Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México Trabajo de Ingreso a la Academia de Ingeniería Especialidad: Ingeniería Geológica

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1 Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México Trabajo de Ingreso a la Academia de Ingeniería Especialidad: Ingeniería Geológica José Antonio Escalera Alcocer Septiembre 30, 2010, México D.F.

2 Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México Contenido 1 Resumen Introducción Antecedentes de la industria petrolera en México Historia reciente de la exploración petrolera en México Provincias petroleras de México Provincia de Sabinas Burro Picachos Cuenca de Burgos Cuenca Tampico Misantla Cuenca de Veracruz Cuencas del Sureste Golfo de México profundo Estrategia exploratoria Iniciativas estratégicas de exploración Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en el resto de las cuencas del país Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento Acciones complementarias Desarrollo de habilidades y plan de carrera Acceso y asimilación de tecnologías Contratación de servicios Metas de la función de exploración Avance, logros y desafíos Desarrollo de habilidades y acceso a tecnologías Identificación de brechas técnicas y desarrollo de habilidades Acceso y asimilación de tecnología Contratación de servicios Adquisición y procesamiento sísmico Métodos geofísicos alternos Equipos de perforación y terminación de pozos i

3 4.3 Evaluación del potencial Incorporación de reservas Cumplimiento de metas Perspectivas y consideraciones finales Referencias bibliográficas ii

4 Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México 1 Resumen En la industria del petróleo, la generación de valor inicia con las actividades de exploración, donde los principales productos son la cuantificación de los recursos prospectivos petroleros así como la incorporación de reservas. En México, desde los inicios de la industria petrolera, las actividades de exploración han evolucionado aplicando métodos y tecnologías de vanguardia, en un entorno de altibajos en las inversiones. Estas actividades han permitido descubrir reservas por más de 93,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) y a la fecha se han estimado recursos prospectivos petroleros del orden de 50,500 MMbpce. Durante la década de los noventas, el nivel de reservas probadas y la baja disponibilidad de recursos financieros provocaron que la inversión en exploración fuera de alrededor de 500 MMUSD anuales, lo que propició retrasos en la adquisición de información y pérdida de habilidades y experiencia del personal técnico. En el periodo , se incrementaron las inversiones a un promedio anual de 1,200 MMUSD y se incorporaron reservas a nivel 3P por 4,369 MMbpce. En base a estos resultados y la distribución de los recursos prospectivos petroleros, se diseñó en el año 2007 una estrategia con el objetivo de mejorar el desempeño de exploración y alcanzar una tasa de restitución de reservas totales de 100% en el año Una parte fundamental de esta estrategia ha sido enfocar las inversiones y recursos humanos a los proyectos de mayor valor, así como promover el desarrollo de habilidades críticas y tecnologías en función de las necesidades de los proyectos, con el fin de mejorar el entendimiento de los elementos del sistema petrolero y reducir la incertidumbre volumétrica. Como resultado de estas iniciativas, en el periodo , con una inversión superior a los 5,500 millones de dólares (MMUSD) se han incorporado reservas a nivel 3P por 4,309 MMbpce, asociadas primordialmente a las Cuencas del Sureste, sobresaliendo el descubrimiento de los campos gigantes de aceite pesado Ayatsil Tekel y de aceite ligero Tsimin Xux, lográndose anticipadamente la tasa de restitución de reservas totales de 100% a partir de En los próximos años, el reto de la industria petrolera nacional es mantener al menos los niveles de producción actuales. Esto hace necesario asegurar la incorporación de reservas, para lo cual se requiere incrementar y continuar enfocando las inversiones, principalmente en las Cuencas del Sureste y el Golfo de México profundo, ya que contienen en conjunto el 90% de los recursos prospectivos totales del país. Los retos técnicos principales en estas provincias consisten en obtener imágenes sísmicas en las áreas con influencia de tectónica salina, desarrollar metodologías multidisciplinarias que permitan caracterizar los sistemas de fracturamiento, actualizar los modelos geológico geoquímicos con el propósito de tener mayor certidumbre en el tipo de hidrocarburos, construir modelos sedimentarios predictivos, así como aplicar técnicas de interpretación cuantitativa. Para enfrentar estos desafíos se ha definido una estrategia de cierre de brechas técnicas a través de estancias y posgrados, así como de acceso, asimilación y desarrollo de tecnologías mediante la vinculación con universidades, centros de investigación nacionales e internacionales y compañías líderes de especialidad. Todo esto con el fin de cumplir con las metas de incorporación de reservas a un costo de descubrimiento competitivo a nivel internacional. 1

5 2 Introducción En la industria del petróleo la generación de valor inicia con las actividades de exploración, donde los principales productos son la cuantificación de los recursos prospectivos petroleros del país así como la incorporación de reservas. Los trabajos de exploración petrolera en una cuenca sedimentaria, están orientados a identificar la presencia de los elementos y procesos geológicos que conforman el sistema petrolero activo, los cuales son: roca generadora, roca almacenadora, trampa, roca sello y sincronía migración de hidrocarburos. Posteriormente, con el conocimiento de estos elementos se estiman sus recursos prospectivos, que a su vez pueden ser transformados en reservas a través de la perforación de pozos exploratorios y así contribuir a la restitución de las reservas que son extraídas. Con el propósito de ordenar y optimizar las inversiones de las actividades de exploración, se ha definido un proceso constituido por tres etapas: la evaluación del potencial petrolero, la incorporación de reservas y la delimitación de yacimientos (Figura 1). Evaluación del potencial petrolero Incorporación de reservas Delimitación de yacimientos Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Recurso prospectivo Reserva Inversión Riesgo geológico e incertidumbre Figura 1. Principales etapas del proceso exploratorio. En la etapa de evaluación del potencial petrolero, las primeras actividades que se realizan se enfocan principalmente a definir las características de las rocas y su evolución en tiempo y espacio, con el objeto identificar, mapear y jerarquizar las áreas donde existan mayores probabilidades de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el subsuelo, para lo cual se realizan trabajos de geología superficial, geoquímica, gravimetría y magnetometría así como sísmica 2D entre otros. Estos estudios se analizan e integran de manera multidisciplinaria por especialistas en bioestratigrafía, geología y geofísica quienes postulan la presencia de sistemas petroleros, plays hipotéticos y estiman el potencial petrolero para cada uno de ellos. Además, en las áreas de mayor prospectividad se proponen localizaciones exploratorias con el fin de evaluar los elementos del sistema petrolero y comprobar el potencial. Una vez comprobada la existencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos en un área, ésta evoluciona a la etapa denominada incorporación de reservas, donde el objetivo es descubrir reservas de hidrocarburos a partir de la identificación, jerarquización y perforación de oportunidades exploratorias que son detectadas por los geocientíficos con el apoyo de modelos geológicos construidos con la información de pozos perforados e información sísmica 3D. 2

6 La tercera etapa del proceso es la delimitación de yacimientos y tiene como objetivo dar certeza a los volúmenes de reserva descubiertos, a partir de un mejor entendimiento de la geometría interna y externa de los yacimientos, lo cual permite conceptualizar con mayor grado de confianza su desarrollo y explotación futura. Así, el proceso de exploración liga insumos y entregables en cada una de sus etapas reduciendo la incertidumbre a medida que las inversiones se incrementan conforme avanza el proceso de exploración y producción. En términos de ejecución de un proyecto exploratorio estas tres etapas pueden tomar entre tres y ocho años, dependiendo del grado de complejidad geológica y técnica del objetivo petrolero así como de los niveles de inversión programados. 2.1 Antecedentes de la industria petrolera en México La exploración petrolera en México data de finales del siglo XIX, pero fue hasta 1904 cuando se hizo el primer descubrimiento comercial en México con el pozo La Pez 1, propuesto por el geólogo mexicano Ezequiel Ordoñez, el cual produjo 1,500 barriles por día de aceite en calizas fracturadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, S.L.P., lo que determinó propiamente el inicio de la industria petrolera en México (Figura 2). Figura 2. Ezequiel Ordoñez (a la derecha) durante los trabajos de perforación del pozo La Pez No.1. En la actualidad, a 106 años del brote de petróleo en el pozo La Pez 1, siguen vigentes las oportunidades y continúan presentándose grandes retos para mantener a México en los primeros planos de la producción petrolera mundial. Situando en retrospectiva cómo sucedieron los éxitos y las circunstancias del negocio de explorar y producir hidrocarburos, es notable que, conforme la exploración fue evolucionando en métodos y en tecnología, siempre ha sido posible abrir nuevas posibilidades de crecimiento. De esa forma el descubrimiento de la Faja de Oro en 1908, con el pozo San Diego de la Mar No. 3, y los espectaculares descubrimientos que le siguieron en esa zona: Juan Casiano No. 7 (1910), Potrero del Llano No. 4 (1911) y Cerro Azul No. 4 (1916), localizados con balanza de torsión y perforados con sistema de percusión, dieron la pauta para confirmar el potencial de la Cuenca Tampico Misantla. En 1930 se descubre el campo Poza Rica, el cual fue localizado aplicando la combinación de técnicas de balanza 3

7 de torsión y de correlación estratigráfica estructural. En los años cuarentas y cincuentas los campos del área Poza Rica representaban el principal bastión de la producción nacional de crudo; sin embargo, hacia finales de los años sesenta la producción comenzó a declinar. Lo anterior provocó que México, en los primeros años de la década de los setentas, pasara de ser un país exportador de hidrocarburos a importador. Con el descubrimiento en 1972 de la denominada provincia Mesozoica Chiapas Tabasco, con los pozos Cactus 1 y Sitio Grande 1, se integraron técnicas de análisis geológico de superficie, subsuelo y sísmica PRC ( punto de reflejo común ) con grabación analógica. A partir del desarrollo de esta nueva provincia, México recuperó su categoría de exportador de hidrocarburos. Posteriormente, cuando se pensaba que el potencial de México se limitaba a las cuencas terrestres, en 1976, el pozo Chac 1 descubre la extensión de esta provincia hacia la porción marina, detonando con esto el desarrollo de la Sonda de Campeche, donde se ubica el campo súper gigante Cantarell. La exploración en aguas profundas se inició en los albores de los años noventas, pero fue a partir del 2002 cuando esta comenzó su ejecución de manera sistemática. En el año 2004 se termina el pozo Nab 1, productor de aceite pesado y primer pozo perforado en tirantes de agua superiores a 500 m. La actividad exploratoria posterior ha permitido iniciar la evaluación de manera directa de tres de las siete provincias geológicas identificadas en el Golfo de México Profundo e incorporar reservas del orden de 540 MMbpce. En la evaluación y descubrimiento de los yacimientos de esta área han jugado un rol clave, las técnicas de construcción de modelos estructurales y sedimentarios empleando sísmica bidimensional y análogos, lo que ha permitido realizar el modelado geológico geoquímico y jerarquizar las áreas de mayor potencial, en las cuales se ha adquirido sísmica tridimensional con el fin de mejorar el entendimiento de los elementos del sistema petrolero y reducir la incertidumbre de los volúmenes asociados a las oportunidades exploratorias. La exploración petrolera de México ha evolucionado en estrategias, métodos y tecnologías. A partir de la década de los cuarentas y hasta fines de los ochentas, se realizó una amplia campaña de evaluación del potencial de hidrocarburos a nivel de grandes provincias. Se perforaron pozos paramétricos, entre otras áreas, en la plataforma continental del Océano Pacífico frente a las costas de Nayarit, en la península y el Golfo de California, en las cuencas de Colima y Guerrero, en la Mesa Central, en el Mar Mexicano, el Eje Neovolcánico y en la Cuenca de Tlaxiaco. Esta evaluación fue necesaria y benéfica en términos del establecimiento de la evolución tectónica y sedimentaria de México y del conocimiento del potencial petrolero asociado a márgenes tectónicos que han gobernado la historia geológica a las cuencas. Todo este esfuerzo exploratorio permitió jerarquizar las áreas, cuantificar sus recursos prospectivos, incorporar reservas y actualizar con nuevos datos la distribución de las provincias geológicas de México (Figura 3). 4

8 ³ Kms Sabinas 17 Cinturón Plegado Catemaco 33 Batolito de Chiapas 2 Plataforma del Burro-Picachos 18 Abisal del Golfo de México 34 Cinturón Plegado de Chiapas 3 Burgos 19 Chihuahua 35 Sonora 4 Alto de Tamaulipas 20 Plataforma de Coahuila 36 Cinturón Vulcano-Sedimentario de Sinaloa 5 Tampico-Misantla 21 Parras-La Popa 37 Deltaica de Sonora-Sinaloa 6 Veracruz 22 Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental 38 Batolito de Jalisco 7 Complejo Volcánico de los Tuxtlas 23 Plataforma Valles-San Luis Potosí 39 Complejo Metamórfico Xolapa 8 Salina del Istmo 24 Complejo Orogénico Zacatecano 40 Tehuantepec 9 Pilar Reforma-Akal 25 Faja Volcánica de la Sierra Madre Occidental 41 Golfo de California 10 Macuspana 26 Faja Volcßnica Transmexicana 42 Trinchera Mesoamericana 11 Plataforma de Yucatán 27 Complejo Vulcano-Sedimentario de Guerrero y Colima 43 Batolito de Juárez-San Pedro Mártir 12 Escarpe de Campeche 28 Guerrero-Morelos 44 Plataforma de Magdalena-Cedros 13 Salina del Bravo 29 Complejo Metamórfico Mixteco 45 Vizcaíno-La Purísima-Iray 14 Cinturón Plegado Perdido 30 Tlaxiaco 46 Faja Volcánica de la Giganta 15 Cinturón Extensional Quetzalcoatl 31 Complejo Metamórfico Zapoteco 47 Complejo Plutónico de la Paz 16 Cordilleras Mexicanas 32 Faja Metavolcánica Cuicateca 48 Complejo Orogénico de Cedros Figura 3. Provincias geológicas de México. 2.2 Historia reciente de la exploración petrolera en México A fines de la década de los ochentas y durante los noventas, el nivel de reserva probada y la baja disponibilidad de recursos financieros provocaron que los niveles de inversión en exploración fueran en promedio inferiores a 500 MMUSD anuales (Figura 4), por lo tanto la actividad de exploración se enfocó a las áreas de mayor potencial petrolero, las cuales se ubican en la planicie costera y cuencas asociadas al Golfo de México. 5

9 Reserva e inversión % % % 27% % Tasa de restitución 90% 81% 80% 70% 60% 50% 23% 21% 40% 1,164 21% 30% 16% % 20% % 0% Reserva MMbpce *Inversión MMUSD Tasa de restitución Figura 4. Inversión, incorporación de reservas y tasa de restitución periodo *Dólares corrientes En este marco de acceso limitado a recursos de inversión, los esfuerzos se volcaron a la implantación en exploración de una metodología más rigurosa de evaluación económica de proyectos, bajo un proceso sistemático de evaluación del riesgo de los elementos del sistema petrolero y estimación probabilística de recursos prospectivos y se adoptó la administración basada en Activos con el fin de orientar las inversiones de exploración a los proyectos de mayor valor. Sin embargo las inversiones exploratorias se aplicaban dispersamente en 40 proyectos, 19 de los cuales eran de evaluación del potencial, con notable heterogeneidad y sin una prioridad claramente definida en función del valor de los mismos, abarcando una superficie del orden de 941,952 km 2 (Figura 5). Terrestres Marinos Muzquiz 2. Presa Falcón 3. Herreras 4. Camargo 5. Reynosa 6. San Fernando 7. San José de las Rusias 8. Tempoal 9. Papantla 10. Tamuín 11. Mecapalapa 12. Tinajas 13. Cosamaloapan 14. Papaloapan B 15. Malpaso 16. Cuichapa 17. Julivá 18. Comalcalco 19. Litoral de Tabasco Terrestre 20. Macuspana 21. Simojovel 22. Pakal 23. Ocosingo 24. Progreso 25. Delta del Bravo 26. Lamprea 27. Sardina 28. Cazones 29. Lankahuasa 30. Veracruz 31. Coatzacoalcos 32. Liltoral de Tabasco Marino 33. Campeche Poniente Terciario 34. Campeche Poniente Mesozoico 35. Campeche Oriente Terciario 36. Campeche Oriente Mesozoico 37. Plataforma de Yucatán 38. Área Perdido 39. Golfo de México Sur 40. Golfo de México B Kilómetros Evaluación del Potencial Figura 5. Distribución de los 40 proyectos exploratorios administrados en los años

10 A pesar de los esfuerzos realizados en la asimilación de metodologías y tecnologías dentro de los estándares internacionales, que se reflejaron en un incremento en el porcentaje de pozos con éxito exploratorio (Figura 6), este periodo está caracterizado, por una escasa actividad en adquisición sísmica y perforación de pozos, lo que se reflejó en una baja tasa de reposición de reservas a nivel 3P, la cual durante la década de los noventas alcanzó un promedio de alrededor de 30% (Figura 4). Este entorno ocasionó además la pérdida de habilidades y experiencia del personal técnico de exploración. A finales de la década de los noventas, al adoptar PEMEX la normatividad de la estimación de reservas utilizados en la industria petrolera internacional, las reservas probadas se redujeron significativamente, afectando la relación reserva probada producción (Figura 7). No. pozos 160 Éxito exploratorio 80% % 60% 50% Año Improductivos Productivos Éxito exploratorio % 40% 30% 20% 10% 0% Figura 6. Pozos y porcentaje de éxito exploratorio (período ). Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente probadas probables posibles Reservas técnicas Reservas técnicas y económicas (SPE-WPC) Figura 7. Evolución de las reservas en el período Reservas probadas (SEC) SPE- Society of Petroleum Engineers WPC- World Petroleum Congress SEC- Security and Exchange Commision 7

11 Con el fin de contrarrestar este efecto de pérdida de valor y revertir los bajos niveles de inversión, en el periodo la actividad exploratoria fue reactivada realizándose inversiones en todas las cuencas petroleras relacionadas a la Megacuenca del Golfo de México con un enfoque de cuencaproyecto. Sin embargo, la gran extensión de las cuencas y proyectos ocasionaban una dispersión de las inversiones limitando su efectividad en los resultados de corto y mediano plazo. En la primera mitad de este periodo la estrategia se enfocó primordialmente a los proyectos de gas no asociado con el fin de evaluar el potencial gasífero y determinar la factibilidad de satisfacer la demanda creciente de gas natural del país. A partir del 2003 se balanceó dicha estrategia al retomar las inversiones para los proyectos de aceite ligero y pesado. Durante este periodo se incrementaron las inversiones a un promedio anual de 1,200 MMUSD, perforándose un total de 442 pozos, con un porcentaje de éxito comercial de 43%, con los que se descubrieron reservas a nivel 3P por más de 4,300 MMbpce, destacando el descubrimiento del campo Lakach, el primero en aguas profundas del Golfo de México, con una reserva a nivel 3P de 1,300 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas no asociado. Estos resultados permitieron el incremento gradual en la tasa de restitución de reservas de 14 por ciento en 2001 hasta 60 por ciento en el año 2006 (Figura 8 y Figura 9). No. pozos 45% % 47% % 49% Productivos Improductivos Éxito comercial % Figura 8. Pozos exploratorios y porcentaje de éxito en el periodo Éxito comercial 50% 41% 45% 40% 35% 30% 25% 37 20% 15% 10% 5% 0% En el período las inversiones exploratorias se incrementaron sustancialmente en relación a la década anterior, concentrándose en las cuencas de gas no asociado, Burgos y Veracruz, y en las Cuencas del Sureste tanto su parte terrestre como en la plataforma continental, mientras que el Golfo de México profundo recibió únicamente el 4% de la inversión. Sin embargo, su distribución anual fue irregular, no permitiendo realizar una planeación a mediano y largo plazos. Además, no se mantuvo la tendencia creciente, ya que a finales de este periodo se dio prioridad a importantes proyectos de explotación. 8

12 Reserva e inversión 2,500 2,000 1,500 1, % % 41% 1, Tasa restitución 70% 60% 50% 1,919 40% 1,355 30% 1,133 20% 10% 0% 57% 59% 60% Reserva MMbpce *Inversión MMUSD Tasa de restitución *Dólares corrientes Figura 9. Inversión, reserva y tasa de reposición en el periodo Es preciso mencionar que este nuevo ciclo expansivo de la actividad exploratoria iniciado en 2002 probó su éxito fundamentalmente en las cuencas de gas no asociado. La Cuenca de Burgos alcanzó en 2006 una producción promedio diaria de 1,330 millones de pies cúbicos de gas, considerablemente superior a los 990 que producía al cierre del La Cuenca de Veracruz creció en producción de 136 millones de pies cúbicos por día en 2001 a 723 en En el caso del aceite, los descubrimientos y la actividad de desarrollo de nuevas reservas no fueron suficientes para compensar la reserva extraída del Complejo Cantarell. Asimismo, los niveles de inversión dedicados a la actividad exploratoria tuvieron su máximo en el año 2004, provocando un cambio en la tendencia de reservas descubiertas, al disminuir las inversiones en los siguientes dos años (Figura 9). El incremento sostenido de la producción de gas y la producción creciente de Cantarell hasta el año 2004, permitió mantener estable la producción total, en crudo equivalente, de Pemex Exploración y Producción. No obstante esta estabilidad en la producción, las tasas de reposición de reservas probadas menores a 100 por ciento originaron un descenso significativo de la relación reserva probada producción inferior a 10 años. En el pasado reciente la declinación de la producción de hidrocarburos líquidos en México ha sido un tema crítico, por lo que el reto de incorporar nuevas reservas de aceite juega un rol clave para detener esta tendencia y en un futuro revertirla. Por lo que considerando este entorno y los recursos prospectivos de las cuencas petroleras de México, que ascendían a 53,800 MMbpce, se diseñó en el año 2007 una estrategia exploratoria con el fin de acelerar la evaluación del potencial petrolero remanente y asegurar la incorporación de reservas. Alrededor del 90% de estos recursos se ubican en las provincias petroleras Cuencas del Sureste y Golfo de México profundo, mientras que el resto se localiza en las provincias de Sabinas Burro Picachos, Burgos, Tampico Misantla y Veracruz (Figura 10). A continuación se describen las características más importantes de estas provincias, cuya estratigrafía se muestra en la Figura 11. 9

13 ³ PROVINCIAS GEOLOGICAS 1, Sabinas - Burro - Picachos 3 2 Burgos 7 3 Tampico-Misantla 4 Veracruz 18 5 Sureste 6 Golfo de México Profundo Plataforma de Yucatán 8 Cinturón Plegado de Chiapas 8 9 Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental 10 Chihuahua 11 Golfo de California 12 Vizcaíno-La Purísima-Iray Kms Figura 10. Provincias petroleras de México (2010). 10

14 Era / Periodo Época Edad CUAT. PLEISTOCENO Piacenziano PLIOCENO Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano MIOCENO Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano OLIGOCENO Rupeliano Priaboniano Bartoniano EOCENO Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano PALEOCENO Daniano Maastrichtiano Campaniano SUPERIOR Santoniano Coniaciano Turoniano Cenomaniano 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 Edad MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR Albiano Aptiano Barremiano Hauteriviano Valanginiano Berriasiano Tithoniano Kimmeridgiano Oxfordiano Calloviano Bathoniano Bajociano Aaleniano Toarciano Pliensbachiano Sinamuriano Hetangiano Rhaetiano SUPERIOR Noriano Carniano Ladiniano MEDIO Anisiano Olenekiano INFERIOR Induano PALEOZOICO Eventos tectónicos Orogenia Chiapaneca Margen Pasiva Apertura del Golfo de México Orogenia Laramide Syn-rift Margen Pasiva Antefosa Sabinas-Burro Picachos y Burgos Unidades estratigráficas y litología Sabinas Burgos Vicksburg Jackson Yegua Cook Mountain Weches Queen City Reklaw Wilcox Mid way Oakville Catahoula Anahuac Norma - Frío Goliad Lagarto Olmos - Escondido San Miguel Parras Upson Austin San Felipe Eagle Ford - Agua Nueva Acatita Aurora Tamaulipas Monclova Superior La Peña La Vigen CupiditoTamaulipas La Mula - CupidoInferior Padilla - Taraises Barril Viejo - Taraises San Marcos - Menchaca - Taraises La Casita Olvido La Gloria - Zuloaga La Gloria Minas Viejas Lechos rojos Basamento Roca generadora III III III II II II III, II Almacén y tipo de HC Tipo de trampa Eventos tectónicos Apertura del Golfo de México Orogenia Laramide Margen pasiva Antefosa Syn-rift Margen Pasiva Tampico-Misantla Unidades estratigráficas y litología Altos de basamento Bajos de basamento o topográficos o topográficos Tuxpan Basamento Escolín - Coatzintla Palma Real - Alazán Horcones Tantoyuca - Chapopote Guayabal Chicontepec Velasco Méndez San Felipe Agua Nueva El Abra- Tamabra- Tamaulipas Superior Otates Tamaulipas Inferior Pimienta San Pedro-San Andrés- Chipoco-Tamán Santiago Tepexic El Abra-Tamabra- Tamaulipas Inferior Huehuetepec Cahuasas- Tenexcate-Tajín Huayacocotla Huizachal Roca generadora II,III II II II II II Almacén y tipo de HC Tipo de trampa Eventos tectónicos Deformación compresiva Prearco Apertura del Golfo de México Orogenia Laramide Antefosa Margen Pasiva Syn-rift Atoyac Todos Santos La Laja Horcones Tantoyuca / Chapopote Aragón / Guayabal Chicontepec Veracruz Unidades estratigráficas y litología Plataforma de Cuenca Terciaria Córdoba de Veracruz Concepción Incrementa Encanto aporte de material Depósito volcánico Méndez San Felipe Guzmantla de plataforma y pelágica Maltrata Orizaba Otates Cretácico Inferior Tepexilotla San Pedro-San Andrés? Sal? Xonamanca - Cretácico Inferior Basamento? Velasco Roca generadora III II,III I,II II II Almacén y tipo de HC Tipo de trampa Eventos tectónicos Orogenia Chiapaneca Orogenia Laramide Apertura del Golfo de México Halocinesis Antefosa Margen Pasiva Syn-rift Sureste Unidades estratigráficas y litología Plataforma de Yucatán, Golfo de México S. de Chiapas Filisola, Paraje Solo, Cedral Concepción Encanto Sal alóctona Sal alóctona Depósito La Laja Lutitas Nanchital - Uzpanapa Abkatun Jolpabuchil Brecha Cantarell - Angostura 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 Sal Basamento Todos Santos Andesita Pueblo Viejo (?) Roca generadora II,III II,III II II II Almacén y tipo de HC Tipo de trampa LITOLOGIA TRAMPAS TIPO HIDROCARBURO Limolita, lutita Arenisca Conglomerado Clásticos continentales Carbón Sal Anhidrita Dolomía Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Margas Calizas pelágicas Volcánicos Ígneo intrusivo o metamórfico Caliza marina somera Caliza oolítica Calizas y lutitas carbonosas Acuñamiento Anticlinal Sub-discordancia Paleorelieve Asociadas a fallas lístricas Cambio de facies Gas Condensado Aceite Figura 11. Estratigrafía de las provincias petroleras productoras de México. 11

15 2.3 Provincias petroleras de México Provincia de Sabinas Burro Picachos La Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleo elemento denominado Península de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción principalmente de gas seco, se localizan en la porción noreste del país y cubren partes de los estados de Coahuila y Nuevo León (Figura 12). Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas se ha interpretado como un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México. 105 W 104 W 103 W 102 W 101 W 100 W 99 W 30 N 31 N 31 N Península de Tamaulipas EUA 30 N Sabinas - Burro - Picachos A 27 N 27 N 29 N 28 N 28 N 26 N 29 N Isla de Coahuila A Alto de Picachos 26 N 25 N Kilómetros W 104 W 103 W 102 W Arco de Monterrey 101 W 100 W Alto de San Carlos Campos de Gas 99 W 25 N A A NW SE Figura 12. Distribución campos en la provincia de Sabinas Burro Picachos y sección estructural de la parte central de la Cuenca de Sabinas (Pola et al., 2007). Las rocas generadoras principales corresponden a las facies arcillo carbonosas de los miembros inferior y superior de la Formación La Casita, en tanto que las facies arcillo calcáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las facies calcáreo carbonosas de la Eagle Ford de edad Turoniano Cenomaniano han contribuido en menor porcentaje a la generación de hidrocarburos (Cuevas, 1984; González y Holguín, 1992; Zea et al., 1994; Román y Holguín, 2001; Rodríguez et al., 2007). 12

16 Adicionalmente, existen capas de carbón depositadas en facies fluvio deltáicas de las formaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretácico Superior con un importante potencial minero para la producción de metano asociado a carbón (Eguiluz, 2001; Eguiluz y Amezcua, 2003; Gentzis et al., 2006). El play principal corresponde a calizas y dolomías del Cretácico La Virgen, donde las trampas son de tipo estructural, en pliegues laramídicos de edad Paleoceno Eoceno, sellados por secuencias de anhidrita. Los hidrocarburos también se encuentran alojados en calizas dolomitizadas y dolomías del play Cretácico Padilla y en las areniscas calcáreas fracturadas de los plays La Casita (Kimmeridgiano Tithoniano) y La Gloria (Oxfordiano Kimmeridgiano), presentando el mismo estilo de entrampamiento que el play La Virgen. En estos plays se presentan trampas con componente estratigráfico por cambio de facies o acuñamiento. Tanto la porosidad primaria como la permeabilidad en los yacimientos de esta provincia son de muy baja magnitud, obteniéndose de la porosidad secundaria y la permeabilidad inducida por el fracturamiento natural altas productividades iniciales pero rápida declinación (Guzmán, 1999; Eguiluz, 2001). La generación de aceite de las rocas jurásicas se produjo durante el Cretácico, cuando todavía no estaban formadas las trampas laramídicas, mientras que la generación de gas ocurrió principalmente en el Paleógeno y continúa en menor proporción hasta la fecha (Rodríguez et al., 2007), lo que explica la predominancia de gas seco en los yacimientos. Esta cuenca llegó a producir 158 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas en 1979 (Figura 13), teniendo a la fecha una producción acumulada de 440 mil millones de pies cúbicos de gas provenientes de 23 campos, de los cuales los más importantes son Monclova Buena Suerte, Merced, Pirineo, Forastero, Lampazos y Minero. Esta provincia contiene reservas remanentes por más de 280 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas y recursos prospectivos por 1.2 millones de millones de pies cúbicos (MMMMpc) de gas. MMpcd 160 Monclova - Buena Suerte Merced Forastero - Pirineo 20 0 Año Figura 13. Historia de producción de la provincia Sabinas Burro Picachos. 13

17 2.3.2 Cuenca de Burgos La Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora de gas no asociado en el país, se localiza en el noreste de México, abarcando principalmente el estado de Tamaulipas, el extremo oriental de Nuevo León y se extiende costa afuera hacia plataforma continental (Figura 14). En su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa o cuenca de antepaís ubicada delante del frente del cinturón plegado laramídico de la Sierra Madre Oriental que afectó del Paleoceno al Eoceno medio sobre todo la parte sur y occidental de esta cuenca. Sin embargo, la mayor parte del relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte norte de la margen pasiva del Golfo de México. Las rocas generadoras principales corresponden a calizas arcillo carbonosas y lutitas calcáreocarbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior con materia orgánica tipo II, lutitas y limolitas arenosas de las formaciones Midway y Wilcox del Paleoceno Eoceno con materia orgánica tipo III y facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materia orgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II (González y Holguín, 1992; Rodríguez et al., 2008). A A B B A A Figura 14. Distribución de campos y columna estratigráfica en la que se indican los principales intervalos almacenadores. El mapa y la sección muestran la distribución de los principales sistemas sedimentarios. 14

18 En la Cuenca de Burgos los plays más importantes son Wilcox, Vicksburg y Frío, cuyas rocas almacén están conformadas por areniscas de ambientes marinos marginales (desarrollo de barras y deltas) que se encuentran implicadas en trampas estructurales y combinadas asociadas la fallamiento lístrico. El resto de los plays establecidos en esta provincia son Midway, Reklaw, Queen City, Cook Mountain, Yegua, Jackson y Anáhuac. Ocasionalmente el entrampamiento es de tipo estratigráfico en forma de acuñamientos y cambios de facies, particularmente en areniscas del Paleoceno. Las rocas sello están representadas por paquetes de facies arcillosas que sobreyacen de manera alternante y cíclica a las facies arenosas. Por lo que respecta a la extensión costa afuera de esta provincia, con una exploración incipiente, contiene una importante proporción de los recursos prospectivos de esta provincia. El gas es predominantemente termogénico. Las rocas de Jurásico Superior iniciaron el proceso de generación de hidrocarburos a partir de finales del Cretácico y continúan activas hacia el poniente de la cuenca. Las rocas de la Formación Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno temprano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las de Vicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando en ella hasta la actualidad (Román y Holguín, 2001; Rodríguez et al., 2008). La producción en la Cuenca de Burgos inició en 1945 con el descubrimiento del campo Misión y se incrementó a partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies cúbicos diarios en 1970 (Figura 15). Tras un período de escasa inversión, las actividades de exploración y producción se reiniciaron a finales de la década de los 90, contribuyendo a reactivar la producción de 200 millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios. Este vuelco en la producción se convirtió en un ejemplo reconocido de revitalización de cuencas a nivel internacional. A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpcd y ha acumulado más de 10 MMMMpc de gas. Se tienen un total de 237 campos de los cuales los más importantes son Reynosa, Monterrey, Cuitlahuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pandura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Las reservas remanentes y recursos prospectivos de gas de la cuenca son de 4.5 y 12 MMMMpc de gas respectivamente. MMpcd ª Etapa 2ª Etapa Enlace, Fundador, Nejo, General Reynosa Brasil Monterrey Culebra, Arcabuz, Arcos, Cuitlahuac Figura 15. Historia de producción de la Cuenca de Burgos. 15

19 2.3.3 Cuenca Tampico-Misantla La Cuenca Tampico Misantla, productora principalmente de aceite, se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del estado de Tamaulipas hasta la parte central del estado de Veracruz, abarcando porciones de Hidalgo, oriente de San Luís Potosí, norte de Puebla y un segmento de la plataforma continental del Golfo de México hasta la isobata de 500 m (Figura 16). 99 W 98 W 97 W 96 W 23 N 23 N 25 N 25 N Alto de San Carlos Cuenca de Burgos 24 N Isla de Tamaulipas GOLFO DE MEXICO 24 N 22 N Sierra Madre Oriental 22 N Tampico-Misantla 21 N Antefosa de Chicontepec Plataforma de Tuxpan A 21 N 20 N Cinturón Volcánico Transmexicano A 20 N Kilómetros Macizo de Teziutlán Campos de Aceite Campos de Gas 99 W 98 W 97 W 96 W A A W Sierra Madre Oriental Antefosa de Chicontepec Plataforma de Tuxpan Plataforma continental Golfo de México Profundo E 7 Plioceno Basamento Jurásico Superior Yeso-anhidrita Cretácico Paleoceno Oligoceno-Plioceno Jurásico Medio Cretácico Inferior-Medio Cretácico superior Eoceno 1. San Andrés (grainstonesoolíticos) 2. El Abra (calizas de plataforma) 3. Tamabra (pie de talud carbonatado) 4. Tamaulipas Inferior (calizas fracturadas) 5. Tamaulipas Superior-San Felipe (calizas fracturadas) 6. Chicontepec (areniscas turbidíticas) 7. Mioceno-Plioceno (areniscas de barras costeras) Figura 16. Distribución de campos y sección representativa de la Provincia Tampico Misantla. 16

20 La provincia Tampico Misantla estuvo influenciada por el inicio de la apertura del Golfo de México desde fines del Triásico hasta el Jurásico Medio, lo que generó depocentros dominados por grabens y medios grabens asociados al proceso de rifting. A partir del Jurásico Tardío se estableció un régimen tectónico de margen pasiva que continuó hasta el Cretácico Tardío. Posteriormente, como resultado de la formación del cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre Oriental durante el Paleoceno y Eoceno se desarrolló la antefosa de Chicontepec, la cual estaba parcialmente limitada al este por la Plataforma de Tuxpan. Tras el cese de la deformación laramídica, la antefosa se colmató y la provincia pasó a un nuevo dominio de margen pasiva en el que el paquete sedimentario depositado sobre la margen continental fue afectado por subsidencia y basculamiento hacia el oriente, debido al colapso o subsidencia térmica del depocentro del Golfo de México (Figura 16). Las principales rocas generadoras de esta provincia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordiano, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano y principalmente a las rocas arcillosas de la Formación Pimienta del Tithoniano, las cuales se encuentran actualmente en el pico de generación de aceite (González y Holguín, 1992; Román y Holguín, 2001). Adicionalmente, en la porción centro occidental de esta provincia se presentan lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materia orgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura (Román et al., 1999). Actualmente el play con mayores reservas lo constituye el conjunto de areniscas turbidíticas del Paleocañón Chicontepec, las cuales se encuentran constituyendo trampas principalmente estratigráficas. En términos de producción acumulada, el play Tamabra es el más importante de esta provincia y está constituido por brechas carbonatadas de pie de talud, Las trampas en este play son combinadas con sello lateral por el cambio a facies compactas de la Formación Tamaulipas Superior. Otros plays de importancia en la Cuenca Tampico Misantla son: Play El Abra constituido por carbonatos de plataforma con alta karstificación conformando trampas estratigráficas por paleorelieve depositacional; el play San Andrés consistente en calizas oolíticas de borde de plataforma que conforman trampas estratigráficas y combinadas; y el play Tamaulipas Inferior, compuesto por carbonatos de cuenca fracturados dispuestos en trampas estructurales, y el play San Felipe Agua Nueva, formado por calizas de cuenca naturalmente fracturadas, dispuestas en trampas estructurales. Adicionalmente, en la extensión marina de esta provincia se tienen plays en areniscas terciarias y en carbonatos mesozoicos que contienen actualmente la proporción mayor de los recursos prospectivos de esta provincia. La producción acumulada de esta provincia asciende a más de 5,500 millones de barriles de aceite (MMb) y 7.5 MMMMpc de gas. Entre los campos más importantes se encuentran Poza Rica, Tres Hermanos, Tamaulipas Constituciones, Arenque, San Andrés, Cerro Azul, Santa Águeda, Atún y Bagre. En la década de 1920, durante el primer boom de la producción petrolera de México, esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Figura 17). Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 MMbpce, respectivamente. Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec. 17

21 MMpcd 600 Ébano Pánuco y Faja de Oro 500 Poza Rica y San Andrés Tamaulipas-Constituciones, Arenque, Faja de Oro Marina, Tres Hermanos 200 Chicontepec Faja de Oro Figura 17. Historia de producción de la Provincia Tampico Misantla Cuenca de Veracruz La provincia petrolera de la Cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México y está comprendida principalmente en el estado de Veracruz, extendiéndose hacia la plataforma continental del Golfo de México (Figura 18). De acuerdo a sus características actuales, la provincia de Veracruz se puede subdividir en dos sub provincias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente, caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargo en calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) la Cuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor parte de esta provincia y que está caracterizada por yacimientos principalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mioceno Plioceno. En la Provincia de Veracruz se tienen tres intervalos generadores probados. El Jurásico Superior contiene predominantemente kerógeno tipo II, con entrada a la ventana de generación en el Cretácico Tardío Paleoceno y con generación principal de gas en el Eoceno Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico Inferior Medio contiene kerógeno tipo II, encontrándose actualmente dentro de la ventana de generación de aceite y gas, con entrada a la ventana de aceite en el Paleoceno Eoceno, alcanzando la zona de gas en el Mioceno Plioceno. Finalmente las rocas generadoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado el gas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno superior Plioceno inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las facies almacenadoras a lo largo de fallas profundas, discordancias y planos de estratificación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más localizada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras (González y Holguín, 1992; Serrano Bello et al., 1996; Román y Holguín, 2001; Talukdar et al., 2002, 2003; Vázquez y Morelos, 2002; Vázquez, 2004, 2007). Los plays principales en esta provincia lo constituyen las areniscas de sistemas turbidíticos del Mioceno y Plioceno, las cuales se encuentran conformando trampas estratigráficas y combinadas en estructuras neógenas (Jennette et al., 2003; Arreguín y Weimer, 2004b; Martínez et al., 2006, 2007). En la parte correspondiente al frente tectónico sepultado de la sierra Madre Oriental, los plays establecidos son: El play Orizaba que corresponden a carbonatos de margen de plataforma y el play San Felipe Méndez constituidos por brechas carbonatadas que se encuentran plegadas conformando trampas estructurales laramídicas. 18

22 97 W 96 W 95 W 20 N GOLFO DE MEXICO 20 N Macizo de Teziutlan 19 N Provincia de Veracruz A Alto de Anegada 19 N A Veracruz Cuenca Terciaria Complejo Volcánico de los Tuxtlas 18 N Sierra de Zongolica 18 N Cuenca Salina del Istmo 17 N Kilómetros Campos de Aceite Campos de Gas 17 N 97 W 96 W 95 W A Km W 10 Km Matapionche E Cocuite Mioceno-Plioceno Mioceno Inferior Mioceno Inferior Paleoceno-Eoceno-Oligoceno - Oligoceno A Figura 18. Principales campos sección esquemáticas de la Cuenca de Veracruz. MMpcd Figura 19. Historia de producción de la Cuenca de Veracruz. Los campos de gas más importantes son Playuela, Lizamba, Vistoso, Apértura, Arquimia y Papán, mientras que los campos de aceite más relevantes son Mata Pionche, Mecayucan, Angostura, Perdiz y Cópite. La producción máxima histórica de la provincia es de 1010 millones de pies cúbicos diarios 19

23 (Figura 19). La producción acumulada total a 2008 es de 2.4 MMMMpc de gas y 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas remanentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 MMMMpc y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estima un recurso prospectivo de 4 MMMMpc de gas Cuencas del Sureste Esta es la provincia productora de aceite más importante del país. Se ubica en el sureste de México, quedando comprendida en su parte terrestre principalmente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas, occidente de Campeche y el extremo sureste de Veracruz, extendiéndose hacia la actual plataforma continental de esta región del Golfo de México (Figura 20). 95 W 94 W 93 W 92 W 20 N GOLFO DE MEXICO Provincia Salina del Istmo (Porciónde aguas Profundas Plataforma de Yucatán 20 N A 19 N A 19 N Los Tuxtlas Cuencas del Sureste 17 N 17 N 18 N 18 N Sierra de Chiapas Kilómetros Campos de Aceite Campos de Gas 95 W 94 W 93 W 92 W A Salina del Istmo Cuenca de Comalcalco Pilar Reforma-Akal Cuenca de Macuspana A Figura 20. Sub provincias, principales campos y sección geológica esquemática de las Cuencas del Sureste. Con base en origen y características geológicas actuales, la Provincia del Sureste se subdivide en 3 sub provincias cada una con estilos estructurales propios (Figura 20): 1. Cuenca de Macuspana. Esta cuenca se formó a principios del Mioceno medio, por efectos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma de Yucatán (Rojas, 2001; Pindell et al., 2002). Se caracteriza por fallas lístricas del Mioceno Plioceno temprano de orientación noreste suroeste e inclinación al noroeste con anticlinales de roll over asociados a la 20

24 evacuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porción marina, fallas lístricas del Plioceno tardío Pleistoceno con orientación noreste suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales alongados y apretados asociados a la inversión de las fallas lístricas miocénicas durante el Mioceno medio tardío y Plio Pleistoceno. Los hidrocarburos se encuentran entrampados principalmente en los anticlinales producidos por la inversión estructural, rollovers, y en trampas estratigráficas por cambio de facies (Ambrose et al., 2002, 2003; Meneses et al., 2002; Guzmán y Calderón, 2004; Sánchez, 2006). 2. Pilar Reforma Akal. Corresponde a un bloque rocas mesozoicas que se desplazó hacia el noroeste con la apertura de la Cuenca de Macuspana y que posteriormente fue truncado con la apertura de la Cuenca de Comalcalco en el Plioceno. Se caracteriza por pliegues y cabalgaduras de edad miocénica y orientación noroeste sureste que afectan rocas mesozoicas y del Paleógeno, con niveles de despegue en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los pliegues están localmente afectados por almohadillas y diapiros de sal, fallas normales con caída tanto al este como aloeste y fallas lístricas con inclinación al noroeste y orientación norte sur y noreste suroeste del Plioceno. Los hidrocarburos se encuentran almacenados principalmente en el play brechas del Cretácico Superior y en play calizas oolíticas del Jurásico Superior. En esta subprovincia existen también otras facies almacenadoras tales como areniscas de cuarzo y calizas arcillosas del Jurásico Superior, calizas cretácicas de plataforma fracturadas y calcarenitas del Eoceno (Ángeles et al., 1994; Aquino et al., 2003; González et al., 2004; Martínez et al., 2005a; Mitra et al., 2005, 2006). 3. Provincia Salina del Istmo. Esta subprovincia, que incluye la sub cuenca de Comalcalco, se caracteriza por la presencia de sal jurásica que se dispone en forma de diapiros, paredes, lengüetas y toldos de sal que afectan la columna mesozoica y cenozoica suprayacente y cuya evacuación dio lugar a la formación de cuencas, tales como la cuenca de Comalcalco, y minicuencas en las que los sedimentos terciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoicas y paleógenas presentan pliegues y cabalgaduras con dirección noreste suroeste y vergencia hacia el noroeste mientras que en el Terciario se presentan fallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lístricas contra regionales con inclinación al sureste. Los plays principales son areniscas deltaicas, barras costeras y turbidíticas del Mioceno y Plioceno que conforman trampas estructurales, estratigráficas y combinadas asociadas a estructuras extensionales y deformación salina. Los hidrocarburos se encuentran principalmente en areniscas del Mioceno y Plioceno en trampas estructurales, estratigráficas y combinadas asociadas a la tectónica salina (Oviedo, 1998; Gómez, 2003; Robles et al., 2004; Soto et al., 2004). En las Cuencas del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadores principales. El de mayor importancia corresponde a calizas arcillosas del Tithoniano, las cuales ha alimentado a los principales yacimientos de la provincia. Otras rocas generadoras de menor importancia corresponden a calizas arcillosas de rampa externa y cuenca del Oxfordiano, calizas arcillosas de cuenca del Cretácico, así como lutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitas del Oligoceno inferior y del Mioceno, éstas últimas de importancia sólo en aquellas zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento como la Cuenca de Macuspana, en donde además se ha generado gas biogénico y probablemente por craqueo secundario (González y Holguín, 1992; Caballero et al., 2001; Fuentes et al., 2001; Guzmán et al., 2001; Prinzhofer y Guzmán, 2001; Sosa y Clara, 2001). 21