Cuenca Tampico Misantla ceites almacenados en Kimmeridgiano m/z 191 m/z 217 ceites almacenados en Cretácico Inferior ceites almacenados en Cretácico Medio ceites almacenados en Cretácico Superior ceites almacenados en Paleoceno-Eoceno Figura 26. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico Misantla, que sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente anóxico del Jurásico Superior Tithoniano. ~ 33 ~

34 Por otro lado las arenas del Neógeno (Mioceno superior-plioceno) han presentado evidencias de la presencia de acumulaciones de gas seco hacia la extensión al sur de esta cuenca en el área marina a una profundidad promedio de m en tirantes de agua de 70 a 200 m. El análisis e interpretación de los datos composicionales de estos gases indican su origen termogénico producto del craqueo primario de kerógeno sapropélico, relacionado genéticamente con las rocas del Jurasico Superior Tithoniano, las diferencias que presentan estos se debe a la madurez y a los cambios fisicoquímicos durante la migración del hidrocarburo. La poca variabilidad isotópica de las fracciones húmedas excluye las posibilidades de biodegradación de los mismos. El rango de migración es muy cerrado, por lo que sus diferencias se pueden relacionar con la madurez de expulsión. El paralelismo de las tendencias de las relaciones molares e isotópicas de los gases indica la posibilidad de un origen común de éstos con preferencias a la migración en un sistema abierto (Fig. 27). DELT CRBONO 13 ( 0 /00) MIGRCION MDUREZ DELT CRBONO 13 (C2 C3) COMPONENTES DEL GS DELT CRBONO 13 METNO( 0 /00) ETNO/ METNO (% MOL) DELT CRBONO 13 ETNO( 0 / 00 ) Figura 27. Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las areniscas neógenas, donde se puede apreciar su origen alóctono, producto de la migración desde una roca generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II. Roca almacén: La roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano está representada por calizas oolíticas y arenas calcáreas transgresivas formadas por la denudación de arrecifes jurásicos preexistentes y depositadas en los bordes de los altos del basamento. Su porosidad varía de 9 a 15%, mientras su ~ 34 ~

35 permeabilidad se encuentra entre 0.2 y 300 md, estando relacionada la mejor calidad de la roca almacén con las facies oolíticas. Su espesor varía de 31 hasta 204 m Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone wackestone de nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con nódulos de pedernal y delgadas intercalaciones de bentonita gris verdosa, estilolitas, fracturas rellenas de calcita y a veces por dolomía; arealmente se presenta como una franja irregular que se adelgaza y desaparece hacia el norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca. Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20% siendo está intercristalina y secundaria por fracturamiento, provocado por la compactación diferencial en los bordes de los bloques del synrift. Su permeabilidad es baja de 1 a 5mD, la cual se incrementa por la presencia de fracturas hacia la cima (Fig. 28). Figura 28. Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior, imagen MEB de la microporosidad y foto de núcleo tipo mostrando las fracturas. La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El bra) consiste de packstone y grainstone de miliólidos, intraclastos, peloides de edad lbiano-cenomaniano depositados en un ambiente de plataforma interna como son las arenas de playa, canal, delta de marea, eolianitas y barras, estando distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón de la Faja de Oro desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Hacia el sur de la plataforma se preservaron crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone, floatstone y framestone y corales. Los ~ 35 ~

36 espesores encontrados de las calizas arrecifales varían de 1800 a 2000 m, pero es su cima la que presenta la mejor calidad como roca almacén, relacionada ésta con la zona discordante donde se presentan fenómenos de karsticidad, colapsamiento y porosidad vugular que incrementan la permeabilidad. Las porosidades determinadas son de tipo intergranular, intragranular, móldica y fracturas. Los rangos de porosidad se encuentran entre 14 y 35%, mientras la permeabilidad llega alcanzar hasta 600 md (Fig. 29). La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Tamabra) consiste de brechas de edad lbiano-cenomaniano depositadas en un ambiente de talud como una franja alrededor de la plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades mayores a 1000 md. Figura 29. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas, fracturas y madrigueras de moluscos impregnadas de aceite. Micrografías representativas de las calizas packstone y grainstone que constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El bra), apreciándose la excelente porosidad inter- e intraparticular (móldica) por disolución, así como las microfracturas que ligan los poros. Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano Santoniano (Formaciones gua Nueva-San Felipe) están conformadas por calizas arcillosas, cuya porosidad y permeabilidad están condicionadas por la presencia de fracturas. Los valores de porosidad varían entre 2 y 12%. Éstas se encuentran asociadas a las fallas de los bordes de las fosas del synrift, que fueron reactivadas durante el evento compresivo Laramídico provocando la inversión y el fracturamiento (Fig. 30). ~ 36 ~

37 INVERSIÓN CLIZS FRCTURDS CRETÁCICO ROC GENERDOR JURÁSICO SUPERIOR COMPRESIÓN JURÁSICO MEDIO CHUSS LECHOS ROJOS BSMENTO ROC GENERDOR JURÁSICO INFERIOR-MEDIO Figura 30. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior formadas por la reactivación de las fallas del synrift. La roca almacén del Paleoceno superior-eoceno inferior está constituida por delgados paquetes de areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con lutitas, relacionados con lóbulos y abanicos submarinos sobrepuestos. Estas arenas están compuestas por clastos de calizas predominantemente, cuarzo, feldespatos y otros minerales. En cuanto al sistema poroso se tiene diámetro de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras con porosidad promedio del 12% y permeabilidad baja (0.5 md). La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno superior-plioceno inferior y está representada por areniscas de grano fino con fragmentos de calizas, cuarzo y feldespatos, clasificándose como litarenitas. Éstas se encuentran intercaladas con lutitas en paquetes con espesores variables entre 15 y 30 m. La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por disolución, alcanzando valores en un rango de 15 a 26%, mientras su permeabilidad varía entre 1 a 200 md, con promedio de 20 md. Roca Sello: La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del Jurásico Tithoniano (Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a excepción donde cambian a facies más terrígenas o se adelgazan sobre los altos de basamento o han sido erosionadas. ~ 37 ~