Tampico Misantla

ANÁLISIS DE ROCA GENERADORA DE LA PROVINCIAPETROLERA DE TAMPICO-MISANTLA

1

DOGS OIL

“There´s dogs oil in every drop”

ANÁLISIS DE ROCA GENERADORA DE PROVINCIA

PETROLERA DE TAMPICO MISANTLA

EQUIPO DE TRABAJO:

Ing. Geólogo: Garduño Alvarado Carlos Jesús

Ing. Geóloga: Pacheco Serrano Rosario


2

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

Contenido

INTRODUCCIÓN________________________________________________________________________ 4

OBJETIVO _____________________________________________________________________________ 5

LOCALIZACIÓN ________________________________________________________________________ 5

MARCO GEOLÓGICO Y ESTRATIGRÁFICO _______________________________________________ 6

MARCO TECTÓNICO ESTRUCTURAL ____________________________________________________ 13

Evolución Tectónica __________________________________________________________________ 19

SISTEMAS PETROLEROS TITHONIANO-KIMMERIDGIANO-CRETÁCICO- PALEÓGENO-

NEÓGENO ____________________________________________________________________________ 21

Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-Paleógeno-Neógeno ____ 22

Roca generadora: __________________________________________________________________ 22

Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. Santiago) __________________________________________ 22

Roca generadora: __________________________________________________________________ 22

Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán) ________________________________________ 22

Roca generadora: __________________________________________________________________ 22

Jurásico Superior Pimienta __________________________________________________________ 23

Roca almacén: _____________________________________________________________________ 23

Roca Sello: ________________________________________________________________________ 26

Trampa: __________________________________________________________________________ 26

Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno __ 27

Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-

Neógeno_____________________________________________________________________________ 28

Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno ___________________________________________________________________ 29

Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-

Neógeno_____________________________________________________________________________ 29

EVALUACIÓN DE ROCA GENERADORA _________________________________________________ 31

ANÁLISIS VOLUMÉTRICO DE ROCA GENERADORA ______________________________________ 46

ANÁLISIS DE INFORMACIÓN __________________________________________________________ 47

ANEXOS ______________________________________________________________________________ 52

REFERENCIAS ________________________________________________________________________ 52


3

TABLA DE ILUSTRACIONES

Figura 1. Provincia Petrolera Tampico – Misantla, México (Google Earth, 2012) ___________________ 5

Figura 2. Ubicación de Tampico – Misantla (PEMEX, 2010). _____________________________________ 5

Figura 3. Columna Estratigráfica de Tampico-Misantla. _________________________________________ 7

Figura 4. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano(PEMEX, 2010). ______________________________ 8

Figura 5. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio (PEMEX, 2010). ___________________________ 10

Figura 6. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo,Blair 2000). _____ 12

Figura 7. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla. ______________ 18

Figura 8. Sección Estructural que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla y ubicación de plays establecidos (PEMEX-BP). ______________________________________ 20 Figura 9. Modelo conceptual de las rocas almacen y trampas del Cretácico Superior formadas por la

reactivación de las fallas del synrift. _________________________________________________________ 25 Figura 10. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla. ______________________________________________________________________________ 28 Figura 11. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras del Jurásico

Superior, (PEMEX, 2010). ________________________________________________________________ 31

Figura 12. Localización de los pozos en la cuenca de Tampico-Misantla (Google Earth, 2012). _________ 32

Figura 13. Evaluación Geoquímica de los pozos de la cuenda de Tampico-Misantla. (Hunt, 1995). ______ 36 Figura 14. El inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3 respectivamente, donde a se

encuentra en la ventana de generación de aceite mientras que b es pobre (Diagrama de Van Krevelen. ___ 37 Figura 15. El inciso c y d nos muestran las características de M4 y M5 respectivamente, donde c se encuentra

en la ventana de generación al igual que d. __________________________________________________ 38 Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en la ventana de

generación de aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y muestra hidrocarburos de tipo II. 39 Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente, donde g se muestra

en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras que h muestra hidrocarburos de tipo

I y II. __________________________________________________________________________________ 40 Figura 18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente, donde i se muestra

en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i muestra hidrocarburos de tipo II y

III. ____________________________________________________________________________________ 41

Figura 19. El inciso k muestra características de M14, donde se muestra hidrocarburos de tipo III. _____ 42

Figura 20. Gráfica de Gradiente Geotérmico (°C/km) en el Área de Estudio. ________________________ 43

Figura 21. Relación Geográfica del Gradiente Geotérmico (°C/km) y los Pozos del Área de Estudio. ____ 43

Figura 22. Topografía subterránea del estrato Jurásico superior Thitoniano. ________________________ 44 Figura 23. Gráfica de Temperatura máxima (°C) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar la

madurez de los hidrocarburos. _____________________________________________________________ 45 Figura 24. Grafica de Carbono Orgánico Total (%) de la capa Jurásico superior titoniano, para interpretar

la cantidad de materia orgánica presente. ____________________________________________________ 45

Figura 25. Relación entre madurez (T°max) y cantidad de materia orgánica (%TOC). ________________ 46

TABLA DE DATOS

Tabla 1.Ubicación de pozos _______________________________________________________________ 31

Tabla 2. Datos Geográficos________________________________________________________________ 44

Tabla 3. Cálculo Volumétrico. _____________________________________________________________ 46


4

INTRODUCCIÓN

En este documento se presenta el resultado del análisis realizado por DROG OIL de Roca

Generadora, relacionado al Proyecto de Exploración Tampico -Misantla.

El Proyecto de Análisis de Tampico-Misantla es identificado por muchas compañías

petroleras como PEMEX y OIL DROGS, como un proyecto de exploración desarrollado

por el Activo de Exploración Golfo de México Norte y cuyas inversiones están avaladas

por el proyecto Programa Estratégico de Petróleo (PEP), para el cual prospectó a la

Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, de la Secretaría de

Energía (en adelante, SENER) la modificación de las asignaciones petroleras considerando

nuevas áreas prospectivas.

Así mismo, se requirió de información adicional relacionada con la geología, tectónica,

estratigrafía, sedimentación y paleoambientes de la cuenca.

Por otro lado, el trabajo tiene como principal punto analizar la roca generadora para

prospectar un área exploratoria, el análisis se limita a la roca perteneciente al Jurásico

Superior Tithoniano, la cual es llamada como Formación Pimienta. Para describirla se basó

de principios geoquímicos como: el %TOC, la Temperatura Máxima a partir de datos dados

en la Pyrólisis y el Gradiente Geotérmico de datos de perforación.

La información presentada por PEP, así como los requerimientos de información adicional

de la CNH se ajustaron a los índices de información y contenidos para la evaluación del

proyecto de análisis de Roca Generadora, por lo que, el trabajo resume características de la

cuenta de Tampico-Misantla dando una nueva perspectiva y prospectiva.


5

OBJETIVO

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

Misantla.

LOCALIZACIÓN

La Provincia Petrolera de Tampico – Misantla, se ubica en la margen centro-oriental de

México y comprende desde la zona sur de Tamaulipas y al sur con el centro de Veracruz,

las zonas orientales de los Estados de San Luís Potosí e Hidalgo, norte de Puebla,

occidente del Golfo de México hasta la isobata de 200 m. Limita al norte con las

provincias geológicas de Burgos y Alto de Tamaulipas, al sur con la Faja Volcánica

Transmexicana y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, al occidente con la

Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, y al

oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (Fig. 1 y 2).

Figura 1. Provincia Petrolera Tampico –

Misantla, México (Google Earth, 2012)

.

Figura 2. Ubicación de Tampico – Misantla

(PEMEX, 2010).


6

MARCO GEOLÓGICO Y ESTRATIGRÁFICO

La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. 3), descansa

discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad

Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de

la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan, a diferentes profundidades que

varían entre 2440 a 4181 m. El basamento subyace discordantemente a la Formación

Huayacocotla del Liásico en la porción occidental y centro del área, a la Formación

Cahuasas en la porción oriental y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico

en las áreas adyacentes al Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental.

La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y

lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se depositaron

sedimentos de la Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su miembro inferior

por conglomerado, areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta

energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las

fosas. El miembro intermedio, está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y

lutitas con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la

costa. El miembro superior está formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y

se caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere un

ambiente de tipo fluvial.

Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la

apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos

continentales constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de coloración rojiza

depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano, los

cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta

acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan discordantemente. Sobre

estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del miembro

inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia transgresiva.

Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del

miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una transgresión marina más

extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la Formación

Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan


7

verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación

Santiago, que corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la

cuenca.

Figura 3. Columna Estratigráfica de Tampico-Misantla.


8

Durante el Kimmeridgiano (Fig.4), aunque la paleotopografía existente era más suave,

continua el depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de

basamento se desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone

oolíticos, bioclastos, con fragmentos de algas y corales de la Formación San Andrés en los

bordes, que cambian lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por

calizas de bioclastos, miliólidos y pellets principalmente. El depósito de la Formación San

Andrés se llevó a cabo en un ambiente de alta energía posiblemente sobre una plataforma

tipo rampa, formando una franja de bancos oolíticos en las partes estructurales más altos

que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar abierto en los depocentros de la cuenca

donde se depositan los sedimentos de las Formaciones Chipoco y Taman de ambientes de

rampa media a externa respectivamente.

Figura 4. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano(PEMEX, 2010).

La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas carbonosas y

lutitas limolíticas con radiolarios calcificados y silicificados, sacocómidos y

estomiosféridos. Durante este período prevalecieron condiciones anóxicas en la cuenca. En

cuanto a la Formación Chipoco, se caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y

lutitas calcáreas, o bien areniscas calcáreas con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa.

La Formación San Andrés se encuentra representada por facies de calizas oolíticas con

fragmentos biógenos de algas, moluscos y restos de equinodermos. Las formaciones San

Andrés, Chipoco y Tamán sobreyacen en forma concordante y progradante a la secuencia

del Oxfordiano. Una nueva transgresión provoca que las facies de la Formación Tamán

cubran a las formaciones Chipoco y San Andrés, para pasar posteriormente en el

Tithoniano a las facies de la Formación Pimienta. Se encuentra en profundidades que varían

entre 880 m en la porción occidental y 5000 m en la porción sur. Sus espesores


9

comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción central de la cuenca y de

500 m en la porción sur.

A principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de ambiente de

cuenca profunda de la Formación Tamán, que cambia gradualmente a una secuencia de

calizas de estratificación delgada con capas y lentes de pedernal negro, con abundante

materia orgánica, radiolarios calcificados y/o silicificados, estomiosféridos y sacocómidos,

de ambiente de depósito pelágico definido principalmente por especies de amonitas (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 Aptiano.

Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío, se deposita una secuencia

tectonoestratigráfica de margen pasiva. Durante el Cretácico Medio se formó la Plataforma

de Tuxpan que es una gran plataforma aislada con bordes muy pronunciados constituidos

por cuerpos arrecifales, y sus respectivos cambios laterales de talud y cuenca. Los

espesores mayores de esta secuencia se encuentran precisamente en los bordes arrecifales

los cuales se van reduciendo lateralmente hacia las facies de talud y cuenca que bordean la


10

plataforma y que constituyen las formaciones litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas

superior respectivamente (Fig. 5).

Figura 5. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio (PEMEX, 2010).

El Albiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició

el desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas, como la

Plataforma de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El Abra que

constituyen la parte principal de la plataforma, flujos de escombros y turbiditas

carbonatadas de la Formación Tamabra que corresponden a las facies de talud. Las facies

de la Formación Tamabra pasan lateralmente hacia la cuenca a calizas pelágicas que

corresponde a la Formación Tamaulipas Superior.

A finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran

parte de la Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y

lutitas calcáreas de la Formación Agua Nueva. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el


11

depósito de calizas bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca, correspondientes a las

Formaciones Agua Nueva, San Felipe y Méndez.

Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas

de aguas profundas a sedimentos terrígenos, como consecuencia de la deformación y

plegamiento del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, lo que provocó la

depositación de una secuencia tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan

gruesas secuencias constituidas por areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban

hacia el oriente contra la Plataforma de Tuxpan, que hasta el Eoceno medio estuvo

actuando como una barrera paleotopográfica. Dicha tectonosecuencia está conformada por

las unidades litoestratigráficas: Velasco, Chicontepec Inferior, Chicontepec Medio y

Chicontepec Superior.

Durante estas épocas, se produce un incremento en la depositación de sedimentos

turbidíticos y se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos.

Este importante aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del

nivel del mar y el levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la

transferencia de material terrígeno por los cañones submarinos. Los flujos de algunos de

estos sistemas de canales llegaron a chocar con el borde occidental del paleoalto que

formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose hacia el sur formando complejos de lóbulos

y de canales orientados NW-SE, constituyendo el denominado Paleocañón Chicontepec

(Fig. 6).

Existen por lo menos 6 discordancias tanto de carácter regional como local que afectan a la

tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno medio, estas discordancias

están asociadas a la actividad tectónica y a la caída del nivel del mar.

En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que constituye una

secuencia progradante que corresponde a depósitos fluviodeltaicos en la porción oriental de

la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. Esta tectonosecuencia está conformada por las

unidades formacionales: Guayabal, Chapopote-Tantoyuca, Palma Real Inferior, Palma Real

Superior, Coatzintla, Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios laterales de facies, y

está asociada predominantemente a los cambios relativos del nivel del mar.


12

Figura 6. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del

Golfo,Blair 2000).


13

MARCO TECTÓNICO ESTRUCTURAL

Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de

basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a

una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra

Madre Oriental fue emplazado al occidente de la cuenca.

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los

siguientes elementos estratigráficos, el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de

las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de

Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica

Transmexicana; y de este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma

de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre

Oriental. Algunos de estos elementos han influido en la creación de diferentes unidades

litoestratigráficas según el régimen tectónico, Fig. 7.

I. Alto de Tamaulipas, es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno,

emplazado al norte de la PPTM (Provincia Petrolera de Tampico-Misantla),

morfológicamente está representado en la superficie por la Sierra de San Carlos –

Cruillas y Tamaulipas, flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las

Rusias y al occidente por la cuenca de Magiscatzin, su eje mayor tiene una

orientación NNW-SSE y una longitud de aproximadamente 150 km., donde afloran

rocas del Cretácico, se encuentra intrusionadas por rocas intermedias. Es de gran

interés económico petrolero ya que hay posibilidad de entrampamiento de

hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene producción a nivel de

Jurásico Superior y Cretácico Superior. La paleotopografía antecedente al Jurásico

Superior estaba definida por depresiones de muy variadas formas, tamaño y

disposición , normalmente irregulares, limitadas por elementos positivos, sin ningún

patrón de ordenamiento, cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por

fallamientos en sus bordes y que además se interconectaban con otras depresiones a

través de estrechos pasajes, como sucede con la Depresión de Barril que se prolonga

al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas –Constituciones,

posteriormente se extiende al oriente, separando a este ultimo de las Islas de los

Cues-Salinas y Arenque. A nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico, se


14

tienen como rasgos estructurales más sobresalientes, el área correspondiente a la

Sierra de Tamaulipas, el alineamiento Talismán-Lerma-El Verde, el Alto de

Chocoy, el levantamiento Cuatro Sitios-Santa Inés, las llamadas Islas de los Cues-

Salinas y la Aguada y los Altos de Tamismolón.

I. El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez

hasta Aldama, Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco

oriental del Arco de Tamaulipas hasta la actual plataforma continental del Golfo de

México. Se caracteriza por tener una pendiente suave interrumpida solamente por el

alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al Arco. Presenta un sistema de fallas

normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. La edad de su

depresión se remonta al Paleozoico Tardío, siendo más joven al occidente donde los

granitos permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las

rocas del Jurásico Superior. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el

Terciario con el levantamiento de la sierra y la regresión forzada del mar al oriente.

En esta área tuvo lugar actividad ígnea con expresión débil y local, como lo prueban

los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas sedimentarias cenozoicas.

II. El Alto o Isla de Arenque está situada en la plataforma continental del Golfo de

México, sur del estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz,

aproximadamente a 30 km al este de la ciudad y puerto de Tampico. Forma parte de

un tren estructural cuyo eje principal es de aproximadamente 50 km de largo por 10

km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m y que independizan estas

estructuras entre sí.

III. Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL), se ubica en la porción centro-noroeste de la

Cuenca Tampico-Misantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una

superficie promedio de 4000 km2. Este paleocañón se formó en el Terciario como

resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno, Cretácico y Jurásico,

estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los

sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico

Superior y Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que

los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con

intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas. Estos


15

depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta

batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de

140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior.

IV. Alto de Sierra de Tantima, este elemento se encuentra asociado con un alto del

basamento de orientación E-W, como una nariz estructural del alto de la Plataforma

de Tuxpan que divide la PPTM de norte a sur en dos partes. Por su parte, la sierra

tiene 19 km de largo, 5 kilómetros de ancho, y 1320 m de altura, con una alineación

NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo de México. En su centro, se

compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas máficas

neógenas, que cubren areniscas y lutitas paleógenas. Los flujos son de 2 a 10 m de

espesor, pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Las

lavas son de textura micropórfidos afanítica, olivino, clinopiroxeno y plagioclasa.

Composicionalmente van desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre

6.91±0.11 a 6.57±0.12 Ma.

V. Paleocanal de Chicontepec, se localiza geológicamente en la Cuenca 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-Ameluca y el alineamiento Coxquihui - Las

Lomas-Amixtlan-El Zapote-La Flor. La importancia económica petrolera de este


16

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

remanente del país, buena parte de los yacimientos actuales están

estratigráficamente por debajo del paleocanal.

VI. Faja Volcánica Transmexicana, esta provincia se encuentra desde la costa del

Golfo de México en el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano

Pacifico, es uno de los elementos mayores de la Republica Mexicana, está

constituido por secuencias volcanosedimentarias y continentales del Cenozoico

Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes.

Existen evidencias de tres ciclos volcánicos:

a. Jurásico-Cretácico, con predominancia de andesitas y dacitas intercaladas

en rocas del Jurásico Superior, Cretácico Inferior y metamorfismo en rocas

del Cretácico medio.

b. Oligoceno-Mioceno, se caracteriza por la emisión de lavas y piroclásticos

por conductos fisurales, dando origen a una morfología tabular de mesetas.

c. Plioceno-Cuaternario, se caracterizó por emisiones volcánicas de basalto a

riolitas, predominando rocas intermedias como la andesita y dacita,

formando una gran estructura con orientación E-W que se sobrepone a las

estructuras.

VII. Plataforma de Tuxpan, es un banco carbonatado del Mesozoico, basculado hacia el

oriente, desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado por

sedimentos clásticos terciarios. En este elemento se encuentran una gran cantidad de

campos productores tanto en su porción marina como terrestre.

VIII. Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO), es un cinturón de

pliegues y cabalgaduras producidas por esfuerzos no coaxiales de SW A NE

(Cretácico Tardío-Eoceno). Las cabalgaduras y fallas inversas, los pliegues

isoclinales con plano axial de vergencia al NE, así como las fallas laterales, se

produjeron durante el mismo evento de deformación. Las rocas aflorantes de la

Sierra Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas carbonatadas del

Cretácico.

IX. Frente Tectónico Sepultado del CPSMO, forma parte del Cinturón Plegado de la

Sierra Madre Oriental en su porción correspondiente al “Sector Huayacocotla”.


17

Corresponde a una franja plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km de

ancho que forman estructuras anticlinales angostas y alargadas con vergencia hacia

el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos que se formaron durante la

orogenia laramídica, delimitado al sur por el Cinturón Volcánico Transmexicano, al

oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre Oriental, al este por la

denominada Antefosa de Chicontepec. El basamento cristalino de este sector de la

Sierra Madre Oriental está formado por rocas metamórficas de edad Pérmico. Las

estructuras de extensión asociadas a la apertura del Golfo de México crearon fosas y

pilares que controlaron la sedimentación mesozoica y los estilos estructurales

terciarios, ya que los límites de los bloques fueron reactivados como fallas inversas

durante la deformación laramídica, tal es el caso del límite que constituye la

denominada falla Brinco-Escobal, ubicada entre los elementos Frente Tectónico

Sepultado y la porción oriental del Paleocanal de Chicontepec, donde el basamento

está involucrado en la deformación. La deformación laramídica afecta

principalmente a las rocas mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en

carbonatos arcillosos de diferentes niveles estratigráficos del Jurásico y Cretácico,

esta deformación es considerada de tipo cubierta delgada.

Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están

estructuralmente levantadas con relación a la porción oriental del antepaís en donde

pozos profundos perforados han penetrado rocas correlativas al complejo basal

(inclinado al SW). Se infiere que el estilo estructural define un sistema cabalgante,

imbricado en escamas tectónicas, donde el basamento metasedimentario participó

en la deformación, donde se presentan acuñamientos de unidades estratigráficas y se

generan rampas de falla que ascienden a niveles estratigráficos superiores.


18

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


19

Evolución Tectónica

Tectónicamente la provincia geológica de Tampico-Misantla ha pasado por varias etapas. A

fines del Triásico (Rhaetiano) se formaron cuencas que han sido relacionadas al inicio del

proceso de rift del Golfo de México o al tectonismo en la margen occidental con el

ancestral océano Pacífico. Durante el Jurásico Temprano y Medio se presentó una etapa de

rift que dio lugar a la apertura del Golfo de México. Durante el Jurásico Tardío y hasta

inicios del Cretácico Temprano se presentó la etapa de deriva (drift) con la formación de

corteza oceánica en la parte central del Golfo de México. La margen pasiva establecida en

la etapa de deriva continuó en el Cretácico tras el cese de la apertura del Golfo.

Desde finales del Cretácico se inicia la formación de una antefosa como resultado de la

aproximación del cinturón de pliegues y cabalgaduras laramídico que dio lugar a la Sierra

Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron

plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación. Esta carga tectónica

provocó la subsidencia por flexura de la corteza al oriente del cinturón cabalgado y la

formación de la cuenca de antepaís (foreland basin) o antefosa de Chicontepec durante el

Paleoceno-Eoceno, parcialmente limitada al este por la Plataforma de Tuxpan. Tras el cese

de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa, la provincia pasó a un

dominio de margen pasiva en la que la carga sedimentaria ocasionada por el paquete

terciario depositado sobre la margen continental provocó la subsidencia y el basculamiento

de esta provincia hacia el Golfo de México (Fig. 8).

El área de afloramientos cenozoicos marinos de esta provincia geológica es lo que se

definió originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956), limitada

al norte por el Arco de Tamaulipas, al sur por el Macizo de Teziutlán, al oeste por los

afloramientos mesozoicos de la Sierra Madre Oriental y al este se consideró como límite

geográfico la línea de costa actual del Golfo de México, si bien actualmente se considera la

isobata de 200 m (Fig. 2). Geológicamente se reconocen cuatro subprovincias parcialmente

superpuestas.

a. La subprovincia mesozoica que incluye principalmente yacimientos en rocas

carbonatadas del Jurásico y Cretácico y que constituyó el basamento de la antefosa

terciaria.


20

b. El frente de sierra sepultado en el occidente que comprende los pliegues y

cabalgaduras laramídicos en rocas mesozoicas.

c. La antefosa de Chicontepec con yacimientos en turbiditas del Paleoceno-Eoceno, y

4. La plataforma continental del Terciario, con yacimientos de gas en areniscas de

plataforma, talud y cuenca.

Estas subprovincias comparten elementos del sistema petrolífero, por lo que se describen de

manera conjunta. Desde el punto de vista estructural, las rocas anteriores al Jurásico Medio

están afectadas por el fallamiento normal synrift que produjo una serie de bloques

basculados y que controló la distribución de las facies almacenadoras jurásicas. Algunas de

estas fallas fueron reactivadas en el Jurásico Tardío y Cretácico Temprano pero

principalmente durante la deformación laramídica desde finales del Cretácico hasta el

Eoceno, creando vías de migración para salmueras de cuenca e hidrocarburos (Fig. 8). En la

parte occidental y norte de la provincia los esfuerzos laramídicos produjeron pliegues y

cabalgaduras que crearon fracturas en las rocas jurásicas y cretácicas más frágiles y que

actualmente están sepultadas por rocas del Cretácico Superior y Cenozoico.

La subsidencia térmica y la acumulación de la cuña sedimentaria cenozoica de margen

pasiva provocaron el basculamiento regional de esta provincia hacia el este. Otro patrón

estructural relevante son las fallas de crecimiento sintéticas y antitéticas que afectan a los

sedimentos terciarios de la plataforma continental, creando anticlinales tipo roll-over.

Figura 8. Sección Estructural que muestra los elementos tectónicos de la Provincia

Petrolera Tampico- Misantla y ubicación de plays establecidos (PEMEX-BP).


21

SISTEMAS PETROLEROS TITHONIANO-KIMMERIDGIANO-CRETÁCICO-

PALEÓGENO-NEÓGENO

En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurasico Superior (Oxfordiano a

Tithoniano) porque en todas ellas se ha reconocido intervalos importantes de riqueza

orgánica que proveen aceite y gas, es difícil diferenciar cuanto aporte existe de cada una de

ellas en los sitios de entrampamiento de hidrocarburos, razón por la cual se explica

brevemente las características geoquímicas de cada una de ellas.

Las rocas del Jurásico Superior están representadas por calizas arcillosas de ambiente

marino de cuenca, su distribución regional abarca toda la cuenca, excluyendo los altos de

basamento que actuaron como islas durante ese tiempo. El espesor promedio de estas rocas

generadoras es 550 m.

Estas rocas generadoras están relacionadas con las formaciones Santiago, Tamán y

Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente, que han sido

caracterizadas por varias técnicas geoquímicas como petrografía, pirólisis por rock-eval y

cromatografía- espectrometría de masas, las cuales indican que la Formación Santiago del

Oxfordiano tiene el mayor potencial remanente en el sur de la cuenca, mientras Tamán

(Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción norte. En la porción

marina las rocas generadoras principales se concentran en el Jurásico Tithoniano.

Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis (Tmax)

muestran una madurez de la materia orgánica dispersa (MOD) correspondiente a la zona

principal de la Ventana del Aceite. Las muestras de extractos de roca generadora y de

aceites fueron analizadas por cromatografía de gases y espectrometría de masas para

determinar la distribución y correlación roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de

carbono. Estos parámetros fueron integrados con la información geoquímica y geológica

existente para interpretar el ambiente sedimentario y madurez de expulsión de las rocas

generadoras, estableciéndose tres familias de aceites y procesos modificadores de los

hidrocarburos tales como la biodegradación y la segregación gravitacional Dicha

integración también fue básica para modelar los procesos de generación, migración y

preservación de los hidrocarburos. La interpretación resultante apoya la propuesta de

agrupar las rocas generadoras del Oxfordiano (Santiago), Kimmeridgiano (Tamán) y


22

Tithoniano (Pimienta) este último es el principal subsistema generador de la Provincia

Petrolera Tampico- Misantla, y a continuación se describen.

Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano- Cretácico-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, 0.5-6.3% y 0.2-39.1 mg/g roca respectivamente. El

kerógeno muestra índices de Hidrógeno (IH) entre 21 y 1079, así como temperaturas

máximas de pirólisis (Tmax) que varían entre 425 y 525°C (Fig. 22). Estos valores son

propios de un kerógeno original predominantemente de tipo II que se encuentra desde

incipientemente maduro hasta sobremaduro (Fig.23). Los biomarcadores (Fig. 24 indican

un ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29<C30, C34>C35, alta

relación Diasteranos/ Esteranos).

Roca generadora:

Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán)

El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos, lutitas calcáreas laminares y

escasas limolitas. Sus características fundamentales son la buena estratificación y el

predominio de los carbonatos sobre la arcilla. Sus espesores varían entre 3 y 998 m. El

COT se encuentra entre 0.1 y 5.4%, mientras los valores de S2 fluctúan entre 15 y 925

mg/g y los de Tmax de 421 a 527°C (Fig. 22). Los biomarcadores indican un ambiente

marino salino anóxico carbonatado (Hopanos: C29>C30, C34<C35, muy baja relación

Diasteranos/ Esteranos.

Roca generadora:


23

Jurásico Superior Pimienta

La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros, ligeramente

piritizados, de estratificación delgada con intercalaciones de lutita negra laminar, bentonita

y lentes de pedernal. Sus espesores varían entre 3 y 485 m. El COT se encuentra entre 0.4

y 6.5% y el S2 entre 0.2 y 43.4 mg hc/g Cot. El IH varía entre 18 y 959, mientras que la

Tmax se encuentra entre 412 y 476°C. Los biomarcadores indican un ambiente marino

salino anóxico carbonatado arcilloso (Hopanos: C29>>C30, C34<C35, regular relación

Diasteranos/ Esteranos.

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 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.

A 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 API°; en los carbonatos fracturados del Cretácico Superior a una profundidad de

500 m con aceites de 11 a 18 API° que están afectados por severa biodegradación y en las

areniscas del Paleoceno-Eoceno donde se tienen aceites de 19 a 40 API°, 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 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 permeabilidad se encuentra entre 0.2 y 300 mD, estando relacionada


24

la mejor calidad de la roca almacén con las facies oolíticas. Su espesor varía de 31 hasta

204 m

Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone – wackestone

de nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con nódulos de pedernal y

delgadas intercalaciones de bentonita gris verdosa, estilolitas, fracturas rellenas de calcita y

a veces por dolomía; arealmente se presenta como una franja irregular que se adelgaza y

desaparece hacia el norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca.

Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20% siendo está intercristalina

y secundaria por fracturamiento, provocado por la compactación diferencial en los bordes

de los bloques del synrift. Su permeabilidad es baja de 1 a 5mD, la cual se incrementa por

la presencia de fracturas hacia la cima.

La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra) consiste de packstone y

grainstone de miliólidos, intraclastos, peloides de edad Albiano-Cenomaniano depositados

en un ambiente de plataforma interna como son las arenas de playa, canal, delta de marea,

eolianitas y barras, estando distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón

de la Faja de Oro desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Hacia el sur de la plataforma

se preservaron crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone, floatstone y

framestone y corales. Los espesores encontrados de las calizas arrecifales varían de 1800 a

2000 m, pero es su cima la que presenta la mejor calidad como roca almacén, relacionada

ésta con la zona discordante donde se presentan fenómenos de karsticidad, colapsamiento y

porosidad vugular que incrementan la permeabilidad. Las porosidades determinadas son de

tipo intergranular, intragranular, móldica y fracturas. Los rangos de porosidad se

encuentran entre 14 y 35%, mientras la permeabilidad llega alcanzar hasta 600 mD (Fig.

29). La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Tamabra) consiste de brechas de

edad Albiano-Cenomaniano depositadas en un ambiente de talud como una franja alrededor

de la plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades mayores a

1000 mD.

Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano –Santoniano (Formaciones Agua

Nueva-San Felipe) están conformadas por calizas arcillosas, cuya porosidad y

permeabilidad están condicionadas por la presencia de fracturas. Los valores de porosidad


25

varían entre 2 y 12%. Éstas se encuentran asociadas a las fallas de los bordes de las fosas

del synrift, que fueron reactivadas durante el evento compresivo Laramídico provocando la

inversión y el fracturamiento, Fig. 9.

Figura 9. Modelo conceptual de las rocas almacen y trampas del Cretácico Superior

formadas por la reactivación de las fallas del synrift.

La roca almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior está constituida por delgados

paquetes de areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con lutitas, relacionados con

lóbulos y abanicos submarinos sobrepuestos. Estas arenas están compuestas por clastos de

calizas predominantemente, cuarzo, feldespatos y otros minerales. En cuanto al sistema

poroso se tiene diámetro de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras

con porosidad promedio del 12% y permeabilidad baja (0.5 mD).

La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno superior-Plioceno inferior y

está representada por areniscas de grano fino con fragmentos de calizas, cuarzo y

feldespatos, clasificándose como litarenitas. Éstas se encuentran intercaladas con lutitas en

paquetes con espesores variables entre 15 y 30 m.

La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por disolución,

alcanzando valores en un rango de 15 a 26%, mientras su permeabilidad varía entre 1 a 200

mD, con promedio de 20 mD.


26

Roca Sello:

La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del Jurásico

Tithoniano (Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a excepción donde

cambian a facies más terrígenas o se adelgazan sobre los altos de basamento o han sido

erosionadas.

Para el Cretácico Inferior la roca sello la conforman las lutitas del Mioceno en ciertas áreas

del borde oriental de la Plataforma de Tuxpan.

El sello del Cretácico Medio, en el área de la Plataforma de Tuxpan está constituido por

rocas arcillosas terciarias, así como por calizas compactas de plataforma interna

interestratificadas correspondientes a eventos de máxima inundación. Para la Franja

Tamabra está representado por calizas arcillosas intraformacionales y del Cretácico

Superior Turoniano (Formación Agua Nueva).

El sello del Campaniano Maastrichtiano está constituido por calizas arcillosas y margas

(Formación Méndez).

Las rocas sello para las rocas almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior están

representadas localmente por lutitas intraformacionales impermeables. El sello regional lo

conforman las lutitas del Eoceno medio (Formación Guayabal).

El sello para el Mioceno superior-Plioceno lo constituyen las limolitas y lutitas

intraformacionales que se intercalan con los paquetes de arena.

Trampa:

Las estructuras del Kimmeridgiano y Cretácico Inferior están asociadas a trampas

estructurales, estratigráficas y combinadas, con el predominio de las últimas y formando

alineamientos norte-sur asociadas a las fallas de rifting.

Las trampas del Cretácico Medio en la Faja de Oro son estratigráficas asociadas a

remanentes paleotopográficos labrados por la erosión durante la exposición subaérea de

estas calizas. Existen también trampas estratigráficas por cambios de facies hacia la porción

lagunar y por relieve depositacional. Las trampas de la franja Tamabra son combinadas,

producto del acuñamiento y plegamiento de los flujos de escombros y turbiditas, por

reactivación del basamento durante el evento compresivo.


27

Las trampas del Cretácico Superior son del tipo estructural y fueron formadas por la

reactivación de las fallas del synrift, inversión y fracturamiento de las rocas a lo largo de

ellas

Para el Paleoceno-Eoceno las trampas son de tipo combinado, su componente estructural se

relaciona con el evento compresivo Laramídico.

Las trampas del Mioceno-Plioceno son de tipo estructural con cierre en tres y cuatro

direcciones, observándose compartamentalización por fallas. Las fallas pertenecen a un

sistema extensional con crecimiento asociado, que se unen en un solo despegue

subhorizontal. Las fallas sintéticas principales tienen caída al oriente y forman un sistema

de relevo contínuo de fallas con rumbo NW-SE, existiendo una gran falla con dirección

SSE que controló la erosión y el relleno de las fosas formadas por la extensión.

Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-

Neógeno

Debido al decremento de la tasa de sedimentación durante el Cretácico por el régimen

tectónico pasivo de la cuenca en este periodo, las condiciones profundas de sedimentación

en su porción centro-occidental, el sepultamiento de las rocas generadoras del Jurásico

Superior maduraron con mayor lentitud que sus análogas del Jurásico Inferior-Medio,

entrando a la ventana de generación de aceite a finales del Cretácico e inicios del Terciario,

alcanzando su mayor madurez a través del Eoceno como resultado del hundimiento rápido

de la antefosa por el flexuramiento del básamento causado por el acercamiento del Frente

Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental y el mayor aporte de sedimentos. A partir

del Oligoceno, la inversión de la cuenca por reacomodo o rebote isostático de la corteza y

la consecuente migración al oriente de los depocentros sedimentarios, el proceso de

generación de hidrocarburos en el occidente fue extinguiéndose lentamente, transfiriendo

su intensidad hacia el oriente, de tal manera que en la porción oriental de la cuenca este

proceso sucedió durante el Mioceno-Plioceno, alcanzando el pico de la generación de aceite

durante el Plio-Pleistoceno. Por lo tanto, las rocas generadoras del Jurásico Superior se

encuentran distribuidas dentro de la ventana de generación de aceite, habiendo alcanzado su

momento crítico de máxima madurez durante el Oligoceno en la porción occidental

correspondiente a la antefosa de Chicontepec y en el Plio-Pleistoceno en la parte oriental,

actualmente correspondiente a la plataforma continental del Golfo de México.


28

Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-

Cretácico-Paleógeno-Neógeno

En la Fig. 10 se representan las áreas de influencia del sistema petrolero donde la roca

generadora es principalmente del Jurasico Superior Tithoniano.

Figura 10. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia

Petrolera Tampico-Misantla.

El sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior es conocido en los

extremos norte y sur de la cuenca y en tierra en los alrededores del puerto de Tampico.

Respecto al sistema petrolero Tihtoniano-Cretácico Medio, ocurre en la parte centro

oriental de la cuenca entre la Laguna Tamiahua al norte y Tecolutla al sur, la plataforma

continental del Golfo de México al oriente y Poza Rica al occidente, teniendo como centro

el puerto de Tuxpan. Este sistema tiene continuidad hacia el Golfo de México.

El sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Superior se encuentra ubicado al noroeste de la

cuenca y en el extremo sur del Alto de Tamaulipas.


29

El sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno se encuentra en el Paleocanal de Chicontepec y

es el más importante por sus recursos petrolíferos, cubriendo un área aproximada de 4000

km2.

El sistema petrolero Tithoniano -Neógeno está presente en la porción marina de la cuenca

ubicada al sureste.

Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-

Cretácico-Paleógeno-Neógeno

Los elementos de este Sistema Petrolero se encuentran bien delimitados en la columna

geológica. Como ya se mencionó, los espesores y evolución de las rocas de sobrecarga o

sepultantes regulan la generación y migración de los hidrocarburos. De tal manera tenemos

que las rocas generadoras del Jurásico Superior están soportando la carga litostática de las

sedimentos del Cretácico y Terciario con espesores remanentes que van desde los 3

kilómetros en el occidente de la cuenca hasta 6-7 kilómetros en la porción marina.

Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano- Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno

Como se ha mencionado ya, la tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. 11)

muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando

los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o

acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla está presente además de la roca generadora del Jurásico Inferior-Medio, otra

fuente generadora con mayor distribución y potencial generador, que fue depositada

durante el Jurásico Tardío, formándose casi contemporáneamente las rocas almacenadoras

del Jurásico Kimmeridgiano, a las cuales también sirve de sello. Aparte de las mencionadas

rocas almacenadoras calizas oolíticas kimmeridgianas, que constituyen parte del sistema

petrolero Tithoniano -Kimmeridgiano están presentes las cretas del Cretácico Temprano,

cuyo yacimiento fue sellado después de su erosión parcial en el noreste de la cuenca por

lutitas en el Mioceno, conformándose así el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico

Inferior. Otra roca almacén importante por ser la de mayor producción acumulada está

conformada por las calizas arrecifales depositadas durante el Cretácico Medio sobre la

Plataforma de Tuxpan y su talud. Estas rocas fueron selladas por calizas arcillosas del

Turoniano en el talud, por lutitas paleógenas en el borde occidental y neógenas en el borde


30

oriental de la plataforma, constituyendo los elementos del sistema petrolero Tithoniano -

Cretácico Medio. En el norte de la cuenca, la inversión del basamento durante el evento

compresivo laramídico trajo como consecuencia el fracturamiento de las calizas arcillosas

depositadas en el Cretácico Tardío, convirtiéndolas en almacenadoras a lo largo de las

fallas synrift durante el Paleógeno, mientras las calizas con mayor contenido arcilloso del

Campaniano-Maastrichtiano sirvieron de sello del futuro sistema petrolero Tithoniano -

Cretácico Superior. El sistema petrolero más importante de la cuenca Tithoniano-

Paleoceno-Eoceno se formó a finales del Paleoceno e inicios del Eoceno con la

depositación de areniscas turbidíticas en la zona erosiva del canal de Chicontepec, perfil

erosivo el cual llegó a destruir yacimientos preexistentes almacenados en calizas del

Jurásico Kimmeridgiano y Cretácico Medio, biodegradándose y remigrando los crudos. La

componente estratigráfica de las trampas de este sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno

fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos arcillosos durante el

Eoceno medio, mientras que la componente estructural está influenciada por el evento

compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno. Por último tenemos el sistema petrolero

Tithoniano-Mioceno, cuyas rocas almacenadoras y sello se depositaron durante el Mioceno

tardío – Plioceno y cuya trampa se formó durante el Plioceno tardío. La generación de

hidrocarburos inició a finales del Cretácico, alcanzando su pico máximo de generación-

expulsión de hidrocarburos con la intensa subsidencia compensada por sedimentación del

Eoceno para suspender los procesos de generación a finales del Oligoceno por la inversión,

levantamiento y erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental

terrestre de la cuenca. A partir de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación

de los hidrocarburos por los fenómenos de remigración por el reacomodo de bloques y en

algunos lugares por actividad ígnea. En la porción marina la mayor intensidad de

generación- expulsión de hidrocarburos se ha dado durante el Plio-Pleistoceno, alcanzando

su momento crítico en el reciente.


31

Figura 11. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas

generadoras del Jurásico Superior, (PEMEX, 2010).

EVALUACIÓN DE ROCA GENERADORA

Para el desarrollo del trabajo se requirió de un orden para un mejor entendimiento, Tomando los

siguientes puntos como principales:

1.- Ubicación de pozos tomando en cuenta los datos de la tabla 1, (Fig. 12).

2.- Elaboración de tablas de análisis de Geoquímico por pozo, Fig. 13.

3.- Elaboración de Diagramas de Van Krevelen Fig. 14-19.

4.- El método Kriging utiliza las tendencias en el mapa para extrapolar a zonas donde no

hay datos, a veces resulta en un máximo de Z y los valores mínimos en la red que están más

allá de los valores del archivo de datos. Esto podría ser aceptable en un mapa de estructura

o mapa topográfico, este método fue utilizado para la realización de los mapas de contornos

(Gradiente Geotérmico, %TOC, Temperatura máxima y Topografía de la Roca

Generadora), Fig. 20-26.

Tabla 1.Ubicación de pozos

Pozo N W S

(m)

KB

(m)

Prof.

(m)

T° S

(°C)

T° máx

(°C)

Prof.

Total (km)

G G

(°C/km)

M - 1 22,015 -97,453 -45 10 -3550 7 141 -3,495 38,34048641

M - 2 22,129 -97,519 -60 10,4 -3614 9,05 100 -3,5436 25,66598939

M - 3 22,266 -97,461 -70 10,9 -3600 10,2 105 -3,5191 26,93870592

M - 4 22,246 -97,522 -70 10 -2500 9 95 -2,42 35,53719008

M - 5 22,149 -97,664 -45 10,4 -3095 10 103 -3,0396 30,59613107

M - 6 22,296 -97,966 1 5,83 -2042 20 80,8 -2,03717 29,84532464


32

M - 7 22,196 -97,892 2,5 6,6 -2345 20 95 -2,3409 32,03895937

M - 8 22,039 -97,774 27,89 20 -2630 20 75 -2,62211 20,97547395

M - 9 22,004 -97,746 9,5 12,96 -3705 20 113 -3,70154 25,12467784

M - 10 21,879 -97,656 -7,3 10,9 -3049 20 105 -3,0308 28,04540055

M - 11 21,752 -97,642 9,68 13,1 -3038 20 110 -3,03458 29,6581405

M - 12 21,724 -97,611 9,07 12,82 -3425 19,64 124 -3,42125 30,50347095

M - 13 21,846 -98,241 37 20 -1432 20 64 -1,415 31,09540636

M - 14 22,092 -98,418 21,6 23 -1961 20 78 -1,9596 29,59787712

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

Geotérmico.

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

2012).


33

M – 1

M – 3

M – 4


34

M – 5

M – 6

M – 7


35

M – 9

M – 10

M – 11


36

M – 13

M – 14

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

Pobre Moderada Buena Muy Buena Valores Jst

Inmaduro Ventana de Generación de aceite Gas húmedo Gas seco


37

De acuerdo la figura anterior (Fig. 13), se tiene una amplia descripción visual del comportamiento de los pozos, referenciando

con recuadros amarillos el sector que nos interesa “La Roca Generadora” que pertenece al Jurásico Superior, específicamente el

Tithoniano, referenciándose a la Formación Pimienta.

En lo que se ha de referir con el análisis del tipo de hidrocarburo se utilizó el Diagrama de Van Krevelen por pozo,

describiéndose en cada una de las imágenes, (Fig. 14-19).

a) b)

Figura 14. El inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3 respectivamente, donde a se encuentra en la ventana

de generación de aceite mientras que b es pobre (Diagrama de Van Krevelen.

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)

INDICE DE OXIGENO (IO) INDICE DE OXIGENO (IO)


38

c) d)

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

de generación al igual que d.

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)

INDICE DE OXIGENO (IO)

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)



39

e) f)

Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en la ventana de generación de

aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y muestra hidrocarburos de tipo II.

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)


IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)



40

g) h)

Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente, donde g se muestra en la ventana

de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras que h muestra hidrocarburos de tipo I y II.

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)


IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)



41

i) j)

Figura 18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente, donde i se muestra en la ventana de

generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i muestra hidrocarburos de tipo II y III.

IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)


IND

ICE D

E HID

RO

GEN

O (IH

)



42

k)

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

de tipo III.


43

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

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

de Estudio.


44

Tabla 2. Datos Geográficos

Pozo Y X Up Down Superf.

(m)

M - 1 22,015 -97,453 -3439 -3450 -45

M - 3 22,129 -97,519 -3757 -3761 -70

M - 5 22,149 -97,664 -2870 -2980 -45

M - 6 22,296 -97,966 -2038 -2045 1

M - 7 22,196 -97,892 -2310 -2341 2,5

M - 9 22,004 -97,746 -2800 -2900 9,5

M - 10 21,879 -97,656 -2664 -2850 -7,3

M - 11 21,752 -97,642 -2698 -2702 9,68

M - 13 21,846 -98,241 -1401 -1430 37

Figura 22. Topografía subterránea del estrato Jurásico superior Thitoniano.


45

Figura 23. Gráfica de Temperatura máxima (°C) de la capa Jurásico superior titoniano,

para interpretar la madurez de los hidrocarburos.

Figura 24. Grafica de Carbono Orgánico Total (%) de la capa Jurásico superior

titoniano, para interpretar la cantidad de materia orgánica presente.


46

Figura 25. Relación entre madurez (T°max) y cantidad de materia orgánica (%TOC).

ANÁLISIS VOLUMÉTRICO DE ROCA GENERADORA

Para poder realizar el cálculo volumétrico de la roca generadora se utilizaron programas

como Google Earth georeferenciando la topografía de la roca generadora (Fig. 22), el cual

fue utilizado para medir distancias entre cotas y de cotas. Por otro lado toda la información

obtenida se vació en la tabla 3, dando como resultado un volumen de 270.8924136 km3.

Tabla 3. Cálculo Volumétrico.

Y X Up Down Superf.

(m)

espesor(m) distancia longitud

Up (km)

longitug

cota(Km)

esp*long

up(area)

esp*lon

up*long

cota

22.015 -

97.453

-3439 -3450 -45 11 -3800 3.49 0 0.186908889 0

22.129 -

97.519

-3757 -3761 -70 4 -3700 1.79 22.65 0.095864444 2.171329667

22.149 -

97.664

-2870 -2980 -45 110 -3600 2.12 27.07 0.113537778 3.073467644

22.296 -

97.966

-2038 -2045 1 7 -3500 1.98 38.29 0.10604 4.0602716

22.196 -

97.892

-2310 -2341 2.5 31 -3400 2.17 40.84 0.116215556 4.746243289

22.004 -

97.746

-2800 -2900 9.5 100 -3300 2.81 45.03 0.150491111 6.776614733

21.879 -

97.656

-2664 -2850 -7.3 186 -3200 2.78 49.09 0.148884444 7.308737378

21.752 -

97.642

-2698 -2702 9.68 4 -3100 3.9 57.52 0.208866667 12.01401067

21.846 -

98.241

-1401 -1430 37 29 -3000 3.79 66.64 0.202975556 13.52629102


47

esp. 0.053556 -2900 4.52 66.58 0.242071111 16.11709458

-2800 3.39 66.8 0.181553333 12.12776267

-2700 3.8 66.26 0.203511111 13.48464622

km= 1000 m -2600 3.89 64.02 0.208331111 13.33735773

km3= 1E+09 m3 -2500 4.07 62.41 0.217971111 13.60357704

-2400 4.24 61.86 0.227075556 14.04689387

-2300 4.12 61.51 0.220648889 13.57211316

-2200 4.1 61.08 0.219577778 13.41181067

-2100 3.81 60.82 0.204046667 12.41011827

-2000 5.44 60.2 0.291342222 17.53880178

-1900 5.98 60.29 0.320262222 19.30860938

-1800 7.2 61.32 0.3856 23.644992

-1700 5.45 58.73 0.291877778 17.14198189

-1600 5.69 38.01 0.304731111 11.58282953

-1500 4.74 23.19 0.253853333 5.8868588

270.8924136 km3

ANÁLISIS DE INFORMACIÓN

De acuerdo con las figuras mostradas en el sector anterior, se parte a un análisis para un

mayor entendimiento.

Como punto de partida se tiene el mapa de localización de los pozos (Fig. 12) de del anexo

2, que nos muestra de una forma más visual la localización de los 12 pozos a analizar de la

Cuenca Tampico Misantla.

Una vez ubicados, se tiene como consiguiente el análisis geoquímico de cada uno de los

pozos (Fig. 13), donde se tiene una amplia descripción visual del comportamiento de los

pozos, referenciando con recuadros rojos el sector que nos interesa “La Roca Generadora”

que pertenece al Jurásico Superior, específicamente el Tithoniano (Formación Pimienta).

Dando como resultado que los pozos analizados tienen un potencial de Bueno a Muy

Bueno, es decir, la zona es propicia para la generación de hidrocarburos.

En lo que respecta con el tipo de hidrocarburo, se utilizó el Diagrama de Van Krevelen por

pozo, describiéndose en cada una de las imágenes, (Fig. 14-19).

Descripción por imagen:


48

En la Figura 14 el inciso a y b nos muestran las características de M1 y M3

respectivamente, donde a se encuentra en la ventana de generación de aceite mientras que b

es pobre.

Figura 15. El inciso c y d nos muestran las características de M4 y M5 respectivamente,

donde c se encuentra en la ventana de generación al igual que d.

Figura 16. Muestran las características de M6 y M7 respectivamente, donde e se muestra en

la ventana de generación de aceite de tipo I, mientras que f está en la misma ventana y

muestra hidrocarburos de tipo II.

Figura 17. El inciso g y h nos muestran las características de M9 y M10 respectivamente,

donde g se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, II, III mientras

que h muestra hidrocarburos de tipo I y II.

Figura18. El inciso i y j nos muestran las características de M11 y M13 respectivamente,

donde i se muestra en la ventana de generación de hidrocarburos de tipo I, mientras que i

muestra hidrocarburos de tipo II y III.

Figura19. El inciso k muestra características de M14, donde se muestra hidrocarburos de

tipo III.

Los pozos M2, M8 y M12 carecen de información para la elaboración de este tipo de

análisis por lo que se omitió en el trabajo, esto no quiere decir que el proyecto carezca de

buena información, al contrario se basa en datos reales (véase, anexo 2).

Para la elaboración de los mapas se utilizó el método de Kriging (Surfer 10), por que utiliza

las tendencias en el mapa para extrapolar a zonas donde no hay datos, a veces resulta en un

máximo de Z y los valores mínimos en la red que están más allá de los valores del archivo

de datos. Esto podría ser aceptable en un mapa de estructura o mapa topográfico, este

método fue utilizado para la realización de los mapas de contornos (Gradiente Geotérmico,

%TOC, Temperatura máxima y Topografía de la Roca Generadora), Fig. 20-26.

En el mapa de Gradiente Geotérmico se describe una zona de poca temperatura ubicándose

cerca del centro y hacia los costados la temperatura aumenta (Fig. 20), para analizar bien


49

estas anomalías se referenciaron en Google Earth los pozos dando como resultado el mapa

de la Figura 21, donde M8 y M2 se encuentran cerca de esta zona con menos temperatura,

mientras que los demás pozos están por encima de los 30° C de gradiente.

Para una mejor perspectiva de la roca generadora se hizo un mapa 3D de la topografía

subterránea, asimilándose que tiene un comportamiento similar al de la superficie.

Para la interpretación de la madurez de hidrocarburos se realizó un mapa de contornos de

Tmáx, resultando que el inicio de esta madurez está en la zona central y a los costados

especialmente hacia el Este (Fig. 23).

El %TOC, que se utilizó fue el promedio únicamente de la capa de Jst por pozo, dando

como resultado el mapa de la Fig. 2 que nos describe una acumulación de materia orgánica

hacia el NE.

En la siguiente figura se muestra el área propuesta para exploración rodeada en rojo, ya que

de acuerdo con el análisis del empalme de mapas de Tmáx y %TOC (Fig. 27), donde la

primera nos muestra valores de una temprana maduración de los hidrocarburos en toda el

área, y la segunda nos da valores de cantidades de materia orgánica bastante favorables

principalmente en la zona Norte, lo que nos indica una zona propicia para la explotación de

petróleo.


50

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


51

CONCLUSIONES

En base al análisis Geológco se conjuntaron aspectos tanto de geología superficial como de

geología del subsuelo, con el motivo de presentar la distribución de las formaciones

generadoras de hidrocarburos de una manera regional. Con este análisis, se obtuvo un

mejor panorama de la distribución de la Formación Pimienta, que nos refiere al Jurásico

Superior Tithoniano.

En el análisis Tectónico-Estratigráfico se realizó un estudio referente a los esfuerzos que

dieron origen a la PPTM (Provincia Petrolera Tampico Misantla), así como lo referente al

comportamiento de las formaciones encontradas en el subsuelo, y en base a los cortes

litológicos de la perforación de los pozos.

Los resultados obtenidos en los análisis geológico-geoquímicos, fueron integrados para

lograr el conocimiento de la Volumetría de la Roca Generadora.

De acuerdo al análisis Geoquímico se logró determinar la ubicación de las concentraciones

de %TOC y el grado de madurez de roca generadora conforme aumenta la profundad de la

misma, siendo la zona costera y mar adentro en dirección norte un prospecto de

exploración.

Con el punto anterior y la revisión de información geológica de los pozos, se logró conocer

y delimitar una nueva zona prospecto para la exploración (Fig. 26).

Se propone un pozo como lugar propicio para la exploración de hidrocarburos (Fig. 26),

que de acuerdo a los resultados muestra hidrocarburos no muy maduros por lo que su

migración hacia el continente u otras partes es poco probable, ya que la topografía de la

roca generadora muestra una pendiente más o menos pronunciada hacia el continente.


52

ANEXOS

Los siguientes enlaces muestran un acceso a los archivos utilizados para la elaboración de

este proyecto.

Tablas y gráficos.xlsx

Examen-3.pdf

REFERENCIAS

Tarango-Ontiveros, G., 1985, Monografía Geológico Petrolera de la Zona Centro: Reporte

interno, Pemex Exploración y Producción, Región Norte.

Pemex-BP, 1994, La Cuenca Tampico-Misantla, Estrategia Exploratoria: Pemex

Exploración y Producción – BP, Reporte interno, 161 p.

Rodríguez, J. María y coa., 2010, Descubra el yacimiento: Provincias petroleras de

México, WEK México 2010, Capitulo 1, pp. 1.12- 1.17.

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

Petroleos Mexicanos (PEMEX), 2005.Monografía Petrolera de la Zona Norte.

Superintendencia General de Distritos de Exploración Tampico, Zona Norte. Reporte

interno.

Welte. D. H. 1982. El petróleo, su formación y localización, Consejo Nacional de Ciencia y

Tecnología. Reporte interno.

Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Registro de Información Geológica,

Recuperado el 19de noviembre de 2012, http://www.cnh.gob.mx/.rig

INEGI, Mapas para imprimir, Recuperado el 19 de noviembre de 1012,

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

Tablas%20y%20gráficos.xlsx

Examen-3.pdf

http://www.cnh.gob.mx/.rig

Documents

Tampico Misantla