Provincia Petrolera Golfo de México Profundo

Pemex Exploración y Producción Subdirección de Exploración

Versión 2.0, 2013

~1~

Director de Pemex Exploración y Producción Carlos A. Morales Gil Subdirector de Exploración J. Antonio Escalera Alcocer

Gerente de Estudios Regionales Guillermo Mora Oropeza

Activo de Exploración Aguas Profundas Sur Marcos Millán Padrón

Activo de Exploración Aguas Profundas Norte Manuel Terán García

Equipo de Trabajo Rodrigo Maldonado Villalón

Ulises Hernández Romano

José Robles Nolasco

Lourdes Clara Valdés

Jaime Patiño Ruiz

Carlos T. Williams Rojas

José Ruiz Morales

Carlos Caraveo Miranda

Marco A. Arreguín López

Juan Rogelio Román Ramos

Ernesto Miranda Canseco

Rubén Darío Gómez Rodríguez

Eduardo Macías Zamora

Fernando Navarro Baca

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Contenido 1. Ubicación .................................................................................................................. 4 2. Marco tectónico estructural ....................................................................................... 4 2.1 Geología estructural ..................................................................................................... 4 2.2 Evolución tectónica estructural .................................................................................. 11 3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito .......................................................... 15 4. Sistemas Petroleros ................................................................................................. 17 4.1 Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) .......................................................................................................................................... 17 4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) ..................................................................................................... 17 4.1.2 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) ................................................................................................. 20 4.1.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 20 4.1.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ........................................................................... 21 4.1.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 21 5. Producción y reservas 3P ........................................................................................ 22 6. Recursos prospectivos ............................................................................................. 22 7. Bibliografía .............................................................................................................. 23 Figuras ........................................................................................................................ 25 Glosario ...................................................................................................................... 26

Provincia Petrolera Golfo de México Profundo 1. Ubicación La Provincia Petrolera Golfo de México Profundo (PPGMP) corresponde a la porción central del Golfo, limitada por la isobata de 500 m y el límite de la Zona Económica Exclusiva de México en el Golfo de México. En los últimos años se han realizados trabajos exploratorios para evaluar el potencial petrolero del área, desde estudios regionales hasta la perforación de pozos exploratorios en áreas estratégicas. Con base en estos estudios se han identificado en la región seis provincias con características geológicas distintivas (Fig. 1).

Figura 1. Mapa de localización de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo.

2. Marco tectónico estructural 2.1 Geología estructural La parte central de la PPGMP está constituida por corteza oceánica la cual está flanqueada por todos lados por corteza continental atenuada (Fig. 2). Esta arquitectura de basamento se originó del Triásico Tardío al Neocomiano, durante la ruptura de la Pangea a medida que África-América del Sur se separaba de América del Norte. Basándose en su naturaleza y grado de extensión la corteza del Golfo de México se ha dividido en cuatro tipos: corteza continental, corteza continental transicional gruesa, corteza continental transicional delgada y corteza oceánica, las tres últimas están presentes en esta provincia (Fig. 3). ~4~

96°0'0"W

93°0'0"W

90°0'0"W

87°0'0"W

84°0'0"W

27°0'0"N

27°0'0"N

30 °

30°0'0"N

99°0'0"W

24°0'0"N

dorsales

15°0'0"N

15°0'0"N

18 °

18°0'0"N

18°0'0"N

21°0'0"N

21°0'0"N

24 °

24°0'0"N

102°0'0"W

30°0'0"N

105°0'0"W

102 ° 105°0'0"W

102°0'0"W

96 ° 99°0'0"W

96°0'0"W

90 ° 93°0'0"W

84 °

90°0'0"W

87°0'0"W

84°0'0"W

Figura 2 . Mapa tectónico mostrando la distribución de las cortezas oceánica y continental en el Golfo de México así como las principales fallas y bloques relacionados con su formación (Miranda et al., 2005). A

Corteza transicional delgada 100°0'0"W

95°0'0"W

90°0'0"W

85°0'0"W

90°0'0"W

85°0'0"W

30°0'0"N

105°0'0"W

25°0'0"N

Corteza oceánica

30°0'0"N

Corteza transicional delgada

Corteza transicional gruesa

25°0'0"N

Corteza transicional gruesa

A’

A

15°0'0"N

15°0'0"N

20°0'0"N

20°0'0"N

A’

105°0'0"W

100°0'0"W

95°0'0"W

Figura 3. Sección geológica mostrando los tipos de corteza presentes en el Golfo de México, la secuencia sin-rift (azul) incluyendo la distribución de la sal (púrpura), la secuencia sedimentaria mesozoica y cenozoica, depositada durante la subsidencia posterior a la formación de las cortezas, así como estilos de deformación (Miranda et al., 2005).

~5~

El tipo de corteza y su evolución es uno de los factores que junto con los eventos de mayor sedimentación han controlado las diferentes tazas de subsidencia y el flujo de calor en el Golfo de México, esto a su vez tiene relación directa con la evolución de la madurez de la materia orgánica de las diferentes rocas generadoras presentes en esta provincia. Otro elemento importante que impacta en el flujo de calor y en los estilos de deformación es la sal depositada en el Golfo de México durante el Calloviano, de acuerdo al modelo de evolución del Golfo de México la extensa zona con depósito de sal fue segmentada durante la etapa de generación de corteza oceánica quedando dos grandes áreas salinas conocidas como la Sal Louann y la Sal del Istmo (Fig. 4), los límites originales de estos cuerpos salinos se han modificado por la deformación que han experimentado posteriormente a su depósito. 100°

100°0'0"W

95°0'0"W

90°0'0"W

90°

85°0'0"W

90°0'0"W

85°0'0"W

80°

80°0'0"W

30°0'0"N

30°0'0"N

105°0'0"W

30°

20°0'0"N

20°0'0"N

25°0'0"N

25°0'0"N

Sal Louann

20°

15°0'0"N

15°0'0"N

Sal del Istmo

105°0'0"W

100°0'0"W

95°0'0"W

80°0'0"W

Figura 4. Distribución de los depósitos salinos y corteza oceánica en el Golfo de México (Miranda et al., 2005).

Con base en sus características actuales la PPGMP se subdivide en 7 Provincias Geológicas, cada una con estilos estructurales propios, de las que actualmente 6 tienen un interés petrolero.

~6~

1. Salina del Bravo, esta provincia se localiza en el sector nororiental del Golfo de México, frente al delta del Río Bravo (Fig. 5) en tirantes de agua que varían de 500 a 2500 m, se caracteriza por la presencia de mantos tabulares de sal, toldos y diapiros, evacuados desde el poniente, que de acuerdo al modelo regional, traslapan a un cinturón plegado subsalino que hacia el oriente emerge como el Cinturón Plegado Perdido. Hacia el occidente esta provincia presenta una franja, casi paralela al borde del talud continental, dominada por una tectónica salina representada por diapiros y paredes de sal con sus depresiones o minicuencas asociadas, que atraparon la sedimentación del Neógeno. Estos cuerpos de sal evolucionaron a partir de mantos de sal alóctona que se emplazaron a niveles más someros en diferentes tiempos en las secuencias del Paleógeno y Mioceno (Cruz et al, 2010). En esta provincia se han realizado estudios de manifestaciones superficiales y muestreo de fondo marino que indican la presencia de hidrocarburos líquidos que se pueden estar fugando de arenas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos (Guzmán, 1999; Holguín et al., 2005), las cuales se encuentran conformando trampas estratigráficas, estructurales y combinadas tales como acuñamientos contra diapiro y estructuras tipo tortuga, entre otros.

Cuenca de Burgos (costa afuera)

Cinturón Plegado Perdido Salina del Bravo

Abisal del Golfo de México

Cordilleras Mexicanas Salina del Istmo

Cinturón Plegado Catemaco

Figura 5. Sección estructural tipo de las Provincias Geológicas Salina del Bravo y Cinturón Plegado Perdido.

2. Cinturón Plegado Perdido, se localiza al oriente de la Provincia Geológica Salina del Bravo y se caracteriza por presentar un estilo de pliegues y fallas inversas orientadas de suroeste a noreste, que despegan en la sal autóctona jurásica (Fig. 5). Este cinturón plegado se asocia a la compresión y al mecanismo de inflación de la sal originado por la tectónica gravitacional ocurrida al occidente del área, en la Provincia Petrolera Burgos, durante el Oligoceno-Mioceno (Cruz et al., 2010). Las trampas de este cinturón son grandes estructuras anticlinales (con áreas de 100 a 250 km2) ~7~

nucleadas por sal, alargadas (más de 40 Km) y apretadas, con tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidense del Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientos importantes de aceite entre los que se encuentran Baha, Trident, Great White, Tobago, Silvertip y Tiger. En México se ha confirmado la existencia de yacimientos de aceite de 29°API, en areniscas de abanicos turbidíticos del Eoceno inferior en el pozo Trión 1 (2012); en areniscas turbidíticas asociadas a canales amalgamados de la misma edad en Maximino 1 (2013), que contienen aceite ligero de 43° API y en areniscas turbidíticas de canales y de desborde del Oligoceno en el pozo Supremus 1, con aceites de 29°API (2012). En el pozo PEP 1 (2013), se presentaron manifestaciones de aceite de 43° API en areniscas del Eoceno inferior. Se estima que también pueden existir yacimientos en calizas fracturadas mesozoicas de aguas profundas en estructuras de esta Provincia Geológica (Fiduk et al., 1999; Guzmán, 1999; Trudgill et al., 1999; Patiño et al., 2003; Holguín et al., 2005; Yu et al., 2007). 3. Cordilleras Mexicanas: esta provincia se localiza al oriente de la plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa de los estados de Veracruz y Tamaulipas, donde se formó un amplio cinturón plegado desde la parte sur de la Provincia Salina del Bravo hasta el límite noroccidental de la Provincia Geológica del Cinturón Plegado Catemaco, generado como respuesta a la extensión gravitacional de la faja extensional desarrollada en la parte sur de la Cuenca de Burgos y en la Provincia Geológica del Cinturón Extensional Quetzalcoatl. Este cinturón plegado se extiende a lo largo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km 2 en tirantes de agua entre 1,000 y 3,000 m. Se caracteriza por anticlinales asimétricos largos y angostos, generalmente con vergencia al oriente y en algunos casos en sentido opuesto. El sistema ligado extensión - compresión que propicio la formación de la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas se transmite a través de más de una superficie de despegue dentro del Terciario, interpretándose la más importante en el Eoceno superior (Fig. 6).

Tomado de Cruz et.al, 2010

Cinturón Plegado Perdido Salina del Bravo

Abisal del Golfo de México

Cordilleras Mexicanas Salina del Istmo

Cinturón Plegado Catemaco

Figura 6. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas. ~8~

En la Provincia de Cordilleras Mexicanas, las estructuras están confinadas a la sección terciaria y son de edad del Mioceno al Reciente, siendo los pliegues más jóvenes y de mayor amplitud los que se localizan hacia el centro de la cuenca (Salomón et al., 2004). En esta provincia se ha perforado un pozo corroborando la presencia de hidrocarburos en fase gaseosa en las secuencias del Mioceno, mientras que en trampas preservadas por debajo del despegue del Eoceno el pronóstico es de aceites medios a ligeros que pueden estar almacenados en areniscas turbidíticas depositadas en aguas profundas como sistemas de nivel bajo (Guzmán, 1999; Salomón et al., 2004; Holguín et al., 2005). 4. Salina del Istmo, esta provincia es la extensión hacia aguas profundas de la Provincia Salina del Istmo y se distribuye desde la isobata 500 m hasta la planicie abisal, es la contraparte sur de la Provincia Geológica Salina del Bravo. Se caracteriza por presentar diferentes estilos de tectónica salina, que en una dirección sur-sureste a norte-noroeste, evoluciona de diapiros comprimidos, algunos colapsados, que están conectados con la sal madre por su origen asociado a procesos de “downbuilding” y formación de minicuencas, a geometrías de toldos de sal alóctona emplazados cerca del fondo marino y estructuras contraccionales con inflación de sal (Fig. 7). Estas estructuras corresponden al acomodo de la extensión gravitacional del Plioceno-Pleistoceno, presente en la Provincia Petrolera Sureste como un sistema ligado (Pindell et al., 2002). Estas fases tectónicas generaron una estructuración continua, al menos, desde el Mioceno al Reciente, con la creación de un número considerable de oportunidades exploratorias asociadas a trampas combinadas y estructurales para el Terciario y Mesozoico.

Cinturón Plegado Perdido Salina del Bravo

Abisal del Golfo de México

Cordilleras Mexicanas Salina del Istmo

Cinturón Plegado Catemaco

Figura 7. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Salina del Istmo.

~9~

De acuerdo con estudios de muestreo de emanaciones de hidrocarburos del fondo marino y de modelado de cuenca, se considera que el tipo de hidrocarburos podrían ser desde gas y condensado hasta aceites superligeros a pesados que estarían atrapados en calizas mesozoicas fracturadas y areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos depositados sobre límites de secuencia principalmente como sistemas de nivel bajo cuya distribución estuvo influenciada por la tectónica salina concentrando areniscas en minicuencas (Guzmán, 1999; Cruz y Villanueva, 2004; Holguín et al., 2005). En esta área se han perforado pozos que corroboran la presencia de hidrocarburos gaseosos y condensados en trampas neógenas. Se postula que en trampas más antiguas pueden existir hidrocarburos líquidos. La presencia de sal hace muy complejo el modelado geoquímico para poder estimar las áreas favorables para contener hidrocarburos. 5. Cinturón Plegado Catemaco, esta provincia se localiza al norte del Complejo Volcánico de los Tuxtlas, en la porción marina profunda. Es un cinturón deformado con pliegues asimétricos con orientación noreste-suroeste y vergencia al noroeste, afectados por fallas inversas y cabalgaduras que despegan de superficies ubicadas en la base del Paleoceno y el Eoceno (Fig. 8). De acuerdo con las secuencias de expansión asociadas a la deformación, este sistema plegado se formó durante el Mioceno medio-tardío, contemporáneo a la deformación Chiapaneca y por la orientación de sus ejes parece estar influenciado por el colapso gravitacional del Neógeno. Estos eventos tectónicos estructuraron la columna sedimentaria cenozoica que contiene areniscas de canales y abanicos submarinos en la sección del Oligoceno al Mioceno superior, formando trampas estructurales y combinadas. Los recientes descubrimientos en el área han corroborado la presencia de gas en trampas neógenas y se postula que en trampas más antiguas pueda existir la presencia de aceite ligero (Holguín et al., 2005).

Tirante de agua

Mioceno superior

Mioceno inferior 40

Reciente

Mioceno medio

Oligoceno superior

Plioceno superior

Mioceno inferior

Plioceno medio Plioceno inferior

Mioceno inferior 10

Oligoceno 10 Eoceno superior

Mioceno inferior 20

Eoceno superiorPaleoceno

Cretácico Jurásico

Cinturón Plegado Perdido Salina del Bravo

Abisal del Golfo de México

Basamento Cordilleras Mexicanas Salina del Istmo

Cinturón Plegado Catemaco

Figura 8. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco.

~ 10 ~

6. Abisal del Golfo de México, se localiza en la parte central y más profunda del Golfo de México (Fig. 9), en esta área la columna sedimentaria no tiene una deformación importante, por lo que solo pudieran existir estructuras de muy bajo relieve o trampas estratigráficas que pudieran ser de interés económico, se infiere que en ella están contenidas rocas arcillosas y desarrollos de areniscas de abanicos de piso de cuenca, por su tirante de agua representarían la última frontera en el Golfo de México Profundo.

A

Cinturón Plegado Perdido

Salina del Bravo

A

B

C

A

Abisal del Golfo de México

A B

B

Cordilleras Mexicanas

CC

Salina del Istmo

B

C

Cinturón Plegado Catemaco

Figura 9. Secciones estructurales en la Provincia Geológica Abisal del Golfo de México mostrando la escasa estructuración en toda la columna sedimentaria.

2.2 Evolución tectónica estructural Según el modelo de apertura del Golfo de México, esta provincia evolucionó a partir de una etapa de rift que desarrolló altos y bajos de basamento en el Triásico Tardío – Jurásico Medio, pasando después a la etapa de deriva hasta principios del Cretácico Temprano (Fig. 10). Durante estas etapas, el Bloque Yucatán junto con el Macizo de Chiapas y la Cuenca Mesozoica del Sureste, se desplazaron rotando en contra de las manecillas del reloj hasta alcanzar su posición actual en el Berriasiano (Buffler y Sawyer, 1985; Salvador, 1987; Pindell et al., 2002; Pindell et al., 2008). Contemporáneamente a la apertura del Golfo de México, la provincia experimentó los primeros movimientos de sal que influyeron en la sedimentación jurásica en su porción sur-sureste como en su parte noroeste. Con el término de la apertura a principios del Cretácico, la cuenca entró en una etapa de subsidencia térmica que influyó en el establecimiento de ambientes profundos en la cuenca. Para fines del Cretácico, la cuenca experimentó un cambio en el régimen sedimentario de carbonatado a siliciclástico por la influencia de la Orogenia Laramide que comenzó a afectar el occidente de México. ~ 11 ~

Figura 10. Evolución tectónica del Golfo de México (Pindell et al., 2002)

Durante el Eoceno, la formación del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y el basculamiento del basamento hacia la cuenca en el noreste de México, marca el inicio del sistema gravitacional que provocó en la provincia el desarrollo de diapiros y minicuencas secundarias a partir de un cuerpo de sal alóctona emplazado en el Paleoceno (Cruz et al., 2010); mientras que en la porción sur de la provincia ocurre la reactivación de la sal en forma de diapiros y paredes de sal pero a partir de la sal madre. Este proceso continuó durante el Oligoceno-Mioceno inferior. Para estos tiempos, la generación del sistema deltaico a partir del aporte del ancestral Río Bravo en la Cuenca de Burgos indujo un cambio gradual en la orientación del sistema extensional que pasó de casi norte-sur a noreste-suroeste en la plataforma continental; las primeras fallas normales de este sistema se propagaron y despegaron en el límite basamento-sal, mientras que el segundo localizado echado abajo despegan en el límite Paleoceno-Eoceno o dentro del Eoceno (Cruz, et al., 2010). Este sistema generó diapiros comprimidos y toldos de sal plegados hacia la cuenca el Cinturón Plegado Perdido y en la Provincia Salina del Bravo.

~ 12 ~

La deformación compresiva Chiapaneca ocurrida en sur de México durante el Mioceno mediotardío, terminó de estructurar la Provincia Geológica del Cinturón Plegado de Chiapas, y transfirió acortamiento hacia el norte generando un amplio cinturón plegado que abarca desde la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco pasando por la provincia Salina del Istmo hasta el Pilar Reforma-Akal (Fig. 11). El límite oriental de este cinturón plegado lo constituyó una rampa lateral con despegue a nivel de sal madre, ubicada en el borde suroccidental de la Plataforma de Yucatán, en su límite con la actual Provincia Geológica Macuspana, generando transtensión dextral (Pindell et al., 2002). El levantamiento, acentuado en el Cinturón Plegado de Chiapas, se vio reflejado con un mayor aporte de sedimentos hacia la cuenca a finales del Mioceno. La llegada de los aportes sedimentarios a la zona de fallamiento de desgarre disparó el inicio del sistema extensional con la formación de la Provincia de Macuspana. Esta fase extensional puede ser la responsable de mayor deformación de la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco y de los diapiros y paredes comprimidos de la Provincia Geológica Salina del Istmo.

Figura 11. Deformación Chiapaneca del Mioceno medio (Pindell et al., 2002).

Para el resto del Neógeno, el escenario tectónico que imperó en la megacuenca del Golfo de México fue la tectónica gravitacional que generó sistemas ligados de extensión y compresión. Así en el sur, el sistema extensional que generó la Provincia Geológica Macuspana y el área de evacuación de sal Comalcalco del Mioceno tardío al Reciente, produjo hacia la cuenca la formación de pliegues orientados noreste-suroeste con fallas inversas y cabalgaduras que despegan en la sal alóctona (Fig. 12) y diapiros comprimidos que evolucionan a rampas de sal (Pindell et al., 2002; Robles et al., 2009; Cruz et al., 2010). ~ 13 ~

Figura 12. Sistema ligado de extensión-compresión del Mioceno tardío-Plioceno en el sureste de México (Deformación Campechana) (Pindell et al., 2002).

Hacia la margen occidental del Golfo de México, en la Provincia Geológica Cinturón Extensional Quetzalcoatl se estableció un sistema de fallas lístricas que desarrollo echado abajo la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas que corresponde a una serie de anticlinales asimétricos largos y angostos, con vergencia dominante hacia el oriente y en algunos casos en sentido opuesto, que despegan a través de superficies ubicadas en el Terciario, la edad del plegamiento en la provincia varía de occidente a oriente del Mioceno tardío al Reciente (Salomón et al., 2004). Todos estos eventos tectónicos que actuaron en la cuenca en diferentes tiempos y con diferentes direcciones de esfuerzos, generaron estilos estructurales sobrepuestos que conformaron el marco tectónico estructural complejo en el sureste de México y el área marina somera y profunda del sur del Golfo de México (Fig. 13).

~ 14 ~

Abisal del Golfo de México

Figura 13. Mapa Tectónico Estructural de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo.

3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito De acuerdo con el modelo de apertura del Golfo de México (Pindell et al., 2002; Pindell et al., 2008), la estratigrafía de la cuenca profunda del golfo cubre dos tipo de cortezas (Fig. 14), en el centro de la cuenca por medio de correlación sísmica se establece que rocas de probable edad Jurásico Tardío sobreyacen una corteza oceánica, mientras que hacia las márgenes del bloque Yucatán y Norteamérica, rocas evaporíticas y lechos rojos cubren una corteza continental adelgazada.

~ 15 ~

PALEOCENO

Daniano

CR E T Á C I C O

Campaniano Santoniano

Coniaciano Turoniano Cenomaniano MEDIO

INFERIOR

Albiano Aptiano Barremiano Hauteriviano

Valanginiano Berriasiano

M E S O Z O I C O

Tithoniano

SUPERIOR

Kimmeridgiano Oxfordiano

J U R Á S I C O

Calloviano

Bathoniano MEDIO

Bajociano

Roca Sello

Roca

Almacenadora

Roca generadora

Cinturón plegado

II

? Corteza oceánica

II

Aaleniano Toarciano Pliensbachiano INFERIOR

LITOLOGIA

Sinamuriano Hetangiano

TRIÁSICO

Antefosa

Lutetiano Ypresiano Thanetiano Selandiano Maastrichtiano

SUPERIOR

Tipo de trampa

Rupeliano Priaboniano Bartoniano

EOCENO

Salina del Golfo Sur Catemaco

Margen Pasiva

PALEÓGENO

OLIGOCENO

Cinturón Plegado Pérdido Cordilleras Mexicanas

Syn-rift

MIOCENO

Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano

Orogenia Laramide

NEÓGENO

CENOZOIC O

PLIOCENO

Eventos tectónicos y TectonoMP secuencias

Edad

Unidades estratigráficas y litología

Halocinesis

Época

CUAT. PLEISTOCENO

Apertura del Golfo de México

Era / Periodo

Orogenia Chiapaneca

Edad

SUPERIOR MEDIO INFERIOR

Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano

TRAMPAS

Limolita, lutita

Sal autóctona

Caliza de rampa Media-externa

Arenisca

Sal alóctona

Margas

Clásticos continentales

Caliza marina somera

Calizas pelágicas

Caliza oolítica

Calizas y lutitas carbonosas

Volcánicos Ígneo intrusivo o metamórfico

Acuñamiento

ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO Roca generadora y tipo de kerógeno

Anticlinal

Roca almacenadora

Cambio de facies

Roca sello

Anisiano Olenekiano Induano

PALEOZOICO

Basamento

Basamento

Figura 14. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo (Modificada de Escalera y Hernández, 2010).

Para el Jurásico Tardío con mayor entrada de aguas marinas en la cuenca se desarrollaron rampas carbonatadas y siliciclásticas hacia los bordes, mientras que hacia el centro de la cuenca se considera que prevalecieron ambientes de mar abierto, donde se depositaron calizas arcillosas. A ~ 16 ~

finales del Jurásico Tardío una transgresión marina establece ambientes de cuenca euxínica donde se depositaron calizas arcillosas y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica. Para el Cretácico, se generaron condiciones de cuenca abierta en ocasiones oxigenada donde se depositaron carbonatos arcillosos de cuenca en el sector profundo del golfo. Con el cambio del régimen sedimentario en el Terciario, la cuenca comenzó a recibir sedimentación siliciclástica que se depositó en facies de canales y abanicos de piso de cuenca, principalmente durante el Eoceno al Mioceno tardío y hasta el Plioceno en la provincias de Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido, Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado Catemaco y la parte suroeste de la Salina del Istmo.

4. Sistemas Petroleros 4.1 Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) 4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Roca generadora: En la Provincia Geológica del Cinturón Plegado Perdido y a través de los análisis realizados en muestras de hidrocarburos de los pozos Trión 1, Supremus 1 y Maximino 1, se identificaron aceites saturados ligeros a superligeros, con características indicativas de que la roca generadora de la cuál provienen, se depositó en un ambiente subóxico – arcilloso a partir de kerógeno rico en materia orgánica marina con aporte continental. Los datos aportados por los pozos mencionados, coinciden con la información antecedente del área obtenida mediante análisis de emanaciones de fondo marino y que se consideran de afinidad con rocas generadoras del Tithoniano. Hacia las zonas no perforadas del Golfo de México Profundo y mediante diferentes campañas de muestreo de emanaciones de petróleo en el fondo marino, se ha identificado la presencia de los sistemas petroleros. Los análisis geoquímicos en estas muestras han permitido determinar también su afinidad con las rocas generadoras del Tithoniano (Fig. 15), proporcionando evidencias geoquímicas que ésta roca generadora está activa y es eficiente generando termogénicamente, hidrocarburos. Todo lo anterior permite definir para estas áreas, la presencia del sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!). Hacia el Golfo de México Profundo la presencia de hidrocarburos en sedimentos del fondo marino se distribuye en diferentes porciones. De esta manera, entre las costas de Tuxpan y Tampico, estas evidencias se ubican en dirección a la cuenca entre los campos marinos de la Faja de Oro desde la ~ 17 ~

Isla de Lobos, Bagre y Atún. Un núcleo de sedimentos recuperado aproximadamente a 50 km al noreste de la Isla de Lobos presentó hidrocarburos cuyos biomarcadores sugieren una mezcla de aceites de origen carbonatado, presumiblemente jurásicos, con aceites de probable origen Terciario derivado de rocas arcillosas que correlaciona con los aceites que se han reportado en la Isla de Lobos. Por otro lado, hacia las Cordilleras Mexicanas, al este de Poza Rica, se encuentran varias manifestaciones de hidrocarburos cuyos biomarcadores correlacionan con aceites almacenados en campos del continente, cerca de la costa y en el Golfo de México de edad Tithoniano.

Extracto de Roca Generadora del Tithoniano m/z 191

m/z 217

Extracto de sedimentos en el Fondo Marino del Golfo de México m/z 191

m/z 217

Figura 15. Correlación de los hidrocarburos extraídos directamente de una roca generadora del Tithoniano Inmadura con los extraídos en sedimentos del fondo marino del Golfo de México.

Se han encontrado también manchas de aceite en la superficie del océano que están ampliamente esparcidas en el Golfo de México hacia las áreas de Coatzacoalcos y el Golfo Profundo. Hacia el área de Coatzacoalcos se recolectaron solo muestras de gas donde la sal somera ha sido evacuada, en la trayectoria de las fallas que alcanzan la superficie del suelo marino, por lo que la migración de los hidrocarburos puede provenir de acumulaciones existentes cerca del amalgamiento de la sal y cargadas a través de vías complejas provenientes de las rocas generadoras. Hacia el norte y noreste de los diapiros salinos se recuperaron abundantes muestras de aceite y gas a lo largo de fallas asociadas a tectónica salina somera. Los aceites filtrados, analizados tanto en el área de Coatzacoalcos como en el Golfo Profundo, presentan biomarcadores que permiten correlacionarlos con las rocas generadoras del Tithoniano rico en carbonatos.

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Roca almacenadora: En la Provincia Geológica Cinturón Plegado Perdido las principales rocas almacenadoras son areniscas turbidíticas siliciclásticas del Oligoceno depositadas en canales y desbordes de canal (Supremus 1), así como areniscas turbiditas siliciclásticas pertenecientes a abanicos submarinos (Trión 1) y de canales amalgamados (Maximino 1) del Eoceno inferior . Para la PPGMP se postulan como rocas almacenadoras a calizas de cuenca del Jurásico y Cretácico; que además pueden estar fracturadas por la tectónica salina y la compresión asociada a tectónica gravitacional. Se ha establecido producción de hidrocarburos extrapesados en los Campos Tamil y Nab, ubicados al sureste de esta provincia, en carbonatos de cuenca fracturados del Cretácico Medio y brechas del Cretácico Superior, respectivamente. Para el Terciario se tienen como rocas almacenadoras areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canales y abanicos submarinos depositados en esta zona como sistemas de nivel bajo, las cuales, para la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco a nivel del Mioceno corresponden a areniscas productoras de gas, probadas en los pozos Noxal y Lalail. Estas mismas facies se consideran rocas almacenadoras en las Provincias Geológicas Cordilleras Mexicanas y Cinturón Plegado Perdido pero distribuidas en el Eoceno y Mioceno.

Roca sello: El elemento roca sello para los almacenes del Mesozoico se consideran a los niveles de lutitas calcáreas del Tithoniano con espesores que pueden variar de 30 a 100 m y a los horizontes intraformacionales de calizas arcillosas del Cretácico, cuyos espesores pueden ser de 30 a 80m. Para el Terciario la roca sello son lutitas que están dispuestas en forma interestratificada o alternada de manera vertical y lateral con las areniscas que conforman la roca almacén, cuyos espesores pueden ser de 50 hasta 1000 m aproximadamente, estas secuencias fueron formadas principalmente por material fino en suspensión y sedimentos arcillosos depositados como parte de los sistemas turbidíticos.

Trampa: De acuerdo a los eventos que modificaron la cuenca y a los ambientes de depósito, en esta provincia están presentes diferentes tipos de trampas, las estructurales que corresponden a pliegues con fallas inversas en sus flancos, nucleados con sal o pliegues de rampas con sal evacuada que estructuran la secuencia del Mesozoico y el Paleógeno en el Cinturón Plegado de Catemaco y Salina del Istmo. En la Provincia Salina del Bravo y Salina del Istmo se postulan trampas estructurales en acuñamientos de arena contra diapiros y troncos de sal, en domos salinos y en estructuras de tortuga, formadas por evacuación de sal. Las trampas estratigráficas se atribuyen a las areniscas porosas confinadas en secuencias arcillosas o acuñamientos contra sal, asociados a las facies de canales y abanicos de piso de cuenca depositados del Eoceno al Mioceno

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de la cuenca y por último, las trampas combinadas que corresponden a estas últimas facies estructuradas por la tectónica salina o la componente compresiva de la tectónica gravitacional. En la Provincia Geológica Cinturón Plegado Perdido las trampas están conformadas por pliegues de flexura con despegue en la sal Jurásica, estas estructuras tienen orientación NNE-SSW producto de la contracción del Oligoceno al Reciente.

4.1.2 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) La evolución de la generación de los hidrocarburos hacia el Golfo de México Profundo se ha calculado únicamente con modelado de cuencas considerando los parámetros geológicos y geoquímicos que se han obtenido de los pozos perforados, de esta forma, se ha calculado que hacia la plataforma, donde las rocas generadoras del Tithoniano son cubiertas por menores espesores de roca sedimentaria, la generación de hidrocarburos inicia en etapas muy recientes, o incluso no ha iniciado todavía, y donde se han alcanzado condiciones de generación esta ocurrió hace menos de 5 millones de años, iniciando su expulsión durante los últimos 3 o 2 millones de años hasta la época actual. En la porción central del Golfo de México Profundo, se han identificado zonas de generación de hidrocarburos; sin embargo, la expulsión de los mismos está limitada hacia los depocentros más profundos, donde la generación de hidrocarburos ha ocurrido aproximadamente hace 8 y 10 millones de años, y la expulsión en épocas más recientes, conforme la roca generadora se va sepultando por intervalos más gruesos de carpeta sedimentaria. Al oeste del Golfo de México en las Provincias Geológicas Cordilleras Mexicanas y Cinturón Plegado Catemaco, ésta se encuentra ya en una etapa metagenética, la generación de los hidrocarburos se ha dado en etapas muy antiguas hace aproximadamente 55 millones de años, y la expulsión hace 25 millones de años, alcanzando incluso el agotamiento del potencial de generación de hidrocarburos. La migración de los hidrocarburos se ha dado a través de fallas, fracturas o por la interface entre los cuerpos salinos y las rocas donde se encuentran emplazados.

4.1.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero TithonianoKimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) La extensión del sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) se ha definido con base en el área que abarcan las manifestaciones de hidrocarburos que han sido identificadas con imágenes de satélite y caracterizadas con análisis geoquímicos así como con el análisis de hidrocarburos extraídos en sedimentos del fondo marino que resultaron con su presencia, distribuyendo entonces sus límites hacia la parte central y Norte del Golfo de México y hacia los bordes continentales de las Provincias Petroleras de Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz (Fig. 16).

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Figura 16. Distribución geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!).

4.1.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros TithonianoKimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) Hasta la fecha se ha comprobado que existe carga en las rocas del Neógeno con producción de hidrocarburos gaseosos en el área de Cordilleras Mexicanas y del Cinturón Plegado Catemaco. Con base en los resultados del modelado geológico se postula que existan áreas favorables para el entrampamiento de hidrocarburos líquidos hacia el Cinturón Plegado Perdido donde se ha comprobado su existencia del lado de EUA, Salina del Bravo, Cordilleras Mexicanas por debajo del despegue del Eoceno, y Salina del Istmo.

4.1.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros TithonianoKimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) El diagrama de eventos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!) muestra cómo los procesos y elementos esenciales tuvieron lugar en el tiempo, en ella se incluye la edad geológica para cada uno de ellos así como el tiempo en que ocurren los procesos de generación-migración-acumulación y preservación de los hidrocarburos, además, el momento crítico indica cuando se dieron las condiciones más favorables para que ocurriera el proceso de generación-migración-acumulación de hidrocarburos de una manera general para el Golfo de México Profundo (Fig. 17).

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Tabla de eventos del Sistema Petrolero Jurasico Superior Tithoniano 154 150.7 144.2 Medio

Oxf Kimer Titho Tardío

Temprano

98.9

93.5 Medio

65.0 60.9 54.8 49.0 41.3 33.7 28.5 23.8

Tardío

PALEOC

EOCENO

OLIGOC

JURÁSICO C R E T Á C I C OP A L E O G E N O

16.4 11.2 5.32 1.7 0

Temprano Medio Tard M ioceno

NEÓGEN O

Tiempo ( Ma)

Q Elementos & Eventos ROCA GENERADORA ROCA ALMACEN ROCA SELLO

ROCA DE SOBRECARGA Salina del Bravo

FORMACION TRAMPA

Salina del Bravo Cordilleras Mexicanas Cinturon Plegado Catemaco

GENERACIÓN ACEITE Y GAS Salina del Istmo

Salina del Bravo Cordilleras Mexicanas Cinturon Plegado Catemaco

EXPULSIÓN Salina del Istmo

MOMENTO CRÍTICO

Figura 17. Diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); CretácicoPaleógeno-Neógeno (!).

5. Producción y reservas 3P En la Provincia Petrolera Golfo Profundo, se ha estimado una reserva 3P de 1.7 MMMbpce, al 1 de enero de 2013.

6. Recursos prospectivos Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan recuperar asociados a una estrategia exploratoria. El método de evaluación de los recursos prospectivos de las Provincias Petroleras, agrupa mediante una simulación Montecarlo, las evaluaciones de los plays en cada Provincia y a su vez, la evaluación de cada play agrupa las evaluaciones de los objetivos de las oportunidades que le pertenecen, influenciadas por las probabilidades de éxito locales y del play. El mayor reto consiste en agrupar oportunidades exploratorias en conjuntos geológicamente congruentes, que compartan los elementos de riesgo y plasmar estos conjuntos en mapas con sentido geológico. Durante este proceso se consideran tanto las oportunidades que ya han sido detectadas y que tienen registradas sus características en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias, como las oportunidades adicionales aún no detectadas, pero que se estiman en función de la madurez del play.

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Los datos geológicos y geofísicos que sustentan la evaluación provienen de los estudios de plays y sistemas petroleros realizados en los Activos de Exploración, modelos geológicos del play, modelados geoquímicos, información de pozos, información sísmica, etc. Se analizan y modelan en forma de distribuciones, considerando para reportar principalmente la Media, P90, P50 y P10. La información histórica de cada play, y por lo tanto de cada Provincia Petrolera, comprende volúmenes y tipo de hidrocarburos de cada yacimiento descubierto y sus características geológicas y de ingeniería, lo cual se utiliza para calibrar los resultados de las evaluaciones para los plays probados; para plays hipotéticos la calibración se realiza con base en análogos geológicos maduros. La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2013 en la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo tiene una Media de 26.6 MMMbpce.

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Figuras Figura 1. Mapa de localización de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo. Figura 2. Mapa tectónico mostrando la distribución de las cortezas oceánica y continental en el Golfo de México así como las principales fallas y bloques relacionados con su formación (Miranda et al., 2005). Figura 3. Sección geológica mostrando los tipos de corteza presentes en el Golfo de México, la secuencia sin-rift (azul) incluyendo la distribución de la sal (púrpura), la secuencia sedimentaria mesozoica y cenozoica, depositada durante la subsidencia posterior a la formación de las cortezas, así como estilos de deformación (Miranda et al., 2005). Figura 4. Distribución de los depósitos salinos y corteza oceánica en el Golfo de México (Miranda et al., 2005). Figura 5. Sección estructural tipo de las Provincias Geológicas Salina del Bravo y Cinturón Plegado Perdido. Figura 6. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas. Figura 7. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Salina del Istmo. Figura 8. Sección estructural tipo de la Provincia Geológica Cinturón Plegado Catemaco. Figura 9. Secciones estructurales en la Provincia Geológica Abisal del Golfo de México mostrando la escasa estructuración en toda la columna sedimentaria. Figura 10. Evolución tectónica del Golfo de México (Pindell et al., 2002). Figura 11. Deformación Chiapaneca del Mioceno medio (Pindell et al., 2002) Figura 12. Sistema ligado de extensión-compresión del Mioceno tardío-Plioceno en el sureste de México (Deformación Campechana) (Pindell et al., 2002). Figura 13.

Mapa Tectónico Estructural de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo.

Figura 14. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo (Modificada de Escalera y Hernández, 2010). ~ 25 ~

Figura 15. Correlación de los hidrocarburos extraídos directamente de una roca generadora del Tithoniano Inmadura con los extraídos en sedimentos del fondo marino del Golfo de México Figura 16. Distribución geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!). Figura 17. Diagrama de eventos de los sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano (.); Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!).

Glosario Provincia Petrolera, es un área donde ocurren cantidades comerciales de petróleo o en la que se han identificado condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos (Potencial MedioBajo). Cuenca Sedimentaria, es una depresión rellena de rocas sedimentarias. Sistema Petrolero, incluye el área en la cual se encuentra una roca madre activa, la red natural distribución, y los descubrimientos de la ocurrencia de petróleo genéticamente relacionados. Sistema Petrolero Conocido, correlación positiva aceite-roca madre o gas-roca madre (!). Sistema Petrolero Hipotético, en ausencia de una correlación positiva petróleo-roca madre o evidencia geoquímica (.). Sistema Petrolero Especulativo, evidencia geológica o geofísica (?).

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